title: Decizia (UE) 2015/658 a Comisiei din 8 octombrie 2014 privind ajutorul de stat SA.34947 (2013/C) (ex 2013/N) pe care Regatul Unit intenționează să îl pună în aplicare pentru sprijin în favoarea centralei nucleare Hinkley Point C [notificată cu numărul C(2014) 7142] (Text cu relevanță pentru SEE)

text:
               28.4.2015

               RO

               Jurnalul Oficial al Uniunii Europene

               L 109/44

         DECIZIA (UE) 2015/658 A COMISIEI
   din 8 octombrie 2014
   privind ajutorul de stat SA.34947 (2013/C) (ex 2013/N) pe care Regatul Unit intenționează să îl pună în aplicare pentru sprijin în favoarea centralei nucleare Hinkley Point C

         [notificată cu numărul C(2014) 7142]

   (Numai textul în limba engleză este autentic)
   (Text cu relevanță pentru SEE)
   COMISIA EUROPEANĂ,
   având în vedere Tratatul privind funcționarea Uniunii Europene, în special articolul 108 alineatul (2) primul paragraf,
   având în vedere Acordul privind Spațiul Economic European, în special articolul 62 alineatul (1) litera (a),
   după ce a invitat părțile interesate să își prezinte observațiile în conformitate cu dispozițiile menționate (1) și având în vedere observațiile acestora,
   întrucât:
   1.   PROCEDURĂ

               (1)

               În urma contactelor din faza de notificare prealabilă, Regatul Unit a notificat măsurile de sprijin în favoarea noii centrale nucleare Hinkley Point C (denumită în continuare „HPC”) la 22 octombrie 2013, prin notificare electronică, înregistrată de Comisie în aceeași zi.

               (2)

               La 18 decembrie 2013, Comisia a inițiat procedura oficială de investigare privind măsurile notificate, întrucât avea îndoieli serioase cu privire la compatibilitatea acestora cu normele privind ajutoarele de stat.

               (3)

               Decizia Comisiei de a iniția procedura (denumită în continuare „decizia de inițiere a procedurii”) a fost publicată pe site-ul Direcției Generale Concurență la 31 ianuarie 2014 și în Jurnalul Oficial al Uniunii Europene la 7 martie 2014. Comisia a invitat părțile interesate să își prezinte observațiile.

               (4)

               Regatul Unit și-a prezentat observațiile privind decizia de inițiere a procedurii la 31 ianuarie 2014.

               (5)

               Comisia a primit observații de la părțile interesate. Comisia a înaintat observațiile părților interesate Regatului Unit, căruia i s-a oferit posibilitatea de a răspunde; comentariile Regatului Unit au fost primite la 13 iunie și 4 iulie 2014.

         2.   DESCRIEREA MĂSURILOR

   2.1.   CONTRACTUL PE DIFERENȚĂ

               (6)

               Măsura notificată cuprinde, în primul rând, un contract pe diferență, care oferă sprijin sub formă de venit în timpul etapei de exploatare a centralei HPC. Regatul Unit a notificat inițial un contract de investiții, care a fost definit ca o formă prealabilă de contract pe diferență. Datorită faptului că negocierile au durat mai mult decât se anticipa între Regatul Unit și întreprinderea care deține în totalitate beneficiarul la momentul prezentei decizii, EDF Energy plc (denumită în continuare „EDF”), contractul de investiții a fost înlocuit complet cu un contract pe diferență. EDF este filiala din Regatul Unit a societății franceze de electricitate, Electricité de France.

               (7)

               Beneficiarul este NNB Generation Company Limited (denumită în continuare „NNBG”) care, la momentul deciziei, este controlată în totalitate de EDF. Contractul pe diferență este un acord de drept privat între NNBG și partenerul din cadrul contractului pe diferență, Low Carbon Contracts Company Ltd. Un acord separat va fi semnat între secretarul de stat și acționarii NNBG. Acordul separat va avea ca obiect numai anumite părți din condițiile tranzacției, în special cele referitoare la posibile evenimente de închidere a centralei și la mecanismele de partajare a câștigurilor.

               (8)

               În temeiul contractului pe diferență, NNBG va primi o valoare a veniturilor care este determinată pe baza sumei prețurilor de vânzare a energiei electrice pe piața cu ridicata și a unei plăți de compensare a diferențelor care corespunde diferenței dintre prețul de exercitare prestabilit și prețul de referință înregistrat în perioada de referință precedentă.

               (9)

               Atunci când prețul de referință este mai mic decât prețul de exercitare, cealaltă parte la contractul pe diferență va plăti diferența dintre prețul de exercitare și prețul de referință, asigurându-se astfel că NNBG va primi în cele din urmă venituri relativ stabile, în funcție de strategia sa de vânzare și de nivelul producției. În schimb, în cazul în care prețul de referință este mai mare decât prețul de exercitare, NNBG va fi obligată să plătească diferența celeilalte părți la contractul pe diferență. Prin urmare, și în acest caz, NNBG va primi venituri relativ stabile.

               (10)

               Prețul de referință este o medie ponderată a prețurilor de vânzare cu ridicata pe care Regatul Unit le stabilește pentru toți operatorii care au încheiat un contract pe diferență. În cazul NNBG, prețul de referință relevant este prețul de referință al pieței de bază, care se aplică tuturor producătorilor de energie electrică de bază (2).

               (11)

               În special, prețul de referință al pieței de bază este stabilit în prezent astfel încât să se utilizeze datele privind prețul zilnic raportate de Asociația brokerilor în domeniul energiei din Londra (London Energy Broker's Association – LEBA) și de bursa de mărfuri Nasdaq OMX, în raport cu prețul de cumpărare a energiei electrice în sezonul (și anume șase luni) următor livrării sau cu prețul „pentru sezonul următor” (3).

               (12)

               Prețul de referință al pieței de bază se calculează o dată pe sezon, imediat înaintea fiecărui sezon, atunci când este luată în considerare media aritmetică a prețurilor zilnice pentru sezonul următor publicate în fiecare zi a sezonului anterior. Media este ponderată pentru a se garanta că volumului tranzacționat pe fiecare indice de referință îi corespunde influența proporțională.

               (13)

               NNBG va fi obligată să mențină un nivel minim de performanță prestabilit, dar nu s-a angajat să realizeze un nivel prestabilit de producție. În special, instalația va trebui să funcționeze la un factor de încărcare de 91 %. În cazul în care NNBG nu realizează factorul de încărcare prevăzut, aceasta nu va reuși, implicit, să atingă nivelul veniturilor pe care estimează că le va obține din proiect.

               (14)

               NNBG va primi plăți de compensare a diferențelor pe baza producției măsurate până la un nivel maxim de producție (denumit în continuare „plafon”), care va fi stabilit în contractul pe diferență. Nu se vor efectua plăți pentru producția vândută pe piață care depășește plafonul. Energia electrică produsă de NNBG va fi vândută pe piață.

         2.1.1.   Funcționarea generală a mecanismului contractului pe diferență

               (15)

               Contractul pe diferență va fi încheiat cu cealaltă parte la contractul pe diferență, și anume o entitate care urmează să fie finanțată prin instituirea unei obligații legale comune pentru toți furnizorii autorizați.

               (16)

               Încheierea contractului final depinde de decizia de investiții finală a EDF/NNBG și de un acord privind mecanismele de finanțare (inclusiv condițiile unei garantări a datoriilor din partea guvernului britanic), precum și de aprobările finale ale părților.

               (17)

               În cadrul contractului pe diferență, furnizorii autorizați sunt responsabili în solidar pentru orice obligații care decurg din contract, iar cealaltă parte la contract este responsabilă numai în măsura în care fondurile au fost transferate de la furnizori autorizați sau din partea guvernului britanic. Fiecare furnizor este responsabil în funcție de cota sa de piață, definită de consumul de energie electrică măsurat. În acest context, în caz de nerespectare a obligațiilor de plată, secretarul de stat desemnează un partener diferit, dispune colectarea plăților de la alți furnizori sau plata producătorilor în mod direct.

               (18)

               În mod separat, partenerul va încredința unui agent de decontare dreptul de colectare a veniturilor (și anume dreptul de colectare a plăților de la furnizori), pe de o parte, și obligația de a face plăți către și de a încasa plăți de la producătorii de energie, pe de altă parte. Guvernul britanic intenționează să desemneze o filială a Elexon [și anume organismul care acționează în prezent ca agent de decontare în Regatul Unit și este deținut în totalitate de către operatorul de transport și de sistem (OTS) din Regatul Unit, National Grid] în calitate de agent de decontare.

               (19)

               Cealaltă parte la contractul pe diferență, partenerul producătorului de energie electrică, va avea dreptul să ia decizii și să își exercite puterea de apreciere, de exemplu să decidă dacă un producător de energie electrică își îndeplinește obligațiile sau trebuie să constituie o garanție pentru propriile plăți în temeiul schemei de ajutor, sau poate să renunțe la anumite cerințe, în funcție de condițiile specifice ale pieței. Guvernul britanic intenționează să ofere orientări suplimentare cu privire la parametrii care ar putea să limiteze puterea de apreciere a partenerului contractual în luarea de decizii cu privire la executarea contractului pe diferență.

               (20)

               Figura 1 arată rolurile care corespund fiecăruia dintre agenții prevăzuți pentru funcționarea sistemului contractului pe diferență.

                  Figura 1

                  Roluri și responsabilități pentru executarea contractului pe diferență

                  Sursă: autoritățile britanice.

         2.1.2.   Clauzele contractului pe diferență

               (21)

               Regatul Unit și EDF au convenit clauzele contractului pe diferență. Clauzele vor fi transpuse într-un contract integral înaintea semnării acordului final și a deciziei finale de investiții a EDF.

               (22)

               Multe dintre clauzele convenite reflectă clauzele contractului pe diferență pentru alte tehnologii, în special tehnologiile în domeniul energiei din surse regenerabile. Clauzele sunt publice (4). Alte clauze sunt specifice contractului pe diferență pentru HPC.

               (23)

               În temeiul clauzelor convenite, prețul de exercitare va fi stabilit la 92,50 GBP pe MWh în termeni nominali pentru anul 2012. În cazul în care se va lua o decizie de investiție pentru construirea centralei nucleare noi Sizewell C, care utilizează același model și permite partajarea anumitor costuri pentru reactoarele centralei HPC, prețul de exercitare va fi modificat la 89,50 GBP pe MWh, de asemenea, în termeni nominali pentru anul 2012.

               (24)

               Prețul de exercitare va fi complet indexat cu indicele prețurilor de consum (denumit în continuare „IPC”), la fel ca pentru alte contracte pe diferență. Ajustarea în funcție de indicele prețurilor de consum este anuală și va avea loc la o dată de referință în noiembrie 2011. În fiecare an, prețul de exercitare va fi ajustat în prima zi a sezonului, raportat la cel mai recent indice al prețurilor de consum disponibil publicat de Oficiul Național de Statistică (ONS) pentru luna februarie.

               (25)

               Durata contractului pe diferență va avea ca dată de începere ultimă fereastra de dare în exploatare vizată pentru fiecare reactor, care este de […] (5) ani de la data dării în exploatare vizate. După data respectivă, durata contractului pe diferență va începe să curgă indiferent dacă centrala este sau nu operațională.

               (26)

               Data limită este de […] ani de la ultima zi a ferestrei de dare în exploatare vizate pentru al doilea reactor. În cazul în care niciun reactor nu a fost dat în exploatare la sau înainte de data limită, cealaltă parte la contractul pe diferență poate rezilia contractul. Data-limită poate fi prelungită în cazuri de forță majoră sau din cauza unor probleme de racordare.

               (27)

               Vor exista două mecanisme de „repartizare a câștigurilor”. Primul mecanism va fi bazat pe costurile de construcție (6) și implică:

                           (i)

                           primul câștig din construcție în valoare de […] (valoare nominală) va fi repartizat pe baza unui raport de 50:50, unde 50 % din câștig revine celeilalte părți la contractul pe diferență și 50 % revine NNBG; și

                           (ii)

                           orice câștig din construcție care depășește […] (valoare nominală) va fi repartizat pe baza unui raport de 75:25, unde 75 % din câștig revine celeilalte părți la contractul pe diferență și 25 % revine NNBG.

               (28)

               Al doilea mecanism de repartizare a câștigurilor are la bază rata rentabilității financiare. Au fost stabilite două praguri după cum se arată în continuare (6).

               (29)

               Un prim prag este stabilit la nivelul previziunilor privind rata internă de rentabilitate a capitalurilor proprii, astfel cum rezultă la data prezentei decizii din cel mai recent model financiar (7) sau la 11,4 % pe baza capitalului angajat și în termeni nominali. Orice câștig care depășește sau se situează sub nivelul respectiv este repartizat în proporție de 30 % pentru cealaltă parte la contractul pe diferență și de 70 % pentru NNBG.

               (30)

               Un al doilea prag este stabilit la suma cea mai mare dintre 13,5 % în termeni nominali sau 11,5 % în termeni reali (deflatată cu indicele prețurilor de consum), pe baza aceluiași model ca la primul punct de mai sus. Peste acest prag, orice câștig este repartizat în proporție de 60 % pentru cealaltă parte la contractul pe diferență și de 40 % pentru NNBG.

               (31)

               Vor exista două date de reexaminare a costurilor de exploatare. Prima va fi după 15 ani, iar a doua va fi după 25 de ani de la data punerii în funcțiune a primului reactor. Reexaminările prețurilor de exploatare oferă un mijloc de atenuare a riscurilor apariției unor costuri ridicate pe termen lung pentru ambele părți și vor conduce la modificări ale prețului de exercitare în ambele direcții. Acest mecanism ar permite o creștere sau o scădere a prețului de exercitare pe baza costurilor reale cunoscute și a previziunilor revizuite privind costurile viitoare pentru următoarele elemente ale liniei de costuri de exploatare, în fiecare caz, integral și exclusiv, necesare pentru funcționarea continuă a instalațiilor de producție a energiei electrice:

                           (a)

                           partea inițială a ciclului combustibilului nuclear și realimentare;

                           (b)

                           asigurare;

                           (c)

                           taxe impuse de Biroul de reglementare în domeniul energiei nucleare;

                           (d)

                           rate contractuale;

                           (e)

                           anumite cheltuieli de transport;

                           (f)

                           modificări ale costurilor deșeurilor cu nivel mediu de activitate/ale costurilor de eliminare a combustibilului uzat din cauza modificării prețului de transfer al deșeurilor în temeiul contractului de transfer al deșeurilor;

                           (g)

                           modificări în ceea ce privește gestionarea combustibilului uzat și costurile de dezafectare;

                           (h)

                           costuri de exploatare și de întreținere;

                           (i)

                           costuri de reamenajare și costuri de exploatare în numerar înregistrate drept cheltuieli în contul de profit și pierderi al producătorului de energie electrică, în conformitate cu IFRS și toate cheltuielile de capital suportate.

               (32)

               Orice costuri legate de proiectare și exploatare altele decât la un standard rezonabil și prudent, disponibilitatea sau capacitatea instalației de producție, cheltuielile de capital altele decât cele de întreținere, cheltuielile pentru o structură nouă (nu în interiorul unei clădiri existente), finanțare, precum și anumite costuri pentru transportul deșeurilor vor fi excluse de la reexaminare.

               (33)

               Estimările costurilor revizuite utilizate în cadrul reexaminării costurilor de exploatare se vor baza pe un raport elaborat de NNBG și aprobat de cealaltă parte a contractului pe diferență, luând în considerare costurile de referință preluate de la alte centrale nucleare care folosesc tehnologia europeană EPR (European Pressurized Reactor – reactor european cu apă sub presiune) sau tehnologia reactorului cu apă sub presiune din America de Nord și UE, în fiecare caz aplicând standarde rezonabile și prudente. Ajustarea prețului de exercitare va fi calculată prin raportare la jumătatea superioară a costurilor de referință.

               (34)

               Prețul de exercitare va fi redus (sau o sumă forfetară sau o serie de plăți anuale vor fi efectuate către cealaltă parte la contractul pe diferență) pentru a reflecta modificările privind cuantumul impozitului datorat de NNBG în circumstanțe legate de finanțarea acționarilor și structurarea impozitului NNBG. Nu va fi autorizată nicio creștere în acest sens.

               (35)

               Va exista o singură ajustare de perspectivă a prețului de exercitare pentru ratele contractuale în urma reevaluării oficiale de către biroul de evaluare după darea în exploatare a centralei. Modificările ulterioare aduse ratelor contractuale vor avea loc prin intermediul reexaminării costurilor de exploatare.

               (36)

               În plus față de furnizarea informațiilor prevăzute în clauzele standard generale ale contractului pe diferență, NNBG va fi obligată să ofere anumite garanții pentru informațiile conținute în datele și modelele furnizate guvernului britanic în ceea ce privește costurile proiectului. Contractul va prevedea utilizarea unui model financiar convenit pentru a determina diferitele prețuri de examinare și alte ajustări prevăzute de clauzele contractuale.

               (37)

               NNBG va fi protejată și poate recupera unele costuri aferente modificărilor legislative eligibile.

               (38)

               O modificare legislativă eligibilă poate fi de mai multe feluri: o modificare legislativă discriminatorie, o modificare legislativă specifică, o modificare legislativă specifică în materie fiscală, o altă modificare legislativă sau o modificare a bazei de reglementare, care nu este previzibilă în niciunul dintre cazuri.

               (39)

               O modificare legislativă discriminatorie reprezintă o modificare legislativă ale cărei dispoziții (nu doar indirect sau în consecință sau în virtutea efectului disproporționat al oricărei modificări legislative cu aplicabilitate generală) se aplică în mod specific proiectului, instalației de producție sau NNBG, dar nu altfel.

               (40)

               O modificare legislativă specifică reprezintă o modificare legislativă ale cărei dispoziții (nu doar indirect sau în consecință sau în virtutea efectului disproporționat al oricărei modificări legislative cu aplicabilitate generală) se aplică centralelor nucleare sau instalațiilor de producție care fac obiectul unui contract pe diferență.

               (41)

               O modificare legislativă specifică în materie fiscală este (i) o modificare a impozitului pe uraniu existent sau un nou impozit impus pe uraniu; sau (ii) o schimbare în legislația sau practica Administrației fiscale și vamale, care conduce la aplicarea unui tratament fiscal mai puțin favorabil pentru NNBG decât cele prevăzute în anumite regimuri fiscale specifice impuse de Administrația fiscală și vamală.

               (42)

               O modificare a bazei de reglementare are loc atunci când (i) Biroul de reglementare în domeniul energiei nucleare (sau succesorul autorității de reglementare) nu mai reglementează instalația de producție prin evaluarea măsurii în care un sacrificiu necesar pentru reducerea riscului ar fi flagrant disproporționat față de avantajele care ar fi obținute; sau (ii) agenția de mediu relevantă (sau succesorul autorității de reglementare) nu mai evaluează o opțiune de reducere a riscurilor în ceea ce privește instalația de producție ca un risc de mediu acceptabil prin raportare la măsura în care costurile de punere în aplicare sunt disproporționate față de beneficiul de mediu obținut.

               (43)

               Despăgubirile pentru modificările legislative eligibile vor fi plătite doar dacă valoarea cumulată a tuturor creanțelor aferente modificărilor legislative depășește 50 de milioane GBP în termeni nominali și indexați pentru anul 2012. Nu sunt permise recuperările duble. Prețul de exercitare va fi ajustat o singură dată numai pentru o anumită modificare legislativă eligibilă pe perioada rămasă a contractului, utilizând modelul financiar convenit sau prin calcularea valorii actualizate nete a ajustării necesare.

               (44)

               În anumite condiții, NNBG va primi despăgubiri în cazul unei închideri a centralei HPC pe motive „politice” (de către o autoritate competentă britanică, europeană sau internațională), dacă închiderea nu se întemeiază pe motive precum sănătate, siguranță nucleară, securitate, mediu, transport nuclear sau garanții nucleare (caz de închidere eligibil).

               (45)

               De asemenea, vor fi disponibile compensații în cazul în care instalația de producție este închisă ca urmare a unor circumstanțe care țin de asigurarea de răspundere civilă pentru daune nucleare, inclusiv ca urmare a neaprobării de către guvernul britanic a mecanismelor de asigurare alternativă propuse de producător atunci când guvernul britanic ar fi trebuit să le aprobe în mod rezonabil și în lipsa altor opțiuni de asigurare aprobate disponibile pentru producător.

               (46)

               Mecanismele de protecție într-un caz de închidere eligibil includ dreptul de a transfera NNBG către guvernul britanic (și dreptul guvernului britanic de a solicita transferul), în plus față de plata unor despăgubirii din partea celeilalte părți la contractul pe diferență sau de către guvernul britanic.

               (47)

               Rezilierea se aplică numai pentru NNBG. Cealaltă parte la contractul pe diferență poate decide să rezilieze contractul în momentul în care survine un eveniment de reziliere scadent.

         2.2.   GARANȚIA PENTRU CREDITE

               (48)

               Proiectul HPC și, în special, NNBG vor beneficia nu numai de contractul pe diferență, ci și de o garanție pentru credite acordată de stat pentru titlurile de creanță emise (denumită în continuare „garanția pentru credite”).

               (49)

               Obligațiunile care urmează să fie emise vor fi susținute de garanția pentru credite. Aceasta ar putea fi considerată drept un contract de asigurare, care garantează plata la timp a principalului și a dobânzii aferente datoriei eligibile, care s-ar putea ridica la 17 miliarde GBP (8).

               (50)

               Garanția pentru credite va fi furnizată de Infrastructure UK (denumită în continuare „IUK”), o unitate din cadrul Trezoreriei britanice care supraveghează administrarea sistemului de garantare din Regatul Unit. Garanția pentru credite este o platformă de gestionare a datoriilor pentru întreaga afacere, destinată finanțării pe termen lung a HPC.

               (51)

               IUK consideră că tranzacția a fost structurată astfel încât să justifice încadrarea HPC într-o categorie de risc echivalentă BB+/Ba1. Comisionul de garantare va avea un nivel de 295 de puncte de bază.

               (52)

               În cadrul sistemului, obligațiunile care urmează să fie emise ca parte a structurii de finanțare vor fi susținute de o garanție care va fi emisă de Comisia lorzilor din cadrul Ministerului de Finanțe din Regatul Unit (garantul). De asemenea, este inclusă o facilitate de credit punte pentru construcții, furnizată de băncile comerciale (și negarantată în temeiul schemei de garantare din Regatul Unit). Restul capitalului angajat în tranzacție va fi furnizat de către acționari. Alte surse de capital pot fi adăugate la structura financiară cu acordul garantului.

               (53)

               Sursele de finanțare la momentul deciziei sunt prevăzute după cum urmează:

                           (a)

                           fonduri proprii de bază în valoare de […] GBP

                           (b)

                           capital contingent în valoare de […] GBP

                           (c)

                           facilitate de credit pentru construcții de până la […] GBP

                           (d)

                           obligațiuni în valoare de […] GBP

               (54)

               Structura de finanțare este stabilită astfel încât fondurile proprii de bază să sufere o pierdere totală înainte ca obligațiunile să fie afectate. Capitalul contingent oferă un plus de confort că data la care garantul este convins că, printre altele, HPC a fost dată în exploatare și este operațională și la care toate rezervele obligatorii constituite sunt finanțate în totalitate va avea loc („încheierea finanțării”).

               (55)

               Obligațiile acționarilor referitoare la capital vor fi stabilite în cadrul unui acord privind aportul de capital, din care garantul va face parte, de asemenea, astfel încât să primească participații în funcție de aportul la capital.

               (56)

               Pentru a asigura existența caracteristicilor de absorbție a pierderilor descrise mai sus pentru capitalurile proprii, în eventualitatea unei situații de neîndeplinire a obligațiilor, părțile au instituit două condiții (condiția scenariului de bază (9) și condiția de nerespectare a capacității funcționale (10)) care permit garantului să solicite ca fondurile proprii de bază sau, respectiv, capitalul contingent să fie accelerate, și anume ca acestea să fie furnizate și aplicate imediat pentru a achita obligațiunile și sumele datorate garantului. Această combinație de dispoziții vizează să garanteze faptul că acționarii și nu garantul sunt expuși în principal la viabilitatea tehnologiei EPR până în momentul în care există dovezi obiective de încredere bazate pe succesul unor proiecte precedente, precum Flamanville 3 și Taishan 1.

               (57)

               Pe parcursul perioadei până la îndeplinirea condiției scenariului de bază, există un plafon pentru valoarea minimă a tragerilor din credit: plafonul de îndatorare etapizat pentru etapa relevantă a proiectului și […] % din fondurile proprii de bază minus capitalul pentru dezvoltare, și anume […] miliarde GBP. Tabelul 1 prezintă un exemplu practic privind caracteristicile de absorbție a pierderilor pentru capitalurile proprii:

                  Tabelul 1

                  Profilul tragerilor în cadrul scenariului de bază și neîndeplinirea condiției scenariului de bază

                  Sursă: Informațiile prezentate de IUK la 12 septembrie 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)

               După îndeplinirea condiției scenariului de bază, principalul mecanism de protecție a garantului în timpul perioadei de construcție este asigurat de cuantumul capitalului contingent care poate fi tras pentru a acoperi supracosturile în fiecare etapă a proiectului, limitând valoarea datoriei în orice perioadă.

               (59)

               Angajamentele acționarilor în ceea ce privește fondurile proprii de bază și fondurile proprii contingente vor beneficia de sprijin deplin sub formă de creditare prin intermediul unor instrumente precum garanții ale întreprinderilor-mamă, scrisori de credit sau alte mijloace de garantare a creditelor, care pot fi acceptate de către garant.

               (60)

               Acționarii vor acorda garanții (11) fixe (12) și/sau fluctuante (13), inclusiv o garanție reală mobiliară fluctuantă (floating charge) (14) asupra tuturor activelor, proprietăților și întreprinderilor proprii pentru a-și sprijini obligațiile care le revin față de NNBG și obligațiile NNBG. NNBG și emitentul obligațiunilor, o întreprindere cu scop special nou înființată, vor acorda fiecare garanții fixe și/sau fluctuante cuprinzătoare, inclusiv o garanție reală mobiliară fluctuantă eligibilă asupra tuturor activelor, proprietăților și întreprinderilor proprii pentru a sprijini obligațiile care le revin. Garanția va fi susținută prin acorduri directe cu părțile contractante în ceea ce privește anumite contracte importante.

               (61)

               Având în vedere caracterul special al tranzacției și importanța deosebită a siguranței, executarea garanției va lua în considerare consimțământul autorității de reglementare în domeniul siguranței din Regatului Unit și faptul că înstrăinarea poate avea loc numai către o entitate care deține sau va deține o autorizație de amplasament nuclear pentru centrala HPC.

               (62)

               Garanția acordată de către acționari, NNBG și emitent are rolul de a asigura că părțile garantate (15): (i) au prioritate maximă față de creanțele creditorilor chirografari ai debitorului în cauză în eventualitatea unei situații de insolvență a debitorului; (ii) mențin posibilitatea părților garantate de a înstrăina activele garantate și de a reține încasările obținute în urma vânzării pentru acoperirea datoriilor garantate restante, în cazul în care aceasta reprezintă cea mai bună metodă de eficientizare la maximum a recuperărilor; și (iii) exercită control maxim în caz de insolvabilitate a oricăruia dintre garanți și îndeplinesc obiectivul de gestionare a garanției prin numirea unui lichidator al întreprinderii și al activelor debitorului.

               (63)

               Obligațiunile vor fi obligații negarantate ale emitentului și nu vor interveni în nicio garanție care urmează să fie acordată de către emitent sau orice alt membru al grupului de întreprinderi HPC.

               (64)

               În ceea ce privește clasamentul creditorilor, încasările obținute din executarea garanției acordate de NNBG vor fi puse în aplicare în următoarea ordine de prioritate:

                           1.

                           creditorii privilegiați de drept;

                           2.

                           costurile de executare (și anume, costurile cu administratorii garanțiilor și orice persoană desemnată în cadrul procedurilor de insolvență);

                           3.

                           creditorii FDP (16);

                           4.

                           furnizorii de credite punte pentru construcție;

                           5.

                           emitenții de obligațiuni și garantul;

                           6.

                           creditorii chirografari ai NNBG;

                           7.

                           acționarii NNBG.

               (65)

               Ordinea de prioritate în cadrul procedurii de executare silită nu poate fi modificată fără consimțământul garantului.

               (66)

               Finanțarea tranzacției este eșalonată prin raportare la realizarea etapelor proiectului.

               (67)

               În perioada de după data la care a fost emis numărul maxim de obligațiuni (altele decât obligațiunile SZC), fondurile proprii de bază vor fi furnizate în conformitate cu un calendar, iar capitalul contingent acoperă orice supracosturi aferente calendarului.

               (68)

               Plata dividendelor către acționari nu este permisă înainte de încheierea etapei financiare.

               (69)

               Autoritățile britanice susțin că, după încheierea etapei financiare, garanția pentru credite continuă să fie protejată de numeroși factori atenuatori structurali și contractuali, inclusiv restricții semnificative în ceea ce privește momentul plății dividendelor și o rezervă pentru serviciul datoriei de […] luni (care poate fi finanțată în numerar, prin linii de credit neutilizate sau prin garanții acceptabile) care s-ar putea ridica la […] miliarde GBP. Se pare că standardul de piață în finanțarea proiectelor ar implica o rezervă pentru serviciul datoriei de șase luni.

               (70)

               Se presupune că executarea garanției pentru credite după încheierea etapei financiare va avea loc numai dacă: (a) există o abatere foarte importantă de la performanța de funcționare și o reducere în consecință a fluxului de lichidități disponibil pentru serviciul datoriei față de cele preconizate; și (b) abaterea respectivă epuizează rezerva substanțială pentru serviciul datoriei prevăzută în structură și menționată mai sus.

               (71)

               În cazul în care rezerva pentru serviciul datoriei este utilizată (într-o oarecare măsură), aceasta trebuie completată în întregime înainte de plata oricăror dividende.

               (72)

               Autoritățile britanice susțin că, având în vedere gama măsurilor de protecție structurală în caz de neîndeplinire a obligațiilor de plată și prezența unor evenimente declanșatoare, precum și potențialele măsuri corective puse în aplicare în cazul unei neîndepliniri a obligațiilor de plată, nevoia de executare silită ar trebui să aibă loc în circumstanțe restrânse și puțin probabile. Cu toate acestea, dacă este necesară executarea silită, circumstanțele sunt susceptibile de a fi neașteptate și grave și nu va fi adecvată o măsură de executare fixă. IUK a considerat că este nevoie de flexibilitate pentru analizarea propriilor opțiuni, cu luarea în considerare a evenimentelor pe măsură ce apar, astfel încât să își poată proteja mai bine propriile interese. Prin urmare, IUK a ales să aibă o gamă maximă și flexibilă de opțiuni de executare, precum și putere discreționară pentru a stabili cea mai adecvată modalitate de executare la momentul potrivit.

               (73)

               Comisiei i s-a furnizat, pentru evaluare, acordul de principiu convenit până în prezent în ceea ce privește finanțarea proiectului HPC. Acesta conține acordul părților privind clauzele și condițiile documentelor de finanțare, fără ca proiectele legislative în formă finală să fie disponibile la data prezentei decizii. Autoritățile britanice au declarat că restul clauzelor și condițiilor, precum și documentele de finanțare finale vor conține clauzele standard pe care orice investitor le-ar pune în aplicare pentru un proiect similar. Întrucât Comisia nu a avut posibilitatea de a verifica acest lucru, în cazul în care documentele finale aduc modificări măsurii în forma curentă în care este prezentată Comisiei, în orice privință, acestea trebuie să fie notificate Comisiei de către autoritățile britanice.

         2.3.   ACORDUL CU SECRETARUL DE STAT

               (74)

               Contractul pe diferență prevede că investitorii NNBG vor avea dreptul să primească despăgubiri în cazul în care guvernul britanic decide să închidă centrala HPC din motive de politică (și nu din motive care țin de sănătate, siguranță, securitate, mediu, transport sau garanții). Astfel de plăți vor fi finanțate în același mod în care sunt finanțate plățile prevăzute în contractele pe diferență (și anume prin intermediul taxei impuse furnizorilor). Contractul pe diferență va fi însoțit de un acord cu secretarul de stat, acord care urmează să fie încheiat între secretarul de stat și investitorii în NNBG.

               (75)

               Acordul prevede că, în cazul în care, în urma unei închideri a centralei din motive de politică, cealaltă parte la contract nu își îndeplinește obligațiile privind plățile compensatorii către investitorii NNBG, secretarul de stat va plăti investitorilor cuantumul convenit al despăgubirilor. Acordul nu prevede plăți compensatorii suplimentare pentru NNBG sau investitorii săi.

         3.   OBSERVAȚIILE PĂRȚILOR INTERESATE

               (76)

               Comisia a primit un număr foarte mare de răspunsuri în cadrul consultărilor privind decizia de inițiere a procedurii, care au durat până la 7 aprilie 2014. În continuare este oferită o descriere a observațiilor relevante pentru evaluarea ajutorului de stat.

               (77)

               Observațiile părților interesate vor fi abordate în părțile relevante ale evaluării, fără a se face mențiuni specifice la observații specifice.

               (78)

               Având în vedere numărul de răspunsuri, acestea vor fi descrise prin gruparea lor în funcție de temă.

         3.1.   OBSERVAȚIILE PRIMITE CU PRIVIRE LA MĂSURI CA SERVICIU DE INTERES ECONOMIC GENERAL

               (79)

               Un respondent a fost de acord cu guvernul britanic că măsurile nu implică ajutor de stat, menționând elementele de probă furnizate de Regatul Unit în susținerea propriei evaluări a serviciilor de interes economic general.

               (80)

               Una dintre părți a susținut că HPC furnizează un serviciu de interes economic general, întrucât aceasta îndeplinește o obligațiile de serviciu public pentru a se asigura că cererea de energie este acoperită pe termen scurt, mediu și lung și că proiectul se desfășoară într-un mod clar și transparent, neavând drept rezultat un avantaj economic pentru niciuna dintre întreprinderile participante. De asemenea, se afirmă că HPC ar îmbunătăți securitatea aprovizionării, prin reducerea dependenței de importul de combustibili și reducerea utilizării combustibililor fosili.

               (81)

               Dintre părțile care contestă opinia Regatului Unit potrivit căreia măsura nu implică un ajutor de stat, un respondent a observat că măsura nu îndeplinește criteriile Altmark, întrucât contractul pe diferență reprezintă doar compensația pentru îndeplinirea unui serviciu de interes economic general (SIEG).

               (82)

               Mai mulți respondenți au observat că nicio altă întreprindere nu a fost în măsură să liciteze pentru proiect.

               (83)

               Mai multe părți au susținut că măsura notificată nu intră sub incidența cadrului UE privind SIEG, întrucât Regatul Unit nu a reușit să definească în mod clar obligațiile de serviciu public pentru care acordă compensații și nu a respectat condițiile pentru încredințarea misiunii de serviciu public, astfel cum este prevăzut la articolul 3 alineatul (2) din Directiva 2009/72/CE a Parlamentului European și a Consiliului (17).

               (84)

               Mai multe părți au afirmat că măsurile privind ajutoarele de stat sunt incompatibile cu criteriile Altmark, întrucât generarea de electricitate este o activitate economică standard și, prin urmare, energia nucleară ar trebui să concureze cu alte surse de producere a energiei electrice pe o piață internă a energiei electrice liberalizată; măsura nu este un obiectiv de interes comun; se pare că nu există niciun criteriu obiectiv pentru a justifica durata de 35 de ani; măsura tratează în mod diferit energia nucleară și sursele regenerabile de energie; aceasta se bazează pe parametri necunoscuți și nu există o analiză cost-beneficiu. De asemenea, faptul că energia nucleară poate produce doar energie electrică de bază ar face imposibilă clasificarea acesteia ca serviciu de interes economic general. În cele din urmă, potențialul de supracompensare ar fi considerabil.

         3.2.   OBSERVAȚIILE PRIMITE CU PRIVIRE LA EXISTENȚA AJUTORULUI

               (85)

               Mai mulți respondenți au susținut că măsurile constituie ajutor de stat deoarece implică acorduri bilaterale între stat și o întreprindere, plățile sunt orientate în mod specific către obiectivul de producere a energiei nucleare, bugetul de stat este implicat în mod direct în cadrul plăților, iar contractul oferă sprijin și condiții speciale pentru energia nucleară care ar depăși orice sprijin pentru sursele regenerabile de energie.

               (86)

               Un respondent a observat că trecerea la un plafon maxim pentru prețul de transport al deșeurilor, de la o modalitate de plată a deșeurilor „pe unitate”, va implica ajutor și o subvenție suplimentară pentru noii operatori în domeniu nuclear.

         3.3.   OBSERVAȚIILE PRIMITE CU PRIVIRE LA OBIECTIVELE DE INTERES COMUN, DISFUNCȚIONALITĂȚILE PIEȚEI ȘI NECESITATEA UNEI INTERVENȚII A STATULUI

               (87)

               Dintre răspunsurile pozitive, un respondent a observat că energia nucleară poate avea o contribuție majoră la producția de energie electrică cu emisii reduse de dioxid de carbon și poate contribui la diversificarea sectorului producției de energie electrică. De asemenea, acesta a afirmat că, deși aceasta nu poate furniza întreaga capacitate suplimentară necesară în următorii zeci de ani în Regatul Unit, este probabil că energia nucleară va juca un rol esențial pentru înlocuirea capacității nucleare vechi și acoperirea cererii viitoare.

               (88)

               Mai mulți respondenți au susținut că Regatul Unit se află într-o situație diferită față de alte state membre ale UE, fiind o insulă și având un potențial mai limitat de interconectare. Orice comparație cu Finlanda sau Franța ar fi inoportună datorită structurii pieței din aceste țări, care este diferită în mod semnificativ, și a existenței în respectivele state membre a unor acorduri economice pe termen lung pentru sprijinirea construirii unor centrale nucleare. Pe de altă parte, Regatul Unit nu ar fi în măsură să gestioneze furnizarea intermitentă de energie din surse regenerabile prin importul unor cantități mari de energie electrică din țările învecinate în cazul în care nu se produce energie din surse regenerabile și prin evitarea problemelor cauzate de producția în exces în caz contrar. În consecință, disfuncționalitățile pieței în Regatul Unit prin raportare la fiecare piață unică europeană pentru energia electrică vor fi întotdeauna mai mari decât pe continentul european și vor necesita mai multe măsuri în vederea remedierii lor. De asemenea, sprijinul pentru energia nucleară ar spori diversificarea aprovizionării cu energie, consolidând astfel reziliența sistemului energetic din Regatul Unit.

               (89)

               Un respondent a subliniat disfuncționalitatea specifică a pieței pentru energia nucleară, în special timpul îndelungat necesar pentru construcție și durata de exploatare, care conduc la o rentabilitate a investiției de peste 30 de ani, cu mult peste anul 2050. De asemenea, lecțiile învățate din colapsurile de sistem în anumite state membre ar demonstra că dependența de interconectarea transfrontalieră este limitată și că nu ar trebui ca un singur operator de transport și de sistem să fie în măsură să garanteze capacitatea de interconectare în același mod precum în cazul capacității din rețeaua internă de tip plasă. Ajutoarele de stat pentru proiectul HPC ar putea avea un efect de denaturare a concurenței mai redus față de introducerea unor alte măsuri, cum ar fi piețele de capacități.

               (90)

               Un respondent a susținut că HPC nu ar contraveni obiectivului de a garanta protecția mediului, întrucât activitatea sa va fi examinată îndeaproape de instituțiile relevante, cum ar fi Biroul de reglementare în domeniul nuclear. De asemenea, HPC ar întruni normele privind emiterea autorizațiilor de mediu din 2010.

               (91)

               Mai multe părți au susținut că în prezent există tehnologii de depozitare în condiții de securitate a deșeurilor nucleare.

               (92)

               Mai multe părți au afirmat că actuala combinație de politici este insuficientă pentru a stimula investițiile în energia nucleară, în special întrucât prețul ETS al carbonului este prea scăzut; prețul minim al carbonului în Regatul Unit nu va determina o creștere suficientă a prețului carbonului pentru a stimula investițiile în energia nucleară, iar schema de garantare din Regatul Unit nu este suficientă în sine pentru a sprijini investițiile, întrucât nu abordează viabilitatea economică pe termen lung a energiei nucleare. În cele din urmă, amprenta de carbon a energiei nucleare ar fi similară cu cea a energiei eoliene și cu mult sub amprenta surselor regenerabile de energie marine, a energiei solare fotovoltaice și a tehnologiilor pentru producerea energiei din biomasă.

               (93)

               Una dintre părți a susținut că Regatul Unit sprijină sursele regenerabile de energie, dar că aceste tehnologii nu sunt adecvate pentru furnizarea energiei electrice de bază și, în același timp, utilizarea gazului ar face Regatul Unit dependent de combustibilii fosili și expus riscurilor geopolitice.

               (94)

               Potrivit afirmațiilor unui respondent, Comisia ar trebui să evalueze beneficiul net pentru mediu al HPC în comparație cu actualul mix energetic din Regatul Unit. Evaluată pe baza acestor criterii, centrala HPC ar asigura în mod clar un beneficiu ecologic semnificativ.

               (95)

               Mai multe părți au susținut că statele membre ar trebui să aibă libertatea de a-și alege propriul mix energetic și de a oferi stimulentele necesare, fără de care investițiile private eficiente pe termen lung în capacități de producție cu emisii reduse de dioxid de carbon ar fi blocate. Comisia nu ar avea nicio competență să influențeze astfel de decizii. De asemenea, centralele nucleare ar întâmpina costuri de capital inițiale ridicate și costuri de exploatare marginale scăzute, care, împreună cu lipsa de corelare între costurile de exploatare și prețurile pieței de energie, determină existența unui risc care nu poate fi transferat în mod eficient către consumatori fără intervenția statului.

               (96)

               Mai multe părți au criticat punctul 337 din decizia de inițiere a procedurii, în special întrucât în Regatul Unit nu au fost efectuate investiții în centrale nucleare noi de la momentul liberalizării pieței energiei în urmă cu 20 de ani. De asemenea, riscul să survină modificări în cadrul politicilor guvernamentale și alte riscuri politice ar face astfel de investiții dificile pentru investitorii privați.

               (97)

               Potrivit afirmațiilor mai multor părți, costurile de capital reprezintă aproximativ 75 % din costul mediu al energiei electrice (18), comparativ cu 10-15 % pentru gazele nereduse. Acestea au observat, de asemenea, că decarbonizarea eficientă din punct de vedere al costurilor în conformitate cu propriul model a presupus un nivel de 50 g CO2/kWh până în 2030, comparativ cu nivelurile actuale de aproximativ 500 g CO2/kWh, lucru care ar putea fi obținut la cel mai mic cost numai în cazul în care capacitățile nucleare noi ating rate de penetrare pe piață semnificative (de exemplu, 11-18 GW). Valoarea actualizată a programului nuclear la scară largă ar fi de 23 de miliarde GBP. De asemenea, un contract pe termen lung în domeniul nuclear ar menține eficiența distribuției energiei electrice, fapt care ar fi relevant atât pentru tehnologiile nucleare, cât și pentru cele regenerabile, având în vedere costurile marginale scăzute ale acestora.

               (98)

               Unul dintre respondenți a afirmat că incapacitatea de a sprijini dezvoltarea timpurie a unei noi tehnologii precum EPR va conduce la diminuarea interesului investitorilor pentru această tehnologie, atât în interiorul, cât și în afara Regatului Unit.

               (99)

               Unul dintre respondenți a afirmat că Tratatul Euratom nu poate fi aplicat independent de actualele politici ale Comisiei, având în vedere faptul că articolul 40 din tratat impune Comisiei obligația de a publica în mod periodic obiective în domeniul energiei nucleare și că obiectivele tratatului pot fi urmărite numai în conformitate cu celelalte dispoziții din tratat.

               (100)

               Un respondent a observat că investițiile în energia nucleară din perioada de dinaintea liberalizării au fost posibile datorită unor proiecte bazate pe finanțarea tarifelor, care elimină riscurile investițiilor.

               (101)

               Una dintre părți a afirmat că sursa de combustibil nuclear este diversă și are un rating foarte ridicat în ceea ce privește securitatea energetică.

               (102)

               O parte a observat că nu există tehnologii de bază cu emisii reduse de dioxid de carbon dovedite, altele decât cele nucleare, care sunt utilizabile la aceleași niveluri de capacitate. De asemenea, având în vedere profilul de risc politic în întreaga Uniune Europeană, investitorii vor fi tot mai precauți în a angaja capitaluri foarte mari în noul cadru al producției de energie electrică. În sfârșit, previziunile Comisiei privind investițiile în centrale nucleare noi în perioada 2027-2030 ar putea fi puse sub semnul întrebării din cauza unor incertitudini.

               (103)

               Mai multe părți au observat că Regatul Unit nu deține un mecanism similar cu modelul întreprinderii finlandeze Mankala (o investiție comună din partea întreprinderilor producătoare de energie și a ramurilor industriale mari consumatoare de energie), în cadrul căruia să poată fi gestionată asimetria între riscul costului de capital inițial și prețul energiei electrice instantanee pe termen lung.

               (104)

               O parte a observat că majoritatea tehnologiilor de producere a energiei din surse regenerabile au fost inventate la începutul anilor 1900, ceea ce face ca sprijinul acordat acestora să fie mai puțin justificat decât sprijinul acordat pentru energia nucleară, din motive care țin de vechimea tehnologiei.

               (105)

               Mai multe părți au afirmat că reactoarele nu vor fi operaționale înainte de 2023, cel mai devreme, ceea ce face ca centrala să nu fie în măsură să răspundă provocării privind securitatea aprovizionării subliniată de Regatul Unit ca justificare pentru măsuri.

               (106)

               Una dintre părți a afirmat că tehnologia nucleară nu asigură securitatea aprovizionării, întrucât producția de energie este dependentă de importurile de materiale nucleare fosile. O altă parte a afirmat că dependența de combustibilii importați ar trebui redusă pentru a îmbunătăți securitatea aprovizionării.

               (107)

               Un respondent a observat că politica energetică a guvernului britanic este părtinitoare din punct de vedere politic și limitează dezvoltarea parcurilor eoliene terestre și a centralelor solare.

               (108)

               Mai mulți respondenți au afirmat că tehnologia nucleară diminuează securitatea aprovizionării, întrucât aceasta nu dispune de flexibilitatea necesară pentru echilibrarea cererii și a ofertei în rețea, din cauza deficiențelor neplanificate, a ratelor scăzute de utilizare a capacității sau a întreținerii de rutină. Energia nucleară este asociată, de asemenea, cu șocuri neprevăzute care necesită cantități de rezervă mari, în contrast cu variabilitatea vântului, care este descrisă ca fiind în mare măsură previzibilă. În sfârșit, pentru aceiași respondenți, energia nucleară este, de asemenea, un mijloc ineficient de reducere a emisiilor, pe baza unor cercetări care arată că ciclul nuclear produce între de nouă și 25 de ori mai multe emisii de CO2 decât energia eoliană.

               (109)

               Mai mulți respondenți au observat că aportul tehnologiei nucleare la decarbonizare nu este substanțial, astfel cum rezultă din statisticile comparative.

               (110)

               Mai multe părți au observat că măsura nu oferă securitate energetică, întrucât aceasta nu înlocuiește capacitățile de producție învechite suficient de rapid și este dependentă de rezervele de uraniu, care se pot epuiza.

               (111)

               Mai mulți respondenți au susținut că subvențiile vor conduce la excluderea altor tehnologii de producție mai inovatoare și mai puțin dăunătoare din punct de vedere ecologic și că acestea nu sunt justificate, fiind incompatibile cu principiul „poluatorul plătește”. Generațiile viitoare vor suporta toate cheltuielile generate de această măsură pe termen lung.

               (112)

               Mai mulți respondenți au dorit să sublinieze că anumite state membre, în special Germania, Austria, Irlanda, Italia și altele, ar fi împotriva energiei nucleare și că alte state membre precum Portugalia, Danemarca, Estonia sau Grecia nu ar avea energie nucleară, prin urmare, nu poate exista un obiectiv comun în ceea ce privește energia nucleară.

               (113)

               Mai mulți respondenți au observat că o tehnologie care necesită subvenții timp de 60 de ani și este scutită de toate costurile directe și indirecte pe care le generează, și care, de asemenea, necesită un contract garantat pe o perioadă de 35 de ani nu poate fi considerată o opțiune viabilă.

               (114)

               Una dintre părți a susținut că nu există o modalitate satisfăcătoare pentru a aborda necesitatea eliminării deșeurilor radioactive.

               (115)

               Unul dintre respondenți a afirmat că Regatul Unit favorizează energia nucleară nouă în exces prin tolerarea numeroaselor incertitudini cu privire la eliminarea deșeurilor nucleare și oferirea de siguranță investitorilor.

               (116)

               Mai mulți respondenți au criticat evaluarea riscurilor efectuată de Regatul Unit, arătând că aceasta nu a reușit să conceapă sau să surprindă cascada de accidente neașteptate „dincolo de baza de proiectare” care au avut loc la Fukushima și alte accidente nucleare grave. Aceștia au criticat, de asemenea, afirmațiile potrivit cărora, în cazul celor mai grave accidente/incidente previzibile în mod rezonabil la HPC (inclusiv un atac terorist), rata maximă a emisiilor sub formă de scurgeri din atmosfera de izolare nu va depăși 0,03 % din materialele care alcătuiesc miezul reactorului pe zi.

               (117)

               Mai mulți respondenți au menționat că au îndoieli dacă Regatul Unit a luat în considerare dezvoltarea de noi tehnologii care să îmbunătățească flexibilitatea rețelei electrice (de exemplu, tarifare dinamică, contracte pentru sarcină întreruptibilă sau un dispozitiv limitator de sarcină dinamic în industrie, agregarea serviciilor și optimizarea cererii pentru gospodării).

               (118)

               Un respondent a criticat importanța pe care Regatul Unit o acordă producției de energie electrică de bază, având în vedere schimbările care au loc în sectorul energetic, ceea ce aduce în discuție întrebarea dacă, până la mijlocul anilor 2020, energia electrică de bază va rămâne la fel de importantă ca în prezent. În special, flexibilitatea sistemului ar deveni din ce în ce mai importantă.

               (119)

               Mai multe părți au observat că HPC nu este o centrală din categoria „prima de acest tip” (first of a kind – FOAK), ci mai degrabă a cincea sau a șasea de acest tip, având în vedere centralele din Finlanda și Franța și alte două centrale care au fost construite în China. De asemenea, au fost comandate reactoare similare, fără acordarea de ajutoare de stat, în Finlanda și în Franța.

               (120)

               Una dintre părți a susținut că industria solară ar avea capacitatea de a furniza aceeași cantitate de energie electrică în fiecare an ca cea estimată a fi produsă de HPC la un cost comparabil și că energia eoliană offshore ar putea fi mai ieftină decât energia nucleară până în 2020 sau nu cu mult timp după.

               (121)

               Una dintre părți a susținut că cifrele guvernului britanic demonstrează că nu sunt necesare centrale nucleare noi, contrar mai multor documente și discursuri care susțin în mod eronat că cererea de energie electrică poate să se dubleze sau chiar să se tripleze, contrar cercetărilor guvernului în ceea ce privește cererea de energie electrică pe termen lung și nevoile de capacitate până în 2025.

         3.4.   OBSERVAȚIILE PRIMITE CU PRIVIRE LA CARACTERUL ADECVAT ȘI EFECTUL DE STIMULARE AL MĂSURILOR

               (122)

               Dintre răspunsurile pozitive, mai mulți respondenți au observat că energia nucleară poate avea o contribuție majoră la producția de energie electrică cu emisii reduse de dioxid de carbon și poate contribui la diversificarea sectorului producției de energie electrică. De asemenea, aceștia au afirmat că, deși energia nucleară nu poate oferi întreaga capacitate suplimentară necesară în următorii zeci de ani în Regatul Unit, este probabil că aceasta va juca un rol esențial pentru înlocuirea capacității nucleare depășite și acoperirea cererii viitoare.

               (123)

               Mai mulți respondenți au susținut că, în lipsa unei intervenții guvernamentale, investițiile private se vor concentra numai pe profituri pe termen scurt, ceea ce face imposibilă construirea unor centrale nucleare noi.

               (124)

               Un respondent a susținut că, în absența ajutorului, operatorii nu ar avea niciun stimulent pentru a investi în centrale nucleare noi și că realizarea cu succes a primului proiect ar reduce în mod semnificativ costurile proiectelor noi. Acesta a afirmat, de asemenea, că cea de a treia generație de reactoare nu poate fi comparată cu centralele existente și că, fără un orizont de timp al stabilității prețurilor pe termen lung, ar fi imposibil să se atragă investiții private în domeniul energiei nucleare.

               (125)

               Mai mulți respondenți au afirmat că programul britanic de construcție a unor centrale nucleare noi ar conduce la importante beneficii în ceea ce privește ocuparea forței de muncă în Regatul Unit și în Europa.

               (126)

               Mai mulți respondenți au observat că ajutorul ar permite forței de muncă cu un nivel ridicat de specializare și calificare să își mențină competențele și să dezvolte tehnici noi, ceea ce ar fi esențial, de asemenea, pentru dezafectarea reactoarelor nucleare aflate în funcțiune în prezent. De asemenea, aceștia au formulat observații cu privire la impactul pozitiv al ajutorului asupra operatorilor din lanțul de aprovizionare.

               (127)

               Mai mulți respondenți au subliniat că întreprinderile britanice se declară în mod decisiv în favoarea unui mix energetic divers și sprijină, în special, energia nucleară, eoliană și hidroelectrică. Programul britanic ar favoriza un mediu de investiții mai stabil pentru întreprinderi, în special pentru marii consumatori de energie electrică.

               (128)

               Mai mulți respondenți au subliniat că mecanismul propus, comparativ cu sistemul certificatelor verzi care este utilizat în prezent exclusiv pentru energiile din surse regenerabile, are avantajul de a limita supracompensarea.

               (129)

               Mai multe părți au observat că statul are obligația de a stimula deciziile de diversificare ale investitorilor, având în vedere că piețele liberalizate nu pot internaliza beneficiile securității aprovizionării într-un stat membru.

               (130)

               Una dintre părți a criticat opinia Comisiei potrivit căreia contractele pe diferență elimină majoritatea riscurilor de piață, întrucât tarifele fixe sunt utilizate pe scară largă în multe state membre pentru a sprijini sursele regenerabile de energie și nu există niciun motiv pentru un tratament diferit al energiei nucleare.

               (131)

               Mai mulți respondenți au susținut că tehnologia nucleară nu ar fi ecologică și regenerabilă, ci limitată și foarte costisitoare, în pofida faptului că este o tehnologie matură, de la care nu mai există nimic de învățat.

         3.5.   OBSERVAȚIILE PRIMITE CU PRIVIRE LA PROPORȚIONALITATEA MĂSURILOR

               (132)

               Una dintre părți a afirmat că mecanismul contractului pe diferență reduce riscurile, expunând în același timp NNBG la un risc de bază și evitând supracompensarea, întrucât plățile sunt efectuate numai atunci când prețul de referință este mai mic decât prețul de exercitare. De asemenea, mecanismul de repartizare a câștigurilor în mod echitabil limitează supracompensarea și întreprinderii NNBG nu îi este garantat un nivel fix de venituri sau profituri. În cele din urmă, contractul pe diferență stabilizează prețurile, conducând la îmbunătățirea mediului de investiții.

               (133)

               Mai multe părți au susținut că prețul de exercitare ar trebui să fie comparat cu cel al altor tehnologii cu emisii scăzute de carbon și nu cu costurile instalațiilor de gaz și că ar trebui să se ia în considerare nivelurile viitoare ale prețurilor mai degrabă decât cele actuale.

               (134)

               Mai multe părți au susținut că respectivul contract pe diferență încheiat de HPC ar dura 35 de ani, în timp ce contractele pentru sursele regenerabile de energie se încheie pe durate mai scurte, în general, nu mai mult de 15 ani. Cu toate acestea, centrala nucleară ar funcționa timp de 60 de ani, în timp ce instalațiile de producere a energiei din surse regenerabile ar funcționa 20-25 de ani, având ca rezultat un procent mai scăzut de subvenționare pe durata de exploatare. Contractele pe diferență ar proteja Regatul Unit de obligația de a plăti costuri de construcție mai ridicate.

               (135)

               Una dintre părți a furnizat o evaluare a costurilor, sugerând posibilitatea scăderii semnificative a costurilor după prima centrală, până la 60-75 GBP pe MWh până în 2030. Aceasta a afirmat, de asemenea, că prețul de exercitare din măsura notificată se încadrează în intervalul sugerat de analiza sa, și anume 85-100 GBP pe MWh.

               (136)

               Mai multe părți au sugerat că doar un număr mic de tehnologii, dintre care niciuna nu poate să asigure cantități semnificative de energie electrică în viitor, sunt considerate mai ieftine în prezent.

               (137)

               Mai multe părți au observat că, atunci când sunt luate în considerare costurile întregului sistem al surselor regenerabile de energie, energia nucleară ar fi o opțiune mult mai ieftină la prețul de exercitare notificat de Regatul Unit.

               (138)

               Una dintre părți a susținut că o decizie a Comisiei de a exclude proiectele nucleare de la utilizarea mecanismelor de tipul contractului pe diferență ar putea avea un impact potențial semnificativ asupra capacității NDA de a pune în aplicare o soluție pentru gestionarea plutoniului destinat utilizării civile în Regatul Unit. De asemenea, aceasta a afirmat că sarcina pentru contribuabil în ceea ce privește costurile de gestionare a deșeurilor este minimă/nesemnificativă, datorită intervenției guvernului britanic.

               (139)

               Mai mulți respondenți au afirmat că ajutorul pentru investiții nu este dedus din ajutoarele de exploatare.

               (140)

               Un respondent a observat că toate acordurile, precum și orice modificări aduse acestora, care au un impact asupra finanțării, sau modalitățile practice în ceea ce privește dezafectarea, gestionarea și eliminarea deșeurilor și a combustibilului trebuie să fie deschise pentru informarea publicului și controlul parlamentar. Acesta a remarcat, de asemenea, că informațiile esențiale privind modelizarea costurilor nu au fost făcute publice.

               (141)

               Mai multe părți și-au exprimat preocuparea că Regatul Unit ar putea acorda ajutoare suplimentare pentru NNBG, inclusiv sub forma unui regim care limitează răspunderea operatorilor nucleari. Unele părți au considerat, de asemenea, că tehnologiile alternative celei nucleare fac obiectul unei răspunderi depline, în timp ce tehnologia nucleară beneficiază de un regim de răspundere limitată.

               (142)

               Un alt tip de sprijin care a fost indicat ca având potențialul de a fi exclus de la ajutorul notificat este subestimarea costului de gestionare și de eliminare a deșeurilor nucleare în temeiul contractului de transport al deșeurilor pe care Regatul Unit intenționează să îl impună noilor operatori nucleari. De asemenea, unele părți au afirmat că presupusa lipsă a răspunderii depline în ceea ce privește costurile de dezafectare încalcă principiul „poluatorul plătește”.

               (143)

               Un respondent a exprimat preocupări legate de potențialele supracosturi, pe baza experienței legate de modelul reactorului european cu apă sub presiune (EPR) din Finlanda și Franța.

               (144)

               Sprijinul financiar pentru operatorii nucleari existenți din Regatul Unit va fi furnizat deja prin intermediul unei serii de instrumente financiare, inclusiv limitări privind datoriile, subscrierea riscurilor comerciale, subvenții pentru costurile de eliminare a deșeurilor nucleare și subvenții pentru costurile de protecție antiteroristă.

               (145)

               Mai multe părți au afirmat că ajutorul va conduce la transferul riscului economic de la întreprindere la contribuabili și la un blocaj care va determina creșterea prețurilor la energie în următorii 35 de ani.

               (146)

               Mai multe părți au susținut că prețul de exercitare este prea mare, iar HPC este cea mai scumpă centrală construită vreodată. Denaturările ar conduce la costuri suplimentare.

               (147)

               Una dintre părți a afirmat că evaluarea proporționalității nu poate fi concludentă până când nu sunt notificate în totalitate dispozițiile privind repartizarea câștigurilor și redeschiderea costurilor.

               (148)

               Una dintre părți a susținut că prețul de exercitare este mai mare decât prețul plătit de Germania pentru energia eoliană terestră.

               (149)

               Una dintre părți a afirmat că ar fi echitabil să se presupună că nu există motive rezonabile pentru a preconiza o scădere semnificativă a costurilor tehnologiei EPR în cazul acordării de ajutor și că reactorul în cauză nu poate fi considerat o tehnologie emergentă.

               (150)

               Mai multe părți au susținut că mai multe tehnologii emergente de producere a energiei din surse regenerabile se pot dovedi mult mai rentabile decât HPC și că un raport recent realizat de Carbon Connect (19) estimează că rentabilitatea pentru EDF și alți investitori în HPC va fi mult mai mare decât în cazul altor proiecte, preconizându-se o rată a rentabilității financiare cu aproximativ 19-21 % mai mare decât cea a proiectelor din cadrul inițiativei de finanțare privată. De asemenea, în cazul în care este luat în considerare costul asigurării complete împotriva dezastrelor nucleare, scenariul economic pentru energia nucleară în comparație cu alte surse cu emisii reduse de dioxid de carbon ar fi diminuat în mod substanțial. În cele din urmă, un raport recent al Comisiei pentru conturi publice a Camerei Comunelor și al Autorității pentru dezafectarea instalațiilor nucleare din Regatul Unit face referire la costuri nucleare moștenite în valoare de 2,5 miliarde GBP pe an sau 42 % din bugetul total al Ministerului Energiei și Schimbărilor Climatice.

               (151)

               Mai multe părți au susținut că există o suspiciune rezonabilă cu privire la supracompensare.

               (152)

               Una dintre părți a calculat că, în cazul în care prețul de exercitare peste 35 de ani este convertit într-un preț de exercitare peste 15 ani echivalent, acesta ar fi de aproximativ 117 GBP pe MWh în termeni reali pentru anul 2012 sau cu peste 20 % mai mare decât cel al energiei eoliene terestre și cu 10-15 % mai mare decât cel de conversie a biomasei. De asemenea, s-ar putea presupune o continuare a scăderii costurilor energiei eoliene terestre până în 2023 datorită utilizării la scară mai mare, ceea ce ar face diferența chiar mai semnificativă.

               (153)

               Mai multe părți au afirmat că prețurile pentru tehnologiile alternative și, în special, pentru tehnologiile de producere a energiei din surse regenerabile ar putea scădea în viitor, ceea ce ar conduce la o supracompensare relativă a proiectului HPC.

               (154)

               Una dintre părți a afirmat că Regatul Unit nu a ieșit pe piață pentru a căuta o capacitate sau o producție echivalentă pentru aceeași perioadă de timp. În Franța și în Finlanda, prețurile electricității produse din energie nucleară se încadrează în intervalul de 45-50 EUR/MWh. Rapoartele analiștilor financiari indică faptul că EDF ar realiza anual o rată internă de rentabilitate a capitalurilor proprii de 25-35 %. În cele din urmă, contractele pe diferență ar facilita atingerea prețului de referință pentru energia nucleară în raport cu sursele regenerabile de producere a energiei, iar o combinație între prețul minim al carbonului și piața de capacități ar sprijini investițiile în centrale nucleare noi.

         3.6.   OBSERVAȚIILE PRIMITE CU PRIVIRE LA POSIBILE DENATURĂRI ALE CONCURENȚEI ȘI ALE SCHIMBURILOR COMERCIALE ÎNTRE STATELE MEMBRE

               (155)

               Printre răspunsuri pozitive, mai multe părți au susținut că măsura nu va avea niciun efect semnificativ asupra concurenței sau asupra schimburilor comerciale între statele membre, întrucât aceasta nu va avea un impact semnificativ asupra bunăstării consumatorilor și nu va conduce la prețuri cu amănuntul mai ridicate. De asemenea, NNBG va fi expusă forțelor și stimulentelor pieței pentru a concura pe piața vânzării cu ridicata a energiei electrice.

               (156)

               Mai multe părți au susținut că ar trebui asigurate condiții de concurență echitabile pentru toate tehnologiile cu emisii reduse de dioxid de carbon, prin urmare, subvențiile pentru centralele nucleare noi sunt consecvente cu politicile actuale de sprijin pentru sursele regenerabile de energie. Mai multe părți au susținut că neutralitatea tehnologică ar trebui să fie conservată și, prin urmare, tehnologia nucleară nu ar trebui discriminată.

               (157)

               Mai multe părți au observat că măsurile nu ar putea avea un efect de evicțiune asupra investițiilor în surse de energie regenerabile, întrucât acestea sunt sprijinite, de asemenea, prin contracte pe diferență. Unele părți au afirmat, de asemenea, că ajutorul ar acționa, dimpotrivă, ca un catalizator pentru investiții noi în tehnologii de producere a energiei.

               (158)

               Potrivit constatărilor uneia dintre părți, se preconizează că HPC va avea o capacitate instalată cu doar puțin peste 3 GW, în timp ce piața britanică în ansamblul său va ajunge în curând la 80 GW. În acest context, efectul de denaturare pe care ajutorul îl are asupra pieței nu este semnificativ (de exemplu, 4 %).

               (159)

               Astfel cum au observat mai multe părți, câștigurile din alternativele la noile centrale nucleare nu sunt în măsură să asigure un nivel al capacității suficient de ridicat pentru a fi considerate opțiuni viabile. În special, câștigurile din adaptarea cererii nu pot fi considerate sigure, eficiența energetică ar necesita politici suplimentare, iar interconectarea ar oferi o contribuție esențială la utilizarea eficientă a resurselor, dar principalele obstacole în calea sa ar fi politice și de reglementare.

               (160)

               Mai mulți respondenți au susținut că măsurile denaturează concurența. Acest lucru s-ar întâmpla prin excluderea tehnologiilor alternative, în special prin discriminarea sau înlocuirea investițiilor în tehnologiile de producere a energiei din surse regenerabile. De asemenea, ar exista denaturări ale schimburilor comerciale pe piața internă, întrucât importatorii nu ar fi în măsură să concureze cu prețul subvenționat al energiei nucleare, ceea ce ar conduce la excedente artificiale în alte state membre.

               (161)

               Un respondent a indicat că ajutorul ar denatura concurența între centralele nucleare existente și centralele nucleare noi, întrucât acestea din urmă primesc ajutor de exploatare, iar primele nu. O altă parte a afirmat că neutralitatea tehnologică trebuie să fie conservată și, prin urmare, tehnologia nucleară nu ar trebui să fie discriminată.

               (162)

               Una dintre părți a constatat că subvențiile pentru producerea de energie nucleară ar putea să reducă dimensiunea pieței disponibile pentru participarea tehnologiilor de producere a energiei din surse regenerabile și să crească dificultatea creării unor capacități noi de producere a energiei din surse regenerabile în întreaga UE.

               (163)

               Una dintre părți a criticat studiul de specialitate elaborat de prof. Green și dr. Staffell, în special datorită faptului că metodologia acestora ar fi inadecvată pentru a efectua analize ale bunăstării sau evaluări ale denaturării, ipotezele acestora ar fi inadecvate pentru a trata problema existenței unor disfuncționalități ale pieței financiare, ipoteza exogenității costului mediu ponderat al capitalului nu ar avea nicio justificare și studiul ar ignora învățarea, externalitățile carbonului, diversitatea aprovizionării și puterea de piață.

               (164)

               Una dintre părți a afirmat că ajutorul ar face ca dezechilibrul între costul integral al altor tehnologii în domeniul energiei și tehnologia nucleară să fie în detrimentul consumatorilor și ar conduce la impozite considerabil mai mari. De asemenea, EDF ar obține o poziție dominantă pe piața energiei din Regatul Unit, în special dacă se acordă o prelungire a duratei de viață economice a centralelor nucleare existente.

               (165)

               Una dintre părți a afirmat că plata diferențelor pe producție măsurată, în temeiul contractului pe diferență, ar putea crea denaturări ale pieței, întrucât producătorii ar putea chiar să vândă energie electrică la prețuri negative și să se bazeze pe contractul pe diferență pentru a obține venituri pozitive.

               (166)

               Una dintre părți a susținut că intensitatea ajutorului ar submina investițiile în interconectări viitoare, inclusiv interconectările între Scoția și Islanda (energie electrică geotermală) și între Anglia și țările nordice (energie electrică geotermică, eoliană, maremotrică).

         3.7.   OBSERVAȚIILE PRIMITE CU PRIVIRE LA GARANȚIA PENTRU CREDITE

               (167)

               Mai mulți respondenți au afirmat că supracompensarea nu poate fi exclusă, dat fiind că pachetul de ajutor include o garanție pentru credite în plus față de contractul pe diferență.

         3.8.   ALTE OBSERVAȚII PRIMITE

               (168)

               Mai mulți respondenți fac referire la faptul că, după 27 de ani de la accidentul de la Cernobîl, în martie 2013 s-au înregistrat cantități mari de radiații la porcii sălbatici. Mai mulți respondenți au solicitat efectuarea unei a doua consultări, la finalizarea măsurii notificate.

               (169)

               Mai mulți respondenți au subliniat faptul că guvernul britanic ar fi promis că nu va exista nicio subvenție publică pentru energia nucleară în manifestul său preelectoral.

               (170)

               Una dintre părți a observat că Regatul Unit ar continua să se bazeze pe ceea ce numește finalizarea cu succes a proceselor legate de construcția de centrale noi, dar că acesta nu ar lua în considerare incertitudinile semnificative cu privire la amplasament, crearea și exploatarea unei instalații de depozitare geologică pentru a face planuri și a stabili costuri. De asemenea, Comisia a criticat propunerile actuale ale Regatului Unit privind gestionarea și eliminarea deșeurilor nucleare.

         4.   OBSERVAȚIILE PRIMITE DE LA REGATUL UNIT

               (171)

               Regatul Unit a răspuns la decizia de inițiere a procedurii la 31 ianuarie 2014. Răspunsul Regatului Unit a oferit mai multe analize, printre care:

                           (a)

                           activități de modelare ale Ministerului Energiei și Schimbărilor Climatice și analize ale scenariilor contrafactuale;

                           (b)

                           un raport realizat de Oxera privind disfuncționalitățile pieței, proporționalitatea și potențialele denaturări ale concurenței;

                           (c)

                           un studiu realizat de Pöyry privind potențialele denaturări de pe piața internă și alternativele la energia nucleară;

                           (d)

                           un raport realizat de Redpoint privind evoluția sectorului energiei electrice din Regatul Unit;

                           (e)

                           o descriere a procesului de descoperire și de verificare a costurilor, în colaborare cu KPMG și LeighFisher;

                           (f)

                           un raport realizat de KPMG cu privire la potențialele denaturări ale concurenței

                           (g)

                           activitatea de evaluare comparativă privind rata rentabilității

               (172)

               În răspunsul său, Regatul Unit reiterează, în linii mari, aceeași poziție menționată în notificare. În special, se afirmă că centralele nucleare noi ar reprezenta o parte importantă a mixului energetic al Regatului Unit, care ar contribui la realizarea unei aprovizionări cu energie electrică fără emisii de carbon, sigură și diversificată, la prețuri abordabile.

               (173)

               Argumentele Regatului Unit vor fi prezentate mai detaliat în cele ce urmează.

         4.1.   OBSERVAȚIILE PRIMITE CU PRIVIRE LA EXISTENȚA AJUTORULUI ȘI SERVICIUL DE INTERES ECONOMIC GENERAL

               (174)

               Regatul Unit a susținut că măsura notificată nu constituie ajutor în temeiul criteriilor Altmark în ceea ce privește contractul pe diferență și în temeiul Comunicării privind garanțiile (20) în ceea ce privește garanția. În mod alternativ, Regatul Unit consideră în continuare că ajutorul este compatibil în temeiul cadrului privind SIEG (21). În caz contrar, ajutorul ar fi compatibil în temeiul articolului 107 alineatul (3) litera (c) din TFUE.

               (175)

               În ceea ce privește prima condiție enunțată în hotărârea Altmark, și anume existența unui serviciu de interes economic general („SIEG”), autoritățile britanice susțin că construcția HPC într-un anumit calendar și exploatarea sa în temeiul contractului pe diferență constituie un SIEG în vederea atingerii obiectivelor de interes general ale guvernului britanic.

               (176)

               Autoritățile britanice clarifică definiția SIEG. SIEG ar consta în asigurarea investițiilor în noi capacități nucleare de producere a energiei care urmează să fie livrate într-un anumit interval de timp. Se pare că niciun investitor privat care operează în condițiile de piață actuale nu ar investi într-o centrală nucleară nouă în termenul specificat în contractul pe diferență. Autoritățile britanice susțin că există disfuncționalități semnificative ale pieței în ceea ce privește construirea de noi centrale nucleare, care justifică instituirea SIEG.

               (177)

               În opinia autorităților britanice, Directiva privind energia electrică (22) recunoaște faptul că obligațiile de serviciu public în temeiul articolului 3 alineatul (2) pot lua în considerare necesitatea de a oferi capacități pe termen lung pentru a garanta securitatea aprovizionării. Se presupune că nu există niciun motiv pentru a limita această bază la obligațiile de serviciu public în raport cu furnizarea capacităților de producție de rezervă. Se presupune că HPC va contribui la planificarea pe termen lung a Regatului Unit pentru securitatea aprovizionării prin furnizarea unor importante capacități de producție pe termen lung, astfel cum este prevăzut la articolul 3 alineatul (2) din Directiva privind energia electrică, și anume timp de 35 de ani, până când vor fi achitate plățile de compensare a diferențelor în temeiul contractului pe diferență. Faptul că darea în exploatare a HPC ar putea să nu aibă loc suficient de devreme pentru a aborda niveluri de capacitate potențial scăzute înainte de 2020 nu ar fi determinant, având în vedere perspectiva pe termen lung, spre deosebire de cea pe termen scurt a obiectivului de interes general. După toate probabilitățile, faptul că Regatul Unit se poate confrunta cu constrângeri de capacitate înainte ca centrala HPC să fie activă nu subminează argumentele în favoarea proiectului. De asemenea, fără altă intervenție, Regatul Unit ar continua să se confrunte cu constrângeri legate de capacitate până în 2020 și după această dată și ar trebui să conceapă un mix energetic care să răspundă provocărilor respective în mod continuu.

               (178)

               Potrivit afirmațiilor Regatului Unit, contribuind în mod semnificativ la securitatea aprovizionării cu energie electrică cu emisii reduse de dioxid de carbon pe termen lung, investițiile în noile capacități de producere a energiei nucleare care urmează să fie livrate și exploatate într-un anumit interval de timp și exploatarea lor în cadrul contractului pe diferență sunt îndreptate către realizarea unui interes general sau public care poate fi desemnat drept serviciu de interes economic general. Potrivit guvernului britanic, noua capacitate de bază și, în special, proiectele nucleare nu vor fi furnizate de întreprinderi care își desfășoară activitatea în condiții normale de piață într-un interval de timp suficient pentru a îndeplini obiectivele de interes general ale Regatului Unit.

               (179)

               Autoritățile britanice au afirmat că respectivul contract pe diferență trebuie privit ca impunând obligații de serviciu public specifice pentru NNBG. Definirea precisă și caracterul obligatoriu al obligației de serviciu public în cadrul SIEG derivă din combinația de clauze riguroase, care vizează să asigure că NNBG va respecta intervalul de timp specificat și că, odată ce NNBG este implicată în construcție, nu va exista „nicio ieșire” având în vedere nivelul extrem de ridicat al costurilor nerecuperabile pe care le va suporta aceasta.

               (180)

               În ceea ce privește a doua condiție Altmark, autoritățile britanice susțin că parametrii de calcul al prețului de referință și eventualele ajustări ale prețului de exercitare au fost convenite în principiu și vor fi stabilite în contractul pe diferență într-un mod obiectiv și transparent înainte de intrarea în vigoare a acestuia.

               (181)

               În ceea ce privește al treilea criteriu Altmark, autoritățile britanice susțin că, în conformitate cu jurisprudența, având în vedere puterea de apreciere de care se bucură un stat membru cu privire la definirea unei misiuni de SIEG și condițiile punerii sale în aplicare, domeniul de aplicare a controlului din partea Comisiei în ceea ce privește necesitatea și caracterul proporțional al compensației în sensul celei de a treia condiții enunțate în hotărârea Altmark este, de asemenea, limitat la cel al erorii vădite (23). Autoritățile britanice consideră că măsura este proporțională și că mecanismul contractului pe diferență reduce automat la minimum nivelul de sprijin din partea statului, întrucât diferența de plată se achită numai atunci când prețul de referință al pieței este mai mic decât prețul de exercitare, iar atunci când prețul de referință al pieței este mai mare decât prețul de exercitare, are loc o plată inversă. Contractul pe diferență va conține o serie de măsuri de protecție împotriva supracompensării.

               (182)

               În ceea ce privește al patrulea criteriu Altmark, autoritățile britanice consideră că acest criteriu este conceput pentru a se asigura că orice compensații acordate pentru furnizarea unui SIEG corespund unei contraprestații în condiții normale de piață pentru un astfel de serviciu. După toate probabilitățile, în cazul de față, lipsa unui etalon adecvat existent nu ar trebui să conducă la imposibilitatea aplicării celui de al patrulea criteriu Altmark. Comisia ar trebui, aparent, să evalueze existența unui avantaj prin referire la elementele obiective și verificabile care sunt disponibile în acest caz. Autoritățile britanice consideră că activitatea de descoperire și de verificare a costurilor, care a fost realizată de consultanți externi pentru a se asigura că estimările de costuri ale NNBG pentru furnizarea SIEG sunt rezonabile, ar trebui să fie suficientă pentru ca cel de-al patrulea criteriu Altmark să fie considerat îndeplinit.

               (183)

               În ceea ce privește garanția pentru credite, autoritățile britanice consideră că aceasta nu va acorda un avantaj unei întreprinderi, întrucât va fi acordată în condiții comerciale în conformitate cu principiul investitorului în economia de piață („MEIP”). Guvernul britanic consideră că garanția pentru credite și clauzele contractului pe diferență au scopuri diferite. Scopul contractului pe diferență ar fi de a oferi un acord contractual pe termen lung, pentru a reduce incertitudinea cu privire la prețurile de vânzare cu ridicata în funcție de performanța activului subiacent. Garanția pentru credite, alături de garanțiile pentru credite comerciale acordate de un asigurător care oferă garanții financiare ar facilita un acces mai larg la piețele de capital pentru împrumuturi pe termen lung. Stabilirea prețurilor și aprobarea garanției pentru credite depind în mare măsură de riscul din cadrul întregului proiect subiacent, inclusiv de clauzele contractului pe diferență. Cu toate acestea, contrariul nu este adevărat: prezența unei garanții realocă profilul de risc între investitorii în titluri de creanță și garant mai degrabă decât să modifice profilul de risc al proiectului. Guvernul britanic nu consideră că întreprinderea care pune în aplicare proiectul ar primi sprijin suplimentar prin combinarea unui contract pe diferență cu o garanție pentru credite.

               (184)

               În ceea ce privește acordul cu secretarul de stat privind compensația în cazul închiderii centralei din motive politice, Regatul Unit susține că toate contractele pe diferență vor include dispoziții privind compensarea investitorilor în cazul apariției unui „eveniment de închidere eligibil”, de exemplu, o modificare legislativă care închide definitiv întreaga instalație (în funcție de tehnologie) sau refuzul guvernului britanic de a aproba repornirea instalației după o anumită perioadă de la închidere. Acordul direct între secretarul de stat și investitorii NNBG este un acord suplimentar și distinct, destinat să funcționeze ca un mecanism de protecție împotriva dispozițiilor evenimentului de închidere eligibil. Acordul garantează că, în cazul în care, în urma unei închideri a centralei din motive politice, cealaltă parte la contract nu își îndeplinește obligațiile privind plățile compensatorii către investitorii NNBG, secretarul de stat va plăti investitorilor cuantumul convenit al despăgubirilor. Acordul nu prevede plăți compensatorii suplimentare pentru NNBG sau investitorii săi.

               (185)

               Autoritățile britanice susțin în continuare că acordul a fost necesar deoarece energia nucleară implică riscuri speciale în ceea ce privește închiderea din motive politice.

               (186)

               Autoritățile britanice afirmă că nu intenționează ca fiecare contract pe diferență să fie însoțit de un acord cu secretarul de stat, întrucât acest lucru ar trebui să fie abordat de la caz la caz pentru fiecare proiect. Cu toate acestea, autoritățile britanice susțin că este posibil ca raționamentul care stă la baza unui acord direct să se poată aplica pentru alte proiecte, inclusiv alte tehnologii, în special în cazul în care acestea sunt deosebit de mari și controversate și/sau presupun măsuri similare privind dezafectarea.

               (187)

               Potrivit autorităților britanice, plățile compensatorii vizează efectiv restabilirea poziției inițiale pentru investitorii NNBG și nu ar trebui să fie considerate ajutor de stat.

               (188)

               Autoritățile britanice afirmă în continuare că, în cazul în care măsura implică ajutor de stat, acesta este compatibil cu piața internă în temeiul cadrului privind SIEG.

               (189)

               Se presupune că investițiile în noi capacități nucleare pentru producerea de energie, care urmează să fie livrate și exploatate într-un anumit interval de timp specificat, și exploatarea acestora în cadrul contractului de investiții pentru o perioadă de plată a diferențelor de 35 de ani constituie un SIEG. De asemenea, clauzele contractului pe diferență prevăd elementele necesare pentru un act de atribuire și stabilesc obligațiile de serviciu public pertinente și nivelurile de compensație.

               (190)

               Se presupune că, întrucât durata de valabilitate a actului de atribuire de 35 de ani (reprezentând perioada de plată a diferenței) este mai mică decât întreaga perioadă de amortizare pentru HPC de 60 de ani, durata de valabilitate a actului de atribuire este justificată, având în vedere SIEG în cauză.

               (191)

               În ceea ce privește cerințele privind achizițiile publice, guvernul britanic susține că în evaluarea acesteia Comisia trebuie să plece de la premisa regularității procesului de negociere și de selecție, cu excepția cazului în care investigația arată că procedura a fost viciată. Regatul Unit consideră că normele privind achizițiile publice prevăzute de Directiva 2004/17/CE a Parlamentului European și a Consiliului (24) sau de Directiva 2004/18/CE a Parlamentului European și a Consiliului (25) privind atribuirea contractelor de achiziții publice de lucrări, de bunuri și de servicii nu sunt aplicabile măsurii în cauză, întrucât aceasta nu implică nicio achiziție de bunuri, de lucrări sau de servicii în beneficiul guvernului britanic sau al oricărui organism de stat în sensul directivelor respective. Se presupune că, pentru aceleași motive, guvernul britanic consideră că articolul 8 din Directiva privind energia electrică nu este aplicabil măsurii notificate. Cu toate acestea, autoritățile din Regatul Unit susțin că procedurile urmate până în prezent de guvernul britanic în momentul identificării investitorilor adecvați în conformitate cu programul de reformare a pieței de energie electrică s-au bazat pe un cadru clar, transparent și nediscriminatoriu, echivalent cu o procedură de licitație din punct de vedere al transparenței și nediscriminării. De asemenea, potrivit afirmațiilor autorităților britanice, condițiile detaliate ale unui contract precum cel privind HPC trebuie să fie negociate în mod individual pentru a reflecta caracteristicile investiției specifice.

               (192)

               În ceea ce privește discriminarea, se pare că, dacă guvernul britanic ar încredința același SIEG pentru noile capacități nucleare de producere a energiei electrice către o altă întreprindere, acesta ar garanta că este utilizată aceeași metodologie pentru calculul prețului de referință și al prețului de exercitare. Cu toate acestea, condițiile exacte ale fiecărui contract de investiții pot varia din cauza unor caracteristici unice ale produsului. Astfel de variații posibile ar fi însă justificate în mod obiectiv și nu ar constitui o discriminare.

               (193)

               În ceea ce privește cerințele referitoare la compensații, autoritățile britanice susțin că prețul de exercitare a fost calculat pe baza costurilor de construcție și de exploatare estimate de NNBG, inclusiv un profit rezonabil negarantat, în condițiile justificării și verificării în mod independent a costurilor NNBG.

               (194)

               Autoritățile britanice consideră că nu sunt necesare cerințe suplimentare în ceea ce privește măsura în cauză, întrucât aceasta nu se încadrează în niciunul dintre cazurile prevăzute de cadrul privind SIEG și, aparent, nu există motive pentru a concluziona că măsura va conduce la denaturarea gravă a concurenței pe piața internă sau că va afecta atât de mult schimburile comerciale între statele membre. Se pare că nu sunt furnizate servicii similare în concurență cu SIEG și nici nu se preconizează că vor fi furnizate de sectorul privat în viitorul apropiat. Comisia ar fi admis într-o decizie precedentă că sprijinul public în favoarea sectorului energiei electrice într-o țară izolată din punct de vedere geografic (Irlanda), cu un număr limitat de interconectări cu alte rețele de energie, are efecte limitate asupra schimburilor comerciale și nu contravine interesului Comunității (26). Se presupune că același lucru este valabil, de asemenea, pentru sectorul energiei electrice din Regatul Unit.

               (195)

               Observații suplimentare în răspunsul autorităților britanice:

                           (i)

                           Autoritățile britanice clarifică în mai multe părți ale răspunsului transmis faptul că scopul măsurii este de a stimula sau de a debloca investițiile în producerea de energie cu emisii scăzute de dioxid de carbon, în special în centrale nucleare noi.

                           (ii)

                           Contractul pe diferență încheiat pentru centrala HPC a fost conceput pentru a permite o abordare cât mai eficientă posibil a obstacolelor din calea proiectului, inclusiv un grad de protecție împotriva anumitor riscuri, în special cele referitoare la incertitudinea privind prețurile viitoare ale electricității.

                           (iii)

                           Există mai multe căi prin care costurile NNBG pot fi mai mari decât cele preconizate sau prin care veniturile acesteia pot fi mai scăzute decât cele preconizate (de exemplu, în cazul în care nu atinge nivelurile planificate de producție sau în cazul în care prețurile obținute pentru vânzarea energiei electrice sunt mai mici decât prețul de referință al pieței).

                           (iv)

                           NNBG va fi liberă să își vândă energia electrică pe piață pe baza prețului în vigoare la momentul respectiv sau pe bază de contract. Nu există nicio cerință ca NNBG să vândă numai pe piața la vedere.

         4.2.   OBSERVAȚIILE PRIMITE CU PRIVIRE LA OBIECTIVELE DE INTERES COMUN

               (196)

               Regatul Unit susține că urmărește atingerea obiectivelor comune ale UE în materie de decarbonizare, securitatea aprovizionării și diversificarea surselor de aprovizionare la cel mai mic cost și că, la fel ca alte state membre, se confruntă cu o provocare în realizarea acestora.

               (197)

               Regatul Unit remarcă faptul că eficiența energetică, adaptarea cererii, interconectarea și o mai bună funcționare a piețelor de echilibrare sunt importante, însă nu sunt suficiente pentru atingerea obiectivelor propuse, chiar dacă sunt puse în aplicare. În același timp, potrivit afirmațiilor Regatului Unit, competența de a stabili mixul energetic aparține statelor membre, iar Regatul Unit a decis că energia nucleară ar trebui să facă parte din mixul său energetic.

               (198)

               Energia nucleară contribuie la decarbonizare, fiind o tehnologie cu emisii reduse de dioxid de carbon, și evaluarea Regatului Unit arată că aceasta reprezintă un element al celei mai rentabile căi în vederea decarbonizării, alături de sursele de energie regenerabile și de centralele de producție echipate cu instalații CSC.

               (199)

               Recurgerea la alte tehnologii nu ar fi decât riscantă. În special, Regatul Unit estimează că, în absența energiei nucleare, ar avea nevoie de 14 GW din energie eoliană terestră, de 11 GW din energie eoliană offshore și de 5 GW din instalații pe bază de turbine cu gaz cu ciclu combinat (27), în plus față de capacitățile existente sau planificate în prezent pentru satisfacerea cererii în aceeași perioadă.

               (200)

               Regatul Unit consideră, de asemenea, că diversitatea mixului de generare este necesară pentru a avea un sistem energetic fiabil și echilibrat.

               (201)

               În sfârșit, Regatul Unit precizează că politica sa în domeniul energiei nucleare este conformă cu urmărirea unui obiectiv de interes comun în temeiul Tratatului Euratom.

         4.3.   OBSERVAȚIILE PRIMITE CU PRIVIRE LA DISFUNCȚIONALITĂȚILE PIEȚEI ȘI LA NECESITATEA INTERVENȚIEI STATULUI

               (202)

               Regatul Unit susține că există o combinație de disfuncționalități ale pieței care afectează producția de energie electrică, mai precis energia cu emisii scăzute de dioxid de carbon și, în special, producerea de energie nucleară nouă.

               (203)

               În special, Regatul Unit susține existența următoarelor disfuncționalități ale pieței care ar fi caracteristice piețelor energiei electrice în general:

                           (a)

                           externalitatea carbonului rezidual. Politicile actuale [inclusiv schema de comercializare a certificatelor de emisii („ETS”) ca urmare a nivelul scăzut al prețului cotelor de carbon] nu oferă suficientă certitudine pe termen lung sau semnale de preț suficient de puternice pentru internalizarea completă a externalității negative care caracterizează producția de energie electrică (și anume, producerea simultană a emisiilor de carbon), îngreunând astfel promovarea noilor investiții în sectorul nuclear;

                           (b)

                           externalitățile pozitive care conduc la scăderea securității și diversității aprovizionării pe piață. Disponibilitatea energiei electrice are caracteristici de bun public, conducând la evaluarea incorectă a deficitului și, în cele din urmă, la „lipsa fondurilor”, și anume scăderea producției și a securității aprovizionării. Acest lucru se datorează faptului că deciziile de investiții private în generarea de energie electrică nu iau în considerare nici costurile sociale ale întreruperilor potențiale și nici impactul disponibilității producției asupra rețelei și asupra altor utilizatori ai rețelei și, prin urmare, riscurile și beneficiile tehnologiilor individuale nu sunt aliniate cu valorile optime sociale, iar faptul că gazul este acoperit împotriva riscurilor în mod natural și toate celelalte tehnologii sunt penalizate conduce în cele din urmă la o diversitate mai redusă a surselor de aprovizionare;

                           (c)

                           stimulente insuficiente pentru obținerea beneficiilor de învățare din utilizarea unor noi tehnologii care nu au ajuns încă la maturitate. Acest lucru ar conduce la scăderea investițiilor în tehnologiile noi și în cele din categoria „prima din acest tip”; și

                           (d)

                           disfuncționalități ale pieței financiare care restricționează fondurile disponibile pentru proiectele de infrastructură energetică. Nu ar exista fonduri disponibile de finanțare a proiectelor pentru producția de energie nucleară, întrucât piețele de transfer al riscului ar fi incomplete și nu ar exista niciun fel de instrumente care să asigure protecția împotriva acestor riscuri. Contractele pe termen lung pentru furnizarea de energie electrică s-ar încheia pe un orizont de timp mai scurt comparativ cu nivelurile investițiilor, în timp ce volatilitatea prețurilor ar fi foarte mare și previziunile privind prețurile pe termen lung ar fi supuse unui grad ridicat de incertitudine.

               (204)

               De asemenea, Regatul Unit susține că există o serie de disfuncționalități suplimentare ale pieței, în special pentru energia nucleară, care exacerbează obstacolele în calea investițiilor în această tehnologie:

                           (e)

                           expunerea la riscul politic; și

                           (f)

                           expunerea neacoperită la riscul prezentat de variația prețului la energia electrică, care ar fi o versiune mai acută a unei disfuncționalități a pieței mai ample, evidențiată la litera (d) de mai sus, din cauza nivelurilor extrem de ridicate ale investițiilor necesare în producția de energie nucleară.

               (205)

               Regatul Unit arată că aceste disfuncționalități ale pieței nu sunt pur teoretice, fiind demonstrate de faptul că în Regatul Unit nu a avut loc nicio investiție în centrale nucleare noi de la liberalizarea pieței.

               (206)

               Regatul Unit afirmă că activitățile de modelare menționate în decizia de inițiere a procedurii și, în special, previziunile Redpoint și ale Ministerului Energiei și Schimbărilor Climatice, conform cărora centralele nucleare noi vor fi date în exploatare până în 2027 sau 2030, nu sunt fiabile.

               (207)

               Regatul Unit și-a actualizat modelele cu date mai recente, care indică darea în exploatare a noilor centrale nucleare pe o bază comercială cel mai devreme în anul 2032 și eventual nu înainte de 2050. Regatul Unit subliniază că lucrările de modelare simplifică în mod necesar realitatea și nu pot ține cont de toate riscurile și incertitudinile cu care se confruntă investitorii în lumea reală.

               (208)

               Regatul Unit concluzionează că doar utilizarea forțelor pieței ar implica riscul de amânare a contribuției noilor centrale nucleare la atingerea obiectivelor Regatului Unit cu mai mulți ani și la un cost potențial mai mare. Chiar și întârzierile mai mici, de trei până la patru ani, ar impune o scădere a bunăstării estimată de Regatul Unit la o valoare de până la 30 de miliarde GBP.

               (209)

               În cele din urmă, autoritățile britanice contestă punerea în aplicare a altor proiecte pe piețe similare fără un anumit grad de intervenție sau de sprijin din partea statului.

         4.4.   OBSERVAȚIILE PRIMITE CU PRIVIRE LA CARACTERUL ADECVAT ȘI EFECTUL DE STIMULARE AL MĂSURILOR

               (210)

               În răspunsul său la decizia de inițiere a procedurii, Regatul Unit susține că, în opinia sa, contractul pe diferență este instrumentul cel mai adecvat pentru atragerea de investiții în noile instalații de producere a energiei electrice cu emisii scăzute de carbon și, în special, în centrale nucleare noi.

               (211)

               Contractul pe diferență ar elimina incapacitatea de a repartiza în mod eficient sau de a transfera riscul de volatilitate din cauza piețelor de transfer al riscului incomplete și a lipsei instrumentelor de acoperire a riscului bazate pe piață. Contractele pe diferență ar atenua riscul de volatilitate a prețurilor cu ridicata neacoperite prin reducerea incertitudinii cu privire la prețul de vânzare al energiei electrice produse pe care îl va primi NNBG. În acest sens, contractul pe diferență întărește încrederea că va fi realizat un nivel acceptabil de rentabilitate în perioada de după investiție.

               (212)

               Potrivit observațiilor Regatului Unit, contractul pe diferență abordează disfuncționalitățile pieței evidențiate la un cost mai mic pentru consumatori, în comparație cu mecanismele alternative, cum ar fi o primă standard fixă, întrucât acesta limitează nivelul prețurilor și, prin urmare, reduce sprijinul statului în cazul în care prețurile de vânzare cu ridicata sunt mai mari decât prețul de exercitare. Întrucât un regim de prime fixe ar plăti aceeași sumă pentru fiecare unitate de energie electrică, indiferent de nivelul prețurilor cu ridicata, contractele pe diferență ar reduce riscul de supracompensare în scenariile care implică prețuri cu ridicata mari.

               (213)

               De asemenea, Regatul Unit subliniază că un contract pe diferență este un instrument de piață, având în vedere că impune beneficiarului să vândă pe piață la prețurile cu ridicata predominante. Prin urmare, acesta ar menține stimulentele comerciale pentru ca NNBG să își vândă energia electrică pe baza funcționării normale a pieței. În special, dacă NNBG s-ar abate de la prețul de referință, de exemplu prin vânzarea de energie electrică la un preț mai mic decât prețul de referință, aceasta și-ar reduce veniturile, întrucât diferența de plată se va calcula pe baza prețului de referință. Beneficiarii s-ar confrunta în continuare cu un anumit grad de presiune concurențială din partea altor participanți de pe piață.

               (214)

               Guvernul Regatului Unit este în continuare de părere că o combinație între contractul pe diferență și garanția pentru credite reprezintă instrumentul adecvat.

               (215)

               În opinia Regatului Unit, o garanție pentru credite pe cont propriu nu ar reduce incertitudinea investitorilor cu privire la prețurile viitoare de vânzare cu ridicata, ceea ce, potrivit autorităților britanice, ar conduce la necesitatea unor cuantumuri ale ajutorului mai ridicate și, prin urmare, la costuri mai mari pentru consumatori. Garanția pentru credite își propune să abordeze dificultățile în privința contractării de datorii pe piețele de capital la nivelurile substanțiale impuse de investițiile în centrale nucleare noi.

               (216)

               Garanția pentru credite nu oferă o protecție suplimentară acționarilor împotriva riscurilor proiectului în comparație cu ceea ce ar putea să ofere piața și, prin urmare, nu abordează necesitatea de a identifica investitori de capital. Investitorii nu ar fi pregătiți să angajeze sume foarte mari de bani, atât ca fonduri proprii, cât și capital contingent, fără siguranța veniturilor oferită de un contract pe diferență.

               (217)

               În cele din urmă, autoritățile britanice afirmă că proiectul HPC a fost singurul proiect nuclear din Regatul Unit care s-a aflat într-un stadiu adecvat pentru discuții și, în consecință, ar fi fost nerealist să se instituie un proces concurențial real.

         4.5.   OBSERVAȚIILE PRIMITE CU PRIVIRE LA PROPORȚIONALITATEA MĂSURILOR

               (218)

               În răspunsul său, Regatul Unit și-a menținut poziția potrivit căreia prețul de exercitare a fost stabilit la nivelul minim posibil de stimulare a investiției dorite și pe baza unui proces de identificare și de verificare a costurilor riguros, a unei evaluări a ratei de rentabilitate care ar fi rezonabilă pentru investitori în ceea ce privește proiectul HPC și a unei serii de negocieri dificile cu EDF.

               (219)

               Regatul Unit a susținut că, în temeiul contractului pe diferență, investitorii în HPC păstrează riscuri substanțiale, în special riscuri legate de costul de construcție, dar și unele riscuri de exploatare și de volum în ceea ce privește disponibilitatea. Investitorii suportă riscul supracosturilor și al întârzierilor în construcție, întrucât compensarea în cadrul contractului pe diferență va începe doar atunci când este vândută energia electrică, și anume atunci când centrala este funcțională. În cazul în care NNBG nu construiește centrala în limitele ferestrelor de dare în exploatare vizate prestabilite, aceasta riscă să reducă durata contractului pe diferență, care se calculează de la data respectivă. În cazul în care construcția nu este finalizată până la data limită, Regatul Unit are dreptul de a denunța unilateral contractul pe diferență.

               (220)

               De asemenea, garanția pentru credite impune investitorilor în proiect o contribuție sub formă de capital semnificativă și acoperirea supracosturilor, neacoperind capitalul împotriva unor astfel de riscuri.

               (221)

               Nivelul prețului de exercitare ar fi fost calculat prin referire la costurile estimate de NNBG pentru proiect, ținând cont de un profit rezonabil. Cu toate acestea, Regatul Unit susține că veniturile pot fi mai mici sau costurile pot fi mai mari față de cele estimate, ceea ce ar expune NNBG la riscuri legate de profit.

               (222)

               Regatul Unit observă că respectivul contract pe diferență protejează împotriva supracompensării, având în vedere faptul că, atunci când prețurile de pe piața cu ridicata sunt mai mari decât prețul de exercitare, producătorii de energie efectuează o plată către furnizori. De asemenea, se subliniază garanțiile suplimentare împotriva supracompensării, sub forma repartizării câștigurilor din construcție și de capital, care ar garanta că orice evoluție pozitivă pentru NNBG va fi partajată cu furnizorii și, în cele din urmă, cu consumatorii, lăsând în același timp suficiente stimulente NNBG pentru a încerca să realizeze evoluții pozitive. Cu toate acestea, orice evoluție negativă este suportată exclusiv de NNBG.

               (223)

               Regatul Unit susține că ajustările viitoare ale prețului de exercitare, cum ar fi cele care urmează unei modificări legislative și reexaminărilor costurilor de exploatare, se aplică numai în circumstanțe limitate și predefinite și se referă la anumite costuri. Reexaminările costurilor de exploatare funcționează, de asemenea, ca o limitare a supracompensării, întrucât prețul de exercitare este ajustat în sens descrescător în cazul în care costurile respective se dovedesc a fi mai mici decât cele estimate.

               (224)

               Regatul Unit își reiterează poziția conform căreia garanția va fi furnizată în condiții comerciale și, în consecință, aceasta nu va implica ajutor de stat.

         4.6.   OBSERVAȚIILE PRIMITE CU PRIVIRE LA POTENȚIALUL DE DENATURARE A CONCURENȚEI ȘI A SCHIMBURILOR COMERCIALE ÎNTRE STATELE MEMBRE

               (225)

               Regatul Unit a afirmat că respectivul contract pe diferență nu are niciun efect semnificativ asupra concurenței și asupra schimburilor comerciale între statele membre și a furnizat rapoarte elaborate de KPMG, Oxera și Pöyry în susținerea afirmațiilor sale.

               (226)

               Instrumentul reprezentat de contractul pe diferență ar reduce la minimum orice denaturare a concurenței între producători prin menținerea expunerii NNBG la forțele și stimulentele pieței pentru ca aceasta să devină competitivă pe piața cu ridicata a energiei electrice. NNBG nu are garanții că va realiza prețul de referință și ar trebui să își vândă producția concurând pentru cel mai bun preț posibil, confruntându-se cu aceleași stimulente ca alți participanți de pe piață.

               (227)

               Regatul Unit a susținut că un astfel de contract pe diferență nu conduce la o denaturare semnificativă a concurenței, întrucât este puțin probabil că NNBG sau EDF să aibă motivația sau capacitatea de a se angaja într-o strategie de influențare a prețului de referință, pe baza căruia sunt calculate plățile de compensare a diferenței. Dacă NNBG ar încerca să reducă din punct de vedere strategic prețul de referință, aceasta s-ar abate de la strategia de reducere la minimum a riscului, și anume încercarea de realizare a prețului de referință. De asemenea, Regatul Unit se îndoiește că vor exista beneficii pentru NNBG pe piața din amonte sau pentru NNBG sau EDF pe piețele cu amănuntul din aval în urma adoptării unei astfel de strategii. Regatul Unit menționează că autoritățile de reglementare britanice și regimurile de reglementare ale UE ar împiedica, de asemenea, NNBG să acționeze în mod strategic și să influențeze prețul de referință.

               (228)

               De asemenea, contractul pe diferență nu reduce bunăstarea consumatorilor și nu conduce la creșterea prețurilor de vânzare cu amănuntul, scăzând chiar probabilitatea ca furnizorii să transfere doar creșteri ale costurilor, întrucât stabilizează prețurile de vânzare cu ridicata.

               (229)

               Regatul Unit a afirmat că se pronunță în continuare în favoarea interconectării și contractul pe diferență nu are niciun impact semnificativ asupra fluxurilor de interconectare și asupra măsurilor de stimulare a investițiilor în interconectare, întrucât acestea sunt determinate de diferențele de preț dintre piețele din Regatul Unit și alte piețe.

               (230)

               Analiza efectuată de Pöyry indică faptul că HPC va avea un impact limitat asupra diferențelor de preț dintre piața britanică și piețele învecinate care sunt conectate în prezent la Regatul Unit prin intermediul interconectărilor, prin urmare, proiectul nu denaturează schimburile comerciale între statele membre.

               (231)

               Regatul Unit a considerat, de asemenea, că reducerea nesemnificativă a prețurilor cu amănuntul care ar putea fi cauzată de utilizarea HPC nu va modifica în mod substanțial stimulentele pentru eficiența energetică și că potențialul de economisire a energiei oferit de alternativele la noile centrale nucleare, cum ar fi adaptarea cererii sau eficiența energetică, nu este suficient de mare pentru a fi considerat o opțiune realistă.

         5.   OBSERVAȚIILE PRIMITE DE LA EDF

               (232)

               EDF, împreună cu EDF S.A. și NNBG, și-a prezentat răspunsul la 7 aprilie 2014. În răspunsul său, EDF oferă elemente de probă suplimentare substanțiale și o analiză în sprijinul argumentului propriu potrivit căruia niciuna dintre îndoielile exprimate de Comisie în decizia sa de inițiere a procedurii nu este întemeiată.

               (233)

               Principalele argumente furnizate de EDF vor fi descrise pe scurt mai jos și ulterior vor fi grupate din nou în funcție de principiile de evaluare a ajutorului de stat.

               (234)

               Potrivit afirmațiilor EDF, contractul pe diferență îndeplinește criteriile Altmark, prin urmare, măsura nu constituie ajutor de stat în temeiul articolului 107 alineatul (1) din TFUE.

               (235)

               În ceea ce privește primul criteriu Altmark, EDF susține că serviciul de interes economic general al HPC nu include furnizarea de energie electrică de bază de către NNBG. Mai degrabă, serviciul de interes economic general constă în investiții într-o nouă centrală nucleară de producere a energiei electrice, care urmează să fie livrată într-un anumit interval de timp. Prin urmare, preocupările exprimate de Comisie cu privire la aspectul dacă livrarea de energie electrică de bază poate fi considerată un SIEG nu sunt relevante.

               (236)

               Se presupune că HPC trebuie să abordeze obiectivele privind decarbonizarea, securitatea/diversitatea aprovizionării și accesibilitatea energiei.

               (237)

               În ceea ce privește ultimele trei criterii Altmark, se presupune că NNBG nu va obține niciun avantaj în urma măsurii. Parametrii de calcul al compensației vor fi stabiliți în contractul pe diferență. Supracompensarea este evitată prin intermediul mai multor metode și, în special, prin intermediul procedurii de descoperire și de verificare oficială a costurilor care a fost pusă în aplicare înainte de determinarea prețului de exercitare. De asemenea, se pare că analiza detaliată a parametrilor financiari ai contractului pe diferență pentru HPC realizată de guvernul britanic ar trebui să abordeze eventualele preocupări privind faptul dacă nivelul compensației se bazează pe o analiză a costurilor pe care le-ar fi suportat o întreprindere tipică, bine gestionată și dotată corespunzător cu mijloacele necesare.

               (238)

               În ceea ce privește garanția pentru credite, EDF susține că aceasta nu implică ajutor de stat deoarece îndeplinește criteriul investitorului privat în economia de piață.

               (239)

               În ceea ce privește acordul cu secretarul de stat referitor la riscul închiderii centralei din motive politice, EDF susține că dispozițiile referitoare la riscul politic de închidere a centralei nu constituie ajutor de stat.

               (240)

               Potrivit EDF, principiile generale care stau la baza legislației Regatului Unit și a UE conferă un drept la compensație în cazul în care a avut loc privarea de un drept de proprietate. Aceste principii generale se aplică tuturor operatorilor de piață, deși anumite căi de depunere a cererilor de compensare sunt disponibile numai pentru operatorii de piață din statele membre ale UE sau din statele care sunt parte la Tratatul privind Carta energiei. Se presupune că dispozițiile relevante ale contractului pe diferență oferă siguranța contractuală a aplicării principiilor generale. Pe această bază, EDF concluzionează că acordul nu poate fi considerat drept ajutor de stat.

         5.1.   OBSERVAȚIILE PRIMITE CU PRIVIRE LA OBIECTIVELE DE INTERES COMUN

               (241)

               EDF susține că Regatul Unit ar avea nevoie de capacități noi de producere a energiei electrice de aproximativ 60 GW, care să fie date în exploatare între 2021 și 2030, pentru a aborda problema deficitului de energie cauzat de închiderea centralelor existente pe bază de combustibili fosili și a centralelor nucleare. Potrivit EDF, problema deficitului nu poate fi soluționată doar prin creșterea interconectării și a eficienței energetice, ci necesită construirea unui volum important de capacități de producție noi.

               (242)

               EDF remarcă faptul că modelele Ministerului Energiei și Schimbărilor Climatice arată că problemele de adecvare a capacității de producție vor apărea la începutul anilor 2020 și că HPC, care, conform estimărilor, va începe să producă energie în 2023, ar putea contribui la abordarea deficitului de energie.

               (243)

               EDF a observat faptul că noua capacitate trebuie să își propună, în principal, emisii reduse de dioxid de carbon, pentru a putea realiza obiective în materie de decarbonizare care să fie compatibile cu Perspectiva energetică 2050 a Comisiei (28). Centralele nucleare noi ar fi un element esențial al decarbonizării eficiente din punct de vedere al costurilor în sectorul energiei electrice.

               (244)

               În cele din urmă, HPC ar contribui, de asemenea, la obiectivul realizării unei mai mari diversificări a aprovizionării cu energie prin limitarea dependenței europene de importurile de gaze din afara UE. Acest lucru este compatibil cu dreptul Regatului Unit de a-și exercita puterea de apreciere în conformitate cu articolul 194 din TFUE în vederea includerii energiei nucleare în viitorul mix energetic, împreună cu alte forme de producere a energiei cu emisii reduse de dioxid de carbon.

               (245)

               De asemenea, această decizie strategică este în conformitate cu Tratatul Euratom.

         5.2.   OBSERVAȚIILE PRIMITE CU PRIVIRE LA NECESITATEA INTERVENȚIEI STATULUI ȘI DISFUNCȚIONALITĂȚILE PIEȚEI

               (246)

               EDF afirmă că obiectivele comune respective nu pot fi realizate doar pe baza pieței, întrucât investițiile necesare reprezintă o investiție de două ori mai mare decât cea asigurată în cele două decenii după privatizarea din 1990.

               (247)

               În special, ar avea loc o combinație a disfuncționalităților reziduale ale pieței în legătură cu producerea energiei electrice și mai ales a energiei nucleare. A fost prezentat un raport elaborat de Compass Lexecon pentru a oferi detalii suplimentare cu privire la aceste disfuncționalități ale pieței (29):

                           (a)

                           disfuncționalitatea pieței emisiilor de dioxid de carbon: întrucât prețurile emisiilor de dioxid de carbon nu sunt stabilite în mod adecvat în cadrul schemei de comercializare a certificatelor de emisii și prețul minim al carbonului nu este suficient, având în vedere riscul politic, ratele vor fi reduse în viitor;

                           (b)

                           securitatea și diversificarea disfuncționalităților pieței de aprovizionare, din cauza faptului că beneficiile sociale asociate securității și diversității nu ar fi evaluate în mod corespunzător de către investitori. Investițiile în active de producție la scară largă nu ar fi realizate pe baza unor rate ale rentabilității anticipate în perioadele cu prețul cel mai mare, având în vedere caracterul imprevizibil al acestora, ceea ce conduce la problema „lipsei fondurilor” și la o lipsă a diversității mixului energetic;

                           (c)

                           piețe de transfer al riscului incomplete, având în vedere că nu ar exista nicio certitudine că prețurile cu ridicata la energia electrică vor fi corelate cu costurile fixe ale producătorilor de energie cu emisii reduse de dioxid de carbon. Riscul volatilității prețurilor rezultat nu ar fi un eșec în sine și ca atare, ci devine unul în cazul în care riscurile ar putea fi transferate, partajate sau centralizate într-un mod eficient, ceea ce condițiile de piață actuale nu permit;

                           (d)

                           riscuri politice și de „renunțare la anumite investiții”, din cauza riscurilor de reglementare și politice considerabile care pot influența semnificativ profiturile obținute de investitori din proiect, expunerea investitorilor în centrale nucleare noi la o potențială problemă a „renunțării la anumite investiții”, și anume riscul ca investitorii care au realizat investiții să fie împiedicați prin acțiuni guvernamentale să obțină un profit de pe urma acestora;

                           (e)

                           riscuri de finanțare, din cauza constrângerilor financiare apărute în condiții de piață actuale, în care creditorii sunt reticenți față de riscurile implicate de centralele nucleare noi.

               (248)

               EDF concluzionează, pe baza argumentelor de mai sus, că ajutorul de stat este necesar pentru atingerea obiectivelor de interes comun.

         5.3.   OBSERVAȚIILE PRIMITE CU PRIVIRE LA CARACTERUL ADECVAT ȘI EFECTUL DE STIMULARE AL MĂSURILOR

               (249)

               EDF consideră că invitația publică emisă de Regatul Unit în decembrie 2011 pentru dezvoltatorii de capacități noi cu emisii scăzute de dioxid de carbon în vederea participării la discuțiile cu Ministerul Energiei și Schimbărilor Climatice cu privire la eventuale contracte de investiții, la care, dintre dezvoltatorii unei centrale nucleare noi, a răspuns doar NNBG, face ca procesul de negociere urmat de către părți să fie adecvat. Regatul Unit ar fi realizat o analiză preliminară a proiectului semnificativă printr-o procedură de identificare și de verificare a costurilor cu o durată de 18 luni.

               (250)

               De asemenea, contractul pe diferență nu protejează NNBG împotriva riscurilor pieței. NNBG ar continua să vândă energie electrică pe piața cu ridicata. Diferența de plată ar reprezenta o valoare echitabilă, calculată pe baza costurilor proiectului. NNBG ar fi stimulată să vândă energia pe care o produce pe piață în vederea realizării prețului de referință și și-ar asuma riscul de a nu fi în măsură să facă acest lucru sau de a nu fi în măsură să producă cantitatea de energie electrică estimată.

               (251)

               De asemenea, NNBG ar păstra riscuri substanțiale, inclusiv riscuri de construcție, riscuri de exploatare, riscuri financiare și riscuri legate de deșeuri și dezafectare. Supracosturile nu ar fi transferate către consumatori, fiind suportate de NNBG.

               (252)

               În cele din urmă, contractul pe diferență ar fi un instrument adecvat, întrucât acesta ar oferi un contract pe termen lung care asigură stabilitatea prețurilor, fiind în același timp mai eficient din punct de vedere al costurilor decât instrumentele cu primă fixă. De asemenea, combinarea contractului pe diferență cu garanția pentru credite ar fi necesară, întrucât contractul pe diferență ar aborda riscurile proiectului HPC, în timp ce garanția ar facilita accesul la credite al NNBG, fiind acordată în condiții comerciale.

               (253)

               EDF a susținut că investițiile în centrale nucleare noi pentru producerea de energie în general și în HPC în special nu ar putea fi realizate în lipsa contractului pe diferență și a garanției pentru credite și a salutat concluzia preliminară a Comisiei conform căreia efectul de stimulare al măsurii notificate este plauzibil.

         5.4.   OBSERVAȚIILE PRIMITE CU PRIVIRE LA PROPORȚIONALITATEA MĂSURILOR

               (254)

               EDF a susținut că plățile aferente diferenței nu vor depăși nivelul necesar pentru a face proiectul HPC suficient de profitabil. Rata internă de rentabilitate (denumită în continuare „RIR”) vizată, de [9,75-10,25] %, ar fi în conformitate cu criteriile Grupului EDF privind investițiile și ar fi adecvată având în vedere riscurile implicate în proiect, fiind, de asemenea, în conformitate cu randamentul obținut de alți beneficiari ai contractului pe diferență.

               (255)

               EDF a considerat că durata de 35 de ani a contractului pe diferență ar fi minimul necesar pentru ca proiectul să fie finanțat. Orice reducere ar conduce la schimbări ale structurii de finanțare a datoriei, ale profilului mecanismelor de finanțare pentru dezafectare, precum și ale nivelului veniturilor și ale riscului politic.

               (256)

               În sfârșit, EDF a susținut că un contract pe diferență ar conține mecanisme contractuale destinate să prevină supracompensarea NNBG și a investitorilor săi, în special prin clauzele de repartizare a câștigurilor.

         5.5.   OBSERVAȚIILE PRIMITE CU PRIVIRE LA POTENȚIALUL DE DENATURARE A CONCURENȚEI ȘI A SCHIMBURILOR COMERCIALE ÎNTRE STATELE MEMBRE

               (257)

               Potrivit EDF, contractul pe diferență nu ar avea un efect de evicțiune asupra investițiilor private în alte forme de capacități de producere a energiei, inclusiv sursele regenerabile, din cauza proporției relativ mici a capacității comandate.

               (258)

               În opinia EDF, orice deplasare a investițiilor noi în producția de energie din combustibili fosili nu ar face decât să conducă la atingerea obiectivelor de interes comun vizate de măsură. În absența HPC, Regatul Unit poate crește nivelul de susținere a altor tehnologii cu emisii scăzute de dioxid de carbon, dar EDF consideră că un astfel de scenariu ar fi mai puțin eficient, întrucât astfel de tehnologii reprezintă o modalitate mai costisitoare și mai puțin sigură de a realiza obiectivele Regatului Unit în ceea ce privește decarbonizarea.

               (259)

               Impactul asupra capacității de interconectare ar fi, de asemenea, limitat, întrucât HPC nu ar afecta stimulentele pentru investiții în cadrul proiectelor de interconectare, nu ar reduce investițiile în adaptarea cererii, care ar fi determinate în principal de structura tarifelor, și nici nu ar reduce investițiile în eficiența energetică, care se bazează în mare măsură pe subvenții specifice și pe sprijin financiar.

               (260)

               De asemenea, potrivit EDF, contractul pe diferență nu ar acorda un avantaj pentru EDF sau NNBG care nu este disponibil pentru alți producători de energie electrică. Concurenții ar putea solicita un contract pe diferență, iar acesta nu ar elimina motivația întreprinderii NNBG de a lua decizii eficiente în ceea ce privește distribuirea și reducerea costurilor.

               (261)

               În sfârșit, contractul pe diferență nu ar oferi întreprinderii NNBG capacitatea și motivația de a manipula prețul de referință sau de a bloca piața pentru concurenții EDF, având în vedere faptul că piața de referință este foarte lichidă și producția sezonieră a NNBG ar reprezenta doar o mică parte din cantitățile tranzacționate. De asemenea, contractele pe diferență ar oferi garanții împotriva oricărei denaturări a prețului de referință. Blocarea accesului concurenților la capacitatea de producție de bază a HPC nu ar fi acceptabilă pentru alți acționari ai NNBG, în afară de EDF, și nici pentru Regatul Unit, în calitate de garant în cadrul garanției pentru credite, sau pentru creditorii proiectului.

         6.   RĂSPUNSUL REGATULUI UNIT LA OBSERVAȚIILE PREZENTATE DE PĂRȚILE INTERESATE

               (262)

               Regatul Unit a răspuns la observațiile părților interesate la 13 iunie și la 4 iulie 2014.

               (263)

               În general, Regatul Unit a constatat că majoritatea observațiilor au fost pozitive și că marea majoritate a problemelor ridicate au fost deja abordate în observațiile sale prealabile. În continuare, sunt prezentate principalele argumente furnizate de Regatul Unit ca răspuns la principalele preocupări exprimate de părțile interesate. Vor fi prezentate numai răspunsurile la cele mai importante observații în ceea ce privește evaluarea ajutorului de stat.

         6.1.   EXISTENȚA AJUTORULUI ȘI A SIEG

               (264)

               Regatul Unit și-a reiterat poziția conform căreia statele membre dispun de o marjă largă de apreciere în definirea unei activități drept SIEG. După toate probabilitățile, articolul 8 din Directiva privind energia electrică nu ar fi aplicabil măsurii notificate.

               (265)

               De asemenea, în opinia Regatului Unit, inclusiv în absența unei proceduri de licitație oficiale, autoritățile au promovat intensiv posibilitatea dezvoltatorilor de a se prezenta la discuții privind contractele de investiții sau contractele pe diferență timpurii pentru producerea de energie electrică cu emisii reduse de dioxid de carbon.

               (266)

               În ceea ce privește garanția pentru credite, Regatul Unit a susținut în continuare lipsa ajutorului, întrucât aceasta ar fi acordată în condițiile pieței și ar fi disponibilă, de asemenea, pentru alte proiecte. Regatul Unit susține că schema de garantare a IUK este deschisă pentru proiecte mari de investiții în Regatul Unit, inclusiv investiții în proiecte privind producerea de energie din surse regenerabile, precum și proiecte nucleare.

               (267)

               În ceea ce privește compensația, autoritățile britanice susțin că prețul de exercitare a fost stabilit pe baza următoarelor criterii: (i) o procedură riguroasă de identificare și de verificare a costurilor pentru a evalua costurile proiectului HPC, realizată cu sprijinul unor consilieri financiari și tehnici externi; (ii) o evaluare cuprinzătoare a nivelului de rentabilitate a investiției care ar fi rezonabil pentru investitori în ceea ce privește proiectul HPC, prin compararea cu alte proiecte similare; și (iii) o serie de negocieri dificile care au fost susținute de o analiză la nivelul superior al prețului de exercitare considerat adecvat de către guvernul britanic pentru HPC, prin comparare, de asemenea, cu costurile altor forme de energie electrică. Guvernul britanic a realizat, de asemenea, o evaluare a raportului calitate-preț care i-a permis să concluzioneze că: (i) randamentul investițiilor în proiectul HPC este echitabil și nu va supracompensa NNBG; (ii) prețul de exercitare este competitiv din punct de vedere al costurilor cu producerea de energie pe bază de gaze cu emisii scăzute de dioxid de carbon și în condiții de emisii nereduse; și (iii) în ansamblu, HPC aduce beneficii sociale nete și respectă constrângerile privind accesibilitatea impuse de guvernul britanic.

               (268)

               În ceea ce privește acordul cu secretarul de stat, autoritățile britanice susțin că motivul pentru respectivul acord suplimentar constă în faptul că exploatarea centralelor nucleare este deosebit de sensibilă la schimbările sprijinului politic pentru energia nucleară. În astfel de circumstanțe, secretarul de stat s-a angajat să plătească compensații (în cazul în care plata nu este efectuată de cealaltă parte la contractul pe diferență) astfel încât investitorii NNBG să se afle în aceeași situație precum în cazul în care închiderea din motive politice nu ar fi avut loc.

               (269)

               Regatul Unit declară că acordul cu secretarul de stat nu restrânge capacitatea guvernului britanic de a închide centralele nucleare. Se pare că acordul cu secretarul de stat, alături de contractul pe diferență, recunoaște menținerea capacității guvernului britanic de a face acest lucru, tocmai din cauza faptului că acordă compensații în cazul unei eventuale închideri a centralei HPC din motive politice. Autoritățile britanice afirmă că nu este posibil ca actualul guvern britanic să convingă viitoarele guverne să păstreze centralele nucleare deschise.

         6.2.   OBIECTIVE DE INTERES COMUN

               (270)

               În ceea ce privește observația că Tratatul Euratom nu poate furniza un obiectiv comun, cu excepția cazului în care politica Comisiei permite în mod expres acest lucru, Regatul Unit a remarcat că Tratatul Euratom continuă să facă parte din acordul constituțional al UE și nu a fost abrogat și că nu există niciun temei pentru a susține că politicile Comisiei în domeniul nuclear ar putea afecta sensul sau interpretarea tratatului, care nu pot fi modificate în mod unilateral de către Comisie.

               (271)

               Regatul Unit nu a fost de acord cu observațiile care pun sub semnul întrebării contribuția energiei nucleare la decarbonizare și cu observațiile care au sugerat că energia nucleară are un impact negativ asupra mediului. Energia nucleară este o formă recunoscută de energie cu emisii reduse de dioxid de carbon care contribuie la decarbonizare. În special, contribuția HPC la obiectivele în materie de decarbonizare a fost acceptată de Comisie în contextul procesului de consultare prevăzut la articolele 41-43 din Tratatul Euratom.

               (272)

               Energia nucleară oferă o sursă stabilă de capacitate de bază, contribuind astfel la securitatea aprovizionării într-un mod mai previzibil decât tehnologiile de producere intermitentă.

         6.3.   DISFUNCȚIONALITĂȚILE PIEȚEI ȘI NECESITATEA INTERVENȚIEI STATULUI

               (273)

               Regatul Unit nu a fost de acord cu observațiile care sugerează că piața ar oferi investiții noi în energia nucleară în absența ajutorului. În schimb, acesta a fost de acord cu observațiile care sugerează că generarea de energie nucleară a fost expusă mai multor disfuncționalități ale pieței care împiedică piața să atingă un nivel eficient de decarbonizare și de securitate a aprovizionării fără intervenția statului. Principalele trei disfuncționalități ale pieței care afectează stimulentele pentru investiții în producția nucleară sunt: 1. disfuncționalitatea pieței de decarbonizare; 2. securitatea și diversificarea disfuncționalității pieței de aprovizionare; și 3. imperfecțiunile piețelor financiare (piețe de transfer de risc incomplete și renunțarea la anumite investiții).

               (274)

               Autoritățile britanice au reiterat faptul că EPR este o tehnologie nouă și că în Regatul Unit nu a existat nicio investiție în energia nucleară timp de 30 de ani. Alte proiecte nucleare noi ar beneficia de sprijin din partea statului în alte țări. Fără sprijin din partea statului, nu ar fi fost comandată nicio centrală bazată pe tehnologia EPR în Regatul Unit.

               (275)

               De asemenea, Regatul Unit a reafirmat că celelalte mecanisme sunt insuficiente pentru atingerea obiectivelor comune. Operatorii care beneficiază de sprijin în temeiul contractului pe diferență nu pot participa la piața de capacități și impactul prețului minim al carbonului asupra prețurilor emisiilor de dioxid de carbon este insuficient pentru a sprijini investițiile în centrale nucleare noi.

         6.4.   CARACTERUL ADECVAT AL INSTRUMENTULUI ȘI EFECTUL DE STIMULARE

               (276)

               În opinia Regatului Unit, contractele pe diferență pentru energia nucleară sunt mai avantajoase decât cele pentru sursele regenerabile de energie, întrucât cele dintâi conțin clauze suplimentare care sunt mai stricte (de exemplu, clauzele de repartizare a câștigurilor). De asemenea, și acesta reprezintă un aspect care se suprapune cu proporționalitatea măsurii, durata contractului pe diferență nu poate fi calificată drept excesivă, întrucât trebuie să se aibă în vedere durata cea mai scurtă pentru realizarea investiției.

               (277)

               Măsura are un efect de stimulare, printre altele, prin stimularea NNBG să construiască centrala fără a primi înainte nicio compensație.

         6.5.   PROPORȚIONALITATEA MĂSURILOR

               (278)

               Regatul Unit a reiterat argumentele în sprijinul poziției sale potrivit căreia măsurile sunt proporționale. Randamentul capitalurilor proprii la nivelul sugerat în unele observații nu este realist și mecanismul de repartizare a câștigurilor previne supracompensarea la atingerea pragului de 15 %.

               (279)

               EDF nu este în măsură să aibă putere de piață sau să realizeze profit excepțional la sfârșitul contractului pe diferență datorită închiderii centralelor nucleare existente înainte de construcția unor centrale nucleare noi, a introducerii unor noi instalații cu emisii scăzute de dioxid de carbon, precum și a pătrunderii pe piață a altor operatori nucleari.

               (280)

               Prețurile energiei nucleare la nivelul comerțului cu ridicata în Finlanda și în Franța nu constituie o valoare de referință adecvată din cauza condițiilor specifice din respectivele state membre, în special a faptului că, în Franța, prețul reflectă investițiile în instalațiile existente, care au fost amortizate în mare parte.

               (281)

               De asemenea, potrivit Regatului Unit, costurile pentru gestionarea prudentă a deșeurilor și dezafectare au fost luate în considerare în analiza pe care se sprijină planul de afaceri, pe baza proiectului de a oferi un spațiu de depozitare permanent și servicii asociate de gestionare și de eliminare a deșeurilor nucleare.

         6.6.   DENATURAREA CONCURENȚEI ȘI A SCHIMBURILOR COMERCIALE ÎNTRE STATELE MEMBRE

               (282)

               Regatul Unit a susținut că denaturările pieței evidențiate de părțile interesate nu ar apărea ca urmare a ajutorului. NNBG și EDF nu sunt în măsură să manipuleze prețul de referință și EDF nu deține putere de piață sau o poziție dominantă pe piețele de energie electrică din Regatul Unit.

               (283)

               Regatul Unit a reiterat faptul că HPC nu are un impact negativ asupra investițiilor în noi capacități de interconectare și că intenționează să extindă aceste capacități. De asemenea, energia electrică produsă de HPC poate fi exportată, sprijinind astfel investițiile în interconectări noi.

               (284)

               Ajutorul nu are un impact negativ asupra altor surse cu emisii reduse de dioxid de carbon, având în vedere că acestea sunt sprijinite, de asemenea, de Regatul Unit și nu există nicio discriminare față de tehnologiile de producere a energiei din surse regenerabile. Ajutorul sprijină în mod efectiv investițiile într-o gamă largă de inițiative în materie de energie.

         6.7.   ALTE OBSERVAȚII

               (285)

               Regatul Unit a răspuns la aspectul costurilor asociate răspunderii, dezafectării și gestionării deșeurilor, afirmând, în special, că administrarea costurilor respective nu va implica acordarea de sprijin suplimentar din partea statului.

               (286)

               În special, regimul răspunderii pentru incidentele nucleare în temeiul Legii privind instalațiile nucleare din 1965 nu implică ajutor de stat, întrucât Regatul Unit nu ar oferi securitate pentru NNBG în ceea ce privește obligațiile sale pentru incidentele nucleare. În temeiul articolelor 16 și 18 din Legea privind instalațiile nucleare din 1965, răspunderea în cazul incidentelor nucleare revine atât operatorilor, cât și statului, operatorii fiind răspunzători până la o anumită sumă și statul fiind răspunzător de la suma respectivă până la o sumă mai mare.

               (287)

               De asemenea, Regatul Unit a reiterat faptul că mecanismele de limitare a răspunderii operatorilor și a statului pun în aplicare articolele 6 și 7 din Convenția de la Paris și articolele 2 și 3 din Convenția de la Bruxelles, prin urmare, acestea decurg din obligații de drept internațional, care au fost aprobate de UE, în special prin recomandările Comisiei 65/42/Euratom și 66/22/Euratom.

         7.   EXISTENȚA AJUTORULUI DE STAT

   7.1.   AJUTOR DE STAT ÎN SENSUL ARTICOLULUI 107 ALINEATUL (1) DIN TRATAT

               (288)

               Ajutoarele de stat sunt definite la articolul 107 alineatul (1) din tratat drept ajutoarele acordate de un stat membru sau prin intermediul resurselor de stat, sub orice formă, care denaturează sau amenință să denatureze concurența prin favorizarea anumitor întreprinderi sau a producerii anumitor bunuri, în măsura în care acestea afectează schimburile comerciale dintre statele membre.

         7.2.   DECIZIA DE INIȚIERE A PROCEDURII

               (289)

               Regatul Unit a afirmat în notificarea transmisă că măsura notificată nu constituie ajutor de stat în conformitate cu articolul 107 alineatul (1) din TFUE, în special deoarece intervenția nu a conferit un avantaj în favoarea unei întreprinderi pe baza criteriilor Altmark (30).

               (290)

               Comisia a menționat în decizia de inițiere a procedurii că tehnologia nucleară a fost și poate fi considerată, în general, o activitate comercială viabilă. De asemenea, ținând cont de calendarul pentru construirea HPC, Comisia a considerat că este puțin probabil că centrala va fi în măsură să abordeze, odată construită, problemele legate de securitatea aprovizionării preconizate în Regatul Unit în 2020. De asemenea, Comisia și-a exprimat îndoielile cu privire la faptul că NNBG a fost însărcinată cu executarea unor obligații specifice de serviciu public.

               (291)

               De asemenea, Comisia și-a exprimat îndoiala cu privire la măsura în care condițiile impuse NNBG ar putea fi considerate obligații de serviciu public sau la faptul că întreprinderii NNBG i se va încredința un serviciu de interes economic general.

               (292)

               Întrucât anumite elemente esențiale privind compensația nu au fost stabilite încă și urmau să facă obiectul unor negocieri suplimentare, Comisia a constatat, în decizia de inițiere a procedurii, că deocamdată nu este în măsură să verifice dacă parametrii negociați vor fi stabiliți într-o manieră obiectivă și transparentă, pentru a evita conferirea unui avantaj economic care ar putea favoriza întreprinderea beneficiară în detrimentul întreprinderilor concurente.

               (293)

               În ceea ce privește posibilitatea supracompensării, Comisia a remarcat că, la momentul deciziei de inițiere a procedurii, nu a fost posibil să se evalueze dacă NNBG va plăti o rată comercială pentru garanție și a formulat o serie de îndoieli cu privire la conformitatea mecanismului contractului pe diferență permis pentru supracompensare.

               (294)

               De asemenea, în decizia de inițiere a procedurii, Comisia și-a exprimat îndoielile că nivelul de profit folosit pentru stabilirea prețului de exercitare corespunde ratei de rentabilitate a unei întreprinderi tipice care analizează dacă să furnizeze sau nu serviciul de interes economic general pe întreaga durată de atribuire, ținând cont de nivelul de risc.

               (295)

               În ceea ce privește acordul încheiat cu secretarului de stat, Comisia s-a întrebat dacă acesta poate fi calificat drept ajutor de stat.

         7.3.   CONTRACTUL PE DIFERENȚĂ: EXISTENȚA UNUI AVANTAJ

               (296)

               Conform observațiilor Comisiei, contractul pe diferență protejează NNBG împotriva oricărei volatilități a prețurilor pe piața energiei electrice, întrucât aceasta primește întotdeauna prețul de exercitare prestabilit atunci când vinde la prețuri care sunt sub nivelul respectiv. Acest lucru asigură un flux constant al veniturilor pentru NNBG în primii 35 de ani de exploatare a centralei HPC, de care alți operatori care nu au încheiat un contract pe diferență nu beneficiază. Prin urmare, Comisia consideră că un contract pe diferență implică un avantaj selectiv pentru NNBG.

               (297)

               Autoritățile britanice consideră că măsurile notificate nu implică un avantaj pentru NNBG, întrucât acestea îndeplinesc criteriile Altmark.

               (298)

               Curtea de Justiție a stabilit criteriile Altmark pentru a clarifica împrejurările în care o compensație acordată de o autoritate publică pentru prestarea unui serviciu de interes economic general (SIEG) poate fi considerată ajutor de stat în temeiul articolului 107 alineatul (1) din TFUE (31).

               (299)

               În special, Curtea a afirmat că trebuie îndeplinite patru criterii cumulative pentru ca o compensație acordată pentru un SIEG să nu constituie ajutor de stat. Criteriile sunt următoarele:

               (300)

               întreprinderea beneficiară trebuie să aibă efectiv obligații de serviciu public de îndeplinit, iar obligațiile trebuie definite în mod clar;

               (301)

               parametrii pe baza cărora se calculează compensația trebuie să fie stabiliți în prealabil, într-o manieră obiectivă și transparentă, pentru a evita ca aceasta să confere un avantaj economic care ar putea favoriza întreprinderea beneficiară față de întreprinderi concurente;

               (302)

               compensația nu poate să depășească suma necesară acoperirii totale sau parțiale a costurilor ocazionate de executarea obligațiilor de serviciu public, luându-se în considerare veniturile aferente și un profit rezonabil pentru executarea acestor obligații; și

               (303)

               dacă întreprinderea care urmează să îndeplinească obligații de serviciu public, într-un anumit caz, nu este aleasă în temeiul unei proceduri de achiziții publice care ar permite selectarea ofertantului capabil să presteze serviciile respective cu cel mai mic cost pentru comunitate, nivelul compensației necesare trebuie stabilit pe baza unei analize a costurilor pe care o întreprindere tipică, bine gestionată și dotată în mod corespunzător cu resursele necesare le-ar fi suportat în scopul îndeplinirii acestor obligații, luând în considerare veniturile relevante și un profit rezonabil pentru îndeplinirea obligațiilor în cauză.

               (304)

               De asemenea, Comisia a clarificat condițiile în care compensația pentru obligația de serviciu public trebuie să fie considerată ajutor de stat în comunicarea sa privind aplicarea normelor Uniunii Europene în materie de ajutor de stat în cazul compensației acordate pentru prestarea unor servicii de interes economic general (denumită în continuare „comunicarea privind compensația pentru SIEG”) (32).

         7.4.   EXISTENȚA UNUI SIEG

               (305)

               Regatul Unit consideră că primul criteriu este îndeplinit, în special întrucât serviciul care urmează să fie furnizat de NNBG este definit în mod clar și nu poate fi oferit de piață. Serviciul de interes economic general ar consta în asigurarea investițiilor în noi capacități nucleare de producere a energiei care urmează să fie livrate într-un anumit interval de timp.

               (306)

               În ceea ce privește definirea unui SIEG, jurisprudența prevede că „se impune constatarea că în dreptul UE și în scopul aplicării normelor privind concurența din TFUE, nu există nicio definiție legală clară și precisă a noțiunii de misiune SIEG și niciun concept juridic statornic care să stabilească, în mod definitiv, condițiile care trebuie îndeplinite pentru ca un stat membru să poată invoca în mod valabil existența și protecția unei misiuni SIEG, fie în sensul primei condiții enunțate în hotărârea Altmark, fie în sensul articolului 106 alineatul (2) din TFUE (33)”. În absența unor norme specifice ale UE în materie, statele membre dispun de o marjă largă de apreciere în ceea ce privește definirea existenței unui SIEG. Cu toate acestea, există limite ale marjei de apreciere. Astfel, deși Comisia nu are competența să prescrie exact care tip de servicii pot fi considerate drept SIEG și care nu, aceasta poate – în principiu – să constate că un stat membru a comis o eroare vădită (34) de apreciere în ceea ce privește calificarea unui serviciu drept SIEG. Un stat membru nu poate, de exemplu, să impună obligații de serviciu public pentru servicii care sunt deja furnizate sau care pot fi furnizate în mod satisfăcător și în condiții conforme cu interesul public, astfel cum sunt definite de către stat, de către întreprinderi care își desfășoară activitatea în condiții normale de piață.

               (307)

               Contractul pe diferență ca mijloc pentru acordarea ajutoarelor de stat ca parte a reformei pieței de energie electrică din Regatul Unit a fost confirmat de către Comisie în mai multe cazuri (35). Comisia a considerat că un contract pe diferență este un mijloc adecvat de acordare a ajutoarelor de stat pentru generarea de energie electrică, care a fost aprobat ca fiind compatibil cu piața internă în temeiul articolului 107 alineatul (3) litera (c). Prin urmare, nu există niciun motiv pentru Comisie să se distanțeze de evaluarea efectuată în decizie și să considere că sprijinul pentru producerea de energie electrică prin intermediul unui contract pe diferență ar putea face obiectul unui SIEG.

               (308)

               În numeroase ocazii, în observațiile prezentate, autoritățile britanice menționează că obiectivul măsurii este de a stimula sau de a debloca investițiile în producerea de energie cu emisii scăzute de dioxid de carbon, în special centralele nucleare noi. Acest obiectiv de politică este proporțional cu un obiectiv de interes comun pentru care se poate acorda un ajutor de stat, mai degrabă decât cu încredințarea prestării unui SIEG.

               (309)

               Contractul pe diferență încheiat pentru centrala HPC a fost conceput special pentru a permite o abordare cât mai eficientă posibil a obstacolelor din calea proiectului, inclusiv un nivel de protecție împotriva anumitor riscuri, în special cele referitoare la incertitudinea privind prețurile viitoare ale energiei electrice. Această abordare este conformă cu acordarea de ajutoare de stat în temeiul articolului 107 alineatul (3) litera (c) din TFUE și nu constituie un SIEG.

               (310)

               Atunci când se discută dacă normele privind achizițiile publice se aplică proiectului, autoritățile britanice admit faptul că măsura nu implică niciun fel de achiziții de bunuri, lucrări sau servicii în beneficiul guvernului britanic, ceea ce contrazice afirmația că măsura constituie un SIEG.

               (311)

               Primul criteriu Altmark impune ca întreprinderii să i se fi încredințat exercitarea unei obligații de serviciu public. În consecință, pentru a se respecta jurisprudența Altmark, este necesară atribuirea unui serviciu public care definește obligațiile întreprinderilor în cauză și ale autorității (36).

               (312)

               În ceea ce privește caracterul obligatoriu al obligației de serviciu public în cazul de față, Regatul Unit pare să susțină că acesta este asigurat de combinația de clauze riguroase care vizează să asigure că NNBG va respecta intervalul de timp specificat și faptul că, odată ce NNBG este implicată în construcție, nu va exista „nicio ieșire”, având în vedere nivelul extrem de ridicat al costurilor nerecuperabile pe care le va suporta. Într-adevăr, contractul pe diferență pare să ofere o serie de astfel de clauze riguroase care ar stimula NNBG să își îndeplinească obligațiile care îi revin în temeiul contractului și ar permite autorităților britanice să rezilieze contractul în cazul în care nu sunt îndeplinite anumite obligații. De asemenea, natura proiectului implică costuri nerecuperabile foarte ridicate care, cel mai probabil, vor descuraja abandonarea proiectului. Cu toate acestea, în pofida naturii specifice a proiectului, dispozițiile contractuale sunt obligații contractuale tipice pe care orice părți contractuale ar urmări să le includă într-un acord similar, mai degrabă decât o obligație de serviciu public impusă de autoritățile britanice. NNBG nu este obligată să construiască centrala nucleară și nici să o construiască până la o anumită dată. Autoritățile britanice nu pot impune nicio obligație în acest sens; acestea nu pot decât să rezilieze contractul.

               (313)

               De asemenea, nu există nicio obligație impusă HPC de a produce energie electrică, de a produce o anumită cantitate de energie electrică sau de a introduce pe piață energia electrică respectivă. Într-adevăr, în temeiul contractului pe diferență, HPC va avea stimulente puternice pentru a produce o cantitate de energie electrică cât mai mare cu putință pentru a-și spori câștigurile, dar nu este obligată să facă acest lucru. În ceea ce privește vânzarea de energie electrică, HPC poate să vândă pe piața la vedere sau pe bază de contracte bilaterale, ceea ce înseamnă că aceasta nu este nici obligată, nici încurajată să furnizeze energie electrică pentru public.

               (314)

               Comisia consideră că astfel de condiții nu pot fi privite drept obligații de serviciu public sau drept elemente de probă care demonstrează că întreprinderii NNBG îi este încredințată prestarea unui SIEG.

               (315)

               Prin urmare, Comisia concluzionează că primul criteriu Altmark nu este îndeplinit, întrucât asigurarea investițiilor în capacități nucleare noi pentru producerea de energie electrică care urmează să fie livrate într-un anumit interval de timp nu constituie un SIEG veritabil și întreprinderii NNBG nu îi sunt încredințate obligații de serviciu public de către Regatul Unit.

         7.5.   CONCLUZIE CU PRIVIRE LA EVALUAREA ÎN TEMEIUL ARTICOLULUI 107 ALINEATUL (1) DIN TFUE PE BAZA CRITERIILOR ALTMARK

               (316)

               Întrucât criteriile Altmark sunt cumulative și primul criteriu nu este îndeplinit, Comisia nu consideră că este necesar să evalueze celelalte criterii. Pe baza argumentelor enunțate la punctele 7.1-7.5 de mai sus, criteriile Altmark nu sunt întrunite pentru măsura în cauză. Prin urmare, Comisia consideră că măsura va conferi NNBG un avantaj selectiv.

         7.6.   EXISTENȚA UNUI AJUTOR ÎN SENSUL ARTICOLULUI 107 ALINEATUL (1) DIN TFUE: COMPENSAȚIE ÎN CAZUL ÎNCHIDERII CENTRALEI DIN MOTIVE POLITICE (ACORDUL CU SECRETARUL DE STAT)

               (317)

               Regatul Unit intenționează să acorde despăgubiri pentru NNBG în cazul în care centrala HPC este închisă din motive care nu sunt direct imputabile activității acesteia, în special ca urmare a schimbărilor intervenite în politica guvernului.

               (318)

               Regatul Unit nu pare să considere că această compensație constituie ajutor.

               (319)

               Regatul Unit susține că toate contractele pe diferență vor include dispoziții privind compensarea investitorilor în eventualitatea unui „caz de închidere eligibil”, de exemplu o modificare legislativă care închide definitiv întreaga instalație (în funcție de tehnologie) sau refuzul guvernului britanic de a aproba repornirea instalației după o anumită perioadă de la închidere. Acordul direct între secretarul de stat și investitorii NNBG este un acord suplimentar și distinct destinat să funcționeze ca un mecanism de protecție împotriva dispozițiilor cazului de închidere eligibil, datorită situației speciale a energiei nucleare și riscurilor mai ridicate de închidere a centralei din motive politice.

               (320)

               Potrivit EDF, principiile generale care stau la baza legislației Regatului Unit și a UE conferă un drept la compensație în cazul în care a avut loc privarea de un drept de proprietate. Aceste principii generale se aplică tuturor operatorilor de piață, deși anumite căi de depunere a cererilor de compensare sunt disponibile numai pentru operatorii de piață din statele membre ale UE sau din statele care sunt parte la Tratatul privind Carta energiei.

               (321)

               Într-adevăr, toate contractele pe diferență par să includă dispoziții privind un eveniment de închidere eligibil, dar nu toate vor beneficia de pe urma unui acord special separat cu secretarul de stat. Comisia recunoaște că s-ar putea argumenta că energia nucleară ar putea să se confrunte cu riscuri mai mari de închidere a centralelor din motive politice decât alte tehnologii; cu toate acestea, alte centrale nucleare din Regatul Unit par să nu beneficieze de acorduri similare cu secretarul de stat.

               (322)

               Într-adevăr, astfel cum susține EDF, principiile generale care stau la baza legislației din Regatul Unit și UE prevăd un drept la compensație în cazul în care a avut loc privarea de un drept de proprietate, cu toate acestea, un acord special care protejează o anumită întreprindere împotriva unui astfel de risc în mod specific pare să scutească întreprinderea de orice taxe și de timpul consumat pentru obținerea drepturilor sale care decurg din principiile generale în temeiul legislației din Regatul Unit și UE în instanță sau pe cale extrajudiciară. Susținerea unui drept legal cu un anumit drept contractual pare să aducă un avantaj entității care beneficiază de un astfel de drept, în special în cazul în care aceasta pare să fie singura într-o astfel de situație.

               (323)

               Prin urmare, Comisia consideră că acordul cu secretarul de stat implică anumite avantaje selective pentru NNBG.

         7.7.   CONTRACTUL PE DIFERENȚĂ ȘI ACORDUL CU SECRETARUL DE STAT: RESURSE DE STAT ȘI IMPUTABILITATEA STATULUI

               (324)

               Acordul cu secretarul de stat este încheiat cu o autoritate publică și angajează răspunderea autorității publice respective. Orice avantaje care decurg din acesta provin din resurse de stat.

               (325)

               Întrucât contractul pe diferență se datorează statului, avantajul obținut în temeiul contractului pe diferență este imputabil statului.

               (326)

               Pentru ca avantajele să poată fi calificate drept ajutor de stat în sensul articolului 107 din TFUE, acestea trebuie să fie acordate direct sau indirect prin intermediul resurselor de stat. Acest lucru înseamnă că atât avantajele care sunt acordate direct de către stat, cât și cele care sunt acordate prin intermediul unui organism public sau privat, desemnat sau înființat de stat, sunt incluse în noțiunea de resurse de stat în sensul articolului 107 alineatul (1) din TFUE (37). În acest sens, articolul 107 alineatul (1) din TFUE cuprinde toate mijloacele pecuniare pe care autoritățile publice le pot utiliza în mod efectiv pentru a sprijini anumite întreprinderi, indiferent dacă aceste mijloace aparțin sau nu aparțin în mod permanent patrimoniului statului (38). Prin urmare, chiar dacă sumele corespunzătoare măsurii în cauză nu sunt permanent în posesia Trezoreriei, faptul că acestea rămân în mod constant sub control public și, așadar, la dispoziția autorităților naționale competente este suficient pentru calificarea acestora drept resurse de stat (39).

               (327)

               Autoritățile britanice nu contestă faptul că respectivul contract pe diferență este finanțat din resurse aflate sub controlul statului.

               (328)

               Comisia consideră, bazându-se pe elementele descrise mai jos, că avantajul acordat în temeiul contractului pe diferență va fi finanțat de un organism public sau privat desemnat de către stat.

               (329)

               Contractul pe diferență va fi finanțat printr-o taxă impusă furnizorilor și, în aceste condiții, trebuie să se concluzioneze că orice avantaje acordate în temeiul contractului pe diferență sunt imputabile statului și, de asemenea, sunt finanțate din resurse aflate sub controlul statului.

               (330)

               În primul rând, prețul de exercitare și taxa vor fi stabilite de către stat.

               (331)

               În al doilea rând, cealaltă parte la contract va fi, în principiu, o întreprindere privată deținută de stat și, în orice caz, va fi desemnată de stat. Articolele referitoare la cealaltă parte la contract nu pot fi modificate fără acordul secretarului de stat.

               (332)

               În al treilea rând, cealaltă parte la contract desemnată de stat va administra sistemul de plată, care include colectarea taxei de la furnizori și colectarea plăților de la producătorii de energie atunci când prețul pieței este mai mare decât prețul de exercitare. Aceasta va include, de asemenea, plățile către producători și plățile către furnizori în anumite cazuri.

               (333)

               În al patrulea rând, cealaltă parte la contract va avea dreptul de repartizare a câștigurilor din factura de energie, pentru a putea să colecteze de la furnizori fondurile necesare pentru a efectua plăți către producătorii de energie în cadrul contractului pe diferență și o serie de mecanisme vor fi puse în aplicare de către stat pentru a garanta siguranța plăților către producătorii de energie în cadrul contractului pe diferență în cazul în care un furnizor nu plătește. Aceste mecanisme includ obligația furnizorilor de a oferi garanții, un fond de rezervă în caz de insolvabilitate și desemnarea unui furnizor de ultimă instanță. Fondul de rezervă în caz de insolvabilitate ar oferi celeilalte părți la contract fondurile necesare pentru a acoperi plata taxei de către un furnizor aflat în situație de neîndeplinire a obligațiilor de plată în perioada cuprinsă între momentul executării garanțiilor acestuia și cel al înlocuirii furnizorului în temeiul mecanismului privind furnizorul de ultimă instanță reglementat de Ofgem.

               (334)

               În al cincilea rând, cealaltă parte la contract va prezenta rapoarte statului cu privire la punerea în aplicare. În acest sens, se intenționează ca partenerul contractual să fie reglementat de un document-cadru care stabilește, printre altele, raportul dintre cealaltă parte la contract și stat, principiile de funcționare ale celeilalte părți la contract, principiile de funcționare ale celeilalte părți la contract, aspecte rezervate acționarului, rolurile și responsabilitățile celeilalte părți la contract, responsabilități financiare și de gestionare, precum și cerințele de raportare și de monitorizare. Acesta va defini, de asemenea, parametrii în limitele cărora cealaltă parte la contract trebuie să își îndeplinească funcțiile în ceea ce privește contractele pe diferență.

               (335)

               Pe baza acestor elemente, se poate concluziona că avantajul acordat în temeiul contractului pe diferență va fi finanțat prin contribuții impuse de stat, fiind gestionat și repartizat în conformitate cu dispozițiile legislative de către o entitate desemnată de către stat și aflată sub controlul statului.

         7.8.   GARANȚIA PENTRU CREDITE: EXISTENȚA UNUI AVANTAJ FINANȚAT PRIN INTERMEDIUL RESURSELOR DE STAT ȘI IMPUTABIL STATULUI

               (336)

               Guvernul britanic consideră că garanția pentru credite și clauzele contractului pe diferență au scopuri diferite. Stabilirea prețurilor și aprobarea garanției pentru credite depind în mare măsură de riscul din cadrul întregului proiect subiacent, inclusiv de clauzele contractului pe diferență. Cu toate acestea, contrariul nu este valabil: prezența unei garanții realocă profilul de risc între investitorii în titluri de creanță și garant, mai degrabă decât să modifice profilul de risc al proiectului. Guvernul britanic nu consideră că întreprinderea care pune în aplicare proiectul ar primi sprijin suplimentar din combinarea unui contract pe diferență cu o garanție pentru credite.

               (337)

               Cu toate acestea, intervențiile statului legate de HPC trebuie să fie luate în considerare împreună ca o singură măsură de ajutor datorită cuantumului împrumutului necesar pentru proiect, care nu ar putea fi obținut fără intervenția statului, datorită calendarului intervențiilor statului, care au loc concomitent, precum și datorită legăturii dintre ratingul NNBG, prețul garanției și dispozițiile contractului pe diferență. Contractul pe diferență, acordul cu secretarul de stat și garanția pentru credite sunt diferite în ceea ce privește mijloacele, dar fac parte din aceeași decizie de investiție a autorităților britanice și au același obiectiv, de a stimula și de a permite investiția în centrale nucleare noi. Cele trei măsuri sunt interconectate, toate fiind necesare pentru construirea centralei HPC.

               (338)

               Garanția pentru credite este coloana vertebrală a finanțării proiectului, care are o valoare fără precedent. Existența garanției pentru credite este esențială, de asemenea, pentru ca proiectul să atragă credite externe. Nu există exemple de garanții similare pentru proiecte similare pe piață, întrucât astfel de garanții nu sunt furnizate. Ținând seama de natura fără precedent a proiectului, a finanțării și a garanției pentru care nu există criterii de referință comparabile cu exactitate, chiar dacă s-ar considera că remunerația reduce la minimum sprijinul, Comisia consideră că prețul plătit de NNBG în cazul garanției pentru credite nu poate fi considerat un preț de piață, întrucât piața nu oferă și nu ar oferi un serviciu similar.

               (339)

               Garanția pentru credite este acordată de un organism public din Regatul Unit și implică resurse ale Regatului Unit. Prin urmare, Comisia consideră că garanția pentru credite acordată de Regatul Unit pentru datoria NNBG implică ajutor de stat.

         7.9.   DENATURAREA CONCURENȚEI ȘI IMPACTUL ASUPRA SCHIMBURILOR COMERCIALE

               (340)

               Contractul pe diferență, acordul cu secretarul de stat și garanția pentru credite au potențialul de a denatura concurența și de a afecta schimburile comerciale între statele membre. Comisia observă, în acest sens, că producerea și furnizarea de energie electrică sunt liberalizate. Întrucât, în cazul de față, măsurile notificate vor permite dezvoltarea unui nivel de capacitate mare care, în caz contrar, ar fi făcut obiectul unor investiții private din partea altor operatori de pe piață care utilizează tehnologii alternative, din Regatul Unit sau din alte state membre, măsurile notificate pot să afecteze schimburile comerciale între statele membre și să denatureze concurența.

               (341)

               Comisia consideră că măsurile de ajutor ar putea să afecteze deciziile de investiții și să înlocuiască investițiile alternative. Întrucât EDF este deja activă pe piața producției de energie electrică din Regatul Unit, ajutorul are potențialul de a denatura funcționarea pieței din aval. De asemenea, ajutorul ar putea conduce la reduceri ale lichidității pieței cu ridicata.

         7.10.   CONCLUZIE GENERALĂ CU PRIVIRE LA EXISTENȚA AJUTORULUI

               (342)

               Prin urmare, Comisia concluzionează că acordul cu secretarul de stat, contractul pe diferență și garanția pentru credite, în calitate de măsuri diferite aferente unei singure intervenții a statului, implică ajutor de stat în sensul articolului 107 alineatul (1) din TFUE.

         8.   EVALUAREA MĂSURII ÎN TEMEIUL ARTICOLULUI 106 ALINEATUL (2) DIN TFUE

               (343)

               Comisia a explicat modul în care interpretează articolul 106 alineatul (2) din TFUE atunci când evaluează o măsură notificată care implică ajutor de stat și prestarea unui SIEG în comunicarea sa privind cadrul Uniunii Europene pentru ajutoarele de stat sub forma compensațiilor pentru obligația de serviciu public (denumit în continuare „cadrul privind SIEG”) (40). Comisia a concluzionat anterior în considerentul 315 că măsura notificată nu implică furnizarea unui SIEG veritabil care constituie o condiție esențială pentru o evaluare a măsurii în temeiul articolului 106 alineatul (2) din TFUE. Prin urmare, Comisia consideră că nu este necesar să se evalueze restul cerințelor prevăzute de cadrul privind SIEG pentru a concluziona că măsura notificată nu poate fi considerată compatibilă cu piața internă pe baza cerințelor de la articolul 106 alineatul (2) din TFUE.

         9.   EVALUAREA MĂSURII DE AJUTOR ÎN TEMEIUL ARTICOLULUI 107 ALINEATUL (3) LITERA (c) DIN TFUE

               (344)

               Ca o observație preliminară, Comisia constată că măsurile care implică ajutor de exploatare sunt, în principiu, incompatibile în temeiul articolului 107 alineatul (3) litera (c) (41). Cu toate acestea, măsurile notificate și, în special, contractul pe diferență sunt echivalente cu un ajutor pentru investiții, din motivele explicate mai jos.

               (345)

               Obiectivul măsurilor și, în special, al contractului pe diferență este de a permite NNBG să se angajeze să investească în construcția centralei HPC. Contractul pe diferență prevede efectiv un instrument de acoperire a riscurilor sub forma unui stabilizator al prețurilor, care oferă stabilitatea și certitudinea veniturilor pentru o perioadă de timp suficient de lungă astfel încât să permită NNBG să investească sumele foarte mari necesare pentru construcția centralei HPC.

               (346)

               Într-adevăr, centrala HPC întâmpină riscuri mai mari pe parcursul etapei de construcție și riscuri mai mici pe parcursul etapei de exploatare. Luând în considerare acest lucru, durata prelungită a funcționării HPC presupune măsuri de sprijin. Din perspectiva acestui tip de proiect, Comisia consideră că măsura de ajutor este, de fapt, echivalentă cu acordarea de ajutor pentru investiții, care ia în considerare caracteristicile și profilul de risc ale proiectului și, prin urmare, reduce la minimum cuantumul ajutorului necesar și măsurile suplimentare esențiale pentru stimularea investițiilor. Din punct de vedere al modelului financiar, valoarea actualizată netă a plăților prețului de exercitare poate fi considerată drept echivalentul plății unei sume forfetare care permite NNBG să acopere costurile de construcție.

               (347)

               Prin urmare, Comisia concluzionează că, în acest caz specific, datorită particularităților proiectului, ajutorul are caracteristicile unui ajutor pentru investiții și compatibilitatea acestuia va fi evaluată în consecință. Efectele specifice de denaturare a concurenței cauzate de ajutor vor fi evaluate la punctul 9.6.

         9.1.   COMPATIBILITATEA CU REGLEMENTĂRILE EXISTENTE ALE PIEȚEI

               (348)

               Comisia a examinat chestiunea dacă măsurile sunt compatibile cu reglementările existente ale pieței interne.

               (349)

               În special, unele părți interesate și-au exprimat preocuparea că ajutorul poate încălca articolul 8 din Directiva privind energia electrică. Unii respondenți au contestat, de asemenea, faptul că măsurile ar fi conforme cu normele UE privind atribuirea contractelor de achiziții publice (42).

               (350)

               Comisia consideră că cele două aspecte sunt corelate într-o oarecare măsură. În special, normele privind atribuirea contractelor de achiziții publice stabilite de Directiva 2004/17/CE și de Directiva 2004/18/CE nu se aplică măsurii în cauză, întrucât aceasta nu implică nicio achiziție de bunuri, lucrări sau servicii.

               (351)

               Directivele 2004/17/CE și 2004/18/CE se aplică achiziționării, prin intermediul unui contract de achiziții publice, de lucrări, de produse sau de servicii de către una sau mai multe autorități sau entități contractante de la operatori economici aleși de respectivele autorități sau entități contractante, indiferent dacă lucrările, produsele sau serviciile sunt destinate sau nu unui scop public. Acest lucru implică, printre alte aspecte, încheierea unui contract care prevede obligații reciproce prin care executarea lucrărilor, furnizarea produselor sau a serviciilor intră sub incidența unor cerințe specifice, definite de autoritatea contractantă sau de entitatea contractantă, a căror îndeplinire poate fi solicitată în fața unei instanțe.

               (352)

               Dimpotrivă, anumite acte ale statelor, precum autorizațiile sau licențele prin care statul membru sau o autoritate publică stabilește condițiile pentru exercitarea unei activități economice, inclusiv o condiție pentru a duce la îndeplinire o anumită operațiune, acordate în mod normal la solicitarea operatorului economic și nu la inițiativa autorității contractante sau a entității contractante, și în care operatorul economic își păstrează dreptul de a denunța dispoziția referitoare la lucrări sau servicii, nu constituie achiziții publice.

               (353)

               În mod similar, simpla finanțare a unei activități, în special prin intermediul granturilor, care este legată adesea de obligația de a rambursa sumele primite în cazul în care acestea nu sunt utilizate în scopurile cărora le sunt destinate, nu intră sub incidența directivelor menționate mai sus.

               (354)

               Pe baza informațiilor disponibile, nu se poate concluziona că respectivul contract pe diferență are ca obiect achiziționarea de lucrări, servicii sau bunuri și, prin urmare, s-ar încadra la categoria contractelor de achiziții publice sau de concesiune.

               (355)

               În primul rând, contractul pe diferență nu stabilește nicio cerință specifică privind livrarea, către autoritatea contractantă sau terți, a oricărui tip de lucrări, bunuri sau servicii. Contractul implică doar un angajament general, din partea NNBG, de a investi, de a construi și de a exploata centrala HPC. De asemenea, astfel cum se arată la considerentul 315 de mai sus, Comisia constată că serviciul furnizat nu se califică drept serviciu de interes economic general.

               (356)

               În al doilea rând, contractele nu iau în considerare obligații reciproc constrângătoare care ar putea fi executorii în fața unei instanțe. Dimpotrivă, contractele conțin doar termenele referitoare la etapa de construcție a reactoarelor nucleare, în fiecare dintre acestea NNBG suportând riscul rezilierii contractului (a se vedea considerentul 219 de mai sus).

               (357)

               În al treilea rând, nu există selectivitate în ceea ce privește numărul de operatori economici care pot încheia un contract pe diferență, alta decât cea care rezultă din numărul limitat de amplasamente disponibile pentru construirea de centrale nucleare. Astfel cum au subliniat autoritățile britanice, sistemul rămâne deschis tuturor părți interesate potențiale.

               (358)

               Prin urmare, conform concluziilor Comisiei, contractul pe diferență pentru HPC stabilește condițiile de desfășurare a activității de producere a energiei electrice prin intermediul utilizării tehnologiei nucleare și nu poate fi considerat drept un contract de achiziții publice sau o activitate de achiziții publice.

               (359)

               Chiar dacă s-ar susține că articolul 8 din Directiva privind energia electrică se aplică măsurii notificate, Comisia consideră că nu există nicio încălcare a acestuia.
               Articolul 8 din Directiva privind energia electrică nu prevede utilizarea unei proceduri de licitație, stabilind posibilitatea de a utiliza proceduri echivalente din punct de vedere al transparenței și nediscriminării și pe baza unor criterii publicate. Regatul Unit a prezentat o cerere de exprimare a interesului pentru a identifica investitorii adecvați în domeniul energiei nucleare.

               (360)

               În special, Ministerul Energiei și Schimbărilor Climatice a publicat o cerere de exprimare a interesului pentru potențialii investitori în proiecte care îndeplinesc caracteristicile necesare, astfel cum sunt descrise în documentul publicat în decembrie 2011 (43).

               (361)

               Cadrul operațional pentru contractele pe diferență și factura la energie a fost publicat ulterior, la 29 noiembrie 2012 (44). Cadrul operațional oferă clarificări cu privire la modul în care contractul pe diferență este destinat să sprijine investițiile în producerea de energie electrică cu emisii reduse de dioxid de carbon. Acesta conține propuneri cu privire la modul în care dezvoltatorii pot solicita un contract pe diferență, condițiile în care vor fi emise astfel de contracte, precum și cadrul instituțional de sprijin.

               (362)

               Singura întreprindere producătoare de energie nucleară care a răspuns la invitație și care a propus un proiect nuclear nou într-un stadiu suficient de avansat pentru a fi considerat eligibil pentru a demara discuțiile a fost NNBG, care, prin scrisoarea din 22 martie 2012, și-a prezentat criteriile de eligibilitate. Proiectul a fost confirmat ca fiind eligibil în răspunsul Ministerului Energiei și Schimbărilor Climatice din 22 mai 2012.

               (363)

               Regatul Unit a confirmat în iulie 2012 că a purtat discuții cu dezvoltatori nucleari noi, alții decât NNBG (45). În urma aprobării la nivel intern de către guvernul britanic, negocierile oficiale cu NNBG au început la 15 februarie 2013, având ca obiect clauzele potențiale ale unui contract de investiții.

               (364)

               Comisia concluzionează că procedura de selecție utilizată de Regatul Unit pentru a identifica un contractant adecvat cu care să încheie contractul pe diferență pentru noile investiții în sectorul nuclear s-a bazat pe un cadru clar, transparent și nediscriminatoriu, care poate fi considerat echivalent cu o procedură de licitație din punct de vedere al transparenței și nediscriminării.

               (365)

               Prin urmare, nu este necesar să se stabilească dacă o eventuală încălcare a reglementărilor pieței interne ar face ca ajutoarele să fie incompatibile.

         9.2.   OBIECTIVE DE INTERES COMUN

               (366)

               În decizia de inițiere a procedurii, Comisia a pus sub semnul întrebării trei dintre obiectivele comune prezentate de Regatul Unit, și anume diversificarea, securitatea aprovizionării și decarbonizarea.

               (367)

               În decizia de inițiere a procedurii, Comisia recunoaște că siguranța aprovizionării poate fi considerată un obiectiv comun, dar nu are certitudinea dacă, în acest caz specific, măsura de ajutor ar contribui la soluționarea problemei, întrucât se pare că există o neconcordanță între previziunile privind scăderea cererii și momentul în care centrala HPC va fi disponibilă. De asemenea, nu este clar pentru Comisie dacă tehnologiile alternative ar putea răspunde nevoii de noi capacități de producție a energiei.

               (368)

               În cele din urmă, diversificarea a fost considerată un element important pentru securitatea aprovizionării, dar nu unul care ar putea fi recunoscut ca un obiectiv de interes comun în sine.

               (369)

               Cu toate acestea, Comisia acceptă faptul că măsura este conformă cu Tratatul Euratom.

               (370)

               Astfel cum este recunoscut în cadrul unor decizii anterioare ale Comisiei (46), Tratatul Euratom are drept obiectiv crearea „condițiilor necesare dezvoltării unei industrii nucleare puternice, sursă de mari disponibilități de energie”. Obiectivul este reiterat, de asemenea, în articolul 1 din Tratatul Euratom, care prevede că „Comunitatea are misiunea să contribuie, prin stabilirea condițiilor necesare formării și dezvoltării rapide a industriilor nucleare, la ridicarea nivelului de trai în statele membre (…)”.

               (371)

               Pe această bază, Tratatul Euratom instituie Comunitatea Euratom, care prevede instrumentele necesare și atribuirea responsabilităților în vederea atingerii acestor obiective. Comisia trebuie să se asigure că dispozițiile tratatului sunt aplicate.

               (372)

               Articolul 2 litera (c) din Tratatul Euratom prevede că, pentru îndeplinirea misiunii sale, Comunitatea trebuie „să faciliteze investițiile și să asigure, în special prin încurajarea inițiativelor întreprinderilor, realizarea instalațiilor de bază necesare pentru dezvoltarea energiei nucleare în Comunitate”. Articolul 40 din același tratat prevede publicarea periodică de către Comisie a unor programe cu caracter informativ „pentru a încuraja investițiile (…), indicând obiectivele de producere a energiei nucleare”.

               (373)

               Pe baza evaluării Comisiei, măsura contribuie la securitatea aprovizionării pe termen lung, în special în funcție de previziunile privind capacitatea și rolul pe care furnizarea de energie electrică de către HPC îl va avea atunci când centrala va începe să funcționeze.

               (374)

               Prin urmare, Comisia constată că măsurile de ajutor pentru promovarea energiei nucleare urmăresc un obiectiv de interes comun și, în același timp, pot contribui la obiectivele privind diversificarea și securitatea aprovizionării.

         9.3.   DISFUNCȚIONALITĂȚILE PIEȚEI ȘI NECESITATEA INTERVENȚIEI STATULUI

               (375)

               În decizia sa de inițiere a procedurii, Comisia a pus la îndoială ideea că energia nucleară este afectată în mod sigur de o eventuală disfuncționalitate a pieței.

               (376)

               Comisia a făcut trimitere, în special, la existența altor instrumente care vizează decarbonizarea (cum ar fi tehnologia ETS), precum și la viabilitatea comercială aparentă a energiei nucleare. De asemenea, Comisia menționează că, în cazul în care ar exista o disfuncționalitate a pieței, aceasta ar putea fi legată de obstacolele în calea atragerii fondurilor necesare din cauza costurilor masive implicate, aspect care pare să fie abordat în mod adecvat prin furnizarea unei garanții pentru credite fără să fie nevoie de alte instrumente.

               (377)

               Comisia a analizat chestiunea unor eventuale disfuncționalități ale pieței luând în considerare elementele de probă furnizate de respondenți și efectuând analize economice aprofundate (47).

               (378)

               Afirmațiile Regatului Unit potrivit cărora există o disfuncționalitate a pieței reziduale pentru emisiile de dioxid de carbon pe termen lung sunt pertinente, întrucât nu există semnale privind prețul dioxidului de carbon pe termen lung și nici un cadru de reglementare stabil și suficient de precis pentru reducerea emisiilor de dioxid de carbon pe termen lung. Acest argument justifică un anumit tip de intervenție guvernamentală pentru promovarea producerii de energie cu emisii scăzute de dioxid carbon, care include energia nucleară.

               (379)

               De asemenea, par să fie fondate argumentele potrivit cărora prețul pentru securitatea aprovizionării cu energie electrică nu este stabilit în mod adecvat și deciziile de investiții private în producerea de energie electrică pot rămâne sub nivelul optim din punct de vedere social.

               (380)

               Cu toate acestea, cele două posibilele disfuncționalități ale pieței nu par să justifice, în special, investițiile în producerea de energie nucleară, ci, în general, investițiile în producerea de energie electrică cu emisii reduse de dioxid de carbon și, respectiv, măsurile corective de natură să asigure internalizarea externalităților pozitive ale disponibilității energiei electrice. Cea din urmă disfuncționalitate a pieței este abordată în mod specific prin crearea unui mecanism de asigurare a capacităților. Comisia a aprobat măsura Regatului Unit pe o piață de capacități prin decizia sa din 23 iulie 2014 (48).

               (381)

               Cu toate acestea, există două disfuncționalități ale pieței care sunt mai pertinente în cazul specific al energiei nucleare.

               (382)

               În primul rând, investițiile în energia nucleară sunt expuse unui risc semnificativ, având în vedere combinarea unor costuri de capital inițiale mari, perioadele lungi de construcție și o perioadă lungă de funcționare pentru recuperarea costurilor aferente investiției. Lipsa unor instrumente financiare bazate pe piață, precum și a altor tipuri de contracte care să asigure acoperirea împotriva unui astfel de risc substanțial constituie o disfuncționalitate a pieței, care este specifică anumitor tehnologii, printre care energia nucleară. Instrumentele disponibile în prezent pe piață nu oferă orizonturi de timp de peste 10 sau 15 ani sub formă de contracte pe termen lung sau ca instrumente de acoperire a riscului.

               (383)

               În special, producția de energie nucleară are cicluri de viață foarte lungi și complexe, spre deosebire de majoritatea celorlalte infrastructuri energetice și, într-adevăr, spre deosebire de majoritatea investițiilor în infrastructură în general. În mod normal, este necesară o perioadă de 8-10 ani pentru construirea unei centrale nucleare, în condițiile în care costurile sunt suportate înainte de generarea oricăror venituri și riscurile sunt suportate doar de către investitor. Durata de exploatare de 60 de ani este caracterizată prin generarea de venituri, dar acestea se bazează pe o evoluție incertă a prețurilor cu ridicata. Perioada de dezafectare ulterioară poate dura 40 de ani, timp în care vor fi alocate fonduri pentru închiderea instalației. În cele din urmă, depozitarea și tratarea deșeurilor nucleare cu radioactivitate ridicată sunt efectuate, de regulă, la fața locului, înainte de transferul către un depozit în care deșeurile vor fi păstrate timp de mii de ani.

               (384)

               În al doilea rând, există riscul (predominant politic) al „renunțării la anumite investiții” după ce investiția a fost realizată și investitorul se află într-o poziție de negociere mai slabă. Având în vedere caracterul controversat al tehnologiei nucleare, guvernele ulterioare pot avea opinii diferite cu privire la oportunitatea acesteia, ceea ce poate intensifica incertitudinea pentru investitorii privați. Comisia nu este convinsă că acest aspect poate fi considerat drept o disfuncționalitate a pieței, dar recunoaște că acesta este posibil să constituie un factor care poate face ca investițiile în noile centrale nucleare să fie mai dificile, în special având în vedere termenele lungi necesare pentru construcția, exploatarea și dezafectarea centralelor nucleare.

               (385)

               Aceste aspecte sunt unice pentru tehnologia nucleară. În principiu, toate tehnologiile pot fi afectate de o „renunțare la anumite investiții” pe motive politice, însă, având în vedere orizontul de timp mai mare și investițiile mai ample, proiectele nucleare pot fi afectate mai mult. De asemenea, imposibilitatea partajării corespunzătoare a riscurilor care decurg din investiții ridicate prin intermediul instrumentelor de piață are un impact disproporționat asupra energiei nucleare, mai mult decât asupra altor tehnologii.

               (386)

               Comisia a avut în vedere, de asemenea, împrejurarea dacă investițiile în centrale nucleare noi ar avea loc în absența ajutorului. Lucrările de modelare efectuate au utilizat o varietate de scenarii contrafactuale cu diferite ipoteze privind prețurile combustibililor fosili și cadrul de politică, care pot exista în absența unui contract pe diferență pentru centralele nucleare noi (49). Deși Regatul Unit susține că modelarea în sine și, în special, pentru perioade atât de lungi de timp nu poate oferi decât indicii utile pe baza simplificării necesare a dinamicilor reale, Comisia consideră că activitățile de modelare pot fi utile prin furnizarea de informații în vederea formării unei opinii cu privire la principalele aspecte ale evaluării.

               (387)

               Într-un scenariu în care contractele pe diferență sunt disponibile pentru energia din surse regenerabile și tehnologiile CSC, dar nu pentru energia nucleară, investițiile private în centrale nucleare noi nu devin economice în cadrul modelului până în 2046. Într-un scenariu în care nu sunt utilizate contracte pe diferență și este instituită piața de capacități, utilizând ipotezele centrale ale Ministerului Energiei și Schimbărilor Climatice privind prețurile combustibililor fosili, inițiativele private de investiții în centrale nucleare noi nu se manifestă până în 2037. În condițiile unor prețuri ridicate la combustibilii fosili, deciziile de investiții în noi centrale nucleare se manifestă în 2032 și, în condițiile unor prețuri scăzute la combustibilii fosili și ale unor prețuri constante ale carbonului, nicio astfel de decizie nu se manifestă înainte de sfârșitul perioadei de modelare energetică în 2049.

               (388)

               Alte opt scenarii au făcut obiectul unor modelări, fiecare dintre acestea fiind ulterior modificat în până la opt variante. Un rezumat al principalelor rezultate din anumite scenarii poate fi consultat în tabelul 9 din anexă.

               (389)

               Elementul cheie al activității de modelare desfășurate constă în faptul că există incertitudini semnificative privind măsura în care investițiile private în centrale nucleare noi ar avea loc în absența ajutoarelor de stat, în perioada cuprinsă între începutul anilor 2030 și nu mai devreme de 2049. De asemenea, furnizarea contractelor pe diferență pentru centralele nucleare noi pare să contribuie la creșterea bunăstării pentru societate în general și pentru consumatori în special, cu excepția cazului în care obiectivele în materie de decarbonizare sunt anulate și prețurile combustibililor fosili sunt scăzute.

               (390)

               Analiza efectuată de Comisie confirmă faptul că există o mare incertitudine cu privire la întrebarea dacă piața ar oferi investiții în centrale nucleare noi într-un orizont de timp realist. Deși elementele de probă furnizate și analiza efectuată nu sunt concludente, acestea indică, cu un nivel de încredere ridicat în mod rezonabil și în limitele constrângerilor inevitabile impuse de previziunile pentru acest orizont de timp, că investițiile pur comerciale în centrale nucleare noi nu ar avea loc la timp pentru a răspunde nevoilor politicii energetice cu care se confruntă Regatul Unit, în lipsa ajutorului de stat.

               (391)

               De asemenea, mecanismele alternative sunt insuficiente pentru a stimula investițiile în centrale nucleare noi. Nici prețul minim al carbonului, nici piața de capacități nu sunt suficiente pentru a genera investiții în energia nucleară. În special, operatorii nucleari pot fi eligibili să participe la piața de capacități numai în cazul în care renunță la alte forme de sprijin, inclusiv un contract pe diferență sau o garanție pentru credite, și piața de capacități prevede un termen care ar fi prea scurt pentru a asigura investițiile în energia nucleară. Prețul minim al carbonului nu oferă o certitudine suficientă privind prețurile viitoare de vânzare cu ridicata pentru continuarea unei investiții de dimensiunea și durata celei în energie nucleară. Pe baza activității de modelizare desfășurate, alte forme de sprijin nu ar fi suficiente pentru a asigura investițiile în centrale nucleare noi într-un orizont de timp realist și care să acopere nevoile Regatului Unit. Niciuna dintre măsurile de sprijin nu abordează incertitudinea ridicată cu privire la prețurile cu ridicata și lipsa posibilității de acoperire împotriva riscurilor și de încheiere a unor acorduri pe termen lung.

               (392)

               Prin urmare, din motivele subliniate mai sus și în măsura în care investițiile în centralele nucleare noi vizează realizarea obiectivului de interes comun al UE subliniat la punctul 9.2 de mai sus, Comisia concluzionează că măsurile de ajutor de stat propuse sunt necesare, pe baza acestui tip specific de investiții în centrale nucleare noi și pe baza stării și a funcționării piețelor financiare care pot fi observate în Regatul Unit la data prezentei decizii.

         9.4.   CARACTERUL ADECVAT AL INSTRUMENTELOR ȘI EFECTUL DE STIMULARE

               (393)

               În decizia sa de inițiere a procedurii, Comisia a pus sub semnul întrebării măsura în care contractul pe diferență ar putea fi considerat un instrument adecvat pentru acordarea ajutoarelor de stat, întrucât acesta elimină semnalul de preț și constituie un obstacol în calea proiectării actuale a pieței, producerea de energie electrică fiind o piață competitivă și investițiile având loc pe baza veniturilor viitoare obținute din vânzarea de energie electrică la nivelul comerțului cu ridicata.

               (394)

               De asemenea, Comisia a pus sub semnul întrebării durata măsurii și faptul că aceasta asigură protecția veniturilor, în măsura în care elimină riscul de preț, un aspect cu atât mai accentuat atunci când contractul pe diferență este utilizat în coroborare cu o garanție pentru credite. În cele din urmă, Comisia a exprimat îndoieli cu privire la lipsa unei proceduri de licitație deschisă și transparentă, care, printre altele, a încălcat neutralitatea tehnologică, permițând negocieri private între Regatul Unit și EDF în cadrul unui proiect bazat pe o tehnologie specifică.

               (395)

               Argumentele Regatului Unit în sprijinul contractului pe diferență sunt legate de principalele disfuncționalități ale pieței subliniate la punctul 9.3 de mai sus, în principal incapacitatea investitorilor privați de a partaja în mod eficient sau de a transfera riscul volatilității prețurilor datorită lipsei piețelor de transfer al riscului incomplete, în condițiile actuale.

               (396)

               În măsura în care astfel de disfuncționalități ale pieței sunt prezente pe termen lung, furnizarea unei garanții pentru credite nu ar fi suficientă în sine pentru a atrage investiții în centrale nucleare noi, întrucât aceasta vizează numai necesitatea de a obține împrumuturi pentru proiect, dar nu abordează aspectele specifice ale energiei nucleare precum riscurile specifice care decurg din construcție și durata de viață lungă și complexă. Garanția pentru credite permite investitorului să obțină împrumuturi, în timp ce contractul pe diferență permite investitorului să angajeze fonduri pentru proiect. Mai mult, garanția pentru credite se bazează în sine pe existența unui contract pe diferență și este legată intrinsec de aceasta, întrucât ratingul proiectului ia în considerare existența contractului pe diferență. Numai veniturile garantate ale contractului pe diferență ar putea compensa profilului de risc pe termen lung al proiectului.

               (397)

               Comisia a acceptat deja în decizia sa din 23 iulie 2014 că un contract pe diferență poate constitui un instrument adecvat pentru a sprijini tehnologiile cu emisii scăzute de dioxid de carbon, în special tehnologiile pentru producerea de energie din surse regenerabile (50).

               (398)

               Contractul pe diferență abordează în mod deschis necesitatea de a asigura stabilitatea prețurilor și previzibilitatea ratei de rentabilitate a proiectului și a capitalurilor proprii, care sunt deosebit de importante pentru investiții cu o astfel de amploare și durată și care, prin urmare, sunt esențiale pentru a permite realizarea investiției. În acest sens, contractul pe diferență are în vedere principalele disfuncționalități ale pieței identificate mai sus.

               (399)

               Clauzele suplimentare care sunt specifice contractului pe diferență pentru centrala HPC și acordului cu secretarul de stat și, în special, compensațiilor acordate în cazul unor forme politice sau legislative de penalizare discriminatorie a tehnologiei nucleare vizează riscurile suplimentare care ar putea fi considerate specifice energiei nucleare, și anume posibilitatea renunțării la anumite investiții ca urmare a unor modificări ale cadrului legislativ, de exemplu, din motive politice.

               (400)

               Având în vedere obiectivul măsurilor de ajutor, și anume urmărirea unei investiții în energia nucleară, Comisia consideră că o licitație deschisă, la care ar fi participat mai multe tehnologii de generare a energiei electrice, nu ar fi fost adecvată, dată fiind perioada de timp necesară pentru Regatul Unit.

               (401)

               În urma cererii deschise de exprimare a interesului lansată de Regatul Unit, numai EDF a prezentat o propunere de investiții. Regatul Unit a furnizat elemente de probă (51) care arată că niciun alt proiect nu era pregătit să concureze cu HPC la momentul negocierilor cu EDF. Având în vedere caracterul specific al tehnologiei nucleare, costurile de preangajare sunt substanțiale și un număr limitat de operatori dispun de cunoștințele și de puterea financiară necesare pentru a efectua investiții de dimensiunea HPC. Autoritățile britanice au explicat că ar fi preferat să existe tensiune concurențială între ofertanți, dar că nu au existat alte oferte ferme pentru centrale nucleare noi.

               (402)

               Comisia recunoaște faptul că energia nucleară are, în general, un statut diferit față de alte tehnologii în ceea ce privește cerințele pe care trebuie să le respecte investitorii. Pur și simplu nu există proiecte asemănătoare cu o centrală nucleară în ceea ce privește durata de viață și dimensiunea investiției. Proiectul HPC este foarte specific. Acesta este un proiect de infrastructură de amploare, aproape fără precedent în sectorul energiei, precum și în orice alt sector. Prin urmare, Comisia recunoaște că o procedură de licitație în cazul de față nu ar fi avut rezultate semnificative, având în vedere constrângerile din cadrul proiectului.

               (403)

               De asemenea, Comisia consideră că dispoziția din contractul pe diferență cu privire la investiția în centrala nucleară nouă nu discriminează în mod excesiv alte tehnologii și nu favorizează mai mult tehnologiile nucleare noi în detrimentul altor tehnologii. Într-adevăr, alte tehnologii pot fi sprijinite în mod similar prin contractul pe diferență, utilizând același tip de instrument, cu excepția unor adaptări care pot fi considerate necesare pentru diferențele între tehnologii (cum ar fi acordurile cu secretarul de stat sau reexaminările prețurilor de exploatare).

               (404)

               De asemenea, caracterul intermitent al multor tehnologii de producere a energiei din surse regenerabile nu permite ca acestea să constituie o alternativă corespunzătoare pentru o tehnologie de bază precum energia nucleară. Astfel cum se explică la considerentul 199 de mai sus, înlocuirea capacității care se preconizează a fi acoperită de proiectul HPC corespunde unei capacități a energiei eoliene terestre de 14 GW și unei capacități a energiei eoliene offshore de 11 GW, capacitate care nu poate fi furnizată în mod realist în același interval de timp.

               (405)

               De asemenea, contractul pe diferență pentru centrala nucleară nouă nu implică nicio discriminare împotriva centralelor nucleare existente, care nu au nevoie de stimulente pentru a fi construite și care au fost construite în circumstanțe diferite față de cele din prezent, de exemplu, înainte de liberalizarea pieței.

               (406)

               Prin urmare, în limitele prezentului caz și ale proiectului specific, conform concluziilor Comisiei, contractul pe diferență, alături de garanția pentru credite și acordul cu secretarul de stat, astfel cum sunt structurate în cadrul măsurilor notificate, sunt instrumente adecvate pentru a acorda ajutor și a oferi un efect de stimulare pentru beneficiar.

         9.5.   PROPORȚIONALITATE

               (407)

               În decizia de inițiere a procedurii, Comisia s-a întrebat dacă rata rentabilității este proporțională, având în vedere combinația între contractul pe diferență și garanția pentru credite și alte elemente de diminuare a riscului din cadrul măsurii, care pare să fie compatibilă cu rate ale rentabilității mult mai mici decât cele acordate NNBG datorită riscurilor mai reduse. În special, prin modul în care este conceput, contractul pe diferență elimină, în esență, riscul implicat de prețul pieței, în timp ce măsura are scopul de a proteja investitorul împotriva mai multor evenimente prin acordarea de compensații.

               (408)

               În decizia de inițiere a procedurii, Comisia și-a exprimat, de asemenea, îndoielile în ceea ce privește rata de rentabilitate potențial ridicată, precum și posibilitatea ca beneficiarul să obțină profituri excepționale în cazul în care presupunerile se dovedesc a fi eronate.

               (409)

               Există trei preocupări principale cu privire la măsura propusă de Regatul Unit, referitoare la proporționalitatea acesteia, care sunt relevante pentru evaluarea de către Comisie.

               (410)

               În primul rând, rata de rentabilitate preconizată a fost considerat ridicată, nefiind imposibilă excluderea supracompensării atunci când se ia în considerare combinația între contractul pe diferență și garanție, astfel cum au fost notificate. În special, se poate considera că, odată ce este construită, centrala funcționează în mod eficient ca un activ reglementat pe durata contractului pe diferență, cu un flux al veniturilor relativ stabil.

               (411)

               În al doilea rând, contractul pe diferență separă rata de rentabilitate de cuantumul ajutorului. Prețul de exercitare poate fi stabilit la un nivel care permite NNBG să acopere costurile și să realizeze un profit rezonabil, dar nu determină cuantumul ajutorului care va fi acordat în cele din urmă și care depinde, de asemenea, de prețurile de vânzare cu ridicata. Acest lucru creează necesitatea de a interpreta testul supracompensării ca un test privind rata de rentabilitate, mai degrabă decât să se facă trimitere la nivelul absolut al ajutorului.

               (412)

               În al treilea rând, nu există nicio certitudine că orice câștiguri mai mari decât cele preconizate, realizate după construcție, vor aduce beneficii consumatorilor, reducând rata de rentabilitate la minimum și crescând la maximum bunăstarea generală.

               (413)

               Secțiunile de mai jos vor examina aceste aspecte, cu referire la garanția pentru credite și la contractul pe diferență, precum și la rata de rentabilitate, înainte de formularea unor concluzii finale asupra întregului pachet de măsuri.

         9.5.1.   Garanția pentru credite

               (414)

               Obligațiunile care urmează să fie emise de emitent vor fi susținute de garanția pentru credite, astfel cum este descris la punctul 2.2 de mai sus.

               (415)

               Comisia a evaluat metodologia garanției pentru credite inițială utilizată de IUK. Conform metodologiei, comisionul în cauză ar consta în media a trei indicatori la momentul încheierii tranzacției comerciale pentru finanțarea generală, dar trebuie să respecte o valoare minimă de 225 de puncte de bază. Regatul Unit a susținut că, la 21 august 2014, comisionul de garantare din cadrul garanției pentru credite ar fi fost stabilit la 250 de puncte de bază (ca medie între 263, 243 și, respectiv, 245) (52).

               (416)

               În absența unor rate de piață observate în mod direct aplicabile garanțiilor pentru credite (suficiente) care să acopere tipuri similare de risc, este necesar să se țină cont de abordări alternative pentru a stabili rata comisionului de garantare în condițiile pieței. O primă abordare este așa-numita metodă a pierderilor anticipate. Această abordare face legătura între planul de afaceri al întreprinderii și structura capitalului acesteia în cadrul unor scenarii diferite care conduc la un risc de neîndeplinire a obligațiilor de plată. Ca alternativă, garanția poate fi comparată cu prețurile pieței pentru instrumente comparabile, care prezintă un risc de credit similar.

               (417)

               Pe baza informațiilor transmise de Regatul Unit și a propriei analize, Comisia a stabilit că au existat motive serioase pentru a considera că rata minimă a comisionului de garantare propus inițial (225 de puncte de bază) și rata la 26 august 2014 (250 de puncte de bază) au fost mai mici decât ratele pieței. Această concluzie s-a bazat pe două direcții de anchetă: în primul rând, metodologiile utilizate pentru stabilirea comisionului; și, în al doilea rând, ratingul propus de Regatul Unit pentru mecanismul de garantare.

         9.5.1.1.   Metodologiile de evaluare a ratei comisionului de garantare

               (418)

               În absența unor prețuri de piață pentru instrumente similare, Comisiei i-au fost prezentate două metode de evaluare a ratei comisionului de garantare.

               (419)

               Prima abordare este așa-numita abordare a indicilor de referință pentru stabilirea prețurilor, care este prezentată în detaliu în răspunsurile Ministerului de Finanțe britanic din 26 august, 5 septembrie, 12 septembrie și 19 septembrie 2014. Punctul de plecare al analizei îl reprezintă punctajul de bonitate cu un rating echivalent BB+/Ba1 în faza de construcție. IUK consideră că, având în vedere măsurile de protecție pentru datorii incluse în acordurile de finanțare, proiectul HPC ar trebui să poată obține un rating echivalent BB+/Ba1 pe durata perioadei de construcție (53).

               (420)

               Conform anexei B (informații privind criteriile de referință), care oferă o imagine de ansamblu asupra fiecărei serii de criterii de referință, rata comisionului de garantare variază între 243 de puncte de bază (utilizând criterii de referință pentru datoriile întreprinderilor) și 263 de puncte de bază (utilizând împrumuturi bancare pentru finanțarea proiectelor).

               (421)

               De asemenea, IUK a prezentat spreaduri la swapuri pe risc de credit pentru șapte entități cu rating BB+ incluse în indicele iTraxx Europe XOver (scadență la 10 ani) (54), inclusiv 60 de componente care sunt destinate a face parte din categoria de investiții de graniță, dar includ entități care variază de la BBB (cu perspectivă negativă) la JRC. Spreadul mediu al celor șapte entități cu rating BB+ a fost calculat la aproximativ 250 de puncte de bază la data la care informațiile au fost prezentate Comisiei. IUK consideră acest lucru drept o confirmare a faptului că rata comisionului de garantare ar trebui să fie de 250 de puncte de bază dacă ar fi fost calculată la data respectivă.

               (422)

               Cu toate acestea, nu este clar dacă indicii respectivi pot fi considerați pe deplin puncte de referință în cazul garanției pentru credite acordată HPC. În timp ce indicele iTraxx Europe XOver ar putea fi utilizat ca punct de plecare pentru a calcula o rată a comisionului de garantare pentru Hinkley Point C, întreprinderile selectate pentru indice sunt doar întreprinderile dintr-o categorie speculativă „mai bună”, scadența acoperirii pentru indice este de 10 ani, ceea ce nu este în conformitate cu cea a centralei HPC, și există o gamă largă de spreaduri individuale la swapuri pe risc de credit care reflectă diferențele în ceea ce privește calitatea creditului.

               (423)

               Prin urmare, Comisia nu a fost convinsă pe deplin de evaluarea efectuată de IUK, atât din cauza numărului limitat de criterii de referință pentru finanțarea proiectelor, cât și din cauza criteriilor de selecție, care au pus sub semnul întrebării analiza criteriilor de referință. Tabelul 16 din anexa B oferă o privire de ansamblu asupra criteriilor de referință pentru finanțarea proiectelor.

               (424)

               A doua abordare este metoda pierderilor anticipate. O metodă a pierderilor anticipate completă face legătura între modelul de afaceri și structura capitalului în funcție de diferite scenarii și generează probabilități de nerambursare și rate de recuperare corespunzătoare pentru fiecare an al proiectului, probabilitățile de nerambursare reflectând probabilitatea ca întreprinderea să nu poată rambursa dobânda sau principalul. Cu toate acestea, în cadrul proiectului s-a procedat altfel. În schimb, modelul prezintă valoarea actualizată netă a garanției în cadrul a ceea ce se consideră a fi un scenariu negativ (55).

               (425)

               Presupunând o rată a comisionului de garantare de 250 de puncte de bază și având în vedere ipotezele de mai sus privind datele de intrare, modelul de indicator al metodei pierderilor anticipate arată o valoare actualizată netă pozitivă a garanției.

               (426)

               De asemenea, Comisia nu a fost pe deplin convinsă asupra rezultatelor celei de a doua abordări. În special, modelul nu stabilește o legătură între planul de afaceri și probabilitățile de nerambursare. În schimb, probabilitățile de nerambursare sunt impuse și luate ca date de intrare pentru calculele valorii actualizate nete.

               (427)

               Prin urmare, Comisia a considerat că metodologiile respective ar putea fi utilizate pentru a-și documenta evaluarea, dar nu pot justifica în totalitate rata propusă a comisionului de 250 de puncte de bază.

         9.5.1.2.   Incertitudinea privind ratingul intern BB+/Ba1

               (428)

               Cele două abordări descrise mai sus sunt necesare pentru a stabili atât comisionul, cât și evaluarea punctajului de bonitate al facilității. Ratingurile pot fi utilizate pentru a compara diferiți parametri ai instrumentelor financiare, inclusiv gradul de risc și, foarte important, prețurile acestora.

               (429)

               IUK consideră că în cadrul proiectului în cauză poate fi obținut un rating echivalent cu BB+/Ba1. Ratingul indicat nu este nici un rating extern, nici un punctaj susținut de un raport de creditare.

               (430)

               Cu toate acestea, Comisia a apreciat că ratingul BB+ poate fi luat în considerare doar ca punct de referință, din cauza incertitudinilor legate de ratingul unei facilități atât de complexe.

               (431)

               Una dintre principalele incertitudini se referă la faptul că proiectul prezintă un risc al ratei dobânzii semnificativ. Întrucât obligațiunile vor fi emise în primii șapte ani ai etapei de construcție, există incertitudini semnificative în ceea ce privește rata obligațiunii de stat britanice (gilt) la emitere (56). Randamentul obligațiunilor de stat britanice pentru scadențe de 10, 20 și de 30 de ani demonstrează că se înregistrează niveluri care au atins un minim istoric (a se vedea graficul 1 din anexa B). Estimările Băncii Angliei cu privire la ratele obligațiunilor de stat britanice (curbele privind cursul de schimb la termen) indică o creștere a ratelor respective.

               (432)

               O a doua incertitudine se referă la scadențele potențiale diferite ale obligațiunilor legate de HPC, raportate la criteriile de referință furnizate. În special, se estimează că scadența datoriei garantate va avea o durată de viață medie ponderată de 27,4 ani, cu scadențe ale obligațiunilor variind de la 8 la 41 de ani. Garanția acordată de Regatul Unit va fi în vigoare până la scadența finală care este de până la 41 de ani de la încheierea operațiunii financiare. Cu toate acestea, analiza de referință se axează pe instrumente cu scadențe de până la 10-15 ani, în principal datorită disponibilității unor indici de referință pentru stabilirea prețurilor până la acel moment. Conform informațiilor transmise IUK de către subscriitorii obligațiunilor, curba spreadurilor este staționară și adesea inversată la scadențele cuprinse între 10 și 30 de ani.

               (433)

               Prin urmare, Comisia nu a acceptat că ratingul propus de IUK a fost susținut suficient de elementele de probă prezentate. Comisia a decis să adopte ratingul propus doar ca punct de referință, ceea ce, din nou, a condus la concluzia că rata comisionului de garantare de 250 de puncte de bază, astfel cum a fost notificată inițial, nu poate fi considerată ca fiind pe deplin justificată.

         9.5.2.   Nivelul prețului de exercitare și rata de rentabilitate rezultată

               (434)

               Astfel cum s-a arătat în decizia de inițiere a procedurii, versiunea notificată a modelului financiar (versiunea 5.1) a indicat o rată a rentabilității proiectului după impozitare, în termeni nominali, de [9,75-10,25] %, pe baza unui preț de exercitare de 92,50 GBP pe MWh. Prețul de exercitare ar fi fost redus cu 3 GBP pe MWh (sau cu o sumă forfetară de valoare echivalentă în ceea ce privește valoarea actualizată netă), dacă s-ar fi luat decizia de a construi ulterior o nouă centrală nucleară la Sizewell C, pe baza faptului că EDF ar putea partaja costurile aferente investițiilor în tehnologii din categoria „prima din acest tip” (în special costurile de proiectare și de inginerie) pentru reactoarele EPR între cele două centrale.

               (435)

               Regatul Unit a susținut constant că o rată a rentabilității vizată pentru NNBG de aproximativ 10 % (după impozitare, în termeni nominali) ar fi rezonabilă, inclusiv prin compararea cu ratele pentru energia eoliană offshore și alte proiecte de referință.

               (436)

               Pe parcursul investigării efectuate de Comisie, au fost prezentate mai multe actualizări suplimentare ale modelului financiar, ținând cont de actualizările ipotezelor de modelizare și de structura de finanțare estimată a proiectului.

         9.5.2.1.   Modelul financiar și analiza scenariilor

               (437)

               Regatul Unit a revizuit modelul financiar al EDF și l-a luat în considerare pentru a identifica rata de rentabilitate a proiectului. Comisia a revizuit modelul financiar și a efectuat ample analize ale sensibilității pentru a stabili principalele date financiare ale proiectului HPC.

               (438)

               Pentru a demonstra că rata de rentabilitate de [9,75-10,25] % (după impozitare, în termeni nominali) nu a fost excesivă, Regatul Unit a prezentat un raport, elaborat de consultantul KPMG, care ia în considerare cinci metode de evaluare a nivelului adecvat de rentabilitate pentru NNBG în ceea ce privește centrala HPC. Metodele respective și intervalele de rentabilitate derivate corespunzătoare sunt rezumate în tabelul 4 din anexa A.

               (439)

               Raportul a furnizat rate de rentabilitate nominale după impozitare situate în intervalul 6-14,5 %. Regatul Unit a susținut că rata de rentabilitate a proiectului estimată inițial, de [9,75-10,25] %, s-a situat la un nivel rezonabil în intervalul respectiv.

               (440)

               Comisia și-a exprimat trei rezerve principale cu privire la analiza prezentată de Regatul Unit și de consilierii săi, referitoare la rata de rentabilitate admisibilă (57).

               (441)

               În primul rând, metodologia aplicată de KPMG pare să ignore masiv diferența semnificativă dintre riscul din etapa de construcție și cel din etapa de exploatare a proiectului. În al doilea rând, Comisia a pus sub semnul întrebării măsura în care criteriile de referință propuse sunt comparabile cu proiectul HPC în ceea ce privește nivelul de risc și structura, măsurile de stimulare și de sprijin, cum ar fi garanțiile și alte mecanisme de protecție. În al treilea rând, Comisia și-a exprimat îndoiala cu privire la măsura în care comisionul de garantare a fost stabilit în condiții de piață. Un comision de garantare stabilit sub nivelul pieței ar afecta costul îndatorării din cadrul proiectului și, astfel, valabilitatea comparațiilor cu diferite criterii de referință ale ratei de rentabilitate de referință, în măsura în care criteriile de referință respective se bazează pe un cost de îndatorare nesubvenționat.

               (442)

               Prin urmare, Comisia a efectuat diverse analize ale sensibilității utilizând o actualizare ulterioară a modelului financiar (versiunea 9.8) (58).

               (443)

               Având în vedere că cea mai mare parte a riscului pare să se refere la etapa de construcție, Comisia a testat scenarii în care riscurile respective sunt luate în considerare prin modificarea cu un anumit procent a fluxurilor de numerar nominale ale proiectului (impozitare după transferul fluxurilor de numerar) prin raportare la scenariul de bază în cursul etapei de construcție (59). Actualizarea a fost realizată prin utilizarea unor rate proporționale cu riscurile întâmpinate în cursul etapei de exploatare, având în vedere faptul că centrala electrică a fost construită. Rezultatele sunt prezentate în tabelul 5 din anexa A.

               (444)

               De asemenea, Comisia a solicitat precizări cu privire la măsura în care au fost luate în considerare riscurile asociate fluxurilor de numerar în diferitele versiuni ale modelului financiar prezentat. În special, Comisia a reexaminat documentul „Descoperirea și verificarea costurilor – raport de evaluare (octombrie 2013)”, prezentat de Ministerul Energiei și Schimbărilor Climatice, pentru a evalua în ce măsură riscurile, incertitudinile și evenimentele neprevăzute au fost incluse în fluxurile de numerar din modelul financiar transmis.

               (445)

               Raportul privind „Identificarea și verificarea costurilor” a fost elaborat de Ministerul Energiei și Schimbărilor Climatice în legătură cu estimarea costurilor suportate de NNBG pentru proiectul HPC, pe baza proiectului EDF/Areva pentru un reactor nuclear EPR. Raportul privind „Identificarea și verificarea costurilor” conține mai multe exerciții de analiză comparativă. Acesta include o analiză comparativă între costul estimat al proiectului HPC și datele publice privind costurile și constată că „intervalul estimărilor privind costurile de capital de referință pare să fie cuprins între 10 miliarde GBP și 18 miliarde GBP, ceea ce corespunde unui cost mediu mai mic de 13 miliarde GBP”.

               (446)

               Comisia a examinat, de asemenea, raportul NNBG „Estimare privind TESLA4 – volumul 2 – evaluarea riscurilor financiare (costurile de construcție)” (60) (denumit în continuare „TESLA4”). Pe baza analizei riscurilor efectuată la nivel intern de NNBG, raportul a prezentat o distribuție estimată a probabilității pentru costul total al proiectului HPC la data de referință noiembrie 2014, astfel cum se arată în tabelul 3 din anexa A.

               (447)

               Pe baza reexaminării raportului privind „Descoperirea și verificarea costurilor”, precum și a raportului TESLA4, Comisia estimează că totalul costurilor de aproximativ […] miliarde GBP (în condițiile din 2010) ar putea să se situeze în zona superioară a costurilor probabile. Această concluzie a contribuit la evaluarea realizată de Comisie cu privire la rata de rentabilitate a proiectului, atât în ceea ce privește rata internă de rentabilitate a proiectului, cât și în ceea ce privește rata internă de rentabilitate a fondurilor proprii.

               (448)

               Modelul financiar face distincția între o metodă de evaluare a ratei interne de rentabilitate a capitalurilor proprii calculată pe baza „fondurilor trase” și una calculată pe baza „fondurilor angajate”. Conform modelului, rata internă de rentabilitate a capitalurilor proprii (pe baza fondurilor trase) se calculează pe baza sumelor trase din capitalurile proprii, excluzând costurile aferente furnizării de capital contingent.

               (449)

               Tabelul 6 (anexa A) arată că, în cadrul scenariului de bază privind NNBG, în condițiile în care garanția pentru credite este stabilită la 250 de puncte de bază, proiectul ar putea genera o rată internă de rentabilitate a capitalurilor proprii de [11,5-12,0] % (după impozitare, în termeni nominali, pe baza fondurilor angajate).

         9.5.2.2.   Analiza comparativă a ratelor de rentabilitate

               (450)

               Cel mai recent model financiar al proiectului HPC evaluat de Comisie (61) a indicat o rată internă de rentabilitate a proiectului de [9,25-9,75] % și o rată internă de rentabilitate a capitalurilor proprii de [11,5-12,0] %. Cele două rate de rentabilitate corespund aceluiași rezultat financiar și sunt consecvente pe plan intern.

               (451)

               Pentru a face afirmații motivate cu privire la măsura în care proiectul și rata rentabilității capitalurilor proprii care rezultă din modelul financiar elaborat de EDF pentru HPC sunt sau nu adecvate, este necesar să se evalueze riscurile implicate, și anume riscurile proiectului (pentru rata internă de rentabilitate a proiectului) și riscurile la care sunt expuși acționarii (pentru rata internă de rentabilitate a capitalurilor proprii). În acest scop, Comisia a luat în considerare mai multe criterii de referință, care trebuie analizate având în vedere (i) riscurile implicate; (ii) măsurile de stimulare; (iii) costurile de îndatorare; (iv) orizontul de investiții; (v) mărimea investiției; (vi) prezența sau absența unor măsuri de protecție a veniturilor; (vii) prezența sau absența unor mecanismele de repartizare a câștigurilor; și (viii) prezența sau absența capitalului contingent.

               (452)

               În plus față de ratele de rentabilitate de referință calculate de KPMG pentru notificarea cazului (a se vedea considerentul 435 și anexa A tabelul 4), Regatul Unit și NNBG au prezentat mai multe criterii de referință suplimentare pentru a demonstra că rata de rentabilitate estimată a fost adecvată. Criteriile de referință se refereau în principal la tranzacții recente în materie de infrastructură, alte proiecte de producere a energiei nucleare, sectoare reglementate și acorduri reglementate recente (62). Acestea se regăsesc în anexa A tabelul 3 și tabelele 10-14.

               (453)

               De asemenea, Comisia a evaluat informațiile publice privind estimările costurilor de capital pentru întreprinderi similare, astfel cum se arată în anexa A tabelul 15. În sfârșit, Comisia a luat în considerare scenariile de cost și probabilitățile aferente rezumate în anexa A tabelul 6 (63) pentru a stabili dacă costurile de construcție au făcut obiectul unei modelări adecvate și care este gradul de risc specific proiectului.

               (454)

               Pe baza elementelor de probă disponibile și a evaluării efectuate, Comisia a considerat că rata internă de rentabilitate a proiectului HPC de [9,25-9,75] % (valoare nominală, după impozitare) se situează în intervalul ratelor de rentabilitate comparabile, având în vedere evaluarea riscurilor și parametrii aferenți (64).

               (455)

               Cu toate acestea, Comisia consideră, de asemenea, că rata rentabilității financiare, în acest caz particular, poate fi o metodă mai bună de evaluare a unei eventuale supracompensări, întrucât aceasta este un indicator al câștigurilor financiare directe ale acționarilor, spre deosebire de un indicator al rentabilității proiectului în ansamblu.

               (456)

               O rată internă de rentabilitate a proiectului arată rata de rentabilitate care se preconizează că va fi obținută în cadrul proiectului, ținând cont de întreaga structură a capitalului care este utilizat pentru finanțarea proiectului. În special, o rată internă de rentabilitate a proiectului ia în considerare, de regulă, atât capitalul pus la dispoziție de acționari, cât și capitalul împrumutat de către creditori. În mod normal, costul capitalurilor proprii este mai ridicat decât costul de îndatorare, întrucât acționarii estimează un profit mai mare de pe urma capitalului angajat decât cerințele creditorilor, în funcție de diferitele niveluri de risc implicate. Acționarii se confruntă cu un risc mai ridicat în cazul în care se angajează să furnizeze fonduri, având în vedere că ar putea pierde toate fondurile respective sau o parte din acestea dacă proiectul nu are rezultatele preconizate. Pe de altă parte, creditorii se confruntă în mod normal cu riscul ca debitorul să se afle în incapacitate de îndeplinire a obligațiilor plată și beneficiază, de regulă, de un nivel de protecție chiar și în astfel de situații.

               (457)

               Prin urmare, rata internă de rentabilitate a proiectului compensează costul elementelor subiacente de capital în cadrul structurii generale de finanțare. În funcție de procentul din datorie exprimat în capitaluri proprii (rata de îndatorare), precum și de condițiile de îndatorare, rata internă de rentabilitate a proiectului va varia împreună cu rata internă de rentabilitate a capitalurilor proprii. În mod normal, se preconizează că cele două vor evolua de-a lungul unor linii paralele, cu condiția ca rata de îndatorare și datoria să fie conforme cu piața.

               (458)

               Caracterul unic și riscant al proiectului justifică rata internă de rentabilitate a proiectului de [9,25-9,75] %. Cu toate acestea, Comisia și-a exprimat preocuparea că rata internă de rentabilitate a capitalurilor proprii, care a fost estimată la [11,5-12,0] % în ultimul model financiar și pe baza comisionului de garantare propus de 250 de puncte de bază, ar putea să fi evoluat în mod substanțial, în special după construirea centralei, atunci când costurile de îndatorare ar putea să scadă în mod semnificativ. Pentru un proiect de dimensiunea HPC, chiar și modificările minore ale ratei de rentabilitate ar putea implica diferențe mari în ceea ce privește nivelurile absolute ale participării la capitalurile proprii, ridicând probleme în ceea ce privește eventuala supracompensare în beneficiul acționarilor NNBG.

         9.5.3.   Evaluare și concluzii cu privire la proporționalitatea măsurilor

               (459)

               Comisia a efectuat o evaluare aprofundată a proporționalității impactului combinat al comisionului de garantare și al ratei de rentabilitate a proiectului, pe baza abordării descrise la punctele 9.5.1 și 9.5.2 de mai sus.

               (460)

               Cu titlu preliminar, Comisia observă că orice alt ajutor care ar putea fi acordat centralelor nucleare existente sau noi și care nu face parte din pachetul de măsuri notificate trebuie să fie notificat de către Regatul Unit și evaluat în mod individual. Acest lucru este valabil, în special, pentru ajutorul acordat cu privire la costurile legate de răspundere, dezafectare sau deșeuri.

               (461)

               Comisia observă că modelul financiar pentru HPC include deja elemente de cost pentru cheltuielile legate de gestionarea și eliminarea deșeurilor, taxele pentru asumarea răspunderii și dezafectare. În acest sens, proiectul, în forma deja notificată, acoperă costurile relevante pentru aceste activități, astfel cum s-a estimat în momentul adoptării deciziei. Comisia se așteaptă ca orice element de ajutor suplimentar care nu este inclus în măsurile notificate să facă obiectul unei notificări separate și ia act de faptul că Regatul Unit a inițiat discuții cu Comisia privind un posibil ajutor de stat pentru planurile sale de a construi o instalație de depozitare geologică permanentă a deșeurilor și de a obliga toți operatorii nucleari noi să încheie un contract privind gestionarea deșeurilor (65).

               (462)

               În secțiunea de mai jos, Comisia își va prezenta concluziile cu privire la proporționalitatea comisionului de garantare și la rata de rentabilitate a proiectului.

         9.5.3.1.   Evaluare și concluzii referitoare la comisionul de garantare a creditelor

               (463)

               Pe baza condițiilor cuprinse în măsurile notificate de Regatul Unit, Comisia a acceptat că stabilirea prețurilor unei facilități de creditare precum garanția pentru credite acordată proiectului HPC este o sarcină dificilă, având în vedere durata și complexitatea proiectului, dar a considerat, de asemenea, ținând cont de elementele de probă disponibile și de argumentele prezentate în secțiunea 9.5.1, că rata minimă a comisionului de garantare propusă inițial (225 de puncte de bază) și rata propusă de metodologia Regatului Unit (250 de puncte de bază) ar putea să fie inferioare ratei de piață.

               (464)

               Comisia consideră că alegerea făcută de IUK în ceea ce privește nivelul adecvat al comisionului de garantare, care reflectă în mod corespunzător riscurile implicate de acordarea garanției, ar trebui să ia în considerare utilizarea ambelor abordări aplicate pentru calculul comisionului care sunt descrise la punctul 9.5.1.1.

               (465)

               Comisia concluzionează că nu este posibil să accepte ratingul specific propus inițial de Regatul Unit, și anume BB+/Ba1, pentru a evalua mecanismul de garantare. Cu toate acestea, bazându-se pe criteriile de referință furnizate de IUK și pe cele două metodologii utilizate (și anume indicii de referință pentru stabilirea prețurilor și metoda pierderilor anticipate, conform descrierii de la punctul 9.5.1.1), Comisia este de opinie că un punctaj de bonitate care se încadrează la categoria de rating (superioară) BB/Ba poate fi considerat adecvat pentru mecanismul de garantare.

               (466)

               În special, ratingul respectiv este conform cu ratele de acoperire a serviciului datoriei care caracterizează mecanismul de creditare. Acesta este un indicator al măsurii în care beneficiarul poate rambursa obligațiunile restante (în ceea ce privește atât principalul, cât și dobânzile). Un nivel mai mic de 1 înseamnă că debitorul s-ar afla în imposibilitatea de îndeplinire a obligațiilor de plată și, prin urmare, ar trebui să fie declanșată garanția.

               (467)

               În ceea ce privește NNBG, Comisiei i-au fost prezentate elemente de probă care atestă că ratele minime de acoperire a serviciului datoriei în cadrul unor scenarii financiare negative coboară până la un nivel compatibil cu un rating BB (și anume 1,2-1,4) iar în unele scenarii mai optimiste se situează în mod constant deasupra acestui nivel. Scenariul de bază este caracterizat de un nivel minim al ratei de acoperire a serviciului datoriei de […].

               (468)

               De asemenea, ratingul BB, care este o categorie de rating amplă, este conform cu cerințele destul de stricte în materie de fonduri proprii de bază și de capital contingent, care sunt impuse acționarilor NNBG (a se vedea considerentul 54 și infra). Cerințele de capital asigură o rezervă care protejează garantul împotriva neîndeplinirii obligațiilor de plată, ceea ce, la rândul său, consolidează ratingul.

               (469)

               Astfel cum se arată în secțiunea 9.5.1.2, un comision de 250 de puncte de bază poate fi considerat prea scăzut pentru un mecanism de garantare care se încadrează la categoria de rating amplă BB/Ba. Prin urmare, Comisia a considerat că respectivul comision de garantare trebuie să fie ajustat la un nivel mai ridicat, în conformitate cu intervalul de rating menționat.

               (470)

               Pentru a răspunde preocupărilor Comisiei cu privire la subestimarea riscului, rata comisionului de garantare a fost ajustată la un nivel de 295 de puncte de bază, și anume cu 45 de puncte de bază mai mare decât cea stabilită inițial de IUK. În porțiunea rămasă din prezenta decizie, aceasta va fi numită rata comisionului de garantare ajustată.

               (471)

               Rata de 295 de puncte de bază poate fi comparată cu rata de 291 de puncte de bază, care corespunde mediei swapurilor pe risc de credit pentru 102 întreprinderi europene din categoria de rating BB (la 9 septembrie 2014). Comisia consideră că valoarea medie de 286 de puncte de bază pentru aceeași categorie, ajustată prin majorare pentru a ține cont de efectul scadenței menționat în secțiunea 9.5.1.2, reprezintă, de asemenea, un criteriu de referință relevant pentru evaluare și justifică rata comisionului de garantare ajustată.

               (472)

               Rata comisionului de garantare ajustată ia în considerare preocupările Comisiei privind bonitatea proiectului, perioada deosebit de mare a scadenței obligațiunilor care urmează să fie emise, precum și nesiguranța ratei obligațiunilor de stat britanice la emitere. Aceasta corespunde unei rate comerciale care reflectă nivelul de risc al proiectului, luând în considerare, de asemenea, gradul de risc la care va fi expus garantul.

               (473)

               În special, Comisia a avut posibilitatea de a examina o parte din acordul de principiu convenit până în prezent în ceea ce privește finanțarea proiectului HPC. În urma revizuirii, Comisia a avut posibilitatea să evalueze măsura în care capitalurile proprii au suferit o pierdere înainte ca garantul să sufere pierderi.

               (474)

               Pe baza evaluării respective, Comisia concluzionează că, cel puțin până la momentul în care este îndeplinită condiția scenariului de bază, garantul va suporta riscuri limitate. Ulterior, sunt instituite o serie de măsuri de protecție pentru limitarea riscurilor garantului. Comisia recunoaște, de asemenea, flexibilitatea de care beneficiază garantul în caz de executare, care pare adecvată pentru natura specială a proiectului și pentru cerințele de siguranță specifice ale acestuia.

               (475)

               Comisionul de garantare ajustat și metodologia care stă la baza acestuia furnizează în mod eficient o aproximare a unei rate de piață ipotetice pentru un mecanism de garantare care nu este oferit pe piață. În special, noul nivel al comisionului evită un transfer al riscului nejustificat de la acționari către garant și urmărește să aproximeze mecanismele financiare comparabile cu inițiativele de piață în cadrul categoriei de rating BB/Ba.

               (476)

               Conform constatărilor Comisiei, comisionul de garantare ajustat reduce așadar ajutorul la minimum și, prin urmare, este considerat ca fiind proporțional.

               (477)

               În momentul stabilirii ratei comisionului de garantare, care reflectă prețurile pieței pentru proiectul în cauză, Comisia a evaluat dacă prețul de exercitare notificat, precum și rata de rentabilitate subiacentă ar putea fi considerate proporționale cu nivelul de risc din cadrul proiectului.

         9.5.3.2.   Evaluare și concluzii privind prețul de exercitare și rata de rentabilitate

               (478)

               Astfel cum s-a menționat în secțiunea 9.5.2 de mai sus, rata internă de rentabilitate a proiectului poate fi considerată conformă cu rata de rentabilitate estimată pentru un proiect de aceeași dimensiune și caracterizat de același nivel de incertitudine. Comisia constată că rata internă de rentabilitate a proiectului este inferioară celei atribuite în general marilor proiecte de producție din sectorul energetic sau producătorilor de energie din surse regenerabile care beneficiază de finanțare sub formă de ajutoare de stat (66), chiar dacă caracteristicile unor astfel de proiecte sunt foarte diferite.

               (479)

               În special, Comisia consideră că rata de rentabilitate propusă pentru proiect este, de asemenea, în concordanță cu setul de măsuri generale pe baza căruia a fost definită. În timp ce unele dintre măsuri, cum ar fi mecanismul de compensare pentru modificări legislative, reexaminările costurilor de exploatare și acordul cu secretarul de stat, furnizează un avantaj pentru NNBG pe lângă efectul contractului pe diferență în sine, rata internă de rentabilitate a proiectului, ținând cont de elementele menționate mai sus, este conformă cu echilibrul general al riscurilor și cu măsurile de protecție în favoarea beneficiarului.

               (480)

               Cu toate acestea, Comisia a continuat să fie preocupată de faptul că proiectul trebuia, de asemenea, să furnizeze o structură a stimulentelor adecvată, atât în ceea ce privește structura proiectului, cât și rata internă de rentabilitate a capitalurilor proprii.

               (481)

               În special, acționarii din cadrul proiectului HPC ar trebui să păstreze stimulente suficiente pentru reducerea costurilor și creșterea eficienței, dar, de asemenea, nu ar trebui să fie în măsură să beneficieze în mod nejustificat de câștiguri potențiale din investiția efectuată care sunt legate doar de structura de finanțare. În ceea ce privește rata internă de rentabilitate, acest lucru ar însemna garantarea faptului că NNBG dispune de suficiente stimulente pentru a reduce costurile și pentru a obține creșteri ale eficienței, garantând în același timp că orice câștiguri din finanțare sunt repartizate în mod corespunzător între beneficiar și cealaltă parte la contractul pe diferență.

               (482)

               În timp ce ratele interne de rentabilitate ale proiectului se pot modifica din motive care au legătură cu nivelurile generale de eficiență a proiectului, ratele interne de rentabilitate ale capitalurilor proprii ar putea crește ca urmare a refinanțării proiectului, prin urmare, prin modificări care afectează structura capitalului. În special, astfel cum se precizează la considerentul 457 de mai sus, nu este exclus ca un proiect caracterizat prin nivelul de risc estimat de HPC pentru etapa inițială de construcție, dar care ulterior ar putea să scadă în cursul etapei de exploatare, în care NNBG va beneficia de venituri relativ stabile și sigure, să atragă operațiuni de refinanțare de dimensiuni potențial mari. De exemplu, este posibil ca o parte din creditele atrase pe parcursul etapei de construcție să fie refinanțate, după construirea centralei, la rate mai scăzute decât cele aplicate inițial și care reflectă cu precizie nivelul mai scăzut de risc pe care NNBG l-ar putea suporta după construcție. Cu alte cuvinte, rata internă de rentabilitate a proiectului poate rămâne la același nivel, în timp ce rata internă de rentabilitate a capitalurilor proprii poate evolua ca urmare a schimbărilor aferente gradului de îndatorare și costurilor de îndatorare.

               (483)

               În timp ce rata internă de rentabilitate a proiectului de [9,25-9,75] % poate fi considerată proporțională, rata internă de rentabilitate a capitalurilor proprii de [11,0-11,5] % (bazată pe comisionul de garantare ajustat) ar putea să evolueze astfel încât să ofere beneficii semnificative acționarilor NNBG. Acest lucru ridică problema unei eventuale supracompensări, având în vedere că până și cele mai mici modificări ale ratei interne de rentabilitate a capitalurilor proprii pot implica randamente mari la niveluri absolute pentru un proiect de mărimea HPC și că randamentele respective vor fi finanțate prin intermediul ajutorului de stat.

               (484)

               De asemenea, Comisia a fost preocupată de faptul că procentele de repartizare a câștigurilor din construcție au fost stabilite la niveluri fixe, indiferent de valoarea economiilor potențiale realizate.

               (485)

               Prin urmare, Comisia a solicitat mecanisme de repartizare a câștigurilor de capital mai stricte, în special în ceea ce privește repartizarea câștigurilor de capital, față de cele notificate inițial de către Regatul Unit.

         9.5.3.3.   Angajamente privind repartizarea câștigurilor

               (486)

               Regatul Unit s-a angajat să modifice în mod substanțial mecanismele de repartizare a câștigurilor pe care le-a propus inițial pentru a ține cont de preocupările Comisiei.

               (487)

               Repartizarea câștigurilor aferente noii construcții (67) prevede că:

                           (a)

                           primul câștig din construcție în valoare de […] miliarde GBP (valoare nominală) va fi repartizat pe baza unui raport de 50:50, unde 50 % din câștig revine celeilalte părți la contractul pe diferență și 50 % revine NNBG; și

                           (b)

                           orice câștig din construcție care depășește […] miliarde GBP (valoare nominală) va fi repartizat pe baza unui raport de 75:25, unde 75 % din câștig revine celeilalte părți la contractul pe diferență și 25 % revine NNBG.

               (488)

               Cele mai mari modificări au fost aduse repartizării câștigurilor de capital. În timp ce pragul inițial pentru repartizarea câștigurilor de capital era stabilit la un nivel de 15 % în notificare, Regatul Unit s-a angajat pentru un prag ajustat. Aceasta implică faptul că NNBG va trebui să repartizeze imediat orice câștiguri care depășesc rata internă de rentabilitate a capitalurilor proprii estimată la momentul deciziei. În special, nivelul ajustat de repartizare a câștigurilor este următorul (67):

                           (a)

                           un prim prag stabilit la nivelul previziunilor privind rata internă de rentabilitate a capitalurilor proprii, astfel cum rezultă la data prezentei decizii din cel mai recent model financiar (68) sau la 11,4 % pe baza capitalului angajat și în termeni nominali. Orice câștig care depășește sau se situează sub nivelul respectiv va fi repartizat în proporție de 30 % pentru cealaltă parte la contractul pe diferență și de 70 % pentru NNBG;

                           (b)

                           un al doilea prag stabilit la suma cea mai mare dintre 13,5 % în termeni nominali sau 11,5 % în termeni reali (deflatată cu indicele prețurilor de consum), pe baza aceluiași model ca la primul punct de mai sus. Peste acest prag, orice câștig va fi repartizat în proporție de 60 % pentru cealaltă parte la contractul pe diferență și de 40 % pentru NNBG;

                           (c)

                           mecanismul de repartizare a câștigurilor de capital este instituit pe întreaga durată de viață a instalației HPC, nu doar de durata măsurii.

               (489)

               Extinderea duratei de repartizare a câștigurilor de capital pe durata de viață a proiectului abordează orice preocupare privind supracompensarea după cei 35 de ani reprezentând perioada de valabilitate a contractului pe diferență, fiind consecventă cu principiul conform căruia măsura furnizează ajutor pentru investiții.

               (490)

               De asemenea, pragul de repartizare a câștigurilor de capital este cel care rezultă din creșterea comisionului de garantare la 295 de puncte de bază – în special, rata internă de rentabilitate a capitalurilor proprii de [11,0-11,5] %, calculată pe baza comisionului ajustat de 295 de puncte de bază, este mai mică decât rata internă de rentabilitate a capitalurilor proprii propusă inițial, de [11,5-12,0] %, care a fost calculată pe baza comisionului propus de 250 de puncte de bază (69). Prin urmare, repartizarea câștigurilor de capital este declanșată de orice nivel al ratei interne de rentabilitate a capitalurilor proprii mai mare decât cel estimat la data prezentei decizii.

               (491)

               Câștigurile realizate de cealaltă parte la contractul pe diferență vor fi reflectate într-o ajustare a prețului de exercitare. În special în ceea ce privește repartizarea câștigurilor de capital, mecanismul ajustat s-ar putea concretiza prin scăderi semnificative ale prețului de exercitare și, în consecință, printr-o reducere a nivelului de sprijin care urmează să fie oferit de furnizori și, în cele din urmă, de consumatorii de energie electrică, pe întreaga perioadă de exploatare a centralei (70).

               (492)

               De asemenea, atât repartizarea câștigurilor de capital, cât și repartizarea câștigurilor din construcție garantează faptul că NNBG continuă să dețină stimulente în ceea ce privește eficiența pe toată durata de viață a proiectului, întrucât investitorii NNBG rețin o parte din câștiguri.

               (493)

               Pe baza pragurilor convenite de repartizare a câștigurilor de capital și din construcție și luând în considerare comisionul de garantare ajustat și concepția generală a măsurii, Comisia concluzionează că măsurile sunt proporționale.

               (494)

               Ca urmare a modificărilor convenite cu Comisia, datele financiare ale proiectului cu și fără angajamentele respective sunt prezentate în tabelul 2.

                  Tabelul 2

                  Date financiare ale proiectului HPC înainte și după modificările convenite cu Comisia

                           (%)

                           Modelul financiar versiunea 21.10

                           29 august 2014
                           Comision de garantare mai scăzut și prag de repartizare a câștigurilor de capital mai mare

                           19 septembrie 2014

                           Rata internă de rentabilitate a proiectului

                           [9,25-9,75]

                           [9,25-9,75]

                           Rata internă de rentabilitate a capitalurilor proprii (pe baza fondurilor trase)

                           [12,75-13,25]

                           [12,25-12,75]

                           Rata internă de rentabilitate a capitalurilor proprii (pe baza fondurilor angajate)

                           [11,50-12,00]

                           [11,00-11,50]

         9.6.   EFECTELE POTENȚIALE DE DENATURARE A CONCURENȚEI ȘI A SCHIMBURILOR COMERCIALE

               (495)

               Pentru ca ajutorul să fie compatibil cu piața internă, efectele negative ale măsurii de ajutor în ceea ce privește denaturarea concurenței și impactul asupra schimburilor comerciale dintre statele membre trebuie să fie limitate și compensate de efectele pozitive în ceea ce privește contribuția la obiectivul de interes comun. În special, în momentul în care obiectivul ajutorului a fost stabilit, este imperativ să se reducă la minimum eventualele efecte negative ale măsurii de ajutor asupra concurenței și asupra schimburilor comerciale.

               (496)

               În decizia de inițiere a procedurii, Comisia a estimat că proiectul ar putea denatura concurența în trei moduri. În primul rând, ajutorul ar putea să afecteze deciziile de investiții și să înlocuiască investițiile alternative. În al doilea rând, acesta ar putea denatura funcționarea pieței din aval, în special prin lipsa de claritate a impactului prețului de exercitare asupra prețurilor de vânzare pe piața cu ridicata și cu amănuntul, prin comportamentul strategic al beneficiarului care afectează prețul de referință și prin alte tipuri de comportamente strategice permise de volumele mari de producție pe care le pot oferi NNBG și EDF Energy, în calitate de furnizor abilitat de NNBG să vândă energia pe care o produce, cum ar fi manipularea prețurilor pe piețele la termen sau limitarea capacității furnizorilor alternativi de a achiziționa energie electrică în mod independent. O ultimă denaturare consta în alocarea sprijinului între utilizatorii finali și NNBG (aspect discutat mai sus în contextul proporționalității). În plus față de aspectele de mai sus, Comisia a evaluat pe larg patru denaturări principale ale concurenței pe care le-ar putea cauza ajutorul.

               (497)

               În primul rând, posibilitatea pentru EDF sau NNBG de a modifica prețul de referință prin vânzarea strategică pe piețele care sunt utilizate pentru calcularea acestuia. De exemplu, nu este clar care este efectul asupra stimulării EDF de a licita pentru capacități sub un preț de piață foarte scăzut (chiar negativ) și, în special, pe piața (piețele) de referință, într-o situație în care aceasta primește o primă care reflectă diferența între prețul de referință predominant (chiar negativ) și prețul de exercitare din perioada de referință precedentă. Modificarea prețului de referință ar avea un impact asupra plăților diferenței pentru toate celelalte tehnologii din cadrul contractului pe diferență, inclusiv asupra instalațiilor EDF care beneficiază de alte contracte pe diferență.

               (498)

               În al doilea rând, EDF, în calitate de grup, ar putea manipula piețele la termen prin vânzarea sau prin reținerea unor cantități mari de energie electrică produsă de centrala HPC în beneficiul poziției comerciale sau de acoperire împotriva riscurilor a grupului. EDF este un operator integrat pe verticală care este activ pe piețele de producere (în amonte), de distribuție (în aval) și de tranzacționare a energiei electrice. În temeiul unui contract pe diferență, EDF ar putea beneficia de un stimulent pentru încurajarea filialelor sale din aval. De exemplu, în cazul în care grupul ar beneficia de prețuri mai mari sau mai mici pentru următorii 10 ani, HPC ar putea avea un rol esențial în atingerea acestui rezultat.

               (499)

               În al treilea rând și în legătură cu cele de mai sus, HPC ar putea crește profitabilitatea EDF, permițându-i să își reducă costurile de acoperire a riscurilor, în special în cazul în care furnizorul ar fi în măsură să „compenseze” pozițiile comerciale interne utilizând producția ridicată și stabilă furnizată de HPC.

               (500)

               În al patrulea rând, proiectul ar putea avea un impact negativ asupra lichidității pieței cu ridicata, având în vedere că ar contribui la activele de producție ale unei întreprinderi integrate pe verticală, ceea ce ar putea conduce la excluderea de pe piață a furnizorilor independenți sau la obstacole la intrarea pe piață pentru viitorii participanți la nivelul aprovizionării.

               (501)

               În secțiunile de mai jos va fi evaluat fiecare dintre aceste aspecte.

         9.6.1.   Denaturarea investițiilor și a fluxurilor comerciale

               (502)

               Comisia a analizat faptul dacă ajutorul denaturează fluxurile de energie sau prețurile la energia electrică.

               (503)

               Ca o observație preliminară, Comisia constată că o utilizare pe scară largă a contractelor pe diferență poate să afecteze în mod substanțial sau chiar să înlăture rolul prețurilor ca semnale de investiții și poate să conducă efectiv la reglementarea prețurilor pentru producerea de energie electrică la niveluri stabilite de guvern.

               (504)

               Comisia recunoaște că, în cadrul contractelor pe diferență, producătorii sunt obligați să vândă pe piață, menținându-se astfel unele stimulente aplicabile operatorilor de pe piață care nu beneficiază de sprijin. Cu toate acestea, astfel de stimulente sunt menținute, în principal, la nivel operațional și nu la nivelul deciziilor de investiții, care probabil vor fi determinate de stabilitatea veniturilor și de siguranța oferită de contractul pe diferență.

               (505)

               În orice caz, denaturările pieței care decurg din contractul pe diferență la nivel operațional sunt foarte limitate pentru producătorii de energie nucleară, care sunt caracterizați printr-un nivel scăzut al costurilor de exploatare marginale și care, prin urmare, ar putea să vândă pe piață indiferent de nivelul prețurilor și, astfel cum se va arăta în continuare, ocupă poziții inițiale în curba de merit.

               (506)

               În ceea ce privește realizarea interconectării și direcția și intensitatea fluxurilor comerciale, analiza efectuată de Comisie confirmă faptul că acordarea de ajutor și construcția aferentă a centralei HPC sunt preconizate să aibă un impact minim asupra prețurilor de vânzare cu ridicata din Regatul Unit.

               (507)

               În special, activitatea de modelare desfășurată (71) sugerează că prețurile din Regatul Unit vor scădea cu mai puțin de 0,5 % ca urmare a exploatării centralei HPC. La rândul său, acest lucru va antrena o scădere cumulativă și globală a veniturilor din interconectare mai mică de 1,7 % până în 2030. Acest rezultat se datorează costului marginal al energiei electrice produse de HPC, care va fi mai mic decât prețul centralelor existente, în timp ce capacitatea sa totală va reprezenta o mică parte din totalul capacității britanice.

               (508)

               Rezultatul se bazează pe un scenariu negativ, întrucât, în absența HPC, Regatul Unit ar putea să utilizeze alte tipuri de producere a energiei electrice cu emisii scăzute de dioxid de carbon, în măsura în care va fi posibil (și nu până la capacitatea totală furnizată de HPC, care este prea mare pentru a putea fi înlocuită numai prin surse cu emisii reduse de dioxid de carbon, astfel cum s-a discutat la considerentul 199). Prin urmare, în absența HPC, se poate preconiza că va avea loc, de asemenea, o scădere a prețurilor de vânzare cu ridicata și a veniturilor din interconectări.

               (509)

               În ceea ce privește denaturarea schimburilor comerciale, Comisia a constatat că HPC are un impact neglijabil asupra prețurilor din afara Regatului Unit, care a fost cuantificat la maximum 0,1 %. Acest lucru s-ar concretiza într-o scădere a fluxurilor transfrontaliere de mai puțin de 1 %.

               (510)

               În cele din urmă, Comisia a elaborat modele de scenarii alternative în care proiectul HPC nu este pus în aplicare. Rezultatele analizei indică faptul că înlocuirea investițiilor alternative este limitată. În special, previziunile de scădere a ofertei lasă mult loc pentru pătrunderea altor producători de energie și a altor tehnologii de producere și/sau pentru extinderea capacităților, indiferent de investițiile în HPC, în special având în vedere momentul închiderii centralelor nucleare și pe bază de cărbune existente. Regatul Unit va avea nevoie de punerea în funcțiune a unei capacități de producție nouă de aproximativ 60 GW între 2021 și 2030, din care HPC va furniza 3,2 GW. Ar fi imposibil ca numai sursele cu emisii scăzute de dioxid de carbon să acopere deficitul.

               (511)

               Prin urmare, Comisia concluzionează că ajutorul are un impact nesemnificativ asupra fluxurilor comerciale, asupra prețurilor și asupra investițiilor.

         9.6.2.   Tentative de manipulare a prețului de referință

               (512)

               Comisia și-a exprimat preocupările inițiale că NNBG sau EDF ar putea fi stimulate să acționeze în mod strategic pentru a păstra prețul de referință la un nivel scăzut în scopul creșterii la maximum a plăților de compensare a diferenței.

               (513)

               Ca răspuns la decizia de inițiere a procedurii, Regatul Unit a prezentat un raport elaborat de KPMG (72), care a analizat dacă NNBG sau EDF au interesul și capacitatea de a reduce din punct de vedere strategic prețul de referință în modul preconizat de Comisie.

               (514)

               NNBG ar fi stimulată să reducă prețul de referință doar dacă ar putea să vândă volume substanțiale la un preț care este mai mare decât prețul de referință. În cazul în care NNBG vinde energie electrică la un preț inferior prețului de referință, plățile diferenței ar putea să nu compenseze pe deplin până la nivelul prețului de exercitare.

               (515)

               Comisia consideră că strategia NNBG de reducere a riscurilor va fi să vândă capacitatea produsă de HPC pe piețele pentru sezonul următor, astfel încât prețul să fie cât mai apropiat posibil de valoarea prețului de referință. Încercarea de a reduce din punct de vedere strategic prețul de referință va crește riscul ca HPC să își vândă capacitatea la un preț mai mic decât prețul de referință și, prin urmare, implică renunțarea din partea NNBG la strategia de reducere la minimum a riscurilor.

               (516)

               Chiar dacă EDF și NNBG ar fi motivate să pună în aplicare o strategie de reducere a prețului de referință, posibilitatea lor de a face acest lucru este limitată. Acest lucru este consecința faptului că forțele pieței și posibilitățile de alegere ale altor vânzători de energie electrică vor contracara orice reducere strategică a prețului de referință. În cazul în care prețul de referință este mai mic, alți producători de energie electrică ar fi încurajați să își vândă capacitatea pe alte piețe.

               (517)

               Comisia a verificat măsura în care EDF ar putea avea posibilitatea de a practica în mod sistematic prețuri mai mari pe piață. Astfel cum se explică în considerentul 11, curba prețului de referință se bazează pe prețurile pentru sezonul următor de distribuție (și anume șase luni) sau pe un preț „pentru sezonul următor”. Întrucât tehnologia nucleară este o tehnologie de bază, cu un profil de producție stabil și fiabil comparabil, HPC ar putea, teoretic, să vândă cantități mari de energie electrică pentru mai mult decât un sezon. În cazul în care prețurile pentru mai mult de un sezon sunt în mod sistematic și semnificativ mai mari decât prețurile pentru un sezon – baza curbei prețului de referință – în medie, HPC ar putea obține un preț pe MWh efectiv mai mare decât prețul de exercitare.

               (518)

               Pentru a evalua această posibilitate, Comisia a solicitat Regatului Unit să aplice formula prezentată în considerentul 11 nivelului istoric al condițiilor pieței (prețuri și cantități) pentru perioada iarnă 2012-iarnă 2014, pentru a genera o simulare a curbei prețului de referință istoric. Comisia a corelat curba prețului de referință obținut cu datele privind prețul la energie electrică pentru următorul sezon și cu prețul pentru următoarele două sezoane, luând în considerare date de livrare din același interval de timp (73). Rezultatul poate fi consultat în anexa A figura 2.

               (519)

               Figura 2 arată că, deși în unele cazuri au existat zile de tranzacționare în care prețul de bază pentru următoarele două sezoane este posibil să fi fost mai ridicat decât prețul pentru sezonul următor și decât prețul de referință, diferența nu este foarte de mare și relația dintre acestea nu pare să fie sistematică. De asemenea, pentru a realiza în mod sistematic profituri mai mari decât prețul de referință, EDF ar trebui, foarte probabil, să comercializeze cea mai mare parte a producției sale în afara pieței de referință. Acest lucru ar putea implica un grad de risc mai ridicat pentru EDF decât vânzarea pe piața de referință, ceea ce face implicarea într-o astfel de strategie mai puțin profitabilă.

         9.6.3.   Stimulente potențiale acordate EDF pentru reținerea capacității de la introducerea pe piață

               (520)

               Teoretic, reținerea strategică a capacității de la introducerea pe piață poate conduce la creșterea profitului pentru producători, chiar dacă aceștia au cote de piață foarte scăzute. Factorul esențial care le permite producătorilor să își exercite puterea de piață în acest mod este poziția lor în cadrul curbei de merit. Având în vedere faptul că EDF deține atât centrale flexibile, cât și de bază, darea în exploatare a HPC poate permite EDF să rețină de la introducerea pe piață capacitatea aferentă centralelor flexibile pentru a determina creșterea prețurilor de vânzare cu ridicata și pentru a obține prețuri mai mari la vânzarea energiei electrice produse de centralele de bază (inclusiv HPC).

               (521)

               Regatul Unit a susținut (74) că HPC nu ar conferi EDF nici posibilitatea, nici stimulentele pentru reținerea de la introducerea pe piață a capacității flexibile.

               (522)

               În special, Regatul Unit susține că, până în 2025, cota de piață a EDF pentru generarea de capacitate flexibilă va fi de numai 6,5 % (luând în considerare închiderea unei centrale pe cărbune care se apropie de sfârșitul duratei sale de viață utile, precum și potențiala deschidere a unei centrale noi). Recunoscându-se faptul că cotele de piață pot fi un indicator slab al posibilității unui producător de energie de a influența prețurile prin reținerea capacității de la introducerea pe piață, s-au calculat diferiți indicatori ai „importanței centrale” (și anume măsura în care o anumită unitate sau întreprindere producătoare de energie este necesară pentru acoperirea cererii, ceea ce face ca unitatea sau întreprinderea respectivă să poată fi în măsură să influențeze prețul pieței prin reținerea capacității de la introducerea pe piață) pentru a demonstra că această capacitate flexibilă a EDF este preconizată a nu avea o importanță centrală în 2025. Având în vedere diferite scenarii contrafactuale, s-a demonstrat, de asemenea, că prin construirea centralei HPC nu se va contribui în niciun caz la creșterea centralității acesteia.

               (523)

               Comisia consideră că instrumentul contractului pe diferență limitează motivația pentru reținerea capacității de la introducerea pe piață prin însăși natura acestuia. În special, ca prim efect al contractului pe diferență, majoritatea energiei produse de HPC va fi vândută pe piața de referință pentru a reduce la minimum riscul de bază, în conformitate cu strategia de acoperire a riscurilor definită de NNBG împreună cu IUK. Prin urmare, EDF Energy va obține prețul de exercitare pentru HPC și veniturile acesteia nu ar crește în cazul creșterii prețurilor de vânzare cu ridicata pe piața la vedere, ca urmare a unei rețineri temporare a capacității de la introducerea pe piață. Este puțin probabil ca o strategie de a vinde o capacitate mare pe piața la vedere să fie profitabilă în acest context.

               (524)

               Cu toate acestea, având în vedere caracterul specific al curbei de merit, Comisia consideră că, deși o anumită capacitate flexibilă nu este de importanță centrală, aceasta ar putea avea totuși o influență asupra prețului. În funcție de poziția sa relativă în cadrul curbei ofertei, chiar și reținerea unei capacități mici de la introducerea pe piață ar putea provoca tranziția spre stânga a curbei ofertei, ceea ce ar conduce la un echilibru care presupune prețuri mai mari. Având în vedere că prin construcția HPC pot fi sporite câștigurile potențiale din reținerea de la introducerea pe piață, EDF poate avea mai multe stimulente să procedeze astfel după acordarea ajutorului.

               (525)

               Prin urmare, Comisia a evaluat stimulentele care ar determina EDF să rețină capacitatea de la introducerea pe piață prin intermediul unei simulări prezentate de Regatul Unit pe baza curbei de merit pentru anul 2025.

               (526)

               Astfel cum rezultă din simulare, inclusiv în scenariul ipotetic și nerealist în care se face abstracție de efectul contractului pe diferență, darea în exploatare a HPC nu ar crește stimulentul teoretic pentru a reține capacitatea flexibilă de la introducerea pe piață, pe care EDF l-ar avea în absența contractului pe diferență. Simularea prezentată de Regatul Unit utilizează un mix energetic estimat pentru Regatul Unit în 2025 conform într-o foarte mare măsură cu scenariile privind reforma pieței de energie electrică propuse de Ministerul Energiei și Schimbărilor Climatice. Exercițiul arată că nivelurile plauzibile ale cererii pentru care ar fi profitabilă o strategie de reținere de la introducerea pe piață au o mică probabilitate de apariție.

               (527)

               În concluzie, Comisia consideră că denaturarea concurenței în ceea ce privește eventuala reținere a capacității de la introducerea pe piață este menținută la un nivel minim.

         9.6.4.   Avantajul generat pentru EDF de reducere a costurilor de acoperire a riscurilor

               (528)

               Piețele de energie electrică cu ridicata sunt incerte, atât pentru producători, cât și pentru furnizori, datorită caracteristicilor specifice ale cererii și ofertei. Pentru a obține o mai mare siguranță cu privire la veniturile din vânzarea de energie electrică și la costurile energiei electrice, în general, furnizorii și producătorii cumpără sau vând energie electrică pe piețele la termen, la vedere și pe termen scurt, care le permit să își adapteze pozițiile.

               (529)

               Astfel, tranzacționarea pe piața la termen (forward trading) (sau acoperirea riscurilor) este utilizată pentru a oferi un grad de protecție împotriva volatilității prețurilor. Costurile de acoperire a riscurilor sunt determinate în primul rând de diferența între prețul de cumpărare și de vânzare (bid-offer spread) pentru ratele la termen, care reprezintă diferența dintre prețul de cumpărare (prețul la care cumpărătorii sunt dispuși să cumpere) și prețul ofertei (prețul la care vânzătorii sunt dispuși să vândă). Cu cât numărul de participanți și volumele tranzacționate sunt mai mari, cu atât sunt mai mici diferențele între prețul de cumpărare și de vânzare și, prin urmare, costurile de tranzacționare atât pentru cumpărători, cât și pentru vânzători.

               (530)

               Comisia și-a exprimat o primă preocupare potrivit căreia capacitatea de bază suplimentară furnizată de HPC și vândută de EDF Energy ar putea să permită acesteia din urmă să își reducă costurile de acoperire a riscurilor, oferindu-i un avantaj concurențial în detrimentul omologilor săi, în special în ceea ce privește capacitatea potențial superioară de optimizare a portofoliului de risc. Comisia și-a exprimat o preocupare preliminară suplimentară că EDF Energy s-ar putea afla într-o poziție mai bună pentru a-și crește cota în anumite sectoare, cum ar fi marii consumatori de energie.

               (531)

               Comisia a evaluat elementele de probă prezentate de EDF în ceea ce privește capacitatea furnizată în scenariul de după acordarea ajutorului. EDF are deja o producția netă de 22,9 TWh în 2013, și anume diferența dintre valoarea generată de activele proprii și cantitatea vândută prin operațiunile sale de vânzare cu amănuntul. Se estimează că în 2020 aceasta va avea o producție netă de […] TWh, iar în 2025 o producție netă de […] TWh prin intermediul centralei HPC.

               (532)

               Prin urmare, conform concluziei Comisiei, costurile de acoperire a riscurilor nu sunt susceptibile de a fi modificate ca urmare a acordării ajutorului.

               (533)

               De asemenea, furnizarea de energie electrică pentru consumatorii necasnici, inclusiv marii consumatori de energie, poate fi considerată ca fiind competitivă. Cota de piață a EDF este mai mică de 25 %, în pofida capacității de producție mari deținute în prezent. În sesizarea recentă a Autorității pentru concurență și piețe cu privire la efectuarea unei anchete complete a piețelor energiei electrice, Ofgem (75) a exclus în special sectorul necasnic, pe motiv că acest sector ar putea fi considerat ca fiind în general competitiv (76).

               (534)

               În pofida incertitudinilor privind strategiile de anticipare și rezultatele pieței pe o perioadă relativ lungă, și anume până la momentul în care HPC va fi operațională, Comisia consideră că argumentele sunt suficient de solide pentru a înlătura preocupările sale în ceea ce privește acest tip special de posibilă denaturare a concurenței.

         9.6.5.   Reduceri potențiale ale lichidității pieței cu ridicata

               (535)

               Simplul fapt de a putea avea acces la propria energie electrică suplimentară poate avea un impact negativ asupra nivelurilor lichidității pieței cu ridicata, care sunt, la rândul lor, susceptibile de a avea un impact negativ asupra furnizorilor independenți. Deși aceasta nu presupune în mod automat faptul că integrarea pe verticală conduce la piețe mai puțin lichide sau la blocarea acestora, aceasta înseamnă totuși că, în cazul în care cea mai mare parte a capacității de producție este deținută de furnizori, piețele pot deveni din ce în ce mai puțin lichide.

               (536)

               Comisia și-a exprimat unele preocupări preliminare cu privire la măsura în care un acces sporit la propria producție de energie poate conduce la o scădere a nevoii EDF de a avea acces la piețele la termen pentru a obține capacitate. Măsura în care EDF ar trebui să efectueze tranzacții după acordarea ajutorului ar fi compensată de posibilitatea sa de a accesa energia electrică produsă de HPC.

               (537)

               Ca răspuns la întrebările Comisiei în ceea ce privește impactul pe care HPC l-ar putea avea asupra lichidității pieței, EDF a răspuns că nu ar avea nici motivația și nici capacitatea de a o reduce.

               (538)

               EDF Energy susține că activitatea sa de furnizare este complet independentă de construcție sau în orice alt mod de HPC (77). Astfel cum s-a explicat în considerentul anterior, politica EDF în materie de producere și furnizare a energiei electrice este de a reduce riscul aferent prețului pieței. Nu există o politică de furnizare sistematică la nivel intern, întrucât aceasta nu este cea mai bună modalitate de a reduce riscul aferent prețului pieței. Dimpotrivă, cea mai bună modalitate de reducere a riscului aferent prețului pieței este de a cumpăra și a vinde pe piață (sau la un preț de piață).

               (539)

               EDF Energy a explicat, de asemenea, că nu își desfășoară activitatea într-un mod care vizează compensarea volumelor între furnizare și producție. EDF nici măcar nu identifică în mod specific tranzacțiile care sunt transferate între activitățile sale de producție și de furnizare și care nu au loc prin intermediul pieței.

               (540)

               În sprijinul afirmației că măsura de compensare internă este limitată, EDF a prezentat cifre privind volumele tranzacționate și numărul de rezilieri (78). În cele din urmă, EDF a explicat că, având în vedere evoluțiile recente în materie de reglementare, nu are capacitatea de a reduce lichiditatea pieței cu ridicata. Pentru a spori lichiditatea unei serii de segmente de piață, Ofgem a introdus o obligație de „formare de piață” în licențele acordate celor mai mari șase furnizori de energie din Regatul Unit, inclusiv EDF Energy. Cerința este de a cumpăra și a vinde pe piață, cu scopul de a sprijini descoperirea prețurilor și de a asigura în mod regulat posibilitatea de tranzacționare.

               (541)

               Comisia a analizat gradul în care măsura ar putea avea ca rezultat scăderea lichidității pe piețele cu ridicata.

               (542)

               Aceasta a subliniat că partea EDF Energy din volumul tranzacționat raportat la volumul produs a scăzut constant, de la o rată de reziliere (volum tranzacționat/producție) de 3 % în 2010 la o rată de reziliere de 2 % în 2014. De asemenea, această rată este cea mai scăzută în rândul principalilor șase producători din sectorul energiei integrate pe verticală din Regatul Unit (79).

               (543)

               Comisia observă că obligațiile de „formare de piață” ar putea limita măsura în care furnizorii integrați pe verticală ar putea să se implice în mod voluntar sau involuntar în strategii care au ca rezultat niveluri de lichiditate mai mici. Cu toate acestea, pentru Comisie nu este clară măsura în care obligațiile respective ar putea rămâne în vigoare și nici în ce măsură acestea ar putea împiedica compensarea pozițiilor interne (și anume utilizarea propriilor active de producție pentru deservirea propriilor clienți).

               (544)

               Prin urmare, Comisia a solicitat garanții suplimentare, pentru a înlătura orice motiv de preocupare în legătură cu prejudiciul potențial adus lichidității pieței în cadrul scenariului de după acordarea ajutorului.

               (545)

               În special, EDF a fost de acord să mărească transparența modului în care va tranzacționa și va vinde energia electrică pe piață, reducând astfel măsura în care poate să își îmbunătățească rentabilitatea în mod nejustificat și să aibă un impact negativ asupra lichidității.

               (546)

               În calitate de unic furnizor al serviciilor de piață către NNBG pentru producția estimată a HPC, EDF și-a asumat următoarele angajamente (80):

                           (a)

                           înregistrarea tranzacțiilor pentru producția estimată a centralei HPC într-un registru separat al NNBG;

                           (b)

                           stabilirea unor prețuri pentru tranzacțiile având ca obiect producția estimată a centralei HPC efectuate cu EDF la nivelul pieței pentru produsul în cauză la momentul tranzacționării;

                           (c)

                           efectuarea, la prețul pieței, a tuturor tranzacțiilor bilaterale bazate pe producția estimată a centralei HPC cu orice alte portofolii de active deținute sau tranzacționate de către EDF; și

                           (d)

                           furnizarea unui raport anual celeilalte părți la contractul pe diferență și Comisiei Europene pentru a dovedi respectarea angajamentelor de mai sus.

         9.6.6.   Concluzie privind denaturarea concurenței

               (547)

               Comisia concluzionează că, în ansamblu, riscurile de denaturare a concurenței sunt limitate, luând în considerare secțiunile 9.6.1, 9.6.2, 9.6.3, 9.6.4 și 9.6.5 de mai sus și ținând cont de angajamentele oferite de către EDF.

               (548)

               După o punere în balanță aprofundată și ținând cont de angajamentele oferite de către EDF, Comisia a ajuns la concluzia că denaturarea concurenței care rezultă din darea în exploatare a centralei HPC este menținută la minimul necesar și este compensată de efectele pozitive ale măsurilor.

               (549)

               În ceea ce privește conformitatea cu articolele 30 și 110 din TFUE, Regatul Unit s-a angajat, atât timp cât contractul pe diferență nu este deschis pentru producătorii de energie electrică din afara Marii Britanii, să ajusteze modul în care este calculată răspunderea furnizorilor de energie electrică pentru plățile din cadrul contractelor pe diferență, astfel încât energia nucleară eligibilă produsă în statele membre ale UE, în afară de Regatul Unit, și furnizată clienților din Regatul Unit să nu fie inclusă în cotele de piață ale furnizorilor. Regatul Unit va elimina această derogare atunci când producătorii de energie din afara Marii Britanii vor fi eligibili pentru a candida în vederea atribuirii unor contracte pe diferență.

         10.   CONCLUZIE

               (550)

               Pe baza evaluării efectuate și având în vedere circumstanțele specifice ale cazului de față, Comisia consideră că pachetul de măsuri notificate de Regatul Unit implică ajutor de stat care, astfel cum a fost modificat prin angajamentele asumate, este compatibil cu piața internă în temeiul articolului 107 alineatul (3) litera (c) din TFUE.

               (551)

               Comisia menționează că i-a fost furnizat, pentru evaluare, acordul de principiu convenit până în prezent pentru finanțarea proiectului HPC. Autoritățile britanice au declarat că restul clauzelor și condițiilor, precum și documentele de finanțare finale vor conține clauzele standard pe care orice investitor le-ar avea în vedere pentru un proiect similar. Întrucât Comisia nu a avut posibilitatea de a verifica acest lucru, în cazul în care documentele finale aduc modificări măsurii în forma curentă în care este prezentată Comisiei, în orice privință, acestea trebuie să fie notificate Comisiei de către autoritățile britanice. Cu toate acestea, în cazul în care documentele de finanțare finale conțin elemente suplimentare de ajutor de stat, rebus stantibus, acestea nu pot fi aprobate, întrucât prezentul pachet de măsuri de stat reprezintă întregul ajutor care este necesar pentru aprobarea realizării proiectului de investiții în centrala HPC;

         ADOPTĂ PREZENTA DECIZIE:
   Articolul 1
   Ajutorul acordat centralei Hinkley Point C sub forma unui contract pe diferență, a unui acord încheiat cu secretarul de stat și a unei garanții pentru credite, precum și a tuturor elementelor aferente, pe care Regatul Unit intenționează să îl pună în aplicare este compatibil cu piața internă în sensul articolului 107 alineatul (3) litera (c) din Tratatul privind funcționarea Uniunii Europene.
   Prin urmare, acordarea ajutorului este autorizată.
   Articolul 2
   Prezenta decizie se adresează Regatului Unit al Marii Britanii și Irlandei de Nord.

      Adoptată la Bruxelles, 8 octombrie 2014.

            Pentru Comisie

         Joaquín ALMUNIA

            Vicepreședinte

      (1)  JO C 69, 7.3.2014, p. 60.

      (2)  Generarea de energie electrică de bază este specifică pentru centrale care au o capacitate de producție continuă și pe care se poate conta pentru a răspunde cererii principale în orice moment. Centralele nucleare sunt producătoare de energie de bază și se caracterizează, de asemenea, printr-un cost variabil relativ scăzut, prin urmare, în mod tipic, acestea ocupă primele poziții în curba ofertei.

      (3)  Formula de calcul utilizată în cadrul contractului pe diferență este următoarea:

   unde (d) reprezintă numărul de zile de tranzacționare pe parcursul sezonului anterior, (e) reprezintă numărul de surse, (BP) reprezintă prețul zilnic pentru fiecare sursă și (BQ) reprezintă volumul zilnic pentru fiecare sursă.

      (4)  Informații disponibile la următoarea adresă: https://www.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/267649/Generic_CfD_-_Terms_and_Conditions__518596495_171_.pdf

      (5)  Secret comercial.

      (6)  Pentru o descriere detaliată a angajamentului, a se vedea anexa C.

      (7)  În special, modelul IUK pentru HPC […].

      (8)  Emisiunea se referă la o datorie inițială în valoare de 16 miliarde GBP și la o datorie ulterioară de 1 miliard GBP aferentă adaptării Sizewell C în temeiul contractului pe diferență (denumită în continuare „obligațiunea SZC”).

      (9)  Condiția scenariului de bază presupune furnizarea unor dovezi satisfăcătoare că proiectul Flamanville 3 a încheiat perioada de funcționare de probă și că cerințele garantului în ceea ce privește performanța în cursul perioadei respective au fost îndeplinite. Garantul are opțiunea de a prelungi data pentru îndeplinirea condiției scenariului de bază în viitor prin majorarea valorii fondurilor proprii de bază și asigurându-se că o astfel de majorare beneficiază de sprijinul necesar la creditare. Data pentru îndeplinirea condiției scenariului de bază nu poate depăși 31 decembrie 2020.

      (10)  Condiția de nerespectare a capacității funcționale presupune:

               (a)

               […];

               (b)

               […]; și

               (c)

               […].

      (11)  Garanția fixă este atribuită activului identificat și specific relevant imediat în momentul acordării și garantul nu poate să înstrăineze activul garantat sau să efectueze alte operațiuni cu acesta într-un alt mod fără acordul beneficiarului.

      (12)  Garanția fluctuantă este acordată asupra unei clase de active fluctuante, prezente și viitoare, care aparțin garantului.

      (13)  Dobânzile de garantare care oferă beneficiarului drepturi asupra activelor garantate. O garanție este o formă a dobânzii de garantare care nu conferă beneficiarului dreptul de proprietate sau un drept de posesie. În schimb, o garanție este o sarcină asupra activelor garantate care conferă beneficiarului dreptul de a recurge la activul garantat pentru executarea acestuia în vederea achitării datoriilor garantate. Aceasta îi conferă beneficiarului un drept de proprietate echitabil asupra activului respectiv, precum și dreptul de a-și însuși activului și de a reține încasările obținute în urma vânzării pentru acoperirea datoriei garantate.

      (14)  O garanție fluctuantă asupra tuturor (sau aproape tuturor) activelor unei întreprinderi și care conferă titularului garanției respective dreptul să numească un administrator sau un lichidator și care este prevăzută a fi o garanție reală mobiliară fluctuantă eligibilă (floating charge) în sensul Legii privind insolvența din 1986.

      (15)  Părțile garantate sunt garantul, emitentul și ministrul energiei și schimbărilor climatice, precum și Nuclear Decommissioning Fund Company Limited.

      (16)  Ministrul energiei și schimbărilor climatice și Nuclear Decommissioning Fund Company Limited pe baza măsurilor de dezafectare a centralei nucleare Hinkley Point C.

      (17)  Directiva 2009/72/CE a Parlamentului European și a Consiliului din 13 iulie 2009 privind normele comune pentru piața internă a energiei electrice și de abrogare a Directivei 2003/54/CE (JO L 211, 14.8.2009, p. 55).

      (18)  Costul mediu al energiei electrice este o metodă de măsurare a costurilor de producție a energiei electrice printr-o serie de tehnologii, care are scopul de a face posibilă compararea costurilor respective pe baza unei serii de ipoteze.

      (19)  Leveque F și Robertson A, Future Electricity Series Part 3: Power from Nuclear, Carbon Connect, Policy Connect, Londra, 2014.

      (20)  Comunicarea Comisiei privind aplicarea articolelor 87 și 88 din Tratatul CE ajutoarelor de stat sub formă de garanții (JO C 155, 20.6.2008, p. 10).

      (21)  Comunicarea Comisiei privind cadrul Uniunii Europene privind ajutorul de stat sub formă de compensație pentru serviciu public (JO C 8, 11.1.2012, p. 15).

      (22)  Directiva 2009/72/CE.

      (23)  Cauza T-17/02 Fred Olsen/Comisia, Rec., 2005, p. II-2031, punctul 216 și cauza T-289/03 BUPA și alții/Comisia, Rep., 2008, p. II-81, punctele 166 și 220.

      (24)  Directiva 2004/17/CΕ a Parlamentului European și a Consiliului din 31 martie 2004 de coordonare a procedurilor de atribuire a contractelor de achiziții în sectoarele apei, energiei, transporturilor și serviciilor poștale (JO L 134, 30.4.2004, p. 1).

      (25)  Directiva 2004/18/CE a Parlamentului European și a Consiliului din 31 martie 2004 privind coordonarea procedurilor de atribuire a contractelor de achiziții publice de lucrări, de bunuri și de servicii (JO L 134, 30.4.2004, p. 114).

      (26)  A se vedea Decizia Comisiei din 30 octombrie 2001 privind ajutorul de stat nr. N 6/A/2001 – Irlanda C(2001) 3265 final, considerentul 56.

      (27)  Turbinele cu gaz cu ciclu combinat sau CCGT sunt o tehnologie modernă pe bază de gaz pentru producerea de energie.

      (28)  COM(2011) 885 final – Perspectiva energetică 2050, p. 6.

      (29)  Compass Lexecon, Economic analysis of the Contract for Difference for Hinkley Point C (Analiza economică a contractului pe diferență pentru Hinkley Point C), 14 aprilie 2014.

      (30)  Cauza C-280/00, Altmark Trans GmbH și Regierungspräsidium Magdeburg/Nahverkehrsgesellschaft Altmark GmbH, punctele 87-93. Criteriile Altmark au fost stabilite de Curtea de Justiție pentru a clarifica împrejurările în care o compensație acordată de o autoritate publică pentru prestarea unui serviciu de interes economic general (SIEG) poate fi considerată ajutor de stat în temeiul articolului 107 alineatul (1) din TFUE.

      (31)  Cauza C-280/00, Altmark Trans GmbH și Regierungspräsidium Magdeburg/Nahverkehrsgesellschaft Altmark GmbH, punctele 87-93.

      (32)  Comunicarea Comisiei privind aplicarea normelor Uniunii Europene în materie de ajutor de stat în cazul compensației acordate pentru prestarea unor servicii de interes economic general (2012/C 8/02) (JO C 8, 11.1.2012, p. 4).

      (33)  Cauza T-289/03 BUPA/Comisia, Rep., 2008, p. II-81, punctul 165.

      (34)  Cauza T-17/02 Olsen/Comisia, punctul 216; confirmată în cauza C-320/05P Olsen/Comisia.

      (35)  A se vedea cazurile SA.36196, SA.38812, SA.38763, SA.38761, SA.38759 și SA.38758.

      (36)  Comunicarea privind SIEG, punctul 51.

      (37)  Cauza 76/78, Steinike și Weinlig/Germania, Rec., 1977, p. 595, punctul 21; cauza C-379/98, PreussenElektra, Rec., 2001, p. I-2099, punctul 58.

      (38)  Cauza C-677/11, Doux Elevage, nepublicată încă, punctul 34, cauza T-139/09, Franța/Comisia, nepublicată încă, punctul 36.

      (39)  Cauza C-262/12, Vent de Colère, nepublicată încă, punctul 21.

      (40)  Comunicarea Comisiei – Cadrul Uniunii Europene pentru ajutoarele de stat sub forma compensațiilor pentru obligația de serviciu public (2012/C 8/03) (JO C 8, 11.1.2012, p. 15).

      (41)  A se vedea decizia de inițiere a procedurii, punctul 8.1 primul paragraf.

      (42)  În special, a fost pusă sub semnul întrebării conformitatea cu normele stabilite în Directivele 2004/17/CE și 2004/18/CE.

      (43)  Ministerul Energiei și Schimbărilor Climatice, Planning our electric future (Planificarea viitorului energiei electrice), decembrie 2011. A se vedea în special anexa B, disponibilă la adresa: https://www.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/48253/3884-planning-electric-future-technical-update.pdf

      (44)  Ministerul Energiei și Schimbărilor Climatice, Annex A: Feed-in Tariff with Contracts for Difference Operational Framework (Anexa A: Tarif fix pe baza cadrului operațional prevăzut de contractele pe diferență), 29 noiembrie 2012. Documentele sunt disponibile la adresele: https://www.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/66554/7077-electricity-market-reform-annex-a.pdf și http://services.parliament.uk/bills/2012-13/energy.html

      (45)  Documentul este disponibil la adresa: https://www.gov.uk/government/publications/purchase-of-horizon-nuclear-power-meetings-between-ond-and-hitachi-ltd-foi-request-12-1718

      (46)  A se vedea, de exemplu, Decizia 2005/407/CE a Comisiei din 22 septembrie 2004 privind ajutorul de stat pe care Regatul Unit intenționează să îl pună în aplicare în favoarea întreprinderii British Energy Plc (JO L 142, 6.6.2005, p. 26).

      (47)  Situația specială cu care se confruntă sectorul energiei electrice din Regatul Unit este descrisă în secțiunea 2.1 din decizia de inițiere a procedurii.

      (48)  Comunicatul de presă poate fi consultat la adresa: http://europa.eu/rapid/press-release_IP-14-865_en.htm

      (49)  Comisia a solicitat Ministerului Energiei și Schimbărilor Climatice să efectueze analize ale sensibilității utilizând propriul model previzional și a evaluat cu atenție elementele de intrare și ieșire pentru fiecare dintre scenarii. Modelul de distribuție dinamic (Dynamic Dispatch Model – DDM) al Ministerului Energiei și Schimbărilor Climatice este un model de piață energetică integrată care acoperă piața energiei din Regatul Unit pe termen mediu și lung. Acesta simulează distribuția energiei electrice de la producătorii britanici și deciziile de investiții în capacitatea de producție în perioada 2010-2049, pe baza estimării cererii și a ofertei de energie electrică la fiecare jumătate de oră. Deciziile de investiții se bazează pe veniturile și fluxurile de numerar estimate, care permit impacturi politice și variații ale mixului energetic. Prin urmare, modelul de distribuție dinamic permite efectuarea de analize comparative ale impactului diferitelor decizii de politică asupra producerii de energie, capacității, costurilor, securității aprovizionării și emisiilor de dioxid de carbon.

      (50)  Comunicatul de presă poate fi consultat la adresa: http://europa.eu/rapid/press-release_IP-14-866_en.htm

      (51)  În special, Regatul Unit a prevăzut în contractul de investiții cererea de exprimare a interesului, care a fost deschisă tuturor investitorilor potențiali, dar la care a răspuns numai EDF.

      (52)  A se vedea informațiile prezentate de Ministerul de Finanțe britanic la 5 septembrie 2014.

      (53)  În special, Ministerul de Finanțe britanic evidențiază trei categorii de criterii de referință: împrumuturi bancare recente de finanțare a proiectelor cu opțiuni limitate (producerea de energie cu emisii scăzute de dioxid de carbon), spreaduri aferente datoriilor întreprinderilor (rating BB+) la 21 august 2014 și swapuri pe riscul de credit pe o medie de 10 ani și indicele iTraxx Europe XOver (rating BB+).

      (54)  Informațiile prezentate de IUK la 26 august 2014.

      (55)  În special, scenariul negativ a propus următoarele ipoteze în ceea ce privește probabilitățile de nerambursare anuale și ratele de recuperare:

               —

               pierderea în caz de nerambursare în anii 1-6 este zero, în cazul în care condiția scenariului de bază nu este îndeplinită până în decembrie 2020, rambursarea integrală a datoriei are loc în procent de 100 %;

               —

               se estimează că nu va avea loc nicio nerespectare a obligațiilor de plată în anii 7-10, întrucât nu există nicio obligație de rambursare a principalului și întreaga dobândă pe parcursul construcției (inclusiv comisioanele de garantare) va fi inclusă fie în valoarea fondurilor proprii de bază, fie în fondurile proprii de bază și/sau în capitalul contingent;

               —

               o etapă de construcție de 14 ani (inclusiv o întârziere de patru ani) și o etapă de exploatare de 30 de ani;

               —

               probabilități cumulative de nerambursare de 10 % în cursul perioadei de întârziere de patru ani (0 % în anii 11 și 12 și 5 % în anii 13 și 14) și 100 % pierdere în caz de nerambursare;

               —

               probabilitate de nerambursare de 5,6 % în cursul oricărui an de exploatare. Se are în vedere o valoare constantă de 5,6 % pentru a corespunde ratelor medii pentru proiectele energetice din afara Statelor Unite.

      (56)  Astfel cum se arată în răspunsurile Ministerului de Finanțe britanic din 19 septembrie 2014, probabilitatea unei creșteri de 1,5 % asociată unor scadențele ale obligațiunilor de 20-30 de ani este de aproximativ 17 până la 20 %. Astfel cum se arată în răspunsurile Ministerului de Finanțe britanic din 12 septembrie 2014 (Anexa B – Analiza sensibilității elaborată de IUK), o creștere a curbei obligațiunilor cu 1,5 % în perioada emiterii obligațiunilor (ceteris paribus) va reduce capitalurile proprii cu […] miliarde GBP (model versiunea 19.7).

      (57)  Rezervele Comisiei sunt rezumate în e-mailul trimis de către DG COMP Ministerului Energiei și Schimbărilor Climatice din Regatul Unit la 9 septembrie 2014, ora 15.43, „CfD for HPC – Note on Rate of Return” (Contractul pe diferență pentru HPC – Notă privind rata de rentabilitate).

      (58)  Versiunea respectivă a constituit o actualizare a modelului financiar notificat, la care vor urma actualizări suplimentare. În special, versiunea 21.10 (din 29 august 2014) indică o rată internă de rentabilitate de […] % și o rată internă de rentabilitate a capitalurilor proprii de […] % (după impozitare, în termeni nominali) pe baza fondurilor trase și […] % pe baza fondurilor angajate. Versiunea 21 corespunde scenariului de bază al NNBG și, în comparație cu versiunea 5.1, include mai multe actualizări referitoare la calendarul construcției, impactul mecanismelor de finanțare și parametrii macroeconomici.

      (59)  În special, Comisia a presupus că modificările fluxurilor de numerar au loc în perioada cuprinsă între 1 ianuarie 2017 și 30 iunie 2023. În perioada respectivă, fluxurile de numerar nominale din cadrul proiectului (impozite după transferul fluxurilor de numerar) sunt negative în versiunea .9.8 a modelului financiar.

      (60)  Documentul prezentat de NNBG nr. HPC-NNBGPCP-XX-000-EST-000069 din 27 iunie 2014.

      (61)  Modelul propus de IUK pentru HPC, versiunea 21.10, transmis Comisiei la 19 septembrie 2014.

      (62)  Comisia nu a luat în considerare criteriile de referință la care sursele de informații nu au putut fi urmărite în mod fiabil. Comisia a primit, de asemenea, mai multe rate interne de rentabilitate realizate ale capitalurilor proprii raportate pentru proiectele care fac obiectul reglementării privind rata de rentabilitate ex ante. Deși a luat act de respectivele criterii de referință ex post și le-a considerat informative în evaluarea sa, Comisia a pus un accent mai puternic pe ratele de rentabilitate admisibile stabilite ex ante. Comisia consideră că ratele de rentabilitate ex ante stabilite de autoritățile de reglementare aproximează mai bine pragul minim real al entităților reglementate. De asemenea, ratele de rentabilitate permise sunt fixate adesea ca o valoare minimă pe care o pot atinge entitățile reglementate. Prin urmare, este normal ca ratele de rentabilitate determinate ex post să se dovedească a fi mai mari decât valoarea determinată ex ante.

      (63)  O opinie similară rezultă din evaluarea scenariilor prezentate în tabelul 8.

      (64)  În special, […].

      (65)  A se vedea metodologia de stabilire a prețului prevăzută de contractul pentru gestionarea deșeurilor, disponibilă la adresa: https://www.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/42629/3798-waste-transfer-pricing-methodology.pdf

      (66)  A se vedea, de exemplu, cazul SA.31107 (11/N), în care rata de rentabilitate a capitalului cuprinsă între 9,6 și 11 % a fost considerată acceptabilă. A se vedea, de asemenea, cazul N354/09, în care o rată de rentabilitate a capitalului de 12 % s-a dovedit a fi acceptabilă.

      (67)  Pentru o descriere detaliată a angajamentului, a se vedea anexa C.

      (68)  În special, modelul IUK pentru HPC v[21.10] (Beta)_2014-09-19_DECC.xlsm, fișa de lucru „Rezultatele Ministerului Energiei și Schimbărilor Climatice”.

      (69)  Cifrele au fost calculate la momentul redactării prezentei decizii, utilizând versiunea 21.10 a modelului financiar, astfel cum a fost furnizată Comisiei la 19 septembrie 2014.

      (70)  După expirarea duratei de 35 de ani a contractului pe diferență, câștigurile nu se vor mai concretiza prin reducerea prețului de exercitare, întrucât nu va mai exista un preț de exercitare. Prin urmare, după expirarea contractului pe diferență, câștigurile vor fi repartizate în mod direct între cealaltă parte la contractul pe diferență și NNBG.

      (71)  Analiza a fost realizată de Comisie luând în considerare modelul Ministerului Energiei și Schimbărilor Climatice și activitatea de modelare efectuată de Pöyry.

      (72)  Răspunsul guvernului britanic la decizia Comisiei de inițiere a procedurii, anexa 8, 31 ianuarie 2014.

      (73)  Corelarea datelor de livrare cu cele de comercializare a fost efectuată pe baza calendarului prevăzut de contractul la termen pentru comercializarea energiei electrice (Electricity Forward Agreement – EFA), disponibil la adresa https://www.theice.com/publicdocs/EFA_Calendar.pdf, informații preluate la 13 iunie 2014.

      (74)  Raport elaborat de Compass Lexecon, „Analysis of the impact of HPC on the potential for capacity withholding” (Analiza impactului HPC asupra potențialul de reținere a capacității de la introducerea pe piață), 4 august 2014.

      (75)  Ofgem, Decision to make a market investigation reference in respect of the supply and acquisition of energy in Great Britain (Decizie prin care se dispune elaborarea unei referințe pentru analiza de piață în ceea ce privește distribuția și achiziția de energie în Regatul Unit), 26 iunie 2014. Informații disponibile la adresa: https://www.ofgem.gov.uk/publications-and-updates/decision-make-market-investigation-reference-respect-supply-and-acquisition-energy-great-britain

      (76)  A se vedea Ofgem, State of the Market Assessment (Situația evaluării pieței), 27 martie 2014, punctele 4.41 și infra. Informații disponibile la adresa: https://www.ofgem.gov.uk/publications-and-updates/state-market-assessment

      (77)  A se vedea răspunsul EDF/NNBG la întrebări cu privire la impactul potențial asupra lichidității pieței din 8 septembrie 2014.

      (78)  Tabelul 3 din răspunsul EDF/NNBG la întrebările privind impactul potențial asupra lichidității pieței, 8 septembrie 2014.

      (79)  A se vedea figura 43, Ofgem – Situația evaluării pieței, 27 martie 2014.

      (80)  Pentru o descriere detaliată a angajamentului, a se vedea anexa C.

      ANEXA A

         RATA DE RENTABILITATE A CONTRACTULUI PE DIFERENȚĂ

         Tabelul 3

         Evaluarea riscurilor financiare ale NNBG – Estimarea distribuției probabilității privind costurile totale ale centralei HPC

      […]

         Sursă: TESLA4, pagina 12.

         Figura 2

         Nivelul istoric al prețurilor la termen și al prețului de referință în Regatul Unit

         Tabelul 4

         Sinteza abordărilor aplicate pentru analizarea unei rate a rentabilității adecvate, elaborată de KPMG

                  (%)

                  Abordare

                  Intervale de rentabilitate (rata internă de rentabilitate a proiectului; valoare nominală după impozitare)

                  Observații

                  Analiza relativă a riscului

                  8,5-11
                  (pe baza proiectului)

                  Comparație între energia eoliană offshore și rentabilitatea parteneriatelor public-privat/a inițiativelor de finanțare private în etapa de construcție și, de asemenea, între operatorii din sectorul utilităților reglementate/al energiei nucleare din Regatul Unit în timpul etapei de exploatare

                  Analiză comparativă

                  6-13
                  (pe baza proiectului)

                  Comparație între utilități reglementate/parteneriate public-privat/centrale hidroelectrice integrate/proiecte nucleare comparabile din Regatul Unit

                  Analiza pragului minim acceptabil al proiectului

                  10,5-14,5

                  Pe baza estimărilor EDF ale costului mediu ponderat al capitalului și a primei observate în studiile științifice efectuate de o serie de întreprinderi

                  Analiza finanțării

                  9-13 – construcție
                  6-9,5 – exploatare

                  Analiza potențialelor structuri de finanțare, atât în timpul construcției, cât și în timpul exploatării

                  Structura presupusă a finanțării prin îndatorare în cazul garanției acordate de Regatul Unit

                  10,2 – rata internă de rentabilitate a proiectului
                  12,8 – rata internă de rentabilitate a capitalurilor proprii mobilizate

                  Analiza rentabilității proiectului și a rentabilității capitalurilor proprii mobilizate (pentru nivelurile de îndatorare propuse garantate de Regatul Unit) și la prețul de exercitare negociat.
                  Procentul de 10,2 % se datorează efectului de scut fiscal la nivelul fluxurilor de numerar din cadrul proiectului și prețurilor indicative ale garanției calculate de IUK.

                     Sursă: Notificare, tabelul 5, pe baza raportului KPMG.

         Tabelul 5

         Analiza sensibilității efectuată de Comisie – Model bazat pe fluxuri de numerar anuale modificate în etapa de construcție

      […]
      Celulele hașurate indică costurile de capital pentru construcție – scenarii privind rata internă a rentabilității vizată care determină un preț de exercitare mai mic de 92,50 GBP/MWh. Pe baza modelului financiar al NNBG, versiunea 9.8.

         Tabelul 6

         Scenarii, probabilități (niveluri de încredere că rezultatele vor fi mai favorabile decât estimările) și indicatori cheie în cadrul proiectului

      […]

         Note:

                  (1)

                  Include beneficiile obținute în urma repartizării câștigurilor din construcție de 0,8 GBP/MWh (valori reale pentru anul 2012)

                  (2)

                  Sumă forfetară din partea SZC eliberată doar după COD2 și care, prin urmare, nu face parte din cerința de finanțare

                  (3)

                  Ajustarea reexaminării prețului de exploatare aplicată doar pe parcursul primilor 15 ani și după expirarea duratei contractului pe diferență datorită mecanismelor de protecție potențiale ale reexaminării costurilor de exploatare

                  (4)

                  Rata minimă de acoperire a serviciului datoriei cu excepția perioadei inițiale

                  (5)

                  Rata internă de rentabilitate economică angajată în termeni reali aproximată ca rata internă de rentabilitate economică angajată în termeni nominali minus indicele prețurilor de consum estimat pe termen lung

                  (6)

                  Nivelul mai scăzut al capitalului angajat estimat în prezenta versiune a modelului financiar va însemna că rata internă de rentabilitate a capitalului angajat este optimistă, în comparație cu rezultatele actuale care fac obiectul modelării

                  PROBABILITATE FOARTE SCĂZUTĂ

                  Probabilitate foarte scăzută de obținere a unui rezultat mai favorabil decât cel estimat

                  PROBABILITATE SCĂZUTĂ

                  Probabilitate scăzută de obținere a unui rezultat mai favorabil decât cel estimat

                  PROBABILITATE MODERATĂ

                  Probabilitate moderată de obținere a unui rezultat mai favorabil decât cel estimat

                  PROBABILITATE RIDICATĂ

                  Probabilitate ridicată de obținere a unui rezultat mai favorabil decât cel estimat

                  PROBABILITATE FOARTE RIDICATĂ

                  Probabilitate foarte ridicată de obținere a unui rezultat mai favorabil decât cel estimat

         Tabelul 7

         Profilul de finanțare în timpul construcției și rata de acoperire a serviciului datoriei în timpul exploatării

      […]

         Tabelul 8

         Costuri de capital combinate, întârzieri și alte scenarii negative

      […]

         Tabelul 9

         Sinteza rezultatelor modelului de distribuție dinamic pentru anumite scenarii

                  Ciclu

                  Ipoteze cheie

                  Piață de capacități?

                  Prima utilizare nucleară

                  Intensitatea emisiilor de dioxid de carbon ale rețelei în 2030

                  Intensitatea emisiilor de dioxid de carbon ale rețelei în 2040

                  Intensitatea emisiilor de dioxid de carbon ale rețelei în 2049

                  1a

                  Scenariu de statu-quo

                  Nu

                  2037

                  232

                  188

                  96

                  1d

                  Scenariu de statu-quo, prețuri ridicate ale combustibilului

                  Nu

                  2031

                  186

                  101

                  46

                  1e

                  Scenariu de statu-quo, prețuri scăzute ale combustibilului

                  Nu

                  2041

                  269

                  233

                  121

                  2a

                  Scenariu de statu-quo + contract pe diferență pentru producerea de energie nucleară

                  Nu

                  2023

                  158

                  88

                  37

                  3a

                  Contracte pe diferență pentru producerea de energie din alte surse decât cele nucleare, cu emisii scăzute de dioxid de carbon

                  Nu

                  2037

                  164

                  135

                  61

                  3d

                  Contracte pe diferență pentru producerea de energie din alte surse decât cele nucleare, prețuri ridicate ale combustibilului

                  Nu

                  2031

                  181

                  123

                  52

                  3e

                  Contracte pe diferență pentru producerea de energie din alte surse decât cele nucleare, prețuri scăzute ale combustibilului

                  Nu

                  2041

                  182

                  120

                  66

                  3h

                  Contracte pe diferență pentru producerea de energie din alte surse decât cele nucleare, interconectări suplimentare

                  Nu

                  2037

                  160

                  133

                  59

                  4a

                  Contracte pe diferență pentru producerea de energie cu emisii scăzute de dioxid de carbon

                  Nu

                  2023

                  100

                  42

                  25

                  5a

                  Scenariu de statu-quo

                  Da

                  2037

                  236

                  194

                  88

                  5d

                  Scenariu de statu-quo, prețuri ridicate ale combustibilului

                  Da

                  2032

                  194

                  111

                  52

                  5e

                  Scenariu de statu-quo, prețuri scăzute ale combustibilului

                  Da

                  2041

                  272

                  235

                  126

                  7a

                  Contracte pe diferență pentru producerea de energie din alte surse decât cele nucleare, cu emisii scăzute de dioxid de carbon

                  Da

                  2046

                  104

                  49

                  33

                  7d

                  Contracte pe diferență pentru producerea de energie din alte surse decât cele nucleare, prețuri ridicate ale combustibilului

                  Da

                  2038

                  137

                  65

                  28

                  7e

                  Contracte pe diferență pentru producerea de energie din alte surse decât cele nucleare, prețuri scăzute ale combustibilului

                  Da

                  Nu înainte de 2049

                  113

                  51

                  44

                  7f

                  Contracte pe diferență pentru producerea de energie din alte surse decât cele nucleare, costuri ridicate ale energiei nucleare, costuri scăzute ale surselor regenerabile de energie și ale tehnologiilor de captare și stocare a dioxidului de carbon

                  Da

                  2048

                  97

                  46

                  35

                  7g (numai până în 2030)

                  Contracte pe diferență pentru producerea de energie din alte surse decât cele nucleare, adaptarea suplimentară a ofertei, reduceri suplimentare ale cererii de energie electrică, interconectări suplimentare

                  Da

                  Nu înainte de 2030

                  104

                  Nu este cazul

                  Nu este cazul

                  7h

                  Contracte pe diferență pentru producerea de energie din alte surse decât cele nucleare, interconectări suplimentare

                  Da

                  2046

                  101

                  48

                  32

                  8a

                  Contracte pe diferență pentru producerea de energie cu emisii scăzute de dioxid de carbon

                  Da

                  2023

                  104

                  50

                  31

                  8d

                  Contracte pe diferență pentru producerea de energie cu emisii scăzute de dioxid de carbon, prețuri ridicate ale combustibilului

                  Da

                  2023

                  99

                  48

                  30

                  8e

                  Contracte pe diferență pentru producerea de energie cu emisii scăzute de dioxid de carbon, prețuri scăzute ale combustibilului

                  Da

                  2023

                  99

                  38

                  30

                  8f

                  Contracte pe diferență pentru producerea de energie cu emisii scăzute de dioxid de carbon, costuri ridicate ale energiei nucleare, costuri scăzute ale surselor regenerabile de energie și ale tehnologiilor de captare și stocare a dioxidului de carbon

                  Da

                  2023

                  102

                  45

                  28

                  8g (numai până în 2030)

                  Contracte pe diferență pentru producerea de energie cu emisii scăzute de dioxid de carbon, adaptarea suplimentară a ofertei, reduceri suplimentare ale cererii de energie electrică, interconectări suplimentare

                  Da

                  2023

                  98

                  Nu este cazul

                  Nu este cazul

                  8h

                  Contracte pe diferență pentru producerea de energie cu emisii scăzute de dioxid de carbon, interconectări suplimentare

                  Da

                  2023

                  100

                  53

                  32

         Tabelul 10

         Tranzacții bazate pe infrastructura de referință

                  Sponsor

                  Antin Infrastructure Partners

                  CDP Capital

                  Brookfield Renewable Energy Partners

                  Borealis,
                  First State EDIF

                  Fund Target
                  Equity IRR

                  15 %

                  16 %

                  9 – 12 %

                  9 – 15 %

                     Sursă: Informațiile prezentate de Regatul Unit „Răspunsuri la întrebările Comisiei primite la 16 septembrie 2014” bazate pe site-urile fondului, Preqin, comunicate de presă. Notă: Rate interne de rentabilitate vizate ale fondului prezentate fără taxe și cheltuieli. Cursul de schimb utilizat: GBP EUR: 1:1,26, GBP CAD: 1:1,81. Rata internă de rentabilitate a capitalurilor proprii ale HPC (valoare nominală, după impozitare) utilizată pentru comparație. Rata internă de rentabilitate vizată conform Borealis: 9-12 %, rata internă de rentabilitate vizată conform First State European Diversified Infrastructure Fund: 10-15 %.

         Tabelul 11

         Selecție de calcule ale randamentelor de reglementare autorizate

                  Transport de energie electrică [Ofgem (1)]

                  Ofwat (2) — PR09

                  Ofwat — PR 14 (nefinalizat) (3)

                     Notă

                  Perioada

                  2013-2021

                  2010-2015

                  2015-2020

                     Valoare reală

                  Costul capitalului mobilizat (după impozitare)

                  7,00 %

                  7,10 %

                  5,65 %

                  Costul de îndatorare (valoare reală, înainte de impozitare)

                  2,92 %

                  3,60 %

                  2,75 %

                  Îndatorare noțională

                  60,0 %

                  57,5 %

                  62,5 %

                  Costul mediu ponderat al capitalului de tip „vanilla”

                  4,55 %

                  5,10 %

                  3,85 %

                  Inflația estimată

                  3,50 %

                  3,50 %

                  3,50 %

                     Costuri/randamente nominale permise (calcul geometric)

                  Costul capitalului mobilizat

                  10,7 %

                  10,8 %

                  9,3 %

                  Costul de îndatorare (înainte de impozitare)

                  6,5 %

                  7,2 %

                  6,3 %

                  Costul mediu ponderat al capitalului de tip „vanilla”*

                  8,2 %

                  8,8 %

                  7,5 %

                     Valoare nominală (calcul aritmetic)

                  Costul capitalului mobilizat*

                  10,5 %

                  10,6 %

                  9,2 %

                  Costul de îndatorare (înainte de impozitare)*

                  6,4 %

                  7,1 %

                  6,3 %

                  Costul mediu ponderat al capitalului de tip „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

         Tabelul 12

         Proiect de producere a energiei nucleare de referință

                  Proiect

                  Ontario Power Authority

                  Tehnologie

                  Renovarea centralei nucleare Bruce Power

                  Îndatorare

                  20-40 %

                  Costul de îndatorare real (valoare înainte de impozitare)

                  6,20 %

                  RIR vizată a capitalurilor proprii (după impozitare)

                  13,7-18 % (12,8-17,1 % ajustată pentru rata dobânzii actuale din Regatul Unit)

                  RIR vizată a proiectului

                  10,6-13,8 % (9,7-12,9 % ajustată pentru rata dobânzii actuale din Regatul Unit)

                  Orizontul de investiții (durata de viață a activelor)

                  25 de ani

                  Dimensiunea investiției

                  4 miliarde CAD

                  Nivelul de siguranță al veniturilor

                  Contract pe diferență cu preț fix pentru restul duratei de viață a centralei (25 de ani)

                  Nivelul riscului de construcție

                  Risc mai redus – renovare, nu este o construcție nouă, partajarea supracosturilor

                  Nivelul riscului de exploatare

                  Risc mai redus – partajarea supracosturilor cu personalul, costuri neprevăzute ale combustibilului

                  Nivelul riscului de finanțare

                  Risc mai redus – proiect de capital mai mic, perioadă mai scurtă

                  Capitalul contingent necesar

                  Necunoscut

                     Sursă: Informațiile prezentate de Regatul Unit „Răspunsuri la întrebările Comisiei primite la 16 septembrie 2014” bazate pe documente disponibile publicului (raportul de audit elaborat de Bruce Power – aprilie 2007, p. 14: Confirmată ca rată de rentabilitate a proiectului în scrisoarea transmisă de CIBC World Markets Inc. către Ministerul Energiei, Ontario, 17 octombrie 2005, http://www.rds.ontarioenergyboard.ca/webdrawer/webdrawer.dll/webdrawer/rec/67137/view/PWU_Exhibit_K11.3_fairness_opinion_bruce_20080613.pdf.PDF, Scrisoarea transmisă de CIBC World Markets Inc. către Ministerul Energiei, Ontario, 17 octombrie 2005, http://www.rds.ontarioenergyboard.ca/webdrawer/webdrawer.dll/webdrawer/rec/67137/view/PWU_Exhibit_K11.3_fairness_opinion_bruce_20080613.pdf.PDF; Opinie asupra corectitudinii din partea Bruce Power (CIBC World Markets Inc.) – Octombrie 2005, p. 5.

         Tabelul 13

         Proiecte de referință bazate pe contracte de achiziție de energie electrică (Power Purchase Agreement – PPA)

                  Tehnologie

                  CCGT – turbină cu gaz în ciclu combinat

                  Proiecte PPA

                  Îndatorare

                  < 80 %

                  Necunoscută

                  Costul de îndatorare

                  Necunoscut

                  Necunoscut

                  Rata de rentabilitate a capitalurilor proprii vizată (valoare nominală, după impozitare)

                  > 13 %

                  Rentabilitatea vizată a proiectului (valoare nominală, după impozitare)

                  9-15 % (6)

                  Orizontul de investiții (durata de viață a activelor)

                  25 de ani

                  Diferit

                  Mărimea investiției

                  Diferită

                  Diferită

                  Gradul de certitudine al veniturilor

                  PPA pe 20 de ani

                  PPP

                  Nivelul riscului de construcție în comparație cu centrala HPC

                  Inferior – inginerie, achiziții publice și construcții pe bază de contract, tehnologie bine cunoscută

                  Necunoscut, dar probabil inferior

                  Nivelul riscului de exploatare în comparație cu centrala HPC

                  Inferior

                  Necunoscut

                  Nivelul riscului de finanțare

                  Perioadă de construcție mai scurtă

                  Necunoscut, dar probabil inferior

                  Capital contingent necesar

                  Necunoscut

                  Necunoscut

                  Referințe

                      (4)

                      (5)

                     Sursă: Informațiile prezentate de Regatul Unit, tabelul 2 – Date privind rata de rentabilitate, 10 septembrie, precum și punctele 1 și 2 de mai jos.

         Tabelul 14

         Criterii de referință reglementate privind decontarea: Randamentele permise privind activele reglementate pentru serviciile publice de alimentare cu apă și de furnizare a energiei electrice în cadrul măsurilor recente reglementate de control al prețurilor

                  Autoritatea de reglementare

                  Ofwat

                  Ofgem

                  CC

                  Ofgem

                  CC

                  CAA

                  ORR

                  Valoare determinată

                  PR14 (nedefinitivă) (7)

                  WPD 14 (8)

                  NIE 2014 Definitivă (9)

                  RIIO T1 2012 (NGET) (10)

                  Bristol W 2010 (11)

                  HAL 2014 Definitivă (12)

                  NR 2013 (13)

                  Îndatorare

                  62,50 %

                  65 %

                  45 %

                  60 %

                  60 %

                  60 %

                  62,50 %

                  Costul de îndatorare (valoare înainte de impozitare)

                  2,8 %

                  2,6 %

                  3,1 %

                  2,9 %

                  3,9 %

                  3,2 %

                  3,0 %

                  Costul real al capitalurilor proprii (valoare după impozitare)

                  5,7 %

                  6,4 %

                  5,0 %

                  7,0 %

                  6,6 %

                  6,8 %

                  6,5 %

                  Costul mediu ponderat al capitalului de tip „real vanilla”

                  3,8 %

                  3,9 %

                  4,1 %

                  4,6 %

                  5,0 %

                  4,7 %

                  4,3 %

                  Inflație

                  3,5 %

                  3,5 %

                  3,5 %

                  3,5 %

                  3,5 %

                  3,5 %

                  3,5 %

                  Costul nominal al datoriei (înainte de impozitare)

                  6,2 %

                  6,1 %

                  6,6 %

                  6,4 %

                  7,4 %

                  6,7 %

                  6,5 %

                     Costul nominal al capitalurilor proprii (după impozitare)
                      (14)

                     9,2 %

                     9,9 %

                     8,5 %

                     10,5 %

                     10,1 %

                     10,3 %

                     10,0 %

                  Costul mediu ponderat al capitalului de tip „nominal vanilla”

                  7,3 %

                  7,4 %

                  7,6 %

                  8,1 %

                  8,5 %

                  8,2 %

                  7,8 %

                  Previziunile analiștilor privind randamentul capitalurilor proprii (ex ante)

                  aprox. 14 % (15)

                  Orizontul de investiții (16) – durata măsurii de control al prețurilor

                  5

                  8

                  3

                  8

                  5

                  5

                  5

                  Mărimea investiției: valoarea activului de reglementare (RAV) (17)
                      (18)
                      (19)

                  70 de luni – 11,7 miliarde (20) (valori estimate 2014-2015)

                  5,9 miliarde (2014) (21)

                  aprox. 950 mil. GBP (previziuni pentru perioada de control al prețurilor) (22)

                  2,2 miliarde-14,8 miliarde (intervalul RAV estimat al întreprinderilor pe durata perioadei de control al prețurilor) (23)

                  0,39 miliarde (2013) (24)

                  14,9 miliarde (25)

                  45 miliarde (2013) (26)

                  Gradul de certitudine al veniturilor

                  Mai ridicat decât în cazul centralei HPC. A se vedea răspunsul la întrebarea 2c – Informațiile prezentate de NNBG privind rata de rentabilitate, 10 septembrie

                  Nivelul riscului de construcție

                  Mai scăzut decât în cazul centralei HPC. A se vedea informațiile detaliate de la considerentele 124-131 – Informațiile prezentate de NNBG privind rata de rentabilitate, 10 septembrie

                  Nivelul riscului de exploatare

                  Mai scăzut decât în cazul centralei HPC. A se vedea informațiile detaliate de la considerentele 132-135 – Informațiile prezentate de NNBG privind rata de rentabilitate, 10 septembrie

                  Nivelul riscului de finanțare

                  Mai scăzut decât în cazul centralei HPC. A se vedea informațiile detaliate de la considerentele 136-135 – Informațiile prezentate de NNBG privind rata de rentabilitate, 10 septembrie

                  Alte riscuri

                  Mai scăzute decât în cazul centralei HPC. A se vedea informațiile detaliate privind diferența între modelele de afaceri fundamentale, diversificarea activelor și riscurile tehnologice de la considerentele 113-122 – Informațiile prezentate de NNBG privind rata de rentabilitate, 10 septembrie

                  Capitalul contingent necesar

                  Nu există

         Tabelul 15

         Estimări ale costurilor de capital pentru întreprinderile din sectorul utilităților (generale) la nivelul Uniunii Europene

                  (%)

                  Denumirea întreprinderii

                  Țara

                  Costul capitalurilor proprii în USD

                  Costul de îndatorare în USD (înainte de impozitare)

                  Costul de îndatorare în USD (după impozitare)

                  Costul capitalului în 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)

                  Regatul Unit

                  6,99

                  4,44

                  3,11

                  6,04

                  Veolia Environnement S.A. (ENXTPA:VIE)

                  Franța

                  11,62

                  5,44

                  4,30

                  6,46

                  National Grid plc (LSE:NG.)

                  Regatul Unit

                  9,37

                  4,44

                  3,11

                  6,33

                  Suez Environnement Company SA (ENXTPA:SEV)

                  Franța

                  9,97

                  4,94

                  3,90

                  6,38

                  A2A S.p.A. (BIT:A2A)

                  Italia

                  13,72

                  7,44

                  5,88

                  8,68

                  Hera S.p.A. (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 S.p.A. (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)

                  Regatul Unit

                  6,45

                  4,94

                  3,46

                  6,44

                  Compagnie Parisienne de Chauffage Urbain (ENXTPA:CHAU)

                  Franța

                  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, S.A. (ENXTLS:RENE)

                  Portugalia

                  19,97

                  7,64

                  6,04

                  10,05

                  GDF SUEZ S.A. (ENXTPA:GSZ)

                  Franța

                  8,70

                  4,44

                  3,51

                  5,74

                  Burgenland Holding Aktiengesellschaft (WBAG:BHD)

                  Austria

                  6,08

                  5,54

                  4,38

                  6,08

                     Sursă: http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/datasets/Eurocompfirm.xls (informații preluate la 14 iunie 2014)

                     [Costurile medii ponderate ale capitalului prezentate sunt nominale (în echivalent USD, utilizând o rată a dobânzii fără risc pentru dolarul american de 3,04 %) și după impozitare. Pentru diferitele definiții utilizate de Damodaran, a se vedea: http://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/New_Home_Page/datafile/variable.htm].

         (1)  Propuneri finale pentru National Grid Electricity Distribution și National Grid Gas.

         (2)  Ofwat, Future water and sewerage charges 2010-2015: Final determinations (Taxe pentru alimentarea cu apă și canalizare în perioada viitoare 2010-2015: concluzii finale).

         (3)  Ofwat, Setting price controls for 2015-20 – risk and reward guidance (Stabilirea controlului prețurilor pentru perioada 2015-2020 – orientări privind riscurile și recompensele).

         Sursă: Informațiile prezentate de EDF Energy funcționarilor Comisiei la 15 iulie 2014, slide-ul „Compararea centralei HPC cu utilitățile reglementate din Regatul Unit”.

         (4)  În cazul licitațiilor pentru contractele din cadrul proiectului Independent Water and Power Producer (IWWP) din Abu Dhabi, care includ un contract de achiziție de apă/energie electrică pe o perioadă de 20 de ani, cu preț fix indexat în funcție de inflație, „rata internă de rentabilitate a capitalurilor proprii, în termeni nominali, trebuie să fie de cel puțin 13 %”. Astfel de proiecte vor implica de regulă construcția unor capacități mature din punct de vedere tehnic bazate pe turbine cu gaz în ciclu combinat în cadrul unui contract cu preț fix având ca obiect servicii de inginerie, achiziții publice și construcții la cheie, cu dată certă, care conține dispoziții privind compensarea investitorilor pentru orice întârzieri și abateri de la clauzele contractuale. A se vedea Independent Water and Power Producers, Abu Dhabi Regulation & Supervision Bureau, http://rsb.gov.ae/assets/documents/231/infoiwpp.pdf. (Sursa: informațiile prezentate de Regatul Unit)

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

         (6)  În timp ce Regatul Unit citează rate ale rentabilității de 9-15 % (valori nominale, după impozitare) din sursa menționată la punctul 2, Comisia constată că autoritățile britanice par să ignore proiectele „reglementate și de concesiune” menționate în sursa respectivă. Comisia înțelege de la punctul 2 că activitățile reglementate și de concesiune ale GDF-Suez sunt indicate pentru a realiza rate de rentabilitate ale proiectelor (valoare nominală, după impozitare) de aproximativ 5-13 %, cel mai probabil interval fiind sub 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. Comisia observă că, în timp ce tabelul 13.10 din documentul citat prevede un nivel estimat „redus” și „ridicat” pentru indicatorii financiari menționați, informațiile prezentate de Regatul Unit par să se bazeze numai pe niveluri estimate „ridicate”.

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

         (11)  Sursa nu a fost furnizată în cadrul documentelor transmise.

         (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)  Valorile nominale sunt calculate folosind o abordare aritmetică.O abordare geometrică ar adăuga 0,1 %-0,2 % la costul nominal al capitalurilor proprii și la estimările privind valoarea nominală a costului mediu ponderat al capitalului de tip „vanilla”.

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

         (16)  În informațiile prezentate, lungimea orizontului de investiții este interpretată ca durata unei perioade de control al prețurilor. Cu toate acestea, în informațiile prezentate se constată că durata de viață a activelor pentru investițiile realizate de întreprinderile reglementate se întinde pe parcursul mai multor perioade de control al prețurilor, acestea având o „durată de viață utilă” de până la 60 de ani.

         (17)  Valoarea atribuită de autoritatea de reglementare capitalurilor proprii angajate în activitatea titularului autorizației.

         (18)  În cazul în care valorile activului de reglementare din sursă sunt exprimate în prețuri istorice, acestea au fost transformate în prețuri curente cu ajutorul indicelui prețurilor de consum propus de Oficiul Național de Statistică (în absența unor dispoziții contrare).

         (19)  Astfel cum rezultă din datele prezentate, cheltuielile de investiții ale întreprinderilor reglementate sunt îndreptate către mai multe proiecte diferite, care reprezintă de regulă doar o mică parte din valoarea activului de reglementare.

         (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, page 100

         (23)  Previziunile Ofgem privind valoarea activului de reglementare la sfârșitul perioadei de control al prețurilor. De reținut că la începutul perioadei de control al prețurilor se estimează că SHETL va avea o valoare a activului de reglementare de 0,7 miliarde (care se estimează că va crește la 3,6 miliarde până în 2020-2021): https://www.ofgem.gov.uk/ofgem-publications/53747/sptshetlfpsupport.pdf (paginile 36, 37) și https://www.ofgem.gov.uk/ofgem-publications/53602/4riiot1fpfinancedec12.pdf (paginile 8 și 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

         Sursă: Informațiile prezentate de Regatul Unit „Cazul privind ajutorul de stat SA.34974 acordat centralei Hinkley Point C – Răspunsurile la întrebările Comisiei primite la 16 septembrie 2014”

      ANEXA B

         GARANȚIA PENTRU CREDITE

         Tabelul 16

         Informații privind criteriile de referință

      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.

         Tabelul 17

         Distribuția simulată a curbei randamentelor la 10 ani

                  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 %

         Analiza sensibilității elaborată de IUK

      […]

         Randamentele obligațiunilor de stat britanice în funcție de scadență

         Figura 1

         Randamentele obligațiunilor de stat britanice la 10, 20 și 30 de ani

         Structura pe termene în USD a marjelor de rentabilitate ale întreprinderilor din categoria de rating BB

         Figura 3

         Structura pe termene în USD a marjelor de rentabilitate ale întreprinderilor nefinanciare din categoria de rating BB

         Notă: Datele reprezintă un instantaneu furnizat de Bloomberg la 21 august 2014.

      ANEXA C

         ANGAJAMENTELE ASUMATE DE REGATUL UNIT

      ANGAJAMENTUL DE TRANZACȚIONARE

         Definiție

      O „întreprindere din cadrul EDF Group” este o întreprindere membră a aceluiași grup de întreprinderi ca și EDF Energy.

         Condiții operaționale

                  [ ].1

                  Fiecare dintre întreprinderile NNBG și EDF Energy se asigură, în orice contract de servicii de piață pentru vânzarea producției centralei HPC, încheiat cu orice întreprindere din cadrul EDF Group (denumită în continuare „cealaltă parte la contractul de servicii de piață”), că, atât timp cât oricare din întreprinderile EDF Group este acționar (direct sau indirect) al NNBG, cealaltă parte la contractul de servicii de piață este de acord:

                              (A)

                              să înregistreze toate tranzacțiile efectuate pentru vânzarea producției estimate a centralei HPC într-un registru separat al NNBG;

                              (B)

                              să stabilească prețul tuturor tranzacțiilor efectuate pentru a vinde producția estimată a centralei HPC cu orice întreprindere din cadrul EDF Group la prețul pieței pentru produsul în cauză la momentul încheierii tranzacției;

                              (C)

                              să efectueze, la prețul pieței, toate tranzacțiile bilaterale bazate pe producția estimată a centralei HPC cu orice alte portofolii de active deținute sau tranzacționate de oricare dintre întreprinderile din cadrul EDF Group; și

                              (D)

                              să furnizeze NNBG (NNBG având dreptul să furnizeze la rândul său către cealaltă parte la contractul pe diferență, secretarul de stat și Comisia Europeană) informațiile care pot fi solicitate în mod rezonabil de NNBG pentru a raporta celeilalte părți la contractul pe diferență, secretarului de stat și Comisiei Europene cu privire la conformitatea celeilalte părți la contractul de servicii de piață cu dispozițiile prevăzute la literele (A), (B) și (C) de mai sus.

                  [ ].2

                  NNBG furnizează și EDF Energy se asigură, până în a [ߦ] zi lucrătoare a fiecărui an calendaristic, că NNBG furnizează celeilalte părți la contractul pe diferență (cealaltă parte la contractul pe diferență având dreptul să furnizeze la rândul său către secretarul de stat și Comisia Europeană) un raport scris privind conformitatea celeilalte părți la contractul de servicii de piață cu dispozițiile prevăzute la clauza [ߦ].1 literele (A), (B) și (C) în anul calendaristic anterior.

            MECANISMUL DE REPARTIZARE A CÂȘTIGURILOR DE CAPITAL
      1.   Prezentare generală a clauzei

                  1.1.

                  Se va institui un mecanism de repartizare a câștigurilor de capital constând în două componente distincte:

                              (A)

                              un mecanism de identificare a câștigurilor obținute din proiect care depășesc anumite niveluri ca urmare a înregistrării unor performanțe superioare în cadrul proiectului în raport cu ipotezele scenariului de bază (denumit în continuare „mecanismul de identificare a câștigurilor din proiect”); și

                              (B)

                              un mecanism de identificare a câștigurilor care depășesc anumite niveluri ca urmare a vânzărilor de capitaluri proprii de către acționarii inițiali (denumit în continuare „mecanismul de vânzare a capitalurilor proprii”).

                  1.2.

                  Valoarea câștigului de capital va fi partajată cu cealaltă parte la contractul pe diferență și va depinde de nivelul ratei interne de rentabilitate a capitalurilor proprii realizată în perioada de referință. Toate pragurile vor ține cont de costurile capitalurilor proprii angajate, determinate în conformitate cu următorul model:
                  Modelul IUK pentru HPC […] conform fișei de lucru „Rezultate ale Ministerului Energiei și Schimbărilor Climatice”

                              (A)

                              în cazul în care rata internă de rentabilitate a capitalurilor proprii realizată este mai mare decât rata internă de rentabilitate a capitalurilor proprii propusă în model, care include costul capitalului angajat [11,4 % (în termeni nominali) pe modelul:
                              Modelul IUK pentru HPC […] conform fișei de lucru „Rezultate ale Ministerului Energiei și Schimbărilor Climatice”, astfel cum a fost transmis Comisiei la 19 septembrie 2014], dar mai mică sau egală cu pragul prevăzut la litera (B) de mai jos, orice câștig care depășește pragul ratei interne de rentabilitate a capitalurilor proprii respective va fi partajat cu cealaltă parte la contractul pe diferență în proporție de 30 %; și

                              (B)

                              în cazul în care rata internă de rentabilitate a capitalurilor proprii realizată este mai mare de (i) 13,5 % (în termeni nominali); și (ii) 11,5 % (în termeni reali, însă luând în considerare rata inflației pe baza indicelui prețurilor de consum), orice câștig care depășește pragul respectiv va fi partajat cu cealaltă parte la contractul pe diferență în proporție de 60 %.

                  1.3.

                  Nu va exista o dublă contabilizare între mecanisme.

                  1.4.

                  În continuare, sunt prezentate mai multe detalii cu privire la modul în care vor funcționa mecanismele dispoziției. De asemenea, va exista un pachet de măsuri pentru sprijinirea acestor obligații, care poate include garanții.

            2.   Mecanismul relevant – Mecanismul de identificare a câștigurilor din proiect

                  2.1.

                  În urma primei activări a mecanismului de identificare a câștigurilor din proiect, în cazul în care este necesară o injecție de capital suplimentară în orice moment, respectiva injecție de capital suplimentară va fi luată în considerare la calcularea câștigurilor acționarilor.

                  2.2.

                  Mecanismul de identificare a câștigurilor din proiect reflectă câștigurile peste pragul relevant (astfel cum este prevăzut la punctul 1.2 de mai sus) ca urmare a înregistrării unor performanțe superioare în cadrul proiectului în raport cu ipotezele scenariului de bază.

                  2.3.

                  Pentru a stabili dacă s-a atins un prag în orice perioadă, rata internă de rentabilitate a capitalurilor proprii cumulată realizată până în prezent va fi calculată utilizând un model financiar actualizat pe parcursul duratei de viață a proiectului. Calcularea cotelor de câștig de capital va fi activată atunci când este atins oricare dintre praguri.

                  2.4.

                  Odată ce este activat mecanismul de identificare a câștigurilor din proiect, cealaltă parte la contractul pe diferență va avea dreptul la un procentaj corespunzător din câștigurile repartizate între acționari în perioada respectivă și în toate perioadele viitoare (până în momentul în care este atins pragul următor, caz în care procentul de repartizare relevant va fi ajustat în consecință).

                  2.5.

                  Dreptul celeilalte părți la contractul pe diferență la repartizarea câștigurilor între acționari va fi exercitabil pe parcursul întregii durate de viață a proiectului HPC, de la prima activare a mecanismului de identificare a câștigurilor din proiect.

            3.   Mecanismul relevant – Mecanismul vânzării de participații

                  3.1.

                  La vânzarea directă sau indirectă de acțiuni sau de împrumuturi de la acționari (dacă este cazul) de către acționarii inițiali ai NNBG în orice moment pe durata de viață a proiectului HPC, va fi activat, de asemenea, mecanismul de repartizare a câștigurilor de capital. Măsurile în cauză sunt:
                  (A)   Etapa 1– Pentru fiecare investitor, se stabilește cuantumul injecției de capital și prețul aferente scenariului de bază (astfel cum rezultă din modelul financiar corespunzător).
                  (B)   Etapa 2– În momentul în care survine o vânzare/cesionare a tranșei de capital din partea oricărui investitor, se stabilește rata internă de rentabilitate a vânzării de capitaluri proprii realizată de investitorul respectiv la vânzarea/cesionarea tranșei de capital în cauză.
                  (C)   Etapa 3– Se calculează rata internă de rentabilitate a vânzării de capitaluri proprii realizată de investitorul care vinde tranșa de capital, luând în considerare încasările reale brute din vânzarea/cesionarea tranșei de capital, injecțiile de capital efective proporționale cu tranșa de capital vândută/cesionată și dividendele anterioare/dobânda împrumutului participativ și rambursările principalului (proporționale cu tranșa de capital vândută/cesionată) pentru retragerea investitorului respectiv din NNBG.
                  (D)   Etapa 4– În cazul în care rata internă de rentabilitate a vânzării de capitaluri proprii este mai mare decât oricare dintre pragurile stabilite la punctul 1.2 de mai sus, repartizarea capitalurilor proprii se calculează după cum urmează.
                  (E)   Etapa 5– Se calculează suma de bani teoretică care ar fi trebuit să fie realizată de către acționar pentru aceeași vânzare de capitaluri proprii care, atunci când este utilizată pentru a calcula rata internă de rentabilitate a capitalurilor proprii la fel precum în etapa 3 de mai sus, ar avea drept rezultat o rată internă de rentabilitate a vânzării de capitaluri proprii egală cu pragul relevant.
                  (F)   Etapa 6– Diferența pozitivă (dacă este cazul) între cuantumul încasărilor efective din vânzare utilizat la punctul 3 de mai sus și cuantumul încasărilor teoretice din vânzarea de capitaluri proprii calculat în etapa 5 de mai sus reprezintă un câștig de capital excedentar care trebuie să fie repartizat între acționarii NNBG și cealaltă parte la contractul pe diferență.

                  3.2.

                  Calculele de mai sus se efectuează pentru fiecare vânzare/cesionare de capitaluri proprii, indiferent de vânzările/cesionările anterioare de participații și indiferent dacă vânzările/cesionările anterioare de participații au condus la repartizarea unei cote din câștig pentru cealaltă parte la contractul pe diferență.

                  3.3.

                  Vânzările/cesionările de capitaluri proprii de către investitori secundari (și anume care au achiziționat/dobândit capitalurile proprii pe baza terților, respectând principiul concurenței depline, de la investitorii de capital inițiali) vor fi scutite de la aplicarea mecanismului în cazul în care investitorii vând/cesionează ulterior participațiile respective („participații secundare”).

            4.   Dispoziții de sprijinire a mecanismelor de repartizare a câștigurilor de capital

                  4.1.

                  Dispozițiile antifraudă vor garanta că operațiunile nu sunt concepute ca un obstacol în calea scopului mecanismului de captare a câștigurilor din proiect sau al mecanismului vânzării de participații.

                  4.2.

                  Pentru a sprijini mecanismul de vânzare a capitalurilor proprii, se vor lua măsurile necesare pentru a garanta că plățile sunt efectuate către cealaltă parte la contractul pe diferență în situații în care există o încălcare a mecanismului de captare a câștigurilor din proiect sau a mecanismului de vânzare a capitalurilor proprii sau a dispozițiilor antifraudă.

            5.   Diferende

      Orice diferend cu privire la mecanismul de repartizare a câștigurilor de capital va fi soluționat în conformitate cu procedura de soluționare a diferendelor similare prevăzută în contractul HPC.
      MECANISMUL DE REPARTIZARE A CÂȘTIGURILOR DIN CONSTRUCȚIE
      1.   Prezentare generală a clauzei

                  1.1.

                  Mecanismul de repartizare a câștigurilor din construcție este conceput astfel încât să partajeze economiile, realizate prin reducerea prețului de exercitare, atunci când activitățile de construcție presupun costuri mai mici decât cele estimate în modelul financiar pentru proiectul HPC. Mecanismul va funcționa într-o singură direcție, în sensul că prețul de exercitare nu crește în cazul în care costurile de construcție sunt mai ridicate decât cele estimate.

                  1.2.

                  Calculul inițial privind repartizarea câștigurilor va avea loc la data care survine întâi dintre (i) termenul de șase luni de la lansarea celui de al doilea reactor; (ii) 10 ani de la lansarea primului reactor; și (iii) data (dacă este cazul) după lansarea primului reactor la care părțile convin că al doilea reactorul nu va ajunge la data lansării. Calculul final privind repartizarea câștigurilor va avea loc la șase ani de la data calculului inițial privind repartizarea câștigurilor (sau mai devreme, dacă toate creanțele legate de construcție au fost soluționate înainte de această dată).

                  1.3.

                  În continuare, sunt prezentate mai multe detalii cu privire la modul în care vor funcționa mecanismele prezentei dispoziții.

            2.   Mecanismul relevant

                  2.1.

                  Nu mai devreme de o anumită perioadă înainte de fiecare dată de regularizare inițială și dată de regularizare finală, NNBG va furniza celeilalte părți la contractul pe diferență un raport scris.

                  2.2.

                  Fiecare raport:

                              2.2.1.

                              precizează, la un nivel rezonabil de detaliere:

                                          (a)

                                          valoarea totală a costurilor de construcție până la data întocmirii raportului, exprimată în lire sterline;

                                          (b)

                                          valoarea totală a costurilor de construcție suportate, plătite sau angajate de NNBG, conform unei estimări rezonabile, exprimată în lire sterline, cu condiția ca respectivele costuri de construcție să fie limitate la costurile de construcție care ar fi suportate, plătite sau angajate în mod rezonabil și corect de NNBG pentru a respecta cerințele de reglementare, fără a suporta costuri sau cheltuieli excesive;

                                          (c)

                                          calendarele de construcție efective ale NNBG; și

                                          (d)

                                          calendarele de construcție estimate ale NNBG pentru orice perioadă de la data raportului respectiv;

                              2.2.2.

                              stabilește, cu un nivel rezonabil de detaliere, elemente de probă privind măsurile adoptate pentru a asigura că valoarea estimată a costurilor de construcție suportate, plătite sau angajate de NNBG, după data raportului, se limitează la costurile de construcție care ar fi suportate, plătite sau angajate în mod rezonabil și corect de NNBG pentru a respecta cerințele de reglementare, fără a suporta costuri sau cheltuieli excesive;

                              2.2.3.

                              în cazul în care raportul sau orice parte din acesta este elaborat de către sau cu sprijinul unuia sau al mai multor terți, include detalii cu privire la terțul (terții) respectiv(i) și copii după orice rapoarte elaborate de terțul (terții) respectiv(i);

                              2.2.4.

                              ajustează în consecință (dacă este cazul) prețul de exercitare.

                  2.3.

                  Raportul va furniza informații justificative relevante și va fi însoțit de un certificat emis de un administrator care atestă informațiile conținute în raport.

                  2.4.

                  Cealaltă parte la contractul pe diferență poate solicita, de asemenea, informații justificative suplimentare din partea NNBG într-un anumit termen. În cazul în care cealaltă parte la contractul pe diferență înaintează o astfel de solicitare, NNBG va trebui să furnizeze informațiile justificative în termenul specificat de la data solicitării.

                  2.5.

                  Cealaltă parte la contractul pe diferență va notifica NNBG cu privire la acceptarea sau respingerea raportului furnizat de NNBG în termenul specificat. În cazul în care NNBG și cealaltă parte la contractul pe diferență nu reușesc să ajungă la un acord, chestiunea poate fi înaintată de către oricare dintre părți unui organism independent în vederea soluționării.

                  2.6.

                  În cazul în care NNBG nu furnizează un raport celeilalte părți la contractul pe diferență, aceasta din urmă poate obține un aviz din partea unor consultanți independenți în materie de costuri cu privire la costurile de construcție și calendarul de construcție, aviz care va fi utilizat în locul raportului.

                  2.7.

                  NNBG va asigura celeilalte părți la contractul pe diferență și consilierilor profesionali (inclusiv consultanții în materie de costuri) asistența pe care cealaltă parte la contractul pe diferență o poate solicita, în mod rezonabil, în scopul examinării raportului și al verificării costurilor de construcție.

                  2.8.

                  Modelul financiar va fi actualizat cu varianta revizuită a costurilor de construcție și a calendarelor de construcție, astfel cum este prevăzut în raport sau cum este indicat de către consultanții în materie de costuri, și va fi reaplicat pentru a stabili un preț de exercitare revizuit. Diferența dintre prețurile de exercitare rezultate în urma aplicării modelului financiar pe baza previziunilor privind costurile de construcție și calendarele de construcție și a reaplicării modelului pe baza variantelor revizuite ale costurilor de construcție și ale calendarelor de construcție va determina dimensiunea câștigurilor din construcție, exprimate în GBP/MWh. Cealaltă parte la contractul pe diferență va avea dreptul la 50 % din câștigurile din construcție identificate în cadrul exercițiului anterior [procent care va crește la 75 % pentru orice câștiguri din construcție de peste […] GBP (valoare nominală)], prin reducerea cu suma aferentă a prețului de exercitare predominant la momentul respectiv.

                  2.9.

                  În cazul în care, în orice moment pe parcursul perioadei cuprinse între data de regularizare inițială și data de regularizare finală, NNBG identifică orice costuri de construcție sau calendare de construcție diferite de cele corespunzătoare utilizate în actualizarea modelului și care conduc la economii în ceea ce privește costurile de construcție, NNBG poate alege să efectueze plăți intermediare către cealaltă parte la contractul pe diferență, la un nivel egal cu toate sau o parte din economiile suplimentare aferente costurilor de construcție.