title: Kommissionens afgørelse (EU) 2015/658 af 8. oktober 2014 om støtteforanstaltning SA.34947 (2013/C) (ex 2013/N), som Det Forenede Kongerige påtænker at tildele Hinkley Point C Nuclear Power Station (meddelt under nummer C(2014) 7142) (EØS-relevant tekst)

text:
               28.4.2015

               DA

               Den Europæiske Unions Tidende

               L 109/44

         KOMMISSIONENS AFGØRELSE (EU) 2015/658
   af 8. oktober 2014
   om støtteforanstaltning SA.34947 (2013/C) (ex 2013/N), som Det Forenede Kongerige påtænker at tildele Hinkley Point C Nuclear Power Station

         (meddelt under nummer C(2014) 7142)

   (Kun den engelske udgave er autentisk)
   (EØS-relevant tekst)
   EUROPA-KOMMISSIONEN HAR —
   under henvisning til traktaten om Den Europæiske Unions funktionsmåde, særlig artikel 108, stk. 2, første afsnit,
   under henvisning til aftalen om Det Europæiske Økonomiske Samarbejdsområde, særlig artikel 62, stk. 1, litra a),
   efter at have opfordret interesserede parter til at fremsætte eventuelle bemærkninger i henhold til disse bestemmelser (1), under hensyntagen til disse bemærkninger, og
   ud fra følgende betragtninger:
   1.   SAGSFORLØB

               (1)

               På baggrund af kontakterne forud for anmeldelsen anmeldte Det Forenede Kongerige en række foranstaltninger til støtte for det nye kernekraftværk Hinkley Point C (»HPC«) den 22. oktober 2013 ved elektronisk anmeldelse registreret af Kommissionen samme dag.

               (2)

               Kommissionen indledte en formel undersøgelse af de anmeldte foranstaltninger den 18. december 2013, da den var i alvorlig tvivl om, hvorvidt de var forenelige med statsstøttereglerne.

               (3)

               Kommissionens afgørelse om at indlede proceduren (»indledningsafgørelsen«) blev offentliggjort på Generaldirektoratet for Konkurrences websted den 31. januar 2014 og i Den Europæiske Unions Tidende den 7. marts 2014. Kommissionen opfordrede interesserede parter til at fremsætte deres bemærkninger.

               (4)

               Det Forenede Kongerige fremsendte sine bemærkninger til indledningsafgørelsen den 31. januar 2014.

               (5)

               Kommissionen modtog bemærkninger fra interesserede parter. Kommissionen videresendte bemærkningerne til Det Forenede Kongerige, som fik mulighed for at reagere herpå. Kommissionen modtog Det Forenede Kongeriges bemærkninger den 13. juni og den 4. juli 2014.

         2.   BESKRIVELSE AF FORANSTALTNINGERNE

   2.1.   DIFFERENCEKONTRAKT

               (6)

               Den anmeldte foranstaltning omfatter først og fremmest en differencekontrakt (»CfD«) om tildeling af indkomststøtte i HPC's driftsfase. Det Forenede Kongerige havde oprindelig anmeldt en investeringsaftale, der blev defineret som en tidlig form for differencekontrakt. Da forhandlingerne mellem Det Forenede Kongerige og EDF Energy plc (»EDF«), der ejer støttemodtageren fuldt ud på tidspunktet for denne afgørelse, tog længere tid end forventet, blev investeringsaftalen helt erstattet af en differencekontrakt. EDF er det britiske datterselskab af det franske elselskab Electricité de France.

               (7)

               Støttemodtageren er NNB Generation Company Limited (»NNBG«), der på tidspunktet for afgørelsen er fuldt ud kontrolleret af EDF. Differencekontrakten er en privatretlig aftale mellem NNBG og CfD-modparten, Low Carbon Contracts Company Ltd. Der vil blive indgået en særskilt aftale mellem ministeriet og NNBG's aktionærer. Denne særskilte aftale vil kun vedrøre nogle af transaktionsvilkårene, navnlig vilkårene for potentielle nedlukningsbegivenheder (shutdown events) og gevinstdelingsmekanismer.

               (8)

               I henhold til differencekontrakten vil NNBG modtage en fast indtægt på grundlag af den pris på engrosmarkedet, som NNBG sælger elektricitet til, og en differencebetaling svarende til differencen mellem den forud fastsatte aftalekurs og referenceprisen observeret i de tidligere referenceperioder.

               (9)

               Når referenceprisen er lavere end aftalekursen, vil CfD-modparten betale differencen mellem aftalekursen og referenceprisen, således at det sikres, at NNBG i sidste ende modtager en forholdsvis fast indtægt afhængigt af virksomhedens salgsstrategi og produktionsniveau. Hvis referenceprisen omvendt er højere end aftalekursen, vil NNBG være forpligtet til at betale forskellen til CfD-modparten. NNBG vil derfor også i dette tilfælde modtage en forholdsvis fast indtægt.

               (10)

               Referenceprisen er en vægtet gennemsnitlig engrospris, som Det Forenede Kongerige fastsætter for alle CfD-støttede operatører. For NNBG's vedkommende er den relevante referencepris referenceprisen på markedet for grundlastelektricitet, der gælder for alle grundbelastningselværker (2).

               (11)

               Referenceprisen på markedet for grundlastelektricitet er i øjeblikket navnlig baseret på daglige prisdata fra London Energy Broker's Association (LEBA) og NASDAQ OMX Commodities i forhold til prisen for køb af elektricitet en sæson (dvs. seks måneder) forud for levering eller en pris »forud for sæsonen« (3).

               (12)

               Referenceprisen på markedet for grundlastelektricitet beregnes en gang pr. sæson og lige før sæsonstart, når det aritmetiske gennemsnit af de daglige priser forud for sæsonen offentliggjort hver dag i den foregående sæson beregnes. Dette gennemsnit vægtes for at sikre, at den handlede mængde på hvert referenceindeks får en forholdsmæssig indflydelse.

               (13)

               NNBG vil være forpligtet til at opretholde et forud fastsat minimumsydelsesniveau, men er ikke forpligtet til at opretholde et forud fastsat produktionsniveau. Værket forventes navnlig at opnå en belastningsfaktor på 91 %. Hvis NNBG ikke opnår denne belastningsfaktor, vil kraftværket i sagens natur ikke opnå den forventede indtægt i forbindelse med projektet.

               (14)

               NNBG vil modtage differencebetalinger baseret på en produktionsopgørelse op til et maksimalt produktionsniveau (»loft«), som fastsættes i differencekontrakten. Der foretages ikke betalinger for elektricitet afsat på markedet, som overskrider loftet. Den elektricitet, der produceres af NNBG, vil blive videresolgt på markedet.

         2.1.1.   CfD-mekanismens overordnede funktion

               (15)

               Differencekontrakten vil blive indgået med CfD-modparten, dvs. en enhed, som alle licenserede leverandører skal være retligt forpligtet til at finansiere i fællesskab.

               (16)

               Indgåelsen af den endelige kontrakt afhænger af EDF's/NNBG's endelige investeringsbeslutning samt af en aftale om finansieringsordningerne (herunder vilkårene for en britisk statslig lånegaranti) og parternes endelige godkendelser.

               (17)

               Under differencekontrakten er licenserede leverandører kollektivt ansvarlige for forpligtelser, der udspringer af kontrakten, og kontraktmodparten er kun ansvarlig, hvis der er blevet overført midler til modparten fra licenserede leverandører eller den britiske regering. Hver leverandør vil være ansvarlig i forhold til dennes markedsandel baseret på målt elforbrug. Under denne ramme vil ministeriet i tilfælde af misligholdelse af betalingsforpligtelserne udpege en anden modpart, opkræve betalinger fra andre leverandører eller betale producenterne direkte.

               (18)

               Modparten vil særskilt dels give en betalingsagent indtægtsskabende beføjelse (dvs. beføjelse til at opkræve betalinger fra leverandører) og dels forpligte denne til at foretage betalinger til og modtage betalinger fra producenter. Den britiske regering agter at udpege et datterselskab af Elexon (dvs. den nuværende betalingsagent i Det Forenede Kongerige, der er 100 % ejet af den britiske transmissionssystemoperatør — »TSO« — National Grid) som betalingsagent.

               (19)

               Producentens modpart i henhold til differencekontrakten vil kunne træffe afgørelser og udøve skønsbeføjelser, f.eks. ved at beslutte, at en producent opfylder sine forpligtelser eller skal stille sikkerhed for sine betalinger under ordningen eller fravige visse krav afhængigt af de specifikke markedsbetingelser. Den britiske regering agter at opstille yderligere retningslinjer for de parametre, der kan begrænse modpartens skønsbeføjelser til at træffe afgørelser i henhold til differencekontrakten.

               (20)

               I figur 1 anføres de enkelte agenters respektive roller i CfD-systemet.

                  Figur 1

                  Roller og ansvarsområder i CfD-systemet

                  Kilde: De britiske myndigheder.

         2.1.2.   Differencekontraktens vilkår

               (21)

               Det Forenede Kongerige og EDF er blevet enige om differencekontraktens vilkår. Disse vilkår vil blive fastlagt i en udførlig aftale inden den endelige undertegnelse af aftalen og EDF's endelige investeringsbeslutning.

               (22)

               Mange af de aftalte vilkår afspejler vilkårene i differencekontrakten for andre teknologier og navnlig vedvarende energiteknologier. Disse vilkår er offentligt tilgængelige (4). Andre vilkår er specifikke for differencekontrakten for HPC.

               (23)

               I henhold til de aftalte vilkår fastsættes aftalekursen til 92,50 GBP pr. MWh i nominelle 2012-priser. Hvis der træffes en investeringsbeslutning om at opføre det nye kernekraftværk Sizewell C ved anvendelse af samme design og med mulighed for at dele nogle af omkostningerne ved HPC-reaktorerne, ændres aftalekursen til 89,50 GBP pr MWh, også her i nominelle 2012-priser.

               (24)

               Aftalekursen vil blive fuldt ud reguleret efter forbrugerprisindekset (»CPI«) som i andre differencekontrakter. CPI-reguleringen vil finde sted årligt med basistidspunkt i november 2011. Aftalekursen vil blive reguleret hvert år den første dag i sæsonen på grundlag af det senest tilgængelige CPI-indeks offentliggjort af Office for National Statistics (ONS) for februar.

               (25)

               Den seneste startdato for differencekontraktens løbetid er »Target Commissioning Window« for hver reaktor, der er […] (5) år fra den aftalte »Target Commissioning Date«. Efter denne dato vil differencekontraktperioden begynde at løbe, uanset om kraftværket er idriftsat eller ej.

               (26)

               Slutdatoen (longstop date) er […] år efter den sidste dag i »TARGET Commissioning Window« for den anden reaktor. Hvis reaktoren ikke er blevet indkørt på eller inden slutdatoen, kan CfD-modparten opsige kontrakten. Slutdatoen kan udskydes i tilfælde af force majeure eller samkøringsproblemer.

               (27)

               Der vil være to gevinstdelingsmekanismer. Den første mekanisme er baseret på anlægsomkostninger (6) og omfatter følgende:

                           i)

                           De første […] af anlægsgevinsten (nominel værdi) vil blive fordelt 50/50 med 50 % af gevinsten til CfD-modparten og 50 % til NNBG.

                           ii)

                           Anlægsgevinster på over […] (nominel værdi) vil blive fordelt 75/25 med 75 % af gevinsten til CfD-modparten og 25 % til NNBG.

               (28)

               Den anden gevinstdelingsmekanisme er baseret på egenkapitalforrentningen. Der blev fastsat to tærskler (6):

               (29)

               Den første tærskel fastsat på niveau med det forventede niveau for egenkapitalforrentningen på tidspunktet for denne afgørelse i den seneste finansielle model (7) eller 11,4 % på grundlag af forpligtet egenkapital og nominelt. Overskud over denne tærskel vil blive fordelt med 30 % til CfD-modparten og 70 % til NNBG.

               (30)

               Den anden tærskel fastsat på et højere niveau på 13,5 % i nominelle priser eller 11,5 % i faste (CPI-regulerede) priser baseret på samme model som anført ovenfor. Overskud over denne tærskel vil blive fordelt med 60 % til CfD-modparten og 40 % til NNBG.

               (31)

               Der vil være to datoer for revision af opex (opex reopener), den første 15 år efter og den anden 25 år efter datoen for opstart af den første reaktor. Opex-revisionerne gør det muligt at afbøde de langsigtede omkostningsrisici for begge parter og vil føre til ændringer af aftalekursen i begge retninger. Mekanismen gør det muligt at hæve eller nedsætte aftalekursen — dog altid under fuld hensyntagen til produktionsanlæggets fortsatte drift — på grundlag af kendte faktiske omkostninger og reviderede prognoser for fremtidige omkostninger i forbindelse med følgende driftsomkostningsposter:

                           a)

                           front end-aftaler om nukleart brændsel

                           b)

                           forsikring

                           c)

                           ONR-gebyrer

                           d)

                           ejendomsskatter (business rates — britisk erhvervsskat på fast ejendom)

                           e)

                           visse transmissionsafgifter

                           f)

                           ændringer af omkostningerne ved mellemaktivt affald (ILW)/bortskaffelse af brugt brændsel på grund af ændringer af prisen for overførsel af affald i henhold til kontrakten om overførsel af affald

                           g)

                           ændringer af omkostningerne ved forvaltning af brugt brændsel og dekommissionering

                           h)

                           drifts- og vedligeholdelsesomkostninger

                           i)

                           moderniserings- og driftsomkostninger opført i producentens driftsregnskab i overensstemmelse med IFRS og alle afholdte kapitaludgifter.

               (32)

               Produktionsanlæggets anlægsomkostninger, driftsomkostninger ud over omkostninger til opretholdelse af en rimelig og fornuftig driftsstandard, omkostninger forbundet med produktionsanlæggets tilgængelighed eller kapacitet, ikkevedligeholdelsesmæssige kapitaludgifter, udgifter til en ny struktur (ikke i en eksisterende bygning), finansiering og visse omkostninger ved overførsel af affald vil ikke være omfattet af revisionerne.

               (33)

               De reviderede omkostningsoverslag i opex-revisionerne vil være baseret på en rapport udarbejdet af NNBG og godkendt af CfD-modparten, under hensyntagen til benchmarkomkostninger afholdt af andre kernekraftværker, der anvender EPR-teknologi, og andre kernekraftværker, der anvender trykvandsreaktorteknologi, i Nordamerika og EU, og altid med en rimelig og fornuftig driftsstandard. Aftalekursen reguleres på grundlag af den øvre halvdel af benchmarkomkostningerne.

               (34)

               Aftalekursen vil blive nedsat (eller der vil blive overført et fast beløb eller en række årlige betalinger til CfD-modparten), som afspejler ændringer af det skattebeløb, som NNBG skal betale under visse omstændigheder relateret til NNBG's aktionærfinansiering og skattestrukturering. Det vil ikke været muligt at hæve kursen i denne forbindelse.

               (35)

               Aftalekursen vil blive fremjusteret for ejendomsskatter én gang på baggrund af en officiel fornyet vurdering foretaget af Valuation Office Agency efter kraftværkets idriftsættelse. Efterfølgende ændringer af ejendomsskatterne foretages i forbindelse med opex-revisionerne.

               (36)

               Ud over tilvejebringelsen af oplysningerne i de generelle vilkår i differencekontrakten skal NNBG også give visse garantier med hensyn til oplysningerne i de data og modeller vedrørende projektomkostningerne, der forelægges den britiske regering. Kontrakten vil indeholde bestemmelser om anvendelse af en aftalt finansiel model til beregning af de forskellige aftalekurser og andre justeringer, der skal foretages i henhold til kontrakten.

               (37)

               NNBG vil blive beskyttet og kan få dækket nogle af omkostningerne forbundet med kvalificerede lovændringer (qualifying changes in law (»QCIL«)).

               (38)

               En QCIL kan være en diskriminerende lovændring, en specifik lovændring, en specifik skatteændring i lovgivningen, en anden lovændring eller en ændring af lovgivningsgrundlag, når ændringen ikke kan forudses.

               (39)

               En diskriminerende lovændring er en lovændring, hvis bestemmelser udelukkende anvendes specifikt (og ikke kun indirekte eller følgeligt eller på grund af de uforholdsmæssige virkninger af en lovændring, der finder generel anvendelse) på projektet, produktionskapaciteten eller NNBG.

               (40)

               En specifik lovændring er en lovændring, hvis bestemmelser udelukkende anvendes specifikt (og ikke kun indirekte eller følgeligt eller på grund af de uforholdsmæssige virkninger af en lovændring, der finder generel anvendelse) på nukleare produktionsanlæg eller produktionsanlæg omfattet af en differencekontrakt.

               (41)

               En specifik skatteændring i lovgivningen er: i) en ændring af eller en ny skat på uran eller ii) en ændring af lovgivningen eller af den britiske skattemyndighed HMRC's praksis, der giver NNBG en mindre gunstig beskatningsordning i forhold til ordningerne i visse specifikke skatteligninger fra HMRC.

               (42)

               En ændring af lovgivningsgrundlaget er: i) når ONR (eller efterfølgende lovgiver) ikke længere regulerer produktionsfaciliteten ved at vurdere, om det offer, der kræves for at opnå en risikoreduktion, er helt ude af proportioner med den opnåede fordel, eller ii) når det relevante miljøagentur (eller efterfølgende lovgiver) ikke længere vurderer en mulighed for at reducere risikoen ved produktionsanlægget som en acceptabel miljørisiko ud fra, om gennemførelsesomkostningerne er uforholdsmæssigt store i forhold til den opnåede miljøfordel.

               (43)

               Der vil først blive udbetalt kompensation for QCIL'er, når det samlede beløb for alle QCIL-krav overstiger 50 mio. GBP i 2012 i nominelle og indekserede priser. Dobbelt dækning vil ikke være tilladt. Aftalekursen vil kun blive justeret én gang for en bestemt QCIL i kontraktens resterende løbetid på grundlag af den finansielle model eller ved at beregne den krævede justerings nettonutidsværdi.

               (44)

               NNBG vil modtage kompensation i tilfælde af en politisk nedlukning af HPC (af en britisk, EU- eller international kompetent myndighed), dog ikke hvis nedlukningen er begrundet i bl.a. hensynet til sundhed, nuklear sikkerhed, sikring, miljø, nuklear transport eller nuklear sikkerhedskontrol (kvalificeret nedlukningsbegivenhed).

               (45)

               Der vil ligeledes blive tildelt kompensation, hvis produktionsanlægget lukkes på grund af omstændigheder vedrørende nuklear ansvarsforsikring, herunder hvis den britiske regering ikke godkender producentens forslag til alternative forsikringsordninger, selv om den britiske regering med rimelighed burde have gjort dette og producenten ikke har nogen andre godkendte forsikringsmuligheder.

               (46)

               Beskyttelsesforanstaltningerne i forbindelse med en kvalificeret nedlukningsbegivenhed omfatter retten til at overføre NNBG til den britiske regering (og Det Forenede Kongeriges ret til at kræve en overførsel) ud over CfD-modpartens eller den britiske regerings betaling af kompensation.

               (47)

               Nedlukningsbegivenhederne er kun relevante for NNBG. Det er op til CfD-modparten at beslutte, om kontrakten skal opsiges, hvis der indtræder en moden nedlukningsbegivenhed.

         2.2.   LÅNEGARANTI

               (48)

               HPC-projektet, og navnlig NNBG, vil ikke blot drage fordel af differencekontrakten, men ligeledes af en statslig lånegaranti for de gældsbeviser, kraftværket udsteder (»lånegarantien«).

               (49)

               De obligationer, der udstedes, vil blive omfattet af lånegarantien. Lånegarantien kan betragtes som en forsikringsaftale, der garanterer rettidig betaling af hovedstol og renter på kvalificeret gæld, der kan beløbe sig til op til 17 mia. GBP (8).

               (50)

               Lånegarantien vil blive stillet af Infrastructure UK (»IUK«), en enhed i det britiske finansministerium, der fører tilsyn med forvaltningen af den britiske garantiordning. Lånegarantien er en gældsplatform på virksomhedsniveau for den langsigtede finansiering af HPC.

               (51)

               IUK mener, at transaktionen er blevet struktureret på en måde, der berettiger klassificeringen af HPC i en risikokategori tilsvarende BB+/Ba1. Garantigebyret vil beløbe sig til 295 basispoint.

               (52)

               Under ordningen vil obligationer, der udstedes inden for rammerne af finansieringsstrukturen, blive omfattet af en garanti, der udstedes af Lords Commissioners of the Treasury, det britiske finansministerium (garantistilleren). En midlertidig anlægsfacilitet, der skal tilvejebringes af kommercielle banker (og ikke garanteres under den britiske garantiordning), er ligeledes omfattet. Transaktionens resterende forpligtede kapital vil blive indskudt af aktionærerne. Andre kapitalkilder kan føjes til den finansielle struktur med garantistillerens samtykke.

               (53)

               På tidspunktet af afgørelsen er der efter planen følgende finansieringskilder:

                           a)

                           basisegenkapital på […] GBP

                           b)

                           betinget egenkapital på […] GBP

                           c)

                           midlertidig anlægsfacilitet på op til […] GBP

                           d)

                           obligationer for […] GBP.

               (54)

               Finansieringsstrukturen er opbygget således, at hele basisegenkapitalen går tabt, inden der kommer tab på obligationerne. Den betingede egenkapital giver yderligere sikkerhed for, at den dato, hvor garantistilleren bl.a. kan konstatere, at HPC er blevet kommissioneret og idriftsat, og hvor alle nødvendige reserver er fuldt finansieret, vil indtræffe (»finansiel gennemførelse«).

               (55)

               Aktionærernes egenkapitalforpligtelser vil blive fastlagt i en egenkapitalbidragsaftale, som garantistilleren ligeledes bliver part i, således at den pågældende modtager tilsagn om indskydelse af egenkapitalen.

               (56)

               For at sikre, at egenkapitalen har tabsabsorberende karakter som beskrevet ovenfor i tilfælde af misligholdelse, har parterne fastlagt to betingelser (basisscenariebetingelsen (9) og FFS-betingelsen (10)), der giver garantistilleren mulighed for at kræve, at indskydelsen af henholdsvis basisegenkapitalen eller den betingede kapital fremskyndes, dvs. indskydes og anvendes straks til indfrielse af obligationerne og skyldige beløb til garantistilleren. Formålet med disse bestemmelser er at sikre, at det først og fremmest er aktionærerne og ikke garantistilleren som er eksponeret over for EPR-teknologiens rentabilitet, indtil der er objektiv dokumentation for, at de allerede gennemførte projekter såsom Flamanville 3 og Taishan 1 er en succes.

               (57)

               I perioden op til opfyldelsen af basisscenariebetingelsen er der et loft over kreditudnyttelsen, idet der højst kan trækkes: loftet over delmålet for gæld for det relevante projektdelmål og […] % af basisegenkapitalen med fradrag af udviklingskapital, dvs. […] mia. GBP. I tabel 1 vises et praktisk eksempel på egenkapitalens tabsabsorberende karakter:

                  Tabel 1

                  Basisscenarietrækperiode og basisscenariebetingelse ikke overholdt

                  Kilde: IUK, 12. september 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)

               Når basisscenariebetingelsen er opfyldt, er garantistillerens vigtigste beskyttelse i anlægsperioden størrelsen af den betingede egenkapital, der kan udnyttes for at dække budgetoverskridelser, og projektdelmålene, der begrænser gældsbeløbet i en given periode.

               (59)

               Aktionærernes forpligtelser med hensyn til basisegenkapital og betinget egenkapital vil blive fuldt ud kreditstøttet gennem en række instrumenter, herunder, men ikke begrænset til, moderselskabsgarantier, remburser eller anden kreditstøtte.

               (60)

               Aktionærerne vil stille fast (11) og/eller flydende (12) sikkerhed (13), herunder ved et generalpant (14), i alle deres aktiver, ejendomme og virksomheder til dækning af deres forpligtelser over for NNBG og NNBG's forpligtelser. NNBG og obligationsudstederen, et nyoprettet selskab med specifikt afgrænsede opgaver, vil hver især stille omfattende fast og/eller flydende sikkerhed, herunder ved et generalpant, i alle deres aktiver, ejendomme og virksomheder til dækning af deres forpligtelser. Sikkerheden vil blive understøttet af direkte aftaler med de kontraherende parter i forbindelse med visse vigtige kontrakter.

               (61)

               På grund af transaktionens særlige karakter og sikkerhedens store betydning vil tvangsfuldbyrdelsen af garantien være betinget af den britiske nukleare tilsynsmyndigheds godkendelse og det forhold, at aktiverne kun kan stilles til rådighed for en enhed, der har eller vil få licens til HPC's nukleare anlægssted.

               (62)

               Formålet med aktionærernes, NNBG's og udstederens sikkerhedsstillelse er at sikre, at de sikrede parter (15): i) har maksimal forrang for den pågældende debitors usikrede kreditorers fordringer i tilfælde af den pågældende debitors insolvens, ii) fortsat har mulighed for at afhænde de sikrede aktiver og anvende indtægterne fra salget til dækning af udestående sikrede forpligtelser, hvis dette er den bedste metode til at maksimere inddrivelserne, og iii) kan udøve maksimal kontrol i tilfælde af en af kautionists insolvens og opnå det forvaltningsmæssige mål om sikkerhed gennem udpegning af en bobestyrer af den pågældende debitors virksomhed og aktiver.

               (63)

               Obligationerne vil være udstederens usikrede obligationer og omfattes ikke af den sikkerhed, der stilles af udstederen eller et andet medlem af HPC-koncernen.

               (64)

               Hvad angår kreditorrækkefølgen, vil indtægterne fra tvangsfuldbyrdelsen af garantien stillet af NNBG i praksis blive anvendt i følgende prioritetsrækkefølge:

                           1)

                           lovbestemte foretrukne kreditorer

                           2)

                           tvangsfuldbyrdelsesomkostninger (dvs. omkostninger til sikkerhedsadministratorerne og en eventuel insolvensadministrator)

                           3)

                           FDP-kreditorer (Funded Decommissioning Programme) (16)

                           4)

                           udbydere af en midlertidig anlægsfacilitet

                           5)

                           obligationer og garantistiller

                           6)

                           NNBG's usikrede kreditorer

                           7)

                           NNBG's aktionærer.

               (65)

               Denne prioriterede anvendelse af indtægterne fra tvangsfuldbyrdelsen kan ikke ændres uden garantistillerens samtykke.

               (66)

               Finansieringen af transaktionen er opdelt i faser på grundlag af opfyldelsen af delmål for gennemførelsen af projektet.

               (67)

               I perioden efter datoen for udstedelse af det maksimale antal obligationer (bortset fra en SZC-obligation) vil der blive tilvejebragt basisegenkapital i henhold til en tidsplan, og den betingede kapital vil blive anvendt til dækning af eventuelle budgetoverskridelser i forhold til denne tidsplan.

               (68)

               Der må ikke udbetales udbytte til aktionærer inden den finansielle gennemførelse.

               (69)

               De britiske myndigheder anfører, at lånegarantien efter den finansielle gennemførelse fortsat beskyttes gennem en lang række strukturelle og aftalebaserede afbødningsinstrumenter, herunder væsentlige begrænsninger med hensyn til tidspunktet for udbetaling af dividende, og en gældsbetjeningsreserve på […] måneder (finansieret ved hjælp af kontante midler, standby-remburser eller godkendte garantier), som kan beløbe sig til […] mia. GBP. Markedsstandarden for projektfinansiering er tilsyneladende en gældsbetjeningsreserve på seks måneder.

               (70)

               Der vil angiveligt kun blive trukket på garantien efter den finansielle gennemførelse, hvis: a) driftseffektiviteten afviger meget væsentligt, og den cash flow, der skal anvendes til afdrags- og rentebetalingen, således er mindre end forventet, og b) denne afvigelse udtømmer strukturens store gældsbetjeningsreserve som omhandlet ovenfor.

               (71)

               Hvis der trækkes på gældsbetjeningsreserven (uanset beløb), skal den genopbygges helt, inden der kan udbetales dividende.

               (72)

               De britiske myndigheder påpeger, at det i lyset af de forskellige strukturelle foranstaltninger til beskyttelse mod misligholdelse og tilstedeværelsen af udløsende begivenheder og potentielle instrumenter til afhjælpning af misligholdelse kun bør være nødvendigt at ty til tvangsfuldbyrdelse under begrænsende og usandsynlige omstændigheder. Hvis en tvangsfuldbyrdelse bliver nødvendig, er omstændighederne sandsynligvis uventede og alvorlige, og en fastlagt fuldbyrdelsesforanstaltning vil ikke være velegnet i denne situation. IUK mente, at den har brug for fleksibilitet ved vurderingen af de forskellige muligheder på baggrund af de konkrete begivenheder, således at den kan beskytte sine interesser mere effektivt. IUK ønsker derfor et maksimalt antal fleksible fuldbyrdelsesforanstaltninger og skønsbeføjelse til at vælge den mest velegnede fuldbyrdelsesforanstaltning på det pågældende tidspunkt.

               (73)

               Kommissionen har fået forelagt principaftalen om de finansieringsvilkår for HPC-projektfinansieringen, som parterne er nået til enighed om til dato, til vurdering. Disse indeholder de vigtigste vilkår og betingelser i finansieringsdokumenterne aftalt mellem parterne, men de endelige juridiske dokumenter foreligger ikke på datoen for denne afgørelse. De britiske myndigheder anførte, at de øvrige vilkår og betingelser og de endelige finansieringsdokumenter vil indeholde standardbestemmelser, som enhver investor vil betinge sig i forbindelse med et lignende projekt. Såfremt de endelige dokumenter på nogen måde ændrer foranstaltningen som anmeldt til Kommissionen på nuværende tidspunkt, skal de britiske myndigheder fremsende disse dokumenter til Kommissionen, da Kommissionen ikke har haft mulighed for at verificere dette.

         2.3.   AFTALE MED MINISTERIET

               (74)

               I henhold til differencekontrakten har NNBG's investorer ret til kompensation, hvis den britiske regering beslutter at nedlukke HPC af politiske årsager (og ikke af hensyn til sundhed, sikkerhed, sikring, miljø, transport eller sikkerhedskontrol). Disse betalinger vil blive finansieret på samme måde som betalinger under differencekontrakter (dvs. ved hjælp af leverandørafgiften). Differencekontrakten vil blive ledsaget af en aftale med ministeriet, der indgås mellem ministeriet og NNBG's investorer.

               (75)

               I henhold til aftalen skal ministeriet betale den aftalte kompensation til investorerne, hvis modpartsorganet efter en politisk nedlukning misligholder kompensationsbetalingerne til NNBG's investorer. Aftalen giver ikke mulighed for yderligere kompensationsbetalinger til NNBG eller dets investorer.

         3.   BEMÆRKNINGER FRA DE INTERESSEREDE PARTER

               (76)

               Kommissionen modtog et meget stort antal svar under høringen om indledningsafgørelsen, der blev afsluttet den 7. april 2014. Nedenfor redegøres for de bemærkninger, der er relevante for statsstøttevurderingen.

               (77)

               De interesserede parters bemærkninger vil blive kommenteret i de relevante dele af vurderingen uden udtrykkelig henvisning til den specifikke bemærkning.

               (78)

               I lyset af antallet af bemærkninger vil de blive grupperet i emner.

         3.1.   MODTAGNE BEMÆRKNINGER OM FORANSTALTNINGERNE SOM EN TJENESTEYDELSE AF ALMEN ØKONOMISK INTERESSE

               (79)

               En respondent var enig med den britiske regering i, at foranstaltningen ikke omfattede statsstøtte, og henviste til den dokumentation, som Det Forenede Kongerige havde fremlagt til støtte for deres SGEI-vurdering.

               (80)

               En part anførte, at HCP leverer en SGEI, da kraftværket opfylder en OSP for at sikre, at energiefterspørgslen imødekommes på kort, mellemlang og lang sigt, og at projektet gennemføres på en klar og gennemsigtig måde, således at ingen af de deltagende virksomheder får en økonomisk fordel. HPC vil ligeledes forbedre forsyningssikkerheden ved at mindske afhængigheden af importerede brændstoffer og reducere forbruget af fossile brændstoffer.

               (81)

               En af de parter, der ikke var enig med Det Forenede Kongerige i, at foranstaltningen ikke omfattede statsstøtte, bemærkede, at foranstaltningen ikke opfylder Altmark-kriterierne, da differencekontrakten kun vedrører kompensation for en tjenesteydelse af almen økonomisk interesse (»SGEI«).

               (82)

               Flere respondenter bemærkede, at ingen andre virksomheder var i stand til at indgive et bud på projektet.

               (83)

               Flere parter påpegede, at den anmeldte foranstaltning ikke er omfattet af EU's SGEI-rammebestemmelser, da Det Forenede Kongerige ikke klart definerede den forpligtelse til offentlig tjeneste (»OSP«), som den vil yde kompensation for, og ikke opfyldte betingelserne for at pålægge offentlige serviceforpligtelser som fastsat i artikel 3, stk. 2, i Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2009/72/EF (17).

               (84)

               Flere parter anførte, at støtteforanstaltningen er uforenelig med Altmark-kriterierne, ifølge hvilke elproduktion vil være en almindelig økonomisk aktivitet, og kerneenergi derfor skal konkurrere med andre elektricitetskilder på et liberaliseret indre marked for elektricitet, foranstaltningen sigter ikke mod opfyldelsen af et mål af fælles interesse, der er tilsyneladende intet objektivt kriterium, der begrunder en varighed på 35 år, kernekraft og vedvarende energikilder behandles forskelligt, foranstaltningen er baseret på ukendte parametre, og der er ingen cost-benefit-analyse. Da kernekraft kun kan producere grundlastelektricitet, kan det desuden ikke være en SGEI. Endelig vil der være en stor risiko for overkompensation.

         3.2.   MODTAGNE BEMÆRKNINGER OM FOREKOMSTEN AF STATSSTØTTE

               (85)

               Flere respondenter påpegede, at foranstaltningerne udgør statsstøtte, da de omfatter bilaterale aftaler mellem staten og en virksomhed, betalingerne er specifikt rettet mod produktion af kerneenergi, statsbudgettet er direkte involveret i betalingerne, og i kontrakten ydes der støtte til og fastsættes særlige betingelser for kerneenergi, der overgår støtten til vedvarende energikilder.

               (86)

               En respondent bemærkede, at indførelsen af et maksimumsloft over prisen for overførsel af affald i stedet for betaling for affald »pr. enhed« vil indebære støtte og et yderligere tilskud til nye kernekraftoperatører.

         3.3.   MODTAGNE BEMÆRKNINGER OM MÅLENE AF FÆLLES INTERESSE, MARKEDSSVIGT OG BEHOV FOR STATSLIG INDGRIBEN

               (87)

               En af respondenterne bemærkede positivt, at kernekraft kan være en stor bidragyder til elproduktion med lave CO2-emissioner og bidrage til at diversificere elproduktionssektoren. Respondenten bemærkede endvidere, at selv om kernekraft ikke kan tilvejebringe al den yderligere kapacitet, der er behov for i de næste årtier i Det Forenede Kongerige, vil kernekraft sandsynligvis spille en kritisk rolle i udskiftningen af forældet nuklear kapacitet og opfyldelsen af fremtidige behov.

               (88)

               Flere respondenter påpegede, at Det Forenede Kongerige ikke er i samme situation som de øvrige EU-medlemsstater, da Det Forenede Kongerige er en ø med færre muligheder for samkøringslinjer. Det vil være forkert at foretage en sammenligning med Finland eller Frankrig, da de har en helt anden markedsstruktur, og da disse medlemsstater har langfristede økonomiske aftaler om støtte til opførelsen af kernekraftværker. Det Forenede Kongerige vil desuden ikke være i stand til at forvalte intermitterende vedvarende energikilder ved at importere store energimængder fra nabolande, når de vedvarende energikilder ikke producerer, og løse problemerne som følge af overproduktion, når de producerer. Markedssvigt i Det Forenede Kongerige med hensyn til et europæisk indre marked for elektricitet vil derfor altid være større end på det europæiske fastland, og der skal træffes flere foranstaltninger for at afhjælpe disse svigt. Støtte til kerneenergi vil desuden øge diversificeringen af energiforsyningen og således gøre det britiske energisystem mere modstandsdygtigt.

               (89)

               En respondent påpegede specifikke markedssvigt i forbindelse med kerneenergi, navnlig den lange anlægstid og driftslevetid, der indebærer, at der først kommer et investeringsafkast efter 30 år, godt oppe i 2050'erne. Erfaringerne fra strømafbrydelser i en række medlemsstater viser desuden, at den grænseoverskridende samkøring er begrænset, og at ingen TSO alene kan garantere samkøringskapaciteten på samme måde som det nationale elnets kapacitet. Statsstøtten til HPC-projektet kan være mindre konkurrencefordrejende end indførelsen af andre foranstaltninger såsom kapacitetsmarkeder.

               (90)

               En respondent anførte, at HCP ikke vil skade målsætningen om at sikre miljøbeskyttelse, da kraftværkets aktiviteter vil blive tæt overvåget af relevante institutioner såsom Office for Nuclear Regulation. HPC vil ligeledes opfylde miljøtilladelsesbestemmelserne fra 2010.

               (91)

               Flere parter påpegede, at der allerede er udviklet teknologier til sikker oplagring af nukleart affald.

               (92)

               Flere parter bemærkede, at den nuværende kombination af politikker ikke er tilstrækkelig til at fremme investeringerne i kernekraft, navnlig da ETS-kvoteprisen er for lav, da den britiske minimumspris på CO2 ikke kan øge CO2-priserne tilstrækkeligt til at tilskynde til investeringer i kernekraft, og da den britiske garantiordning ikke i sig selv er tilstrækkelig til at fremme investeringer, idet den ikke løser problemet med kernekraftens økonomiske levedygtighed på lang sigt. Endelig vil kernekraftens CO2-fodaftryk være det samme som fodaftrykket fra vindenergi og en del mindre end fodaftrykket fra vedvarende havenergi, solcelleenergi og biomasseteknologier.

               (93)

               En part gjorde gældende, at Det Forenede Kongerige støtter vedvarende energikilder, men at disse teknologier ikke er velegnede til fremstilling af grundlastelektricitet, og at Det Forenede Kongerige samtidig anvender gas, som gør Det Forenede Kongerige afhængigt af fossile brændstoffer og eksponeret over for geopolitiske risici.

               (94)

               En respondent påpegede, at Kommissionen bør vurdere den miljømæssige nettofordel ved HPC sammenholdt med det nuværende energimiks i Det Forenede Kongerige. En vurdering på grundlag af disse kriterier vil klart vise, at HCP bibringer en væsentlig miljøfordel.

               (95)

               Flere parter påpegede, at medlemsstaterne frit bør kunne vælge deres eget energimiks og skabe de nødvendige incitamenter, som er en forudsætning for langsigtede private investeringer i produktionskapacitet med lav CO2-udledning. Kommissionen har ikke kompetence til at påvirke sådanne beslutninger. Kernekraftværker har desuden høje direkte kapitalomkostninger og lave marginale driftsomkostninger, hvilket sammen med den manglende korrelation mellem driftsomkostninger og priserne på elmarkedet indebærer en risiko, som ikke effektivt kan overføres til forbrugerne uden statslig indgriben.

               (96)

               Flere parter kritiserede betragtning 337 i indledningsafgørelsen, navnlig da der ikke er foretaget investeringer i nye kernekraftværker i Det Forenede Kongerige siden liberaliseringen af energimarkedet for 20 år siden. Ud over de politiske risici gør truslen om ændringer af regeringspolitikker det desuden vanskeligt for private investorer at investere på dette område.

               (97)

               Flere parter påpegede, at kapitalomkostningerne tegner sig for ca. 75 % af de normaliserede omkostninger ved produktion af energi (18) sammenholdt med 10-15 % for ureduceret gas. Det blev ligeledes bemærket, at en omkostningseffektiv CO2-reduktion ifølge landets egen modellering indebar en reduktion til 50 g CO2/kWh inden 2030 sammenholdt med de nuværende niveauer på omkring 500 g CO2/kWh, der kun kan opnås mest omkostningseffektivt, hvis der sker en betydelig penetration af ny nuklear kapacitet (11-18 GW). Den nuværende merværdi af et omfattende kerneprogram er 23 mia. GBP. En langfristet kontrakt om kerneenergi vil desuden sikre en effektiv lastfordeling af elektricitet, hvilket både er relevant for nukleare og vedvarende teknologier på grund af de lave marginalomkostninger.

               (98)

               En respondent påpegede, at manglende støtte til en tidlig udvikling af en ny teknologi såsom EPR vil mindske investorernes interesse for denne teknologi både i og uden for Det Forenede Kongerige.

               (99)

               En respondent påpegede, at Euratomtraktaten ikke kan anvendes uafhængigt af Kommissionens nuværende politikker, da Kommissionen i henhold til traktatens artikel 40 regelmæssigt skal offentliggøre mål for kerneenergi, og da traktatens mål kun kan virkeliggøres i overensstemmelse med traktatens øvrige bestemmelser.

               (100)

               En respondent bemærkede, at investeringer i kerneenergi før liberaliseringen blev muliggjort gennem afgiftsfinansierede projekter, der fjernede investeringsrisici.

               (101)

               En part anførte, at kilden for nukleart brændsel er diversificeret og vurderes at have en meget høj energisikkerhed.

               (102)

               En part bemærkede, at nukleare grundlastteknologier med lave CO2-emissioner var de eneste grundlastteknologier med påviseligt lave CO2-emissioner, der kan anvendes på samme kapacitetsniveauer. I lyset af den politiske risiko i EU vil investorerne udvise stadig større forsigtighed med hensyn til at indskyde ekstremt store kapitalbeløb i den ny generation af elproduktion. Endelig kan der sættes spørgsmålstegn ved Kommissionens prognose for investeringer i ny kernekraft i perioden 2027-2030, idet den er behæftet med usikkerhed.

               (103)

               Flere parter bemærkede, at Det Forenede Kongerige ikke har en mekanisme, der kan sammenlignes med den finske Mankala-virksomhedsmodel (energiproducerende selskabers og energiintensive industriers fælles investering) til håndtering af asymmetrien mellem risikoen forbundet med de direkte kapitalomkostninger og den svingende elpris på lang sigt.

               (104)

               En part bemærkede, at de fleste vedvarende teknologier allerede blev udviklet i starten af 1900-tallet, og støtte til disse teknologier var derfor mindre velbegrundet end støtte til nukleare teknologier, da der var tale om modne teknologier.

               (105)

               Flere parter bemærkede, at reaktorerne tidligst vil være operationelle i 2023, og at kraftværket således ikke kan imødegå den forsyningssikkerhedsmæssige udfordring, som Det Forenede Kongerige har fremhævet som en begrundelse for foranstaltningerne.

               (106)

               En part bemærkede, at nuklear teknologi ikke sikrer forsyningssikkerheden, da energiproduktionen bliver afhængig af import af fissilt nukleart materiale. En anden part bemærkede, at afhængigheden af importerede brændstoffer skal mindskes for at forbedre forsyningssikkerheden.

               (107)

               En respondent anførte, at den britiske regerings energipolitik er politisk skævvredet og begrænser udviklingen af havvindmølleparker og solcelleanlæg.

               (108)

               Flere respondenter bemærkede, at nuklear teknologi forværrer forsyningssikkerheden, da denne teknologi ikke har den nødvendige fleksibilitet til at sikre ligevægt mellem udbud og efterspørgsel på forsyningsnettet på grund af ikkeplanlagte svigt, reducerede kapacitetsrater eller rutinevedligeholdelse. Kerneenergi er ligeledes forbundet med uforudsigelige forstyrrelser, der kræver omfattende backup i modsætning til vindens ustadighed, der i vid udstrækning kan forudsiges. Endelig anfører de samme respondenter, at kerneenergi også er et utilstrækkeligt middel til at reducere emissionerne, med henvisning til forskning, der viser, at det nukleare kredsløb udleder mellem 9 og 25 gange mere CO2 end vindkraft.

               (109)

               Flere respondenter bemærkede med henvisning til komparative statistikker, at den nukleare teknologis bidrag til CO2-reduktionen ikke er væsentlig.

               (110)

               Flere parter anførte, at foranstaltningen ikke vil sikre energiforsyningssikkerheden, da den ikke erstatter forældet kapacitet tilstrækkelig hurtigt, og da den er afhængig af uranreserver, som kan blive udtømt.

               (111)

               Flere respondenter gjorde gældende, at tilskud vil afskærme andre, mere innovative og mindre miljøskadelige produktionsteknologier, og at tilskuddene er uberettigede og uforenelige med princippet om, at forureneren betaler. Fremtidige generationer kommer til at betale omkostningerne ved den langsigtede foranstaltning.

               (112)

               Flere respondenter ønskede at understrege, at en række medlemsstater, herunder navnlig Tyskland, Østrig, Irland og Italien, er imod kerneenergi, og at andre medlemsstater såsom Portugal, Danmark, Estland eller Grækenland ikke har kerneenergi, og at der således ikke kan være en fælles målsætning om kerneenergi.

               (113)

               Flere respondenter bemærkede, at en teknologi, der har brug for tilskud i 60 år og er fritaget for alle direkte og indirekte omkostninger forbundet hermed, og som kræver en kontrakt med en garanteret løbetid på 35 år, ikke kan betragtes som en bæredygtig teknologi.

               (114)

               En part anførte, at der ikke er nogen tilfredsstillende metode til at imødegå behovet for bortskaffelse af radioaktivt affald.

               (115)

               En respondent påpegede, at Det Forenede Kongerige begunstiger ny kernekraft i overdreven grad ved at se bort fra de mange usikkerhedsfaktorer, der knytter sig til bortskaffelse, og ved at give investorerne sikkerhed.

               (116)

               Flere respondenter kritiserede den risikovurdering, som Det Forenede Kongerige havde foretaget, idet de mente, at den ikke tog højde for den kaskade af uventede »beyond design basis«-ulykker, som skete i Fukushima, og andre alvorlige kernekraftulykker. De kritiserede ligeledes påstandene om, at det maksimale udslip i form af reaktorindeslutning bypass ved den værst tænkelige ulykke/hændelse på HPC (herunder terrorangreb), som med rimelighed kunne forudses, ikke vil overstige 0,03 % af reaktorkernens indhold pr. dag.

               (117)

               Flere respondenter bemærkede, at det var uklart, om Det Forenede Kongerige havde taget højde for udviklingen af nye teknologier, som forbedrer elnettets fleksibilitet (f.eks. dynamisk prisfastsættelse, kontrakter vedrørende afbrydelig belastning eller en dynamisk belastningsbegrænser i industrien, samling af tjenester og behovsoptimering i husholdninger).

               (118)

               En respondent kritiserede den betydning, som Det Forenede Kongerige tillagde produktion af grundlastelektricitet, i lyset af udviklingen i sektoren, der gør det tvivlsomt, om grundlast i midten af 2020'erne stadig vil være ligeså relevant som i dag. Systemfleksibilitet vil navnlig blive stadig vigtigere.

               (119)

               Flere parter bemærkede, at HPC ikke er det første kraftværk af en helt ny art, men snarere det femte eller sjette henset til kraftværkerne i Finland og Frankrig og de to kraftværker, som er blevet opført i Kina. Lignende reaktorer blev desuden bestilt i Finland og Frankrig uden tildeling af statsstøtte.

               (120)

               En part anførte, at solenergiindustrien har kapacitet til at levere samme mængde elektricitet hvert år som den mængde, HPC forventes at producere, og med sammenlignelige omkostninger, og at offshorevindenergi kan blive billigere end kerneenergi i 2020 eller kort tid herefter.

               (121)

               En part gjorde gældende, at den britiske regerings egne tal viser, at ny kernekraft ikke var nødvendig, i modsætning til påstandene i en række dokumenter og taler, hvor det med urette anføres, at elefterspørgslen kan blive fordoblet eller tredoblet i forhold til regeringens egne undersøgelser om elefterspørgslen på lang sigt og kapacitetsbehovet frem til 2025.

         3.4.   MODTAGNE BEMÆRKNINGER OM FORANSTALTNINGERNES FORMÅLSTJENLIGHED OG TILSKYNDELSESVIRKNING

               (122)

               Flere af respondenterne bemærkede positivt, at kernekraft kan være en stor bidragyder til elproduktion med lave CO2-emissioner og bidrage til at diversificere elproduktionssektoren. De bemærkede endvidere, at selv om kernekraft ikke kan tilvejebringe al den yderligere kapacitet, der er behov for i de næste årtier i Det Forenede Kongerige, vil kernekraft sandsynligvis spille en kritisk rolle i udskiftningen af forældet nuklear kapacitet og opfyldelsen af fremtidige behov.

               (123)

               Flere respondenter påpegede, at private investorer uden statslig indgriben kun vil have fokus på kortsigtede afkast, hvilket vil umuliggøre opførelsen af nye kernekraftværker.

               (124)

               En respondent anførte, at operatørerne ikke vil have incitament til at investere i nye kernekraftværker uden støtte, og at den vellykkede gennemførelse af det første projekt vil reducere omkostningerne ved nye projekter betydeligt. Respondenten gjorde endvidere gældende, at tredjegenerationsreaktorer ikke kan sammenlignes med eksisterende anlæg, og at det ikke vil være muligt at tiltrække private investeringer på kerneenergiområdet uden langsigtet prisstabilitet.

               (125)

               Flere respondenter hævdede, at det britiske program for opførelse af nye kernekraftværker vil få en betydelig positiv indvirkning på beskæftigelsen i Det Forenede Kongerige og i de øvrige EU-lande.

               (126)

               Flere respondenter bemærkede, at støtten gør det muligt for højt specialiserede og kvalificerede arbejdstagere at vedligeholde deres færdigheder og udvikle nye teknikker, hvilket også er af afgørende betydning i forbindelse med dekommissionering af de kernereaktorer, der er i drift i dag. De fremhævede ligeledes støttens positive indvirkning på operatørerne i forsyningskæden.

               (127)

               Flere respondenter påpegede, at britiske virksomheder i høj grad ønsker et mangfoldigt energimiks, og at de navnlig støtter kerne, vind- og vandkraft. Det britiske program sikrer virksomhederne et mere stabilt investeringsmiljø, navnlig de store elforbrugere.

               (128)

               Flere respondenter bemærkede, at den foreslåede mekanisme i modsætning til ordningen med grønne certifikater, der i øjeblikket udelukkende anvendes inden for vedvarende energi, har den fordel, at den begrænser overkompensation.

               (129)

               Flere parter bemærkede, at staten er forpligtet til at tilskynde investorerne til at træffe diversificeringsbeslutninger, da liberaliserede markeder ikke kan internalisere fordelene ved en medlemsstats forsyningssikkerhed.

               (130)

               En part var ikke enig med Kommissionen i, at differencekontrakter fjerner de fleste markedsrisici, da mange medlemsstater i vid udstrækning anvender forsyningstakster for at støtte vedvarende energikilder, og der er ikke grundlag for at behandle kernekraft anderledes.

               (131)

               Flere respondenter anførte, at nuklear teknologi ikke er miljøvenlig, ikke er vedvarende, men begrænset, og at den er ekstremt dyr, selv om der er tale om en moden teknologi uden læringseffekt.

         3.5.   MODTAGNE BEMÆRKNINGER OM FORANSTALTNINGERNES PROPORTIONALITET

               (132)

               En part bemærkede, at CfD-mekanismen mindsker risikoen, men fortsat eksponerer NNBG for en grundlæggende risiko, og at den forhindrer overkompensation, da der kun foretages betalinger, når referenceprisen er lavere end aftalekursen. Egenkapitalgevinstdelingsmekanismen begrænser endvidere overkompensationen, og NNBG garanteres ikke en fast indtægt eller fortjeneste. Endelig stabiliserer differencekontrakten priserne og skaber således et bedre investeringsmiljø.

               (133)

               Flere parter påpegede, at aftalekursen bør sammenholdes med kursen for andre CO2-besparende teknologier og ikke med omkostningerne ved gasværker, og at der bør tages hensyn til fremtidige prisniveauer snarere end til nuværende niveauer.

               (134)

               Flere parter anførte, at differencekontrakten for HPC vil løbe i 35 år, hvorimod kontrakter for vedvarende energikilder kun løber i kortere tid og typisk ikke længere end 15 år. Kernekraftværket har imidlertid en driftslevetid på 60 år, hvorimod anlæg til vedvarende energi har en driftslevetid på 20-25 år, hvilket reducerer tilskudsandelen i anlæggenes driftslevetid. Med differencekontrakter undgår Det Forenede Kongerige at betale for højere anlægsomkostninger.

               (135)

               En respondent forelagde et omkostningsoverslag, hvor det blev anslået, at omkostningerne efter opførelsen af det første kraftværk ville falde betydeligt til 60-75 GBP pr. MWh i 2030. Respondenten påpegede ligeledes, at aftalekursen i den anmeldte foranstaltning ligger inder for det anslåede omkostningsinterval i overslaget, dvs. 85-100 GBP pr. MWh.

               (136)

               Flere parter anførte, at der i øjeblikket kun er et lille antal teknologier, som betragtes som billigere, og ingen af disse teknologier kan producere betydelige mængder elektricitet i fremtiden.

               (137)

               Flere parter bemærkede, at kernekraft er en langt billigere løsning med aftalekursen i den foranstaltning, som Det Forenede Kongerige har anmeldt, hvis der tages hensyn til alle systemomkostningerne ved vedvarende energikilder.

               (138)

               En respondent gjorde gældende, at Kommissionens afgørelse om at udelukke nukleare projekter fra CfD-lignende mekanismer kan få en betydelig potentiel indvirkning på NDA's mulighed for at gennemføre en løsning til håndtering civilt plutonium i Det Forenede Kongerige. Respondenten gjorde ligeledes gældende, at skatteydernes byrde i forbindelse med affaldsomkostninger er minimal.

               (139)

               Flere respondenter bemærkede, at investeringsstøtten ikke trækkes fra driftsstøtten.

               (140)

               En respondent bemærkede, at alle aftaler og ændringer heraf med indvirkning på finansieringen eller de praktiske ordninger for dekommissionering og forvaltning og bortskaffelse af affald og brugt brændsel skal offentliggøres og underlægges parlamentarisk kontrol. Respondenten bemærkede endvidere, at vigtige oplysninger om omkostningsmodelleringen ikke er blevet offentliggjort.

               (141)

               Flere parter var bekymret over, at Det Forenede Kongerige eventuelt vil yde yderligere støtte til NNBG, herunder i form af en ordning, der begrænser kernekraftoperatørernes erstatningsansvar. Nogle parter mente ligeledes, at nukleare teknologier er underlagt ordninger med begrænset erstatningsansvar, hvorimod andre teknologier er underlagt fuldt erstatningsansvar.

               (142)

               En anden form for støtte blev anført som støtte, der potentielt kunne udelukkes fra den anmeldte støtteforanstaltning, nemlig undervurderingen af omkostningerne ved forvaltning og bortskaffelse af nukleart affald i henhold til kontrakten om overførsel af affald, som Det Forenede Kongerige agter at pålægge nye kernekraftoperatører at indgå. Nogle parter bemærkede ligeledes, at den påståede manglende fulde hensyntagen til dekommissioneringsomkostninger er i strid med princippet om, at forureneren betaler.

               (143)

               En respondent udtrykte bekymring over risikoen for budgetoverskridelser på baggrund af erfaringerne med EPR-modellerne (europæiske trykvandsreaktorer) i Finland og Frankrig.

               (144)

               Der ydes allerede finansiel støtte til kernekraftoperatører i Det Forenede Kongerige gennem en række finansielle instrumenter, herunder ansvarsbegrænsning, garantistillelse for kommercielle risici, tilskud til omkostninger ved bortskaffelse af nukleart affald og tilskud til terrorbekæmpelsesomkostninger.

               (145)

               Flere parter bemærkede, at støtten vil betyde, at den økonomiske risiko overføres fra virksomheden til skatteyderne, og en fastlåsning, der vil øge energipriserne i de næste 35 år.

               (146)

               Flere parter gjorde gældende, at aftalekursen er for høj, og at HPC er det dyreste kraftværk, der nogensinde er blevet opført. Fordrejningerne vil indebære øgede omkostninger.

               (147)

               En part bemærkede, at proportionalitetsundersøgelsen ikke kan afsluttes, før alle bestemmelserne om gevinstdeling og omkostningsrevision er blevet anmeldt.

               (148)

               En part anførte, at aftalekursen er højere end den pris, som Tyskland betaler for sin onshorevindenergi.

               (149)

               En part bemærkede, at det ikke med rimelighed kan forventes, at EPR-omkostningerne vil falde betydeligt, hvis der ydes støtte, og at den pågældende reaktor ikke kan betragtes som en ny teknologi.

               (150)

               Flere parter påpegede, at flere nye vedvarende energiteknologier kan vise sig at være langt mere omkostningseffektive end HPC, og at det i en nylig rapport fra Carbon Connect (19) anslås, at EDF's og andre investorers afkast af investeringer i HPC vil være langt højere end af investeringer i andre projekter med en forventet egenkapitalforrentning på 19-21 %, hvilket er højere end den forventede egenkapitalforrentning af investeringer i PFI-projekter (private finance initiative). Hvis der tages hensyn til omkostningerne ved fuld sikkerhed mod nukleare katastrofer, er de økonomiske fordele ved kernekraft i forhold til andre lavemissionskilder desuden betydelig mindre. I en nylig rapport fra UK House of Commons, Committee of Public Accounts and Nuclear Decommissioning Authority, anslås omkostningerne til at rydde op i den nukleare arv endelig til over 2,5 mia. GBP om året eller 42 % af DECC's samlede budget.

               (151)

               Flere parter anførte, at der var en begrundet mistanke om overkompensation.

               (152)

               En part beregnede, at hvis aftalekursen over 35 år konverteres til en tilsvarende aftalekurs over 15 år, vil den være ca. 117 GBP pr. MWh i faste 2012-priser eller over 20 % højere end prisen for onshorevindenergi og 10-15 % højere end prisen for biomassekonverteringer. Det kan desuden antages, at omkostningerne ved onshorevindenergi vil være faldet yderligere i 2023 som følge af den øgede anvendelse, hvilket gør forskellen endnu større.

               (153)

               Flere parter bemærkede, at priserne for alternative teknologier, navnlig vedvarende teknologier, sandsynligvis vil falde fremover, hvilket indebærer en forholdsmæssig overkompensation af HPC-projektet.

               (154)

               En part anførte, at Det Forenede Kongerige ikke ville have søgt tilsvarende kapacitet eller output på markedet i samme tidsperiode. I Frankrig og Finland ligger priserne på elektricitet produceret ved hjælp af kernekraft i intervallet 45-50 EUR pr. MWh. Ifølge finansanalytiske rapporter forventes EDF opnå en årlig egenkapitalforrentning (IRR) på mellem 25-35 %. Endelig gør differencekontrakter det lettere for kernekraft at opnå referenceprisen end for vedvarende energikilder, og en kombination af minimumsprisen på CO2 og kapacitetsmarkedet fremmer investeringer i ny kernekraft.

         3.6.   MODTAGNE BEMÆRKNINGER OM POTENTIEL KONKURRENCEFORDREJNING OG PÅVIRKNING AF SAMHANDELEN MELLEM MEDLEMSSTATERNE

               (155)

               Flere af respondenterne bemærkede positivt, at foranstaltningen ikke vil påvirke konkurrencen eller samhandelen mellem medlemsstaterne betydeligt, da den ikke vil få en væsentlig indvirkning på forbrugervelfærden eller føre til højere detailpriser. Desuden vil NNBG blive underlagt markedskræfterne og få incitamenter til at konkurrere på engrosmarkedet for elektricitet.

               (156)

               Flere parter anførte, at der skal skabes lige konkurrencevilkår for alle CO2-besparende teknologier, og tilskud til ny kernekraft skal derfor være forenelig med de nuværende politikker til støtte for vedvarende energikilder. Flere parter anførte, at teknologineutraliteten skal opretholdes, og at nuklear teknologi således ikke skal forskelsbehandles.

               (157)

               Flere parter bemærkede, at foranstaltningerne ikke kan fortrænge investeringer i vedvarende energikilder, da de også støttes gennem differencekontrakter. Nogle parter anførte endvidere, at støtten tværtimod vil være en katalysator for nye investeringer i energiproduktionsteknologier.

               (158)

               En part bemærkede, at HPC's forventede installerede kapacitet vil være lige over 3 GW, hvorimod kapaciteten på hele det britiske marked snart kommer op på 80 GW. I lyset heraf vil markedsfordrejningen som følge af støtten ikke være væsentlig (4 %).

               (159)

               Flere parter bemærkede, at fordelene ved alternativer til ny kernekraft ikke vil være i stand til at sikre en kapacitet, der er så stor, at de kan betragtes som levedygtige alternativer. Det er navnlig ikke sikkert, at der opnås fordele ved efterspørgselsreaktion, større energieffektivitet vil kræve yderligere politikker, og samkøring vil være et meget vigtigt bidrag til en effektiv ressourceudnyttelse, men de største hindringer herfor er politiske og reguleringsmæssige.

               (160)

               Flere parter påpegede, at foranstaltningerne vil fordreje konkurrencevilkårene ved at fortrænge alternative teknologier og navnlig forskelsbehandle eller erstatte investeringer i vedvarende teknologier. Samhandelen på det indre marked vil ligeledes blive påvirket, da importørerne ikke vil være i stand til at konkurrere mod de subsidierede priser på kerneenergi, hvilket vil skabe kunstige overskud i andre medlemsstater.

               (161)

               En respondent påpegede, at støtten vil fordreje konkurrencen mellem eksisterende kernekraftværker og nye kernekraftværker, da de nye kraftværker i modsætning til de eksisterende kraftværker modtager driftsstøtte. En anden part bemærkede, at teknologineutraliteten skal opretholdes, og at kerneenergi således ikke skal forskelsbehandles.

               (162)

               En part bemærkede, at tilskud til kerneenergi sandsynligvis vil reducere størrelsen af det tilgængelige marked for vedvarende energiteknologier og gøre det vanskeligere at indføre ny vedvarende energiproduktionskapacitet i EU.

               (163)

               En part kritiserede professor Greens og dr. Staffells ekspertundersøgelse, da deres metodologi ikke er et relevant grundlag for velfærdsanalyser eller vurderingen af fordrejningen af markedet, da deres antagelser ikke er et relevant grundlag for vurdering af svigt på det finansielle marked, da antagelsen om WACC-eksogenitet ikke er begrundet, og da undersøgelsen ikke tager højde for indvundne erfaringer, CO2-eksternaliteter, forsyningsdiversitet og markedsstyrke.

               (164)

               En part bemærkede, at støtten vil gøre ubalancen mellem de fulde omkostninger ved andre energiteknologier og nuklear teknologi betydelig større på bekostning af forbrugerne og skatteindtægterne. EDF vil ligeledes opnå en dominerende stilling på energimarkedet i Storbritannien, navnlig hvis de eksisterende kernekraftværkers økonomiske levetid blev forlænget.

               (165)

               En part påpegede, at differencebetalinger baseret på produktionsopgørelser vil føre til markedsfordrejning, da producenterne kan sælge elektricitet endog til negative priser og opnå positive indtægter på grundlag af differencekontrakten.

               (166)

               En part påpegede, at støttens omfang vil underminere investeringer i fremtidige samkøringslinjer, herunder samkøringslinjer mellem Skotland og Island (geotermisk elektricitet) og mellem England og de nordiske lande (geotermisk energi og vind- og tidevandsenergi).

         3.7.   MODTAGNE BEMÆRKNINGER OM LÅNEGARANTIEN

               (167)

               Flere respondenter bemærkede, at overkompensation ikke kan udelukkes, da støttepakken ud over differencekontrakten omfatter en lånegaranti.

         3.8.   ANDRE MODTAGNE BEMÆRKNINGER

               (168)

               Flere respondenter henviste til, at man i marts 2013 fandt en stor strålemængde i vildsvin, 27 år efter Tjernobyl-ulykken. Flere respondenter anmodede om en ny høring, når den anmeldte foranstaltning var færdig.

               (169)

               Flere respondenter påpegede, at den britiske regering under valgkampen havde lovet, at der ikke ville blive ydet offentlig støtte til kernekraft.

               (170)

               En respondent bemærkede, at Det Forenede Kongerige fortsat satser på en »vellykket« gennemførelse af processerne i forbindelse med nyopførelsen, men ser bort fra de betydelige usikkerhedsfaktorer, der knytter sig til placeringen, opførelsen og driften af et geologisk deponeringsanlægsanlæg, og ikke planlægger og afdækker anlæggets omkostninger. Respondenten kritiserede ligeledes de britiske forslag om forvaltning og bortskaffelse af nukleart affald.

         4.   BEMÆRKNINGER FRA DET FORENEDE KONGERIGE

               (171)

               Det Forenede Kongerige fremsendte sit svar på indledningsafgørelsen den 31. januar 2014. Svaret fra Det Forenede Kongerige omfattede flere analyser, herunder følgende:

                           a)

                           DECC's modelleringsarbejde og analyse af kontrafaktiske scenarier

                           b)

                           en rapport fra Oxera om markedssvigt, proportionalitet og potentiel konkurrencefordrejning

                           c)

                           en undersøgelse fra Pöyry om potentiel fordrejning af det indre marked og alternativer til ny kernekraft

                           d)

                           en rapport fra Redpoint om udviklingen i den britiske elsektor

                           e)

                           en beskrivelse af afdækningen og verificeringen af omkostningerne foretaget af KPMG og LeighFisher

                           f)

                           en rapport fra KPMG om potentiel konkurrencedrejning

                           g)

                           benchmarking af afkast.

               (172)

               I sit svar fastholder Det Forenede Kongerige i det store og hele de synspunkter, der blev givet udtryk for i anmeldelsen. Det anføres navnlig, at ny kernekraft vil være et vigtigt led i det britiske energimiks, der vil bidrage til opnåelsen af en kulstoffattig, sikker og diversificeret elforsyning til en overkommelig pris.

               (173)

               Det Forenede Kongeriges argumenter uddybes nedenfor.

         4.1.   MODTAGNE BEMÆRKNINGER OM FOREKOMSTEN AF STATSSTØTTE OG SGEI

               (174)

               Det Forenede Kongerige hævdede, at den anmeldte foranstaltning ikke udgør statsstøtte i henhold til Altmark-kriterierne for differencekontrakten og i henhold til garantimeddelelsen (20). Alternativt mente Det Forenede Kongerige fortsat, at støtten var forenelig i henhold til SGEI-rammebestemmelserne (21). Hvis dette ikke var tilfældet, var støtten forenelig i henhold til artikel 107, stk. 3, litra c), i TEUF.

               (175)

               For så vidt angår det første Altmark-kriterium, dvs. forekomsten af en tjenesteydelse af almen økonomisk interesse (»SGEI«), gør Det Forenede Kongerige gældende, at opførelsen af HPC inden for en bestemt tidsramme og driften af kraftværket inden for rammerne af differencekontrakten udgør en SGEI med henblik på opfyldelse af den britiske regerings mål af almen interesse.

               (176)

               De britiske myndigheder afklarer definitionen af den pågældende SGEI. Formålet med SGEI'en er angiveligt at sikre investeringer i en ny generation af nuklear kapacitet, der skal idriftsættes inden for en bestemt tidsramme. Ingen privat investor, der opererer under de nuværende markedsvilkår, vil tilsyneladende investere i en ny generation af kernekraftværker inden for den tidsramme, der er angivet i differencekontrakten. De britiske myndigheder anfører, at der er vigtige markedssvigt i forbindelse med opførelse af nye kernekraftværker, hvilket begrunder den pågældende SGEI.

               (177)

               De britiske myndigheder påpeger, at det anføres i elektricitetsdirektivet (22), at der i forbindelse med offentlige serviceforpligtelser omhandlet i direktivets artikel 3, stk. 2, kan tages hensyn til behovet for at sikre kapaciteten på lang sigt for at sikre forsyningssikkerheden. Der er angiveligt ingen grund til at begrænse dette grundlag til forpligtelser til offentlig tjeneste i forbindelse med tilvejebringelse af reserveproduktionskapacitet. HPC vil tilsyneladende bidrage til Det Forenede Kongeriges langtidsplanlægning af forsyningssikkerheden gennem tilvejebringelse af en betydelig produktionskapacitet på lang sigt, jf. artikel 3, stk. 2, i elektricitetsdirektivet, nemlig i 35 år, når differencebetalingerne foretages i henhold til differencekontrakten. Det forhold, at den kommende idriftsættelse af HPC eventuelt ikke sker tids nok til at afhjælpe potentielle lave kapacitetsniveauer inden 2020, er ikke afgørende i lyset af den langsigtede snarere end kortsigtede karakter af målet af almen interesse. Det forhold, at Det Forenede Kongerige angiveligt kan få kapacitetsproblemer, inden HPC-kraftværket idriftsættes, underminerer angiveligt ikke begrundelsen for projektet. Uden yderligere indgreb vil Det Forenede Kongerige desuden fortsat stå over for kapacitetsproblemer gennem hele 2020'erne og frem og være nødsaget til at skabe et energimiks, der løbende kan imødegå disse udfordringer.

               (178)

               Ved at yde et væsentligt bidrag til den britiske forsyningssikkerhed med hensyn til CO2-besparende elektricitet på lang sigt er investeringerne i ny nuklear produktionskapacitet, der skal tilvejebringes og idriftsættes inden en bestemt tidsramme, og driften inden for rammerne af differencekontrakten, angiveligt rettet mod at opnå et mål af almen eller offentlig interesse, som kan betegnes en SGEI. Ifølge den britiske regering vil virksomheder, der drives på normale markedsvilkår, ikke tilvejebringe ny grundlastkapacitet, og navnlig nukleare projekter, tids nok til at opfylde Det Forenede Kongeriges mål af almen interesse.

               (179)

               De britiske myndigheder anførte, at differencekontrakten pålægger NNBG særlige forpligtelser til offentlig tjeneste. Den præcise definition og obligatoriske karakter af forpligtelsen til offentlig tjeneste i forbindelse med SGEI'en skyldes kombinationen af strenge bestemmelser, der skal sikre, at NNBG overholder den angivne tidsramme, og det forhold, at når NNBG er gået i gang med opførelsen, er der ingen vej tilbage på grund af de ekstremt høje irreversible omkostninger.

               (180)

               Med hensyn til det andet Altmark-kriterium anfører de britiske myndigheder, at der er principiel enighed om parametrene for beregningen af referenceprisen og de potentielle justeringer af aftalekursen, og at de vil blive fastlagt i differencekontrakten på en objektiv og gennemsigtig måde, inden den træder i kraft.

               (181)

               Med hensyn til det tredje Altmark-kriterium gør de britiske myndigheder gældende, at rækkevidden af Kommissionens kontrol af nødvendigheden og forholdsmæssigheden af kompensationen som omhandlet i det tredje Altmark-kriterium desuden begrænset til spørgsmålet om, hvorvidt der er begået en åbenbar fejl, i henhold til retspraksis og i lyset af den skønsbeføjelse, som medlemsstaten har i forbindelse med fastlæggelsen af en SGEI-opgave og betingelserne for gennemførelsen heraf (23). De britiske myndigheder mener, at foranstaltningen er proportional, og at CfD-mekanismen automatisk minimerer statsstøttens omfang, da differencebetalingen kun foretages, når referenceprisen på markedet ligger under aftalekursen, og da der foretages en omvendt betaling, når referenceprisen på markedet ligger over aftalekursen. Differencekontrakten kommer til at indeholde en række forholdsregler mod overkompensation.

               (182)

               Med hensyn til det fjerde Altmark-kriterium mener de britiske myndigheder, at formålet med dette kriterium er at sikre, at den tildelte kompensation for udførelse af en SGEI svarer til den normale kompensation på markedet for en tjenesteydelse af denne karakter. I den foreliggende sag betyder manglen på et passende benchmark angiveligt ikke, at det fjerde Altmark-kriterium ikke kan opfyldes. Myndighederne påpegede, at Kommissionen bør vurdere, om der indrømmes en fordel, på grundlag af de tilgængelige objektive og verificerbare oplysninger i denne sag. Ifølge de britiske myndigheder bør de eksterne rådgiveres afdækning og verificering af omkostningerne med henblik på at sikre, at NNBG's omkostningsoverslag for SGEI'en er rimelige, være et tilstrækkeligt grundlag for at anse det fjerde Altmark-kriterium som opfyldt.

               (183)

               Med hensyn til lånegarantien mener de britiske myndigheder, at den ikke vil give en virksomhed en fordel, da den tilbydes på kommercielle vilkår i overensstemmelse med det markedsøkonomiske investorprincip (»MEIP«). Ifølge den britiske regering tjener lånegarantien og vilkårene i differencekontrakten forskellige formål. Formålet med differencekontrakten er at sikre en langsigtet kontraktlig aftale for at mindske usikkerheden omkring priserne på engrosmarkedet, der afhænger af det underliggende aktivs resultater. Lånegarantien samt kommercielle lånegarantier fra finansielle assurandører øger adgangen til de lange fremmedkapitalmarkeder. Prisfastsættelsen og godkendelsen af lånegarantien er stærkt afhængig af risikoen forbundet med det underliggende projekt som helhed, herunder vilkårene i differencekontrakten. Det modsatte er imidlertid ikke tilfældet, idet garantien ændrer gældsinvestorernes og garantistillerens indbyrdes risikoprofil snarere end projektets risikoprofil. Den britiske regering mener ikke, at projektvirksomheden vil modtage yderligere støtte på grundlag af kombinationen af en differencekontrakt og en lånegaranti.

               (184)

               Med hensyn til aftalen med ministeriet om kompensation i tilfælde af politisk nedlukning anfører Det Forenede Kongerige, at alle differencekontrakter kommer til at indeholde bestemmelser om kompensation til investorerne i tilfælde af en kvalificeret nedlukningsbegivenhed, f.eks. en lovændring om permanent nedlukning af hele anlægget (afhængigt af teknologien), eller hvis den britiske regering nægter at godkende, at anlægget genopstartes et bestemt tidsrum efter nedlukningen. Den direkte aftale mellem ministeriet og NNBG's investorer er en supplerende særskilt aftale, der skal fungere som et værn mod bestemmelserne om kvalificeret nedlukningsbegivenhed. I henhold til aftalen skal ministeriet betale den aftalte kompensation til investorerne, hvis modpartsorganet efter en politisk nedlukning misligholder kompensationsbetalingerne til NNBG's investorer. Aftalen giver ikke mulighed for yderligere kompensationsbetalinger til NNBG eller dets investorer.

               (185)

               De britiske myndigheder anfører endvidere, at aftalen var nødvendig, da kerneenergi er forbundet med særlige risici på grund af politisk nedlukning.

               (186)

               De britiske myndigheder påpeger, at det ikke er deres hensigt, at alle differencekontrakter skal ledsages af en aftale med ministeriet, idet dette spørgsmål skal vurderes i forbindelse med de enkelte projekter. De mener imidlertid, at begrundelsen for en direkte aftale kan være relevant for andre projekter, herunder andre teknologier, navnlig hvis de er særlig store, kontroversielle eller omfatter lignende ordninger i relation til dekommissionering.

               (187)

               Ifølge de britiske myndigheder er formålet med kompensationsbetalingerne rent faktisk at bringe NNBG's investorer tilbage til deres udgangsposition, og betalingerne bør ikke betragtes som statsstøtte.

               (188)

               De britiske myndigheder anfører endvidere, at foranstaltningen er forenelig med det indre marked i henhold til SGEI-rammebestemmelserne, hvis den ikke omfatter statsstøtte.

               (189)

               Det hævdes, at investeringerne i ny nuklear produktionskapacitet, der skal tilvejebringes og idriftsættes inden for en bestemt tidsramme, og driften inden for rammerne af investeringsaftalen med en differencebetalingsperiode på 35 år, udgør en SGEI. CfD-aftalerne har desuden de elementer, der skal indgå i en overdragelsesakt, og fastlægger de relevante forpligtelser til offentlig tjeneste og kompensationsniveauerne.

               (190)

               Da overdragelsesperioden på 35 år (differencebetalingsperioden) er kortere end HPC's fulde afskrivningsperiode på 60 år, er overdragelsesperioden angiveligt begrundet i lyset af karakteren af den pågældende SGEI.

               (191)

               Hvad angår kravene til den offentlige udbudsprocedure anfører den britiske regering, at Kommissionen må gå ud fra, at udvælgelses- og forhandlingsprocessen blev lovligt gennemført, medmindre undersøgelsen viser, at processen var behæftet med mangler. Ifølge Det Forenede Kongerige finder reglerne for offentlige indkøb i Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2004/17/EF (24) eller Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2004/18/EF (25) om indgåelse af offentlige vareindkøbskontrakter, offentlige tjenesteydelseskontrakter og offentlige bygge- og anlægskontrakter ikke anvendelse på den foreliggende foranstaltning, da den ikke omfatter indkøb af varer, bygge- og anlægsarbejder eller tjenesteydelser til den britiske regering eller et andet statsligt organ i henhold til betydningen i disse direktiver. Af samme årsager mener den britiske regering angiveligt ikke, at elektricitetsdirektivets artikel 8 finder anvendelse på den anmeldte foranstaltning. De britiske myndigheder anfører ikke desto mindre, at de procedurer, som den britiske regering indtil dato har fulgt ved identificeringen af egnede investorer under EMR-programmet, har været baseret på klare, gennemsigtige og ikkediskriminerende rammer, der opfylder samme krav om gennemsigtighed og ikkediskrimination som en udbudsprocedure. De nærmere betingelser i en kontrakt som HPC-kontrakten skal desuden angiveligt forhandles individuelt, således at den afspejler den specifikke investerings særlige karakter.

               (192)

               Med hensyn til diskrimination påpegede den britiske regering, at den ville sikre, at den samme metode blev anvendt til beregning af referenceprisen og aftalekursen, hvis den samme SGEI vedrørende ny nuklear elproduktionskapacitet blev overdraget til en anden virksomhed. De nøjagtige betingelser for den enkelte investeringsaftale kan imidlertid variere på grund af produktets særlige karakter. Disse eventuelle forskelle ville imidlertid være objektivt begrundet og ville ikke udgøre forskelsbehandling.

               (193)

               Med hensyn til kravene vedrørende kompensationen anførte de britiske myndigheder, at aftalekursen er blevet beregnet på grundlag af NNBG's projekterede anlægs- og driftsomkostninger, inklusive en ikkegaranteret rimelig fortjeneste, og at NNBG's omkostninger er blevet dokumenteret og verificeret af uafhængige organer.

               (194)

               De britiske myndigheder mener ikke, at det er nødvendigt at stille yderligere krav vedrørende foranstaltningen, da den ikke er omfattet af eksemplerne i SGEI-rammebestemmelserne, og der er angiveligt ingen grund til at konkludere, at foranstaltningen vil føre til alvorlige konkurrencefordrejninger på det indre marked eller alvorligt påvirke samhandelen mellem medlemsstaterne. Tilsyneladende leveres eller kan tilsvarende tjenesteydelser, der konkurrerer med SGEI'en, ikke forventes at blive leveret af den private sektor i nær fremtid. Kommissionen har angiveligt i en tidligere afgørelse anerkendt, at offentlig støtte til elsektoren i et geografisk isoleret land (Irland) med begrænset samkøring med andre energinet kun påvirker samhandelen i begrænset omfang, og at støtten ikke strider mod Fællesskabets interesse (26). Det samme gør sig angiveligt gældende for den britiske elsektor.

               (195)

               Yderligere bemærkninger i svaret fra Det Forenede Kongerige:

                           i)

                           De britiske myndigheder præciserer klart forskellige steder i deres svar, at foranstaltningens formål er at tilskynde til eller frigøre investeringer i produktion med lav CO2-udledning, navnlig i nye kernekraft.

                           ii)

                           Differencekontrakten for HPC er blevet udformet med henblik på at takle hindringer for projektet så effektivt som muligt, og den sikrer bl.a. beskyttelse mod visse risici, navnlig som følge af usikkerheden omkring fremtidige elpriser.

                           iii)

                           Der kan være mange årsager til, at NNBG's omkostninger kan blive højere end forventet, eller at indtægterne kan blive lavere end forventet (f.eks. hvis kraftværket ikke når op på de planlagte produktionsniveauer, eller hvis de realiserede priser for salget af elektricitet er lavere end referenceprisen på markedet).

                           iv)

                           NNBG vil frit kunne vælge at sælge sin elektricitet på markedet på spot- eller kontraktbasis. NNBG er ikke forpligtet til kun at sælge på spotmarkedet.

         4.2.   MODTAGNE BEMÆRKNINGER OM MÅLENE AF FÆLLES INTERESSE

               (196)

               Det Forenede Kongerige hævder, at det forfølger de fælles EU-mål om CO2-reduktion, forsyningssikkerhed og forsyningsdiversitet til laveste omkostninger, og at Det Forenede Kongerige i lighed med andre medlemsstater i denne forbindelse står over for en udfordring.

               (197)

               Det Forenede Kongerige bemærker, at energieffektivitet, efterspørgselsreaktion, samkøring og mere effektive balanceringsmarkeder er vigtige aspekter, men at de ikke i sig selv kan opfylde disse mål, selv om de rent faktisk gennemføres. Det Forenede Kongerige anfører samtidig, at kompetencen til at sammensætte energimikset ligger os medlemsstaterne, og at Det Forenede Kongerige har besluttet, at kernekraft skal indgå i dets energimiks.

               (198)

               Kernekraft bidrager til at nå CO2-reduktionsmålet, da det er en CO2-besparende teknologi, og den britiske vurdering viser, at det er et element i den mest omkostningseffektive vej til CO2-reduktion sammen med vedvarende energikilder og CCS-udstyrede produktionsanlæg.

               (199)

               Det ville være risikabelt udelukkende at satse på andre teknologier. Det Forenede Kongerige vurderer navnlig, at uden kernekraft vil der være behov for enten 14 GW onshorevind-, 11 GW offshorevind- eller 5 GW CCGT-anlæg (27) ud over den eksisterende eller planlagte kapacitet for at opfylde efterspørgslen inden for samme tidsramme.

               (200)

               Det Forenede Kongerige mener ligeledes, at der er behov for et diversificeret produktionsmiks for at opnå et pålideligt og afbalanceret elsystem.

               (201)

               Endelig anfører Det Forenede Kongerige, at den britiske politik for kerneenergi er i overensstemmelse med forfølgelsen af et mål af fælles interesse i henhold til Euratomtraktaten.

         4.3.   MODTAGNE BEMÆRKNINGER OM MARKEDSSVIGT OG BEHOV FOR STATSLIG INDGRIBEN

               (202)

               Det Forenede Kongerige påpeger, at en kombination af markedssvigt påvirker elproduktionen, mere specifikt produktion med lav CO2-udledning, herunder særligt ny nuklear produktion.

               (203)

               Det Forenede Kongerige påpeger navnlig følgende markedssvigt, der kendetegner elmarkederne generelt:

                           a)

                           Resterende CO2-eksternaliteter. De nuværende politikker (herunder emissionshandelssystemet (»ETS«) på grund af den lave CO2-kvotepris) giver ikke tilstrækkelig sikkerhed på lang sigt eller tilstrækkelig stærke prissignaler til fuldt ud at internalisere de negative eksternaliteter, der karakteriserer elproduktionen (dvs. samtidig produktion af CO2-emissioner), hvilket gør det vanskeligt at fremme investeringer i ny kernekraft.

                           b)

                           Positive eksternaliteter, der fører til utilstrækkelig forsyningssikkerhed og forsyningsdiversitet på markedet. Tilgængelig elektricitet har karakter af et offentligt gode, der fører til ukorrekt prissætning af en knap ressource og i sidste ende til »mangel på penge« — dvs. utilstrækkelig produktion og forsyningssikkerhed. Det skyldes, at der i forbindelse med beslutninger om private investeringer i elproduktion hverken tages højde for de sociale omkostninger ved potentielle udfald eller indvirkningen af produktionskapaciteten på nettet og på andre netbrugere, og risiciene og fordelene ved de enkelte teknologier afpasses således ikke til det sociale optimum, idet gas er naturligt risikoafdækket, hvorimod alle andre teknologier stilles ugunstigt, hvilket i sidste ende mindsker forsyningsdiversiteten.

                           c)

                           Utilstrækkelige incitamenter til at opnå læringseffekt af anvendelsen af nye og umodne teknologier. Dette fører til utilstrækkelige investeringer i projekter af en helt ny art og i nye teknologier.

                           d)

                           Svigt på de finansielle markeder, der begrænser de tilgængelige midler til energiinfrastrukturprojekter. Der er ingen projektfinansiering til rådighed for kerneenergiproduktion, da markederne for risikoverførsel er ufuldstændige, og der er ingen instrumenter til inddækning af disse risici. Langfristede elforsyningsaftaler har en kortere tidshorisont i forhold til investeringsniveauerne, hvorimod prisvolatiliteten er meget høj, og langsigtede prisprognoser er behæftet med stor usikkerhed.

               (204)

               Det Forenede Kongerige anfører endvidere, at der er en række yderligere markedssvigt, navnlig på kerneenergiområdet, der forværrer hindringerne for investeringer i denne teknologi:

                           e)

                           Politisk risikoeksponering

                           f)

                           Uafdækket risikoeksponering i forbindelse med elprisen, hvilket er et mere alvorligt aspekt af det mere generelle markedssvigt anført i punkt d ovenfor på grund af de ekstremt store investeringer, der skal foretages i kerneenergiproduktion.

               (205)

               Det Forenede Kongerige bemærker, at disse markedssvigt ikke er rent teoretiske, hvilket det forhold, at der ikke er foretaget investeringer i nye kernekraftværker i Det Forenede Kongerige siden liberaliseringen, vidner om.

               (206)

               Det Forenede Kongerige påpeger, at det modelleringsarbejde, der henvises til i indledningsafgørelsen, herunder navnlig prognoserne fra Redpoint og Det Forenede Kongeriges ministerium for energi og klimaændringer (Department of Energy and Climate Change »DECC«), hvori det angives, at ny kernekraft vil være driftsklar i 2027 eller 2030, ikke er pålideligt.

               (207)

               Det Forenede Kongerige har opdateret sin modellering med nyere data, som viser, at der tidligst vil komme ny kernekraft på markedsvilkår i 2032 og sandsynligvis ikke før i 2050. Det Forenede Kongerige understreger, at modelleringsarbejdet i sagens natur forenkler virkeligheden, og at der ikke kan tages højde for alle de risici og usikkerhedsfaktorer, som investorerne står over for i den virkelige verden.

               (208)

               Det Forenede Kongerige konkluderer, at man ved udelukkende at satse på markedskræfterne risikerer at udsætte nye kernekraftværkers bidrag til opfyldelsen af de britiske mål i adskillige år, og omkostningerne kan blive højere. Selv små forsinkelser på 3-4 år kan indebære et velfærdstab, som Det Forenede Kongeriges anslår til op til 30 mia. GBP.

               (209)

               Endelig bestrider Det Forenede Kongerige, at andre projekter på lignende markeder gennemføres uden statslig indgriben eller støtte af et vist omfang.

         4.4.   MODTAGNE BEMÆRKNINGER OM FORANSTALTNINGERNES FORMÅLSTJENLIGHED OG TILSKYNDELSESVIRKNING

               (210)

               I sit svar på indledningsafgørelsen understreger Det Forenede Kongerige på ny, at differencekontrakten er det mest egnede instrument til fremme af investeringer i ny produktion med lav CO2-udledning og navnlig i ny kernekraft.

               (211)

               Differencekontrakten gør det muligt effektivt at dele eller overføre prisvolatilitetsrisikoen på grund af ufuldstændige markeder for risikooverførsel og utilstrækkelige markedsbaserede risikoafdækningsinstrumenter. Differencekontrakten mindsker risikoen for manglende risikoafdækning af prisvolatilitet på engrosmarkedet ved at mindske usikkerheden omkring salgsprisen for den producerede elektricitet, som NNBG opnår. Differencekontrakten skaber således tillid til, at der opnås et acceptabelt realiseret investeringsafkast.

               (212)

               Det Forenede Kongerige bemærker, at differencekontrakten afhjælper de anførte markedssvigt med færre omkostninger for forbrugerne sammenlignet med alternative mekanismer såsom en standardpræmie for indfødning, da der er et prisloft og statsstøtten således reduceres, når engrospriserne er højere end aftalekursen. I en ordning med en fast præmie for indfødning betales det samme beløb for hver elektricitetsenhed uanset engrosprisen, hvorimod differencekontrakter begrænser risikoen for overkompensation i scenarier med høje engrospriser.

               (213)

               Det Forenede Kongerige understreger ligeledes, at differencekontrakten er et markedsbaseret instrument, da støttemodtageren skal sælge sin elektricitet på markedet til de gældende engrospriser. NNBG vil derfor fortsat have kommercielle incitamenter til at sælge sin elektricitet på almindelige markedsvilkår. Det skal især bemærkes, at hvis NNBG afveg fra referenceprisen, f.eks. ved at sælge elektricitet til under referenceprisen, ville kraftværkets indtægter blive reduceret, da differencebetalingen beregnes på grundlag af referenceprisen. Støttemodtagerne vil stadig være udsat for et vist konkurrencepres fra andre markedsdeltagere.

               (214)

               Den britiske regering understreger ligeledes på ny, at kombinationen af differencekontrakten og lånegarantien er et passende instrument.

               (215)

               Ifølge Det Forenede Kongerige vil en lånegaranti ikke i sig selv mindske investorernes usikkerhed omkring fremtidige engrospriser, hvilket efter Det Forenede Kongeriges opfattelse vil skabe et behov for højere støtteniveauer og således føre til højere omkostninger for forbrugerne. Lånegarantien sigter mod at løse problemer i forbindelse med optagelse af lån på kapitalmarkederne på de omfattende niveauer, som investeringer i kernekraft kræver.

               (216)

               Lånegarantien yder ikke kapitalhavere større beskyttelse mod projektrisici end den beskyttelse, markedet sandsynligvis vil yde, og imødegår således ikke behovet for at finde egenkapitalinvestorer. Investorer vil ikke investere meget store beløb i form af egenkapital og betinget egenkapital uden den indtægtssikkerhed, som en differencekontrakt giver.

               (217)

               Endelig bemærkede Det Forenede Kongerige, at HPC-projektet var det eneste nukleare projekt i Det Forenede Kongerige, der var nået så langt, at det var relevant at drøfte, og det ville derfor have været upraktisk at gennemføre en egentlig udbudsprocedure.

         4.5.   MODTAGNE BEMÆRKNINGER OM FORANSTALTNINGERNES PROPORTIONALITET

               (218)

               Det Forenede Kongerige hævdede i sit svar, at aftalekursen var fastsat på det lavest mulige niveau for at tilskynde til de ønskede investeringer og på grundlag af en grundig afdækning og verificering af omkostningerne, en vurdering af det afkast, som investorerne med rimelighed kan forvente af HPC-projektet, og en række udfordrende forhandlinger med EDF.

               (219)

               Det Forenede Kongerige anførte, at investorerne i henhold til differencekontrakten fortsat løber væsentlige risici, navnlig risici i forbindelse med anlægsomkostninger, men også en række driftsrisici og en disponibilitetsrisiko. Investorerne bærer risikoen for overskridelser af anlægsbudgettet og forsinkelser, da der først foretages betalinger i henhold til differencekontrakten, når elektriciteten sælges, dvs. når kraftværket er i drift. Hvis NNBG ikke opfører kraftværket før de aftalte »target commissioning windows«, løber kraftværket ligeledes risikoen for en forkortelse af differencekontraktens varighed, der beregnes fra denne dato. Hvis byggeriet ikke er færdigt inden slutdatoen, har Det Forenede Kongerige ret til ensidigt at opsige differencekontrakten.

               (220)

               I henhold til lånegarantien skal investorerne fortsat indskyde en betydelig egenkapital i projektet og dække budgetoverskridelser, og egenkapitalen er desuden ikke dækket af garantien, for så vidt angår disse risici.

               (221)

               Aftalekursen er blevet beregnet på grundlag af NNBG's forventede projektomkostninger og en rimelig fortjeneste. Det Forenede Kongerige påpeger imidlertid, at omkostningerne kan blive højere eller indtægterne lavere end forventet, hvilket eksponerer NNBG for indtjeningsrisici.

               (222)

               Det Forenede Kongerige bemærker, at differencekontrakten yder beskyttelse mod overkompensation, da producenterne skal foretage betalinger til leverandørerne, hvis engrosmarkedspriserne er højere end aftalekursen. Det Forenede Kongerige henviser ligeledes til andre forholdsregler mod overkompensation i form af de anlægs- og egenkapitalbaserede gevinstdelingsmekanismer, der sikrer, at NNBG's eventuelle gevinster deles med leverandørerne og i sidste ende med forbrugerne, og at NNBG samtidig har tilstrækkelige incitamenter til at opnå disse gevinster. NNBG bærer imidlertid selv eventuelle tab.

               (223)

               Det Forenede Kongerige påpeger, at fremtidige justeringer af aftalekursen såsom justeringer som følge af QCIL og omkostningsrevisioner kun foretages under begrænsede forud fastlagte omstændigheder og kun vedrører udvalgte omkostninger. Omkostningsrevisioner begrænser ligeledes overkompensationen, da aftalekursen justeres nedad, hvis disse omkostninger bliver lavere end anslået.

               (224)

               Det Forenede Kongerige understreger på ny, at garantien vil blive stillet på kommercielle vilkår, og at den således ikke omfatter statsstøtte.

         4.6.   MODTAGNE BEMÆRKNINGER OM POTENTIEL KONKURRENCEFORDREJNING OG PÅVIRKNING AF SAMHANDELEN MELLEM MEDLEMSSTATERNE

               (225)

               Det Forenede Kongerige påstod, at differencekontrakten ikke påvirker konkurrencen og samhandelen mellem medlemsstaterne betydeligt, og fremlagde rapporter fra KPMG, Oxera og Pöyry til støtte for sin påstand.

               (226)

               Differencekontrakten minimerer enhver konkurrencefordrejning mellem producenter ved at sikre, at NNBG er underlagt markedskræfterne og får incitamenter til at konkurrere på engrosmarkedet for elektricitet. NNBG har ingen garanti for at opnå referenceprisen og er nødsaget til at sælge sin elektricitet på konkurrencevilkår til bedst mulige pris og har således de samme incitamenter som andre markedsdeltagere.

               (227)

               Det Forenede Kongerige gjorde gældende, at differencekontrakten ikke skaber nogen betydelig konkurrencefordrejning, da NNBG eller EDF sandsynligvis hverken har incitament til eller mulighed for at anlægge en strategi med henblik på at påvirke referenceprisen, som danner grundlag for differencebetalingerne. Hvis NNBG forsøgte at reducere referenceprisen strategisk, ville det være i strid med kraftværkets risikominimerende strategi om at opnå referenceprisen. Det Forenede Kongerige tvivler ligeledes på, om der vil være nogen fordele for NNBG i markedet i foregående omsætningsled eller for NNBG eller EDF i detailmarkederne i efterfølgende omsætningsled ved at anlægge denne strategi. Det Forenede Kongerige påpegede, at reguleringsmyndighederne i Det Forenede Kongerige og EU i deres reguleringsordninger ligeledes vil forhindre NNBG i at handle strategisk og påvirke referenceprisen.

               (228)

               Differencekontrakten mindsker heller ikke forbrugervelfærden eller fører til højere detailpriser, og den gør det faktisk mindre sandsynligt, at leverandøren kan overvælte omkostningsstigningerne, da den stabiliserer engrospriserne.

               (229)

               Det Forenede Kongerige gjorde gældende, at der fortsat er fokus på samkøring, og at differencekontrakten ikke får nogen væsentlig indflydelse på omfanget af elektricitetsstrømme på samkøringslinjer og incitamenterne til at investere i samkøringslinjer, da disse aspekter styres af prisforskellene mellem det britiske marked og andre markeder.

               (230)

               Ifølge Pöyrys analyse får HPC en begrænset indflydelse på prisforskellene mellem Det Forenede Kongerige og de nabomarkeder, der i øjeblikket er forbundet med Det Forenede Kongerige via samkøringslinjer, og projektet påvirker således ikke samhandelen mellem medlemsstaterne.

               (231)

               Det Forenede Kongerige mente ligeledes, at det potentielle lille fald i detailpriserne som følge af idriftsættelsen af HPC ikke i væsentlig grad vil ændre incitamenterne til energieffektivitet, og at de potentielle energibesparelser ved alternativer til ny kernekraft såsom efterspørgselsreaktion eller energieffektivitet ikke vil være stå store, at de kan betragtes som en realistisk mulighed.

         5.   BEMÆRKNINGER FRA EDF

               (232)

               EDF indgav sammen med EDF S.A. og NNBG sit svar den 7. april 2014. EDF fremlægger i sit svar omfattende yderligere dokumentation og analyser til støtte for sin påstand om, at den tvivl, som Kommissionen har rejst i sin indledningsafgørelse ikke er begrundet.

               (233)

               Der redegøres kort for EDF's vigtigste argumenter nedenfor, også her opdelt efter principperne for vurdering af statsstøtte.

               (234)

               EDF hævder, at differencekontrakten opfylder Altmark-kriterierne, og at foranstaltningen således ikke udgør statsstøtte i henhold til artikel 107, stk. 1, i TEUF.

               (235)

               Med hensyn til det første Altmark-kriterium anfører EDF, at formålet med HPC's SGEI ikke er, at NNBG skal levere grundlastelektricitet. Formålet med SGEI'en er snarere at investere i en ny generation af kernekraftværker, der skal være driftsklar inden for en bestemt tidsramme. De betænkeligheder, som Kommissionen har givet udtryk for om, hvorvidt leveringen af grundlastelektricitet kan betragtes som en SGEI, er derfor ikke relevante.

               (236)

               HPC er angiveligt nødvendig for at nå målene om CO2-reduktion, forsyningssikkerhed, forsyningsdiversitet og energi til overkommelige priser.

               (237)

               Med hensyn til de sidste tre Altmark-kriterier vil NNBG angiveligt ikke drage fordel af foranstaltningen. Parametrene for beregning af kompensationen vil blive fastlagt i differencekontrakten. Overkompensation undgås ved brug af forskellige metoder, herunder navnlig gennem en formel afdækning og verificering af omkostningerne, der blev foretaget inden fastlæggelsen af aftalekursen. Den detaljerede analyse af de finansielle parametre i differencekontrakten for HPC foretaget af den britiske regering bør desuden imødegå enhver tvivl om, hvorvidt kompensationsbeløbet er fastlagt på grundlag af de omkostninger, som en gennemsnitsvirksomhed, der er veldrevet og tilstrækkeligt udstyret, ville have.

               (238)

               Med hensyn til lånegarantien hævder EDF, at den ikke indebærer statsstøtte, da den opfylder MEIP.

               (239)

               Med hensyn til aftalen med ministeriet om risikoen for politisk nedlukning påstår EDF, at bestemmelserne om risikoen for politisk nedlukning ikke udgør statsstøtte.

               (240)

               Ifølge EDF kan der rejses kompensationskrav i tilfælde af berøvelse af ejendomsret i henhold til de grundlæggende generelle principper i britisk ret og i EU-retten. Disse generelle principper finder anvendelse på alle markedsoperatører, selv om visse former for kompensationskrav kun kan rejses af markedsoperatører fra EU-medlemsstater eller fra stater, der har undertegnet energichartertraktaten. De relevante bestemmelser i differencekontrakten giver angiveligt sikkerhed for anvendelsen af de generelle principper. På denne baggrund konkluderer EDF, at aftalen ikke kan betragtes som statsstøtte.

         5.1   MODTAGNE BEMÆRKNINGER OM MÅLENE AF FÆLLES INTERESSE

               (241)

               EDF hævdede, at Det Forenede Kongerige får brug for idriftsættelse af ca. 60 GW ny produktionskapacitet i perioden 2021-2030 for at afhjælpe energiknapheden som følge af nedlukningen af eksisterende fossile kraftværker og kernekraftværker. Ifølge EDF kan denne knaphed ikke alene afhjælpes ved øget samkøring og energieffektivitet, men nødvendiggør opførelse af en betydelig ny produktionskapacitet.

               (242)

               EDF bemærkede, at DECC's modellering viser, at der vil komme problemer med at sikre en tilstrækkelig produktion i starten af 2020'erne, og at HPC, der forventes at starte produktionen i 2023, vil bidrage til at imødegå denne energiknaphed.

               (243)

               EDF bemærkede, at den nye kapacitet navnlig skal være CO2-besparende for at nå CO2-reduktionsmål, der er forenelige med Kommissionens energikøreplan 2050 (28). Ny kernekraft bliver en kritisk komponent i den omkostningseffektive CO2-reduktion i elsektoren.

               (244)

               Endelig bidrager HCP ligeledes til at nå målet om en yderligere diversificering af energiforsyningen ved at begrænse Europas afhængighed af import af gas fra tredjelande. Dette er i overensstemmelse med Det Forenede Kongeriges ret til at udøve sine skønsbeføjelser i henhold til artikel 194 i TEUF og omfatte kernekraft af det fremtidige energimiks sammen med andre former for produktion med lav CO2-udledning.

               (245)

               Denne strategiske afgørelse er ligeledes i overensstemmelse med Euratomtraktaten.

         5.2.   MODTAGNE BEMÆRKNINGER OM BEHOV FOR STATSLIG INDGRIBEN OG MARKEDSSVIGT

               (246)

               EDF påpegede, at markedet ikke kan nå disse mål af fælles interesse alene, da der skal investeres dobbelt så meget, som der blev investeret i de to årtier efter privatiseringen i 1990.

               (247)

               Der vil navnlig opstå en kombination af residuale markedssvigt inden for elproduktion og særligt kerneenergi. Der blev fremlagt en rapport udarbejdet af Compass Lexecon med en nærmere redegørelse for disse markedssvigt (29):

                           a)

                           Markedssvigt relateret til CO2-udledning, da prissætningen af CO2-udledning er for lav under ETS, og da minimumsprisen på CO2 er for lav på grund af den politiske risiko for, at satserne bliver sænket på et senere tidspunkt.

                           b)

                           Markedssvigt relateret til forsyningssikkerhed og -diversitet, da de sociale fordele ved sikkerhed og diversitet ikke værdisættes tilstrækkeligt af investorerne. Der vil ikke blive foretaget investeringer i store produktionsaktiver baseret på forventede afkast i perioder med de højeste priser på grund af deres uforudsigelighed, hvilket fører til problemet med »mangel på penge« og manglende diversitet i energimikset.

                           c)

                           Ufuldstændige markeder for risikooverførsel, da der ikke vil være sikkerhed for, at engrospriserne på elektricitet knyttes til de faste omkostninger afholdt af producenter, der anvender kulstoffattige teknologier. Den deraf følgende risiko for prisvolatilitet er ikke et svigt i sig selv, men det bliver den, hvis risikoen kan overføres, deles eller samles på en effektiv måde, hvilket ikke er muligt under de nuværende markedsvilkår.

                           d)

                           Politiske risici og risici for forsinkelser (»hold up«) som følge af de betydelige politiske og reguleringsmæssige risici, der i væsentlig grad kan påvirke investorernes projektafkast, og som eksponerer investorer i ny kernekraft for et potentielt problem med forsinkelser, dvs. risikoen for, at de investorer, der har foretaget en investering, ikke kan få et investeringsafkast på grund af statslig indgriben.

                           e)

                           Finansieringsrisici som følge af de nuværende stramme vilkår på de finansielle markeder, hvor långiverne er risikosky over for ny kernekraft.

               (248)

               EDF konkluderer på baggrund af ovennævnte argumenter, at statsstøtten er nødvendig for opfyldelsen af målene af fælles interesse.

         5.3.   MODTAGNE BEMÆRKNINGER OM FORANSTALTNINGERNES FORMÅLSTJENLIGHED OG TILSKYNDELSESVIRKNING

               (249)

               EDF mente, at den offentlige indbydelse udstedt af Det Forenede Kongerige i december 2011 til udviklere af ny kapacitet med lav CO2-udledning om at indlede drøftelser med DECC om potentielle investeringsaftaler, hvor NNBG var den eneste udvikler af et nyt kernekraftværk der svarede, betyder, at parternes forhandlingsprocedure er korrekt. Det Forenede Kongerige har afsluttet en due diligence-undersøgelse af projektet gennem en afdækning og verificering af omkostningerne, der varede i 18 måneder.

               (250)

               Differencekontrakten beskytter desuden ikke NNBG mod markedsrisici. NNBG vil fortsat sælge elektricitet på engrosmarkedet. Differencebetalingen er et rimeligt beløb beregnet på grundlag af projektomkostningerne. NNBG tilskyndes til at sælge sin elektricitet på markedet for at opnå referenceprisen og løber risikoen for, at det ikke lykkes, eller at kraftværket ikke kan producere så meget elektricitet som planlagt.

               (251)

               NNBG løber desuden fortsat store risici, herunder anlægsrisici, driftsrisici, finansielle risici og affalds- og dekommissioneringsrisici. Budgetoverskridelserne væltes ikke over på forbrugerne, idet de bæres af NNBG.

               (252)

               Endelig er differencekontrakten et passende instrument, da det er en langfristet kontrakt, der giver prisstabilitet, og den er samtidig mere omkostningseffektiv end ordninger med en fast præmie for indfødning. Kombinationen af differencekontrakten og lånegarantien er desuden nødvendig, da differencekontrakten afhjælper HPC-projektrisikoen, mens garantien stillet på kommercielle vilkår letter NNBG's låneadgang.

               (253)

               EDF påpegede, at der ikke vil blive foretaget investeringer i ny kernekraftproduktion generelt, herunder særligt i HPC, uden differencekontrakten og lånegarantien, og glædede sig over Kommissionens foreløbige konklusion om, at den anmeldte foranstaltnings tilskyndelsesvirkning er sandsynlig.

         5.4   MODTAGNE BEMÆRKNINGER OM FORANSTALTNINGERNES PROPORTIONALITET

               (254)

               EDF påpegede, at differencebetalingerne ikke vil overstige det niveau, der er nødvendigt for at gøre HPC-projektet tilstrækkelig rentabelt. Målet for den interne rente (IRR) på [9,75-10,25] % er i overensstemmelse med EDF-koncernens investeringskriterier og passende i lyset af de involverede projektrisici og på linje med andre CfD-støttemodtageres afkast.

               (255)

               Ifølge EDF skal differencekontrakten mindst løbe i 35 år, hvis projektet skal finansieres. En kortere varighed vil føre til ændringer af gældsfinansieringsstrukturen, ordningerne for finansiering af dekommissionering, indtægtsniveauet og den politiske risiko.

               (256)

               Endelig påpegede EDF, at differencekontrakten kommer til at indeholde kontraktlige mekanismer, der skal forhindre overkompensation af NNBG og dets investorer, navnlig bestemmelser om gevinstdeling.

         5.5.   MODTAGNE BEMÆRKNINGER OM POTENTIEL KONKURRENCEFORDREJNING OG PÅVIRKNING AF SAMHANDELEN MELLEM MEDLEMSSTATERNE

               (257)

               EDF mente ikke, at differencekontrakten vil fortrænge private investeringer i andre former for produktionskapacitet, herunder vedvarende energikilder, på grund af den forholdsvis begrænsede kommissionerede kapacitet.

               (258)

               Erstatning af investeringer i ny fossil produktion bidrager efter EDF's opfattelse blot til opfyldelse af foranstaltningens mål af fælles interesse. Uden HPC kan Det Forenede Kongerige øge støtten til andre CO2-besparende teknologier, men ifølge EDF vil dette scenarie vil være mindre effektivt, da disse teknologier er mere omkostningstunge og en mere usikker metode til opfyldelse af Det Forenede Kongeriges CO2-reduktionsmål.

               (259)

               Indvirkningen på samkøringskapaciteten vil ligeledes være begrænset, da HPC ikke påvirker incitamenterne til at investere i samkøringslinjeprojekter, ikke begrænser investeringerne i efterspørgselsreaktion, der primært afhænger af afgiftsstrukturen, og ikke begrænser investeringerne i energieffektivitet, der i vid udstrækning afhænger af specifikke tilskud og finansieringsstøtte.

               (260)

               EDF påpegede ligeledes, at differencekontrakten ikke giver EDF eller NNBG en fordel, som andre elværker ikke har. Konkurrenter kan ansøge om en differencekontrakt, og differencekontrakten vil ikke fjerne NNBG's incitament til at træffe beslutninger om effektiv lastfordeling og omkostningsbesparelser.

               (261)

               Endelig giver differencekontrakten ikke NNBG mulighed for eller incitament til at manipulere referenceprisen eller afskærme EDF's konkurrenter, da referencemarkedet er meget likvidt, og da NNBG's sæsonbestemte produktion kun vil tegne sig for en lille andel af de handlede mængder. Differencekontrakterne forhindrer en fordrejning af referenceprisen. NNBG's aktionærer bortset fra EDF, Det Forenede Kongerige som garantistiller under lånegarantien og projektets långivere vil ikke acceptere, at konkurrenter udelukkes fra adgang til HPC's grundlastkapacitet.

         6.   DET FORENEDE KONGERIGES SVAR PÅ DE INTERESSEREDE PARTERS BEMÆRKNINGER

               (262)

               Det Forenede Kongerige fremsendte sit svar på de interesserede parters bemærkninger den 13. juni og den 4. juli 2014.

               (263)

               Det Forenede Kongerige konstaterede, at de fleste bemærkninger generelt var positive, og at langt de fleste af de rejste spørgsmål allerede var blevet behandlet i tidligere dokumentation. Der redegøres nedenfor for de vigtigste argumenter fremført af Det Forenede Kongerige som svar på de interesserede parters væsentligste betænkeligheder. Der redegøres kun for svarene på de mest relevante bemærkninger vedrørende vurderingen af statsstøtten.

         6.1.   FOREKOMST AF STATSSTØTTE OG SGEI

               (264)

               Det Forenede Kongerige understregede på ny, at medlemsstaterne har en stor skønsbeføjelse med hensyn til definitionen af en aktivitet som en SGEI. Elektricitetsdirektivets artikel 8 finder angiveligt ikke anvendelse på den anmeldte foranstaltning.

               (265)

               Det Forenede Kongerige mente ligeledes, at selv om der ikke var blevet gennemført en formel udbudsprocedure, havde Det Forenede Kongerige oplyst udviklerne bredt om muligheden for at deltage i drøftelserne om investeringsaftalerne eller tidlige differencekontrakter for produktion med lav CO2-udledning.

               (266)

               Med hensyn til lånegarantien understregede Det Forenede Kongerige på ny, at den ikke udgjorde statsstøtte, da den vil blive stillet på markedsvilkår og ligeledes være tilgængelig for andre projekter. Det Forenede Kongerige påpeger, at store investeringsprojekter i Det Forenede Kongerige har adgang til IUK-garantiordningen, herunder investeringer i vedvarende energiprojekter og nukleare projekter.

               (267)

               Med hensyn til kompensationen anfører Det Forenede Kongerige, at aftalekursen er blevet fastlagt på grundlag af: i) en grundig afdækning og verificering af omkostningerne for at vurdere HCP-projektets omkostninger med støtte fra eksterne finansielle og tekniske rådgivere, ii) en grundig vurdering af det afkast, som investorerne med rimelighed kan forvente af HPC-projektet, ved hjælp af benchmarking med andre tilsvarende projekter, og iii) en række udfordrende forhandlinger underbygget af en analyse af den øvre grænse for aftalekursen, Det Forenede Kongerige anså for passende for HPC, også sammenholdt med omkostningerne forbundet med andre former for elektricitet. Den britiske regering foretog ligeledes en vurdering af nytteværdien for pengene og konkluderede på denne baggrund, at: i) afkastet af investeringer i HPC-projektet var rimeligt og vil ikke overkompensere NNBG, ii) aftalekursen kunne konkurrere med produktion med lav CO2-udledning og med produktion af ureduceret gas på omkostningerne, og iii) HPC vil bibringe sociale nettofordele og opfylde den britiske regerings krav om overkommelig pris.

               (268)

               Med hensyn til aftalen med ministeriet anfører de britiske myndigheder, at baggrunden for denne yderligere aftale er, at driften af kernekraftværker er særlig sårbar over for ændringer af den politiske støtte til kernekraft. På grund af disse omstændigheder har ministeriet forpligtet sig til at betale kompensation (hvis CfD-modparten ikke betaler) med henblik på at bringe NNBG's investorer tilbage til deres udgangsposition før den politiske nedlukning.

               (269)

               Det Forenede Kongerige påpeger, at aftalen med ministeriet ikke begrænser den britiske regerings mulighed for at lukke kernekraftværker. Differencekontrakten og aftalen med ministeriet sikrer tilsyneladende, at den britiske regering fortsat har denne mulighed, netop fordi der ydes kompensation, hvis HPC nedlukkes af politiske årsager. Det Forenede Kongerige påpeger, at den nuværende britiske regering ikke kan forpligte fremtidige regeringer til at bevare kernekraftværker.

         6.2.   MÅL AF FÆLLES INTERESSE

               (270)

               Med hensyn til bemærkningen om, at Euratomtraktaten ikke kan opstille et mål af fælles interesse, medmindre Kommissionen udtrykkeligt godkender det, bemærkede Det Forenede Kongerige, at Euratomtraktaten fortsat indgår i EU's konstitutionelle arrangement og ikke er blevet ophævet, og at der ikke er grundlag for at hævde, at Kommissionens politikker på kerneenergiområdet kan have indvirkning på betydningen eller fortolkningen af traktaten, som Kommissionen ikke ensidigt kan ændre.

               (271)

               Det Forenede Kongerige delte ikke den tvivl, der blev rejst om kerneenergiens bidrag til CO2-reduktionen, og var ikke enig i, at kerneenergi havde en negativ indvirkning på miljøet. Kerneenergi er en anerkendt form for energiproduktion med lav CO2-udledning, der bidrager til CO2-reduktionen. HPC's bidrag til CO2-reduktionsmålene er navnlig blevet godkendt af Kommissionen i forbindelse med høringsproceduren omhandlet i Euratomtraktatens artikel 41-43.

               (272)

               Kerneenergi er en stabil kilde til grundlastkapacitet, der således bidrager til forsyningssikkerheden på en mere forudsigelig måde end intermitterende produktionsteknologier.

         6.3.   MARKEDSSVIGT OG BEHOV FOR STATSLIG INDGRIBEN

               (273)

               Det Forenede Kongerige er uenig i bemærkningerne om, at markedet vil investere i ny kernekraft uden statsstøtte, men var derimod enig i bemærkningerne om, at markedet for nuklear produktion var karakteriseret ved forskellige markedssvigt, som forhindrer markedet i at sikre en tilfredsstillende CO2-reduktion og forsyningssikkerhed uden statslig indgriben. De tre primære markedssvigt, som berører incitamenterne til at investere i nuklear produktion, er: 1) markedssvigt relateret til CO2-reduktion, 2) markedssvigt relateret til forsyningssikkerhed og -diversitet og 3) mangler på de finansielle markeder (ufuldstændige markeder for risikooverførsel og forsinkelser).

               (274)

               Det Forenede Kongerige understregede på ny, at EPR er en ny teknologi, og at der ikke er blevet investeret i kerneenergi i Det Forenede Kongerige i 30 år. Andre nye nukleare projekter modtager statsstøtte i andre lande. Uden statsstøtte var der ikke blevet kommissioneret et EPR-kraftværk i Det Forenede Kongerige.

               (275)

               Det Forenede Kongerige understregede ligeledes på ny, at andre mekanismer er for utilstrækkelige til at opfylde de fælles mål. CfD-støttede operatører kan ikke deltage på kapacitetsmarkedet, og indvirkningen af minimumspriserne på CO2 på priserne på CO2-udledning er for utilstrækkelig til at fremme investeringer i ny kernekraft.

         6.4.   INSTRUMENTETS FORMÅLSTJENLIGHED OG TILSKYNDELSESVIRKNING

               (276)

               Det Forenede Kongerige mener ikke, at differencekontrakter for kernekraft er mere fordelagtige end kontrakter for vedvarende energikilder, da de omfatter yderligere, strengere bestemmelser (bl.a. om gevinstdelingsordninger). Kontraktens varighed — et spørgsmål, der overlapper spørgsmålet om foranstaltningens proportionalitet — kan endvidere ikke betragtes som for lang, men bør betragtes som den kortest mulige varighed, hvis investeringerne skal fremmes.

               (277)

               Foranstaltningen har en tilskyndelsesvirkning, bl.a. ved at tilskynde NNBG til at opføre kraftværket før modtagelsen af kompensation.

         6.5.   FORANSTALTNINGERNES PROPORTIONALITET

               (278)

               Det Forenede Kongerige gentog argumenterne til støtte for sin holdning om, at foranstaltningerne er proportionale. Den egenkapitalforrentning, der foreslås i en række bemærkninger, er ikke realistisk, og gevinstdelingsmekanismen vil forhindre overkompensation, så snart tærskel på 15 % er nået.

               (279)

               EDF vil ikke få markedsstyrke eller opnå uventede fortjenester ved differencekontraktens udløb på grund af nedlukningen af EDF's eksisterende kernekraftværker inden indførelsen af ny kernekraft, opførelsen af nye kraftværker med lav CO2-udledning og andre kernekraftoperatørers indtræden på markedet.

               (280)

               Engrospriserne på kerneenergi i Finland og Frankrig er ikke et passende benchmark på grund af de særlige forhold i de pågældende medlemsstater, navnlig det forhold, at prisen i Frankrig afspejler, at investeringer i eksisterende kraftværker i vid udstrækning er blevet amortiseret.

               (281)

               Det Forenede Kongerige mener ligeledes, at der er taget højde for omkostningerne ved en forsvarlig affaldshåndtering og dekommissionering i analysen til underbygning af det forretningsmæssige grundlag baseret på planerne om at opføre et permanent oplagringsanlæg og tilhørende tjenester til forvaltning og bortskaffelse af nukleart affald.

         6.6.   KONKURRENCEFORDREJNING OG PÅVIRKNING AF SAMHANDELEN MELLEM MEDLEMSSTATERNE

               (282)

               Det Forenede Kongerige anførte, at den markedsfordrejning, der blev påpeget af en række interesserede parter, ikke vil ske som følge af støtten. NNBG og EDF får ikke mulighed for at manipulere referenceprisen, og EDF får ikke markedsstyrke eller en dominerende stilling på de britiske elmarkeder.

               (283)

               Det Forenede Kongerige understregede på ny, at HPC ikke vil indvirke negativt på investeringer i ny samkøringskapacitet, og at det er hensigten at udvide denne kapacitet. Elektricitet produceret af HPC kan desuden eksporteres og fremmer således investeringer i nye samkøringslinjer.

               (284)

               Støtten får ikke en negativ indvirkning på andre lavemissionskilder, da de ligeledes støttes af Det Forenede Kongerige, og da vedvarende teknologier ikke forskelsbehandles. Støtten vil rent faktisk fremme investeringer i en lang række energiinitiativer.

         6.7.   ANDRE BEMÆRKNINGER

               (285)

               Det Forenede Kongerige kommenterede spørgsmålet om omkostningerne forbundet med nukleart ansvar, dekommissionering og affaldshåndtering og påpegede navnlig, at behandlingen af disse omkostninger ikke vil indebære tildeling af yderligere statsstøtte.

               (286)

               Den nukleare erstatningsansvarsordning i »Nuclear Installations Act 1965« omfatter navnlig ikke statsstøtte, da Det Forenede Kongerige ikke fritager NNBG for dets erstatningsansvar i forbindelse med nukleare hændelser. I henhold til § 16 og 18 i »Nuclear Installations Act 1965« er både operatørerne og staten erstatningsansvarlige for nukleare hændelser, idet operatørerne er erstatningsansvarlige for skade op til et bestemt beløb, og staten er erstatningsansvarlig for skade fra dette beløb op til et højere beløb.

               (287)

               Det Forenede Kongerige understregede desuden på ny, at bestemmelserne om operatørens og statens begrænsede erstatningsansvar gennemfører artikel 6 og 7 i Pariserkonventionen og artikel 2 og 3 i Bruxelleskonventionen, og at de således følger af forpligtelser i henhold til international ret, som var blevet godkendt af EU, og navnlig i Kommissionens henstillinger 65/42/Euratom og 66/22/Euratom.

         7.   FOREKOMST AF STATSSTØTTE

   7.1.   STATSSTØTTE EFTER ARTIKEL 107, STK. 1, I TEUF

               (288)

               I henhold til traktatens artikel 107, stk. 1, er statsstøtte enhver form for støtte, som ydes af en medlemsstat eller ved hjælp af statsmidler under enhver tænkelig form, og som fordrejer eller truer med at fordreje konkurrencevilkårene ved at begunstige visse virksomheder eller visse produktioner, i det omfang den påvirker samhandelen mellem medlemsstaterne.

         7.2.   INDLEDNINGSAFGØRELSEN

               (289)

               Det Forenede Kongerige gjorde i deres anmeldelse gældende, at den anmeldte foranstaltning ikke udgjorde statsstøtte efter artikel 107, stk. 1, i TEUF, navnlig da foranstaltningen ikke gav en virksomhed en fordel baseret på Altmark-kriterierne (30).

               (290)

               Kommissionen bemærkede i indledningsafgørelsen, at nuklear teknologi er og generelt kan betragtes som en levedygtig kommerciel aktivitet. I lyset af HPC-anlægstidsplanen mente Kommissionen desuden ikke, at det er sandsynligt, at kraftværket, når det står færdigt, kan imødegå de forsyningssikkerhedsmæssige problemer, som Det Forenede Kongerige forventes at stå over for i 2020. Kommissionen var endvidere i tvivl om, hvorvidt NNBG er blevet pålagt at udføre særlige forpligtelser til offentlig tjeneste.

               (291)

               Kommissionen var ligeledes i tvivl om, hvorvidt de betingelser, som NNBG er blevet pålagt, kan betragtes som forpligtelser til offentlig tjeneste, eller hvorvidt NNBG kan få overdraget at udføre en SGEI.

               (292)

               Da en række væsentlige aspekter vedrørende kompensationen endnu ikke var fastlagt og skulle forhandles yderligere, påpegede Kommissionen i indledningsafgørelsen, at den endnu ikke var i stand til at efterprøve, om de forhandlede parametre var fastlagt på en objektiv og gennemsigtig måde for at undgå, at kompensationen indebærer en økonomisk fordel, der kan begunstige den støttemodtagende virksomhed i forhold til konkurrerende virksomheder.

               (293)

               Med hensyn til risikoen for overkompensation bemærkede Kommissionen, at det på tidspunktet for indledningsafgørelsen ikke var muligt at vurdere, om NNBG skal betale markedsprisen for garantien, og Kommissionen var i alvorlig tvivl om, hvorvidt CfD-mekanismen vil resultere i overkompensation.

               (294)

               I indledningsafgørelsen udtrykte Kommissionen desuden tvivl om, hvorvidt den fortjeneste, der blev anvendt som grundlag for beregningen af aftalekursen, svarer til det afkast, som en gennemsnitsvirksomhed betinger sig, uanset om den skal levere den givne SGEI i hele overdragelsesperioden, under hensyntagen til risikoniveauet.

               (295)

               Med hensyn til aftalen med ministeriet var Kommissionen i tvivl om, hvorvidt den kan betragtes som statsstøtte.

         7.3.   DIFFERENCEKONTRAKTEN: FOREKOMST AF EN FORDEL

               (296)

               Kommissionen bemærker, at differencekontrakten beskytter NNBG mod prisvolatilitet på elmarkedet, da kraftværket altid modtager den forud fastsatte aftalekurs, når det sælger til priser, der ligger under dette niveau. Dette sikrer NNBG en stabil indtægt i de første 35 år af HPC's driftslevetid, som andre operatører, der ikke drager fordel af en differencekontrakt, ikke har. Derfor finder Kommissionen, at differencekontrakten giver NNBG en selektiv fordel.

               (297)

               De britiske myndigheder mener ikke, at de anmeldte foranstaltninger giver NNBG en fordel, da de opfylder Altmark-kriterierne.

               (298)

               Altmark-kriterierne er blevet fastlagt af Domstolen for at præcisere, under hvilke omstændigheder en kompensation ydet af en offentlig myndighed for udførelse af en tjenesteydelse af almen økonomisk interesse (»SGEI«) kan betegnes som statsstøtte i henhold til artikel 107, stk. 1, i TEUF (31).

               (299)

               Domstolen fastslog navnlig, at alle fire kriterier skal opfyldes, hvis kompensationen for en SGEI ikke skal udgøre statsstøtte. De kumulative betingelser er som følger:

               (300)

               Den begunstigede virksomhed skal faktisk være blevet pålagt at opfylde forpligtelser til offentlig tjeneste, og disse forpligtelser skal være klart defineret.

               (301)

               De parametre, der danner grundlag for beregningen af kompensationen, skal fastlægges på forhånd på en objektiv og gennemsigtig måde for at undgå, at kompensationen indebærer en økonomisk fordel, der kan begunstige den modtagende virksomhed i forhold til konkurrerende virksomheder.

               (302)

               Kompensationen må ikke overstige, hvad der er nødvendigt for helt eller delvis at dække de udgifter, der er afholdt ved opfyldelsen af forpligtelserne til offentlig tjeneste, idet der skal tages hensyn til de hermed forbundne indtægter og til en rimelig fortjeneste ved opfyldelsen af forpligtelserne.

               (303)

               Når udvælgelsen af den virksomhed, der skal overdrages en forpligtelse til offentlig tjeneste, i et konkret tilfælde ikke gennemføres inden for rammerne af en procedure for tildeling af offentlige kontrakter, som giver mulighed for at udvælge den ansøger, der kan levere de pågældende ydelser til de laveste omkostninger for samfundet, skal størrelsen af den nødvendige kompensation fastlægges på grundlag af en analyse af de omkostninger, som en gennemsnitsvirksomhed, der er veldrevet og tilstrækkeligt udstyret, ville have ved at opfylde forpligtelserne, idet der skal tages hensyn til de hermed forbundne indtægter og til en rimelig fortjeneste ved opfyldelsen af forpligtelserne.

               (304)

               Kommissionen har endvidere i sin meddelelse om anvendelsen af Den Europæiske Unions statsstøtteregler på kompensation for levering af tjenesteydelser af almindelig økonomisk interesse (»SGEI-kompensationsmeddelelsen«) præciseret betingelserne for, hvornår kompensation for offentlig tjeneste skal anses for statsstøtte (32).

         7.4.   FOREKOMST AF EN SGEI

               (305)

               Det Forenede Kongerige mener, at det første kriterium er opfyldt, navnlig da den tjenesteydelse, som NNBG skal udføre, er klart defineret og ikke udbydes på markedet. Formålet med SGEI'en er angiveligt at sikre investeringer i en ny generation af nuklear kapacitet, der skal idriftsættes inden for en bestemt tidsramme.

               (306)

               Hvad angår definitionen af en SGEI, må det ifølge retspraksis »fastslås, at der i [EU-retten] og med henblik på anvendelsen af [EU-traktatens] konkurrenceregler ikke findes hverken en klar og præcis retlig definition af begrebet [SGEI]-opgave eller et fast juridisk begreb, der endeligt fastsætter de betingelser, der skal opfyldes, for at en medlemsstat gyldigt kan påberåbe sig eksistensen og beskyttelsen af en [SGEI]-opgave, enten som omhandlet i den første betingelse i Altmark-dommen, nævnt ovenfor i præmis 89, eller som omhandlet i [artikel 106, stk. 2, i TEUF].« (33). Da der ikke findes specifikke EU-regler, har medlemsstaterne en stor skønsbeføjelse med hensyn til definitionen af en SGEI. Skønsbeføjelsen er imidlertid begrænset. Selv om Kommissionen ikke har beføjelse til at foreskrive, hvilken præcis type tjenesteydelse der kan betragtes om en SGEI, og hvilken der ikke kan, kan den — i princippet — vurdere, at en medlemsstat har begået en åbenlys fejlvurdering (34) i forbindelse med definitionen af en tjenesteydelse som en SGEI. En medlemsstat kan f.eks. ikke forbinde tjenesteydelser med public service-forpligtelser, hvis de allerede udføres eller kan udføres tilfredsstillende og på vilkår, der ifølge statens definitioner er i overensstemmelse med den offentlige interesse, af virksomheder, der drives på normale markedsvilkår.

               (307)

               Kommissionen har ved flere lejligheder bekræftet, at differencekontrakten kan anvendes som et instrument til at yde statsstøtte inden for rammerne af reformen af det britiske elmarked (Electricity Market Reform (»EMR«)) (35). Kommissionen var af den opfattelse, at en differencekontrakt er et egnet instrument for tildeling af statsstøtte til elproduktion, der betragtes som forenelig med det indre marked i henhold til artikel 107, stk. 3, litra c). Kommissionen har derfor ingen grund til at gå imod den pågældende vurdering og mener, at støtte til elproduktion gennem en differencekontrakt kan defineres som en SGEI.

               (308)

               De britiske myndigheder præciserer forskellige steder i deres dokumentation, at foranstaltningens formål er at tilskynde til eller frigøre investeringer i produktion med lav CO2-udledning, navnlig i nye kernekraft. Dette politiske mål kan sidestilles med et mål af fælles interesse til opfyldelse af, hvilket der kan ydes statsstøtte, snarere end med overdragelsen af en SGEI.

               (309)

               Differencekontrakten for HPC er blevet specifikt udformet med henblik på at takle hindringer for projektet så effektivt som muligt, og den sikrer bl.a. beskyttelse mod visse risici, navnlig som følge af usikkerheden omkring fremtidige elpriser. Denne tilgang er forenelig med tildelingen af statsstøtte i henhold til artikel 107, stk. 3, litra c), i TEUF og udgør ikke en SGEI.

               (310)

               Med hensyn til spørgsmålet om, hvorvidt reglerne for offentlige indkøb finder anvendelse på projektet, anerkender Det Forenede Kongerige, at foranstaltningen ikke omfatter indkøb af varer, bygge- og anlægsarbejder eller tjenesteydelser til den britiske regering i strid med deres påstand om, at foranstaltningen udgør en SGEI.

               (311)

               Ifølge det første Altmark-kriterium skal virksomheden også være pålagt en forpligtelse til offentlig tjeneste. For at overholde retspraksis fra Altmark-sagen er det således nødvendigt med en overdragelsesakt, der fastsætter de pågældende virksomheders og myndighedens respektive forpligtelser (36).

               (312)

               Med hensyn til den obligatoriske karakter af forpligtelsen til offentlig tjeneste i den foreliggende sag gør Det Forenede Kongerige tilsyneladende gældende, at den sikres gennem en kombinationen af strenge bestemmelser, der skal sikre, at NNBG overholder den angivne tidsramme, og det forhold, at når NNBG først er gået i gang med opførelsen, er der ingen vej tilbage på grund af de ekstremt høje irreversible omkostninger. Differencekontrakten indeholder rent faktisk tilsyneladende en række strenge bestemmelser af denne karakter, der tilskynder NNBG til at opfylde sine forpligtelser under kontrakten og giver de britiske myndigheder mulighed for at opsige kontrakten, hvis visse forpligtelser ikke opfyldes. Derudover indebærer projektet i sagens natur ekstremt høje irreversible omkostninger, hvilket sandsynligvis vil modvirke, at projektet opgives. På trods af projektets særlige karakter er der imidlertid tale om typiske kontraktlige forpligtelser, som enhver kontraherende part ville forsøge at inkludere i en lignende aftale, snarere end en forpligtelse til offentlige tjeneste pålagt af de britiske myndigheder. NNBG er rent faktisk ikke forpligtet til at opføre kernekraftværket eller at opføre det inden en bestemt dato. De britiske myndigheder kan ikke tvinge kraftværket til at opfylde denne forpligtelse, men kan kun opsige kontrakten.

               (313)

               HPC er desuden ikke pålagt en forpligtelse til at producere elektricitet, til at producere en bestemt mængde elektricitet eller til at sælge elektriciteten på markedet. Det er korrekt, at HPC under differencekontrakten vil have stærke incitamenter til at producere så meget elektricitet som muligt for at øge sin fortjeneste, men kraftværket er ikke forpligtet hertil. Med hensyn til salget af elektricitet kan HPC sælge det på spotmarkedet eller ved indgåelse af bilaterale kontrakter, og kraftværket har således hverken pligt eller incitament til at sælge elektriciteten til offentligheden.

               (314)

               Kommissionen mener ikke, at disse betingelser kan betragtes som forpligtelser til offentlig tjeneste, eller at de påviser, at NNBG få overdraget at udføre en SGEI.

               (315)

               Kommissionen konkluderer derfor, at det første Altmark-kriterium ikke er opfyldt, da sikring af investeringer i en ny generation af nuklear kapacitet, der skal idriftsættes inden for en bestemt tidsramme, ikke udgør en egentlig SGEI, og at NNBG ikke har fået overdraget forpligtelser til offentlig tjeneste af Det Forenede Kongerige.

         7.5.   AFSLUTNING AF VURDERINGEN I HENHOLD TIL ARTIKEL 107, STK. 1, I TEUF BASERET PÅ ALTMARK-KRITERIERNE

               (316)

               Da Altmark-kriterierne er kumulative, og da det første kriterium ikke er opfyldt, mener Kommissionen ikke, at det er nødvendigt at vurdere de øvrige kriterier. På grundlag af argumenterne i afsnit 7.1-7.5 ovenfor konkluderes det, at foranstaltningen ikke opfylder Altmark-kriterierne. Derfor finder Kommissionen, at foranstaltningerne giver NNBG en selektiv fordel.

         7.6.   STATSSTØTTE EFTER ARTIKEL 107, STK. 1, I TEUF: KOMPENSATION I TILFÆLDE AF POLITISK NEDLUKNING (AFTALE MED MINISTERIET)

               (317)

               Det Forenede Kongerige agter at yde kompensation til NNBG, hvis HPC-kraftværket nedlukkes af årsager, der ikke direkte kan tilskrives kraftværkets drift, og navnlig som følge af ændringer af regeringspolitikken.

               (318)

               Det Forenede Kongerige betragter tilsyneladende ikke denne kompensation som støtte.

               (319)

               Det Forenede Kongerige anfører, at alle differencekontrakter kommer til at indeholde bestemmelser om kompensation til investorerne i tilfælde af en kvalificeret nedlukningsbegivenhed, f.eks. en lovændring om permanent nedlukning af hele anlægget (afhængigt af teknologien), eller hvis den britiske regering nægter at godkende, at anlægget genopstartes et bestemt tidsrum efter nedlukningen. Den direkte aftale mellem ministeriet og NNBG's investorer er en supplerende særskilt aftale, der skal fungere som et værn mod bestemmelserne om kvalificeret nedlukningsbegivenhed, som er nødvendige på grund af kerneenergiens særlige karakter og de større risici for politisk nedlukning.

               (320)

               Ifølge EDF kan der rejses kompensationskrav i tilfælde af berøvelse af ejendomsret i henhold til de grundlæggende generelle principper i britisk ret og i EU-retten. Disse generelle principper finder anvendelse på alle markedsoperatører, selv om visse former for kompensationskrav kun kan rejses af markedsoperatører fra EU-medlemsstater eller fra stater, der har undertegnet energichartertraktaten.

               (321)

               Alle differencekontrakterne omfatter tilsyneladende bestemmelser om kvalificeret nedlukningsbegivenhed, men ikke alle vil blive ledsaget af en særlig særskilt aftale med ministeriet. Kommissionen anerkender, at det kan hævdes, at kerneenergi kan være forbundet med højere risici for politisk nedlukning end andre teknologier, men andre kernekraftværker i Det Forenede Kongerige drager tilsyneladende ikke fordel af lignende aftaler med ministeriet.

               (322)

               Som anført af EDF kan der ganske rigtigt rejses kompensationskrav i tilfælde af berøvelse af ejendomsret i henhold til de grundlæggende generelle principper i britisk ret og i EU-retten, men en særlig aftale, der beskytter en bestemt virksomhed mod denne risiko på en bestemt måde, synes at fritage den pågældende virksomhed for afgifter og tidstab i forbindelse med håndhævelse af virksomhedens rettigheder i henhold til de generelle principper i britisk ret og i EU-retten i og uden for retten. Underbygning af en lovbestemt ret med en særlig kontraktlig rettighed synes at give den enhed, der har denne ret, en fordel, da den pågældende enhed tilsyneladende er den eneste, som står i denne situation.

               (323)

               Derfor finder Kommissionen, at aftalen med ministeriet giver NNBG visse selektive fordele.

         7.7.   DIFFERENCEKONTRAKT OG AFTALE MED MINISTERIET: STATSMIDLER OG TILREGNELSE TIL STATEN

               (324)

               Aftalen med ministeriet indgås med en offentlig myndighed og påfører denne offentlige myndighed et erstatningsansvar. Eventuelle fordele opnået herved indebærer anvendelse af statsmidler.

               (325)

               Da differencekontrakten kan tilregnes staten, kan fordelen under differencekontrakten tilregnes staten.

               (326)

               Kun fordele, der tildeles direkte eller indirekte gennem statsmidler, skal betegnes som støtte efter artikel 107 i TEUF. Både fordele, som ydes direkte af staten, og fordele, der ydes af et offentligt eller privat organ, som er udpeget eller oprettet af staten, er således omfattet af begrebet statsmidler i henhold til betydningen i artikel 107, stk. 1, i TEUF (37). I denne forbindelse omfatter artikel 107, stk. 1, i TEUF alle økonomiske midler, som offentlige myndigheder faktisk kan anvende til at støtte virksomheder, uden at det har nogen betydning, om disse midler til stadighed udgør en del af statens formue (38). Det er således ikke nødvendigt, at de beløb, som er anvendt til den pågældende foranstaltning, tilhører statskassen, men det er tilstrækkeligt til at anse dem for statsmidler, at de til stadighed er under de offentlige myndigheders kontrol og dermed står til rådighed for de kompetente nationale myndigheder (39).

               (327)

               De britiske myndigheder bestrider ikke, at differencekontrakten finansieres ved hjælp af statsmidler.

               (328)

               På baggrund af nedenstående elementer er Kommissionen af den opfattelse, at fordelen under differencekontrakten vil blive finansieret af et offentligt eller privat organ udpeget af staten.

               (329)

               Differencekontrakten vil blive finansieret gennem en afgift, der pålægges leverandørerne, og under disse omstændigheder må det konkluderes, at fordele under differencekontrakten kan tilregnes staten og ligeledes er finansieret ved hjælp af statsmidler.

               (330)

               For det første vil aftalekursen og afgiften blive fastsat af staten.

               (331)

               For det andet vil modparten i princippet være et statsejet privat selskab, og modparten vil under alle omstændigheder blive udpeget af staten. Bestemmelserne om modparten kan ikke ændres uden ministeriets samtykke.

               (332)

               For det tredje vil den modpart, der udpeges af staten, forvalte betalingsordningen, hvilket omfatter opkrævning af afgifter fra leverandører og opkrævning af betalinger fra producenter, når markedsprisen er højere end aftalekursen. Det vil ligeledes omfatte betalinger til producenter og betalinger til leverandører i visse tilfælde.

               (333)

               For det fjerde vil modparten få indtægtsskabende beføjelser i udkastet til energiloven til at opkræve de midler, der skal anvendes til at foretage betalinger til producenterne under differencekontrakten fra leverandør, og staten vil indføre en række mekanismer for at give producenterne under differencekontrakten sikkerhed for betalinger, hvis en leverandør ikke betaler. Disse mekanismer vil pålægge leverandørerne at stille sikkerhed, oprette en insolvensreservefond og udpege en forsyningspligtig leverandør. Insolvensreservefonden sikrer modparten finansiering til dækning af en leverandørs misligholdelse af afgiftsbetalinger i perioden fra sikkerhedsstillelsens udtømning indtil udpegning af en anden leverandør under ordningen om udpegning af en forsyningspligtig leverandør, der forvaltes af Ofgem.

               (334)

               For det femte skal modparten aflægge rapport til staten om gennemførelsen. Det er i denne forbindelse hensigten, at modparten skal omfattes af et rammedokument, der bl.a. fastlægger forholdet mellem modparten og staten, modpartens driftsprincipper, anliggender forbeholdt aktionæren, modpartens roller og ansvarsområder, forvaltningsmæssige og finansielle ansvarsområder og rapporterings- og tilsynskrav. De parametre, inden for hvilke modparten skal opfylde sine funktioner i henhold til differencekontrakten, fastlægges ligeledes i rammedokumentet.

               (335)

               På baggrund af disse elementer kan det konkluderes, at fordelen under differencekontrakten vil blive finansieret ved hjælp af bidrag pålagt af staten, som forvaltes og allokeres i overensstemmelse med lovgivningen af en enhed udpeget af staten og kontrolleret af staten.

         7.8.   LÅNEGARANTIEN: FOREKOMST AF EN FORDEL, DER ER FINANSIERET VED HJÆLP AF STATSMIDLER OG KAN TILREGNES STATEN

               (336)

               Ifølge den britiske regering tjener lånegarantien og vilkårene i differencekontrakten forskellige formål. Prisfastsættelsen og godkendelsen af lånegarantien er stærkt afhængig af risikoen forbundet med det underliggende projekt som helhed, herunder vilkårene i differencekontrakten. Det modsatte er imidlertid ikke tilfældet, idet garantien ændrer gældsinvestorernes og garantistillerens indbyrdes risikoprofil snarere end projektets risikoprofil. Den britiske regering mener ikke, at projektvirksomheden vil modtage yderligere støtte på grundlag af kombinationen af en differencekontrakt og en lånegaranti.

               (337)

               De statslige interventioner til fordel for HPC betragtes som helhed ikke desto mindre som én enkelt støtteforanstaltning på grund det påkrævede lånebeløb til projektet, som ikke kunne opnås uden statslig indgriben, timingen af de statslige interventioner, som fandt sted samtidig, og forbindelsen mellem ratingen af NNBG, prisfastsættelsen af garantien og differencekontraktens bestemmelser. Differencekontrakten, aftalen med ministeriet og lånegarantien er forskellige midler, men de indgår i den samme investeringsbeslutning truffet af de britiske myndigheder og har samme formål, nemlig at fremme og give mulighed for investeringer i ny kernekraft. Foranstaltningerne er indbyrdes forbundne, idet de alle er nødvendige for opførelsen af HPC.

               (338)

               Lånegarantien udgør rygraden i finansieringen af projektet, der har en værdi uden sidestykke. Lånegarantien er ligeledes af afgørende betydning for tiltrækningen af investorer udefra. Der er ingen eksempler på lignende garantier til lignende projekter på markedet, da der ikke er stillet sådanne garantier. I lyset af den helt nye karakter af projektet, finansieringen og garantien, for hvilke der ikke er nogen sammenlignelige benchmarks, mener Kommissionen ikke, end ikke hvis den fandt, at forrentningen minimerer støtten, at den pris, som NNBG betalte for lånegarantien, kan betragtes som en markedspris, da markedet ikke stiller og ikke vil stille en lignende garanti.

               (339)

               Lånegarantien tilbydes af et offentligt organ i Det Forenede Kongerige og omfatter anvendelse af britiske statsmidler. Kommissionen mener derfor, at den britiske lånegaranti for NNBG's gæld omfatter statsstøtte.

         7.9.   KONKURRENCEFORDREJNING OG PÅVIRKNING AF SAMHANDELEN

               (340)

               Differencekontrakten, aftalen med ministeriet og lånegarantien kan potentielt fordreje konkurrencevilkårene og påvirke samhandelen mellem medlemsstaterne. Kommissionen bemærker i denne forbindelse, at produktionen og forsyningen af elektrisk strøm er liberaliseret. Da de anmeldte foranstaltninger i den foreliggende sag vil gøre det muligt at udvikle en stor kapacitet, som andre markedsoperatører fra Det Forenede Kongerige eller andre medlemsstater, der anvender alternative teknologier, ellers kunne have investeret i, kan de anmeldte foranstaltninger påvirke samhandelen mellem medlemsstaterne og fordreje konkurrencevilkårene.

               (341)

               Kommissionen er af den opfattelse, at disse støtteforanstaltninger potentielt kan fordreje investeringsbeslutninger og erstatte investeringer i alternativ energi. Da EDF allerede opererer på det britiske marked for elproduktion, kan støtten potentielt fordreje markederne i efterfølgende omsætningsled. Støtten kan ligeledes føre til en potentiel reduktion af likviditeten på engrosmarkedet.

         7.10.   GENEREL KONKLUSION VEDRØRENDE FOREKOMSTEN AF STATSSTØTTE

               (342)

               Kommissionen konkluderer derfor, at differencekontrakten, aftalen med ministeriet og lånegarantien som forskellige foranstaltninger i én enkelt statslig indgriben omfatter statsstøtte i henhold til artikel 107, stk. 1, i TEUF.

         8.   VURDERING AF FORANSTALTNINGEN I HENHOLD TIL ARTIKEL 106, STK. 2, I TEUF

               (343)

               Kommissionen har forklaret, hvordan den fortolker artikel 106, stk. 2, i TEUF ved vurderingen af en anmeldt foranstaltning, der omfatter statsstøtte og udførelse af en SGEI, i sin meddelelse om Den Europæiske Unions rammebestemmelser for statsstøtte i form af kompensation for offentlig tjeneste (»SGEI-rammebestemmelserne«) (40). I betragtning 315 har Kommissionen konkluderet, at den anmeldte foranstaltning ikke omfatter udførelsen af en egentlig SGEI, hvilket er en afgørende betingelse for vurderingen af foranstaltningen i henhold til artikel 106, stk. 2, i TEUF. Kommissionen mener derfor ikke, at det er nødvendigt at vurdere de øvrige krav i SGEI-rammebestemmelserne for at konkludere, at den anmeldte foranstaltning ikke kan betragtes som forenelig med det indre marked på grundlag af kravene i artikel 106, stk. 2, i TEUF.

         9.   VURDERING AF FORANSTALTNINGEN I HENHOLD TIL ARTIKEL 107, STK. 3, LITRA c), I TEUF

               (344)

               Kommissionen bemærker indledningsvis, at foranstaltningerne vedrørende driftsstøtte i princippet er uforenelige i henhold til artikel 107, stk. 3, litra c) (41). De anmeldte foranstaltninger, herunder navnlig differencekontrakten, kan sidestilles med investeringsstøtte af nedennævnte grunde.

               (345)

               Formålet med foranstaltningerne, herunder navnlig differencekontrakten, er at give NNBG mulighed for at forpligte sig til at investere i opførelsen af HPC-kraftværket. Differencekontrakten er et effektivt risikoafdækningsinstrument i form af en prisstabilisator, der giver indtægtsstabilitet og -sikkerhed i tilstrækkelig lang tid til, at NNBG kan investere de enorme summer, der er nødvendige for at opføre HPC-kraftværket.

               (346)

               HCP-kraftværket løber rent faktisk større risici i anlægsfasen end i driftsfasen. HPC's lange driftslevetid nødvendiggør støtteforanstaltninger, hvor der tages hensyn hertil. I lyset af projektets særlige karakter mener Kommissionen, at støtteforanstaltningen rent faktisk kan sidestilles med investeringsstøtte, der tager hensyn til projektets særlige karakter og risikoprofil, og således minimerer det nødvendige støttebeløb og de yderligere foranstaltninger, der er af afgørende betydning for at fremme investeringerne. Set fra et finansielt modelleringssynspunkt kan nettonutidsværdien af aftalekursbetalingerne sidestilles med betaling af et fast beløb, der giver NNBG mulighed for at få dækket anlægsomkostningerne.

               (347)

               Kommissionen konkluderer derfor, at støtten i dette specifikke tilfælde på grund af projektets karakteristika har karakter af investeringsstøtte, og støttens forenelighed vil blive vurderet i overensstemmelse hermed. De specifikke konkurrencefordrejninger som følge at støtten vil blive vurderet i afsnit 9.6.

         9.1.   FORENELIGHED MED DEN EKSISTERENDE MARKEDSREGULERING

               (348)

               Kommissionen har vurderet, om foranstaltningerne er forenelige med de eksisterende bestemmelser om det indre marked.

               (349)

               Nogle interesserede parter har navnlig givet udtryk for bekymring over, at støtten kan være i strid med elektricitetsdirektivets artikel 8. Nogle respondenter satte ligeledes spørgsmålstegn ved, om foranstaltningerne er forenelige med EU's regler for offentlige indkøb (42).

               (350)

               Efter Kommissionens opfattelse er disse to spørgsmål til en vis grad forbundet. Reglerne for offentlige indkøb i direktiv 2004/17/EF og direktiv 2004/18/EF finder navnlig ikke anvendelse på den foreliggende foranstaltning, da den ikke omfatter indkøb af varer, bygge- og anlægsarbejder eller tjenesteydelser.

               (351)

               Direktiv 2004/17/EF og 2004/18/EF finder anvendelse på en eller flere ordregivende myndigheders eller enheders anskaffelse ved hjælp af en offentlig kontrakt af bygge- og anlægsarbejder, varer eller tjenesteydelser fra økonomiske aktører valgt af de ordregivende myndigheder eller enheder, uanset om bygge- og anlægsarbejderne, varerne eller tjenesteydelserne er beregnet til et offentligt formål. Dette indebærer bl.a. indgåelsen af en kontrakt med gensidigt bindende forpligtelser, hvor udførelsen af sådanne bygge- og anlægsarbejder, vareleverancer eller tjenesteydelser er underlagt særlige krav, der fastlægges af den ordregivende myndighed eller den ordregivende enhed og har retsgyldighed.

               (352)

               Derimod anses bestemte dokumenter fra medlemsstaterne som godkendelser eller tilladelser, hvorved medlemsstaten eller en af dens offentlige myndigheder fastlægger betingelserne for udøvelsen af en økonomisk aktivitet, herunder en betingelse for at udøve en given operation, der normalt gives på anmodning af den økonomiske aktør og ikke på initiativ af den ordregivende myndighed eller den ordregivende enhed, og hvor den økonomiske aktør frit kan trække sig tilbage fra at levere bygge- og anlægsarbejder eller tjenesteydelser, ikke for indkøb.

               (353)

               Desuden omfatter anvendelsesområdet for ovennævnte direktiver almindeligvis ikke den blotte finansiering af en aktivitet, navnlig gennem støtte, som hyppigt er forbundet med forpligtelsen til at refundere de modtagne beløb, hvis de ikke anvendes til de tilsigtede formål.

               (354)

               Det er ikke muligt at konkludere, at differencekontrakten vedrører indkøb af bygge- og anlægsarbejder, tjenesteydelser eller varer og således kan betegnes som en offentlig kontrakt eller koncession på grundlag af de foreliggende oplysninger.

               (355)

               For det første stilles der i differencekontrakten ikke specifikke krav om levering af en bestemt type tjenesteydelser, varer eller bygge- og anlægsarbejder til den kontraherende myndighed eller tredjeparter. Disse kontrakter pålægger kun NNBG en generel forpligtelse til at investere i, opføre og drive HCP-kraftværket. Som anført i betragtning 315 ovenfor mener Kommissionen desuden ikke, at den pågældende tjenesteydelse kan betragtes som en tjenesteydelse af almen økonomisk interesse.

               (356)

               For det andet omfatter kontrakterne ikke gensidigt bindende forpligtelser, der kan håndhæves ved en domstol. Kontrakterne indeholder tværtimod kun frister vedrørende kernereaktorernes anlægsfase, ved udgangen af hvilke NNBG risikerer, at kontrakten opsiges (se betragtning 219 ovenfor).

               (357)

               For det tredje er der ingen selektivitet med hensyn til antallet af økonomiske operatører, der kan indgå en differencekontrakt, ud over det begrænsede antal tilgængelige lokaliteter, hvor der kan opføres kernekraftværker. Som understreget af de britiske myndigheder har alle potentielle interesserede parter fortsat adgang til systemet.

               (358)

               Kommissionen konkluderer derfor, at differencekontrakten for HPC fastlægger betingelserne for udøvelsen af elproduktionsaktiviteter baseret på nuklear teknologi og ikke kan betragtes som en offentlig kontrakt eller en indkøbsaktivitet.

               (359)

               Selv hvis man antog, at elektricitetsdirektivets artikel 8 finder anvendelse på den anmeldte foranstaltning, mener Kommissionen ikke, at den er overtrådt.
               Elektricitetsdirektivets artikel 8 foreskriver ikke anvendelsen af en udbudsprocedure, idet det fastslås, at der kan anvendes procedurer, der opfylder samme krav om gennemsigtighed og ikkediskrimination, på grundlag af offentliggjorte kriterier. Det Forenede Kongerige har offentliggjort en indkaldelse af interessetilkendegivelser for at identificere egnede investorer på kerneenergiområdet.

               (360)

               I december 2011 offentliggjorte DECC navnlig en indkaldelse af interessetilkendegivelser fra potentielle investorer i projekter, der opfylder de krævede egenskaber, som beskrevet i det offentliggjorte dokument (43).

               (361)

               De operationelle rammer for differencekontrakter og udkastet til energiloven blev efterfølgende offentliggjort den 29. november 2012 (44). De operationelle rammer skabte klarhed over, hvorledes differencekontrakten skal støtte investeringer i elproduktion med lav CO2-udledning. Der blev stillet forslag om, hvorledes udviklere kan ansøge om en differencekontrakt, om vilkårene for udstedelse af disse kontrakter og om den understøttende institutionelle ramme.

               (362)

               Det eneste kernekraftværk, som besvarede indbydelsen, og som havde et nyt nukleart projekt, der var tilstrækkelig fremskredent til at blive anset som grundlag for indledning af drøftelser, var NNBG, som ved brev af 22. marts 2012 indsendte sine støtteberettigelseskriterier. DECC bekræftede, at projektet var støtteberettiget, ved brev af 22. maj 2012.

               (363)

               I juli 2012 bekræftede Det Forenede Kongerige, at der var blevet afholdt drøftelser med andre nye nukleare udviklere end NNBG (45). Efter den britiske regering interne godkendelse blev der indledt formelle forhandlinger med NNBG den 15. februar 2013 om de potentielle vilkår for en investeringsaftale.

               (364)

               Kommissionen konkluderer, at udvælgelsesproceduren anvendt af Det Forenede Kongerige til at identificere en egnet CfD-kontrahent med henblik på investeringer i ny kernekraft var baseret på klare, gennemsigtige og ikkediskriminerende rammer, der kan anses for at opfylde samme krav om gennemsigtighed og ikkediskrimination som en udbudsprocedure.

               (365)

               Det er derfor ikke nødvendigt at fastslå, om en potentiel overtrædelse af bestemmelserne om det indre marked betyder, at støtten er uforenelig.

         9.2.   MÅL AF FÆLLES INTERESSE

               (366)

               I indledningsafgørelsen satte Kommissionen spørgsmålstegn ved tre af de fælles mål anført af Det Forenede Kongerige, dvs. diversificering, forsyningssikkerhed og reduktion af CO2.

               (367)

               Kommissionen anerkender i indledningsafgørelsen, at forsyningssikkerhed er et fælles mål, men var ikke sikker på, om støtteforanstaltningen i dette specifikke tilfælde vil bidrage til at løse problemet, da der synes at være manglende uoverensstemmelse mellem det forventede tidspunkt for energiknaphed og tidspunktet for HPC's opstart. Det var heller ikke klart for Kommissionen, om alternative teknologier kan afhjælpe behovet for ny energikapacitet.

               (368)

               Endelig blev diversificering betragtet som et vigtigt aspekt af forsyningssikkerheden, men ikke et aspekt, der kan anerkendes som et mål af fælles interesse i sig selv.

               (369)

               Kommissionen anerkendte imidlertid, at foranstaltningen var i overensstemmelse med Euratomtraktaten.

               (370)

               Som anerkendt i tidligere kommissionsafgørelser (46) er formålet med Euratomtraktaten at skabe »betingelserne for udviklingen af en stærk kerneenergiindustri, der vil kunne stille store mængder energi til rådighed«. Denne målsætning gentages i Euratomtraktatens artikel 1, hvori det hedder, at »Fællesskabet har til opgave gennem skabelsen af de nødvendige betingelser for den hurtige dannelse og udvikling af en kerneenergiindustri at bidrage til højnelse af levestandarden i medlemsstaterne (…)«.

               (371)

               Ved Euratomtraktaten oprettes derfor Det Europæiske Atomenergifællesskab, som tillægges de instrumenter og det ansvar, der skal til for at realisere de pågældende målsætninger. Kommissionen skal sikre, at bestemmelserne i denne traktat anvendes.

               (372)

               Artikel 2, litra c), i Euratomtraktaten pålægger medlemsstaterne at »lette investeringerne og særligt ved at støtte virksomhedernes initiativ at sikre oprettelsen af sådanne væsentlige anlæg, som er nødvendige for kerneenergiens udvikling i Fællesskabet«. I henhold til traktatens artikel 40 skal Kommissionen offentliggøre programmer af vejledende karakter for at fremme investeringer og opstille mål for fremstilling af kerneenergi.

               (373)

               Det kan udledes af Kommissionens vurdering, at foranstaltningen bidrager til forsyningssikkerheden på lang sigt, navnlig i lyset af kapacitetsprognoser og den rolle, som HPC's elforsyning vil spille, når kraftværket er blevet idriftsat som forventet.

               (374)

               Kommissionen finder derfor, at støtteforanstaltningerne til fremme af kerneenergi forfølger et mål af fælles interesse og samtidig kan yde et bidrag til målene om forsyningsdiversitet og -sikkerhed.

         9.3.   MARKEDSSVIGT OG BEHOV FOR STATSLIG INDGRIBEN

               (375)

               I sin indledningsafgørelse satte Kommissionen spørgsmålstegn ved, om kerneenergi nødvendigvis er ramt af markedssvigt.

               (376)

               Kommissionen henviste navnlig til andre tilgængelige CO2-reducerende instrumenter (f.eks. ETS) og til det forhold, at kerneenergi synes at være kommercielt levedygtig. Kommissionen anførte endvidere, at eventuelle markedssvigt kunne skyldes hindringer for rejsningen af midler i det nødvendige omfang henset til de massive omkostninger, der er involveret, og at disse hindringer syntes at være afhjulpet i tilstrækkeligt omfang gennem tilvejebringelsen af en lånegaranti, uden at der var behov for andre instrumenter.

               (377)

               Kommissionen vurderede spørgsmålet om potentielle markedssvigt på grundlag af dokumentationen fra respondenterne og gennemførte en omfattende økonomisk analyse (47).

               (378)

               Der er en berettigelse i Det Forenede Kongeriges påstande om, at der er et residualt markedssvigt med hensyn til CO2-emissioner på lang sigt, da der ikke er nogen langsigtede prissignaler for CO2, og da der ikke er en tilstrækkelig præcis og stabil lovgivningsramme for CO2-reduktioner på lang sigt. Dette argument berettiger en eller anden form for statslig indgriben med henblik på at fremme produktion med lav CO2-udledning, der omfatter kernekraft.

               (379)

               Argumenterne om, at elforsyningssikkerheden ikke er tilstrækkelig indregnet, og at beslutninger om private investeringer i elproduktion fortsat kan være utilstrækkelige i forhold til det sociale optimum, synes desuden at have en berettigelse.

               (380)

               Disse to potentielle markedssvigt synes imidlertid ikke at begrunde specifikke investeringer i nuklear produktion, men mere generelt henholdsvis investeringer i produktion med lav CO2-udledning og foranstaltninger, der internaliserer elkapacitetens positive eksternaliteter. Sidstnævnte markedssvigt afhjælpes specifikt ved at etablere en kapacitetsmekanisme. Kommissionen godkendte den britiske foranstaltning om et kapacitetsmarked i sin beslutning af 23. juli 2014 (48).

               (381)

               Der er imidlertid to markedssvigt, som er mere relevante, navnlig for kerneenergi.

               (382)

               For det første er investeringer i kerneenergi forbundet med en betydelig risiko på grund af kombinationen af høje direkte kapitalomkostninger, den lange anlægstid og den lange driftsperiode, der er påkrævet, inden investeringsomkostningerne er dækket. Manglende markedsbaserede finansielle instrumenter samt andre kontrakttyper til afdækning af denne betydelige risiko udgør et markedssvigt, der kendetegner nogle få teknologier, herunder kerneenergi. De nuværende markedsinstrumenter har ikke en tidshorisont på over 10 eller 15 år, hverken i form af langsigtede kontrakter eller som risikoafdækningsinstrumenter.

               (383)

               Navnlig kerneenergiproduktion har ekstremt lange og komplekse livscyklusser i modsætning til de flere andre energiinfrastrukturer og i modsætning til de fleste infrastrukturinvesteringer generelt. Det tager normalt mellem 8 til 10 år at opføre et kernekraftværk, og i denne periode skal omkostningerne dækkes uden generering af indtægter, og risiciene bæres udelukkende af investoren. Der vil blive genereret indtægter i den 60-årige driftslevetid, men indtægterne afhænger af engrosprisernes udvikling, som er usikker. Den efterfølgende dekommissioneringsperiode kan vare i 40 år, og der skal afsættes midler til nedlukningen af anlægget. Endelig foregår oplagringen og behandlingen af højradioaktivt affald normalt på anlægsområdet, inden det overføres til et depot med henblik på deponering i flere tusinde år.

               (384)

               For det andet er der risikoen (primært politisk) for forsinkelser, når investeringerne er foretaget og investoren står i en svagere forhandlingsposition. I lyset af den nukleare teknologis kontroversielle karakter kan efterfølgende regeringer indtage en anden holdning til teknologiens ønskværdighed, hvilken kan skabe usikkerhed hos private investorer. Kommissionens er ikke overbevist om, at dette problem kan betragtes som et markedssvigt, men den anerkender, at det kan være en faktor, der gør det vanskeligere at investere i ny kernekraft, navnlig i lyset af de lange tidshorisonter for opførelse, drift og dekommissionering af kernekraftværker.

               (385)

               Disse problemer er særlige for nuklear teknologi. Alle teknologier kan i princippet blive ramt af et politiske forsinkelser, men i lyset af den længere tidshorisont og investeringernes større omfang kan det forventes, at nukleare projekter bliver hårdere ramt. Og det forhold, at det ikke er muligt at dele risiciene forbundet med de store investeringer ved hjælp af markedsinstrumenter rammer kernekraft uforholdsmæssig hårdt i forhold til andre teknologier.

               (386)

               Kommissionen vurderede ligeledes, om der vil blive foretaget investeringer i ny kernekraft uden støtte. Modelleringsarbejdet tog udgangspunkt i en række kontrafaktiske scenarier med forskellige antagelser om priserne på fossile brændstoffer og om det politiske landskab uden en differencekontrakt for ny kernekraft (49). Det Forenede Kongerige hævder, at modelleringen i sig selv, navnlig over så lange tidshorisonter, kun kan give nyttige fingerpeg med udgangspunkt i en nødvendig forenkling af virkelighedens dynamik, men Kommissionen mener, at dette modelleringsarbejde kan være nyttigt som grundlag for Kommissionens stillingstagen til centrale aspekter i vurderingen.

               (387)

               I et scenarie, hvor vedvarende teknologier og CCS-teknologier, men ikke nukleare teknologier, har adgang til differencekontrakter, bliver private investeringer i ny kernekraft ifølge modellen ikke rentable før i 2046. I et scenarie uden differencekontrakter og med et kapacitetsmarked vil der med udgangspunkt i DECC's antagelser om centrale priser på fossile brændstoffer først blive foretaget private investeringer i ny kernekraft i 2037. Hvis priserne på fossile brændstoffer er høje, vil der blive foretaget investeringer i ny kernekraft i 2032, og hvis priserne på fossile brændstoffer er lave og priserne på CO2-udledninger uændrede, vil der først blive foretaget investeringer ved udgangen af modelleringsperioden i 2049.

               (388)

               Otte yderligere scenarier blev modelleret, og de enkelte scenarier blev efterfølgende yderligere ændret i op til otte varianter. Der redegøres kort for de vigtigste resultater af udvalgte scenarier i tabel 9 i bilaget.

               (389)

               Den vigtigste konklusion, der kan drages af modelleringsarbejdet, er, at der er betydelig usikkerhed omkring, hvorvidt der først vil blive foretaget private investeringer i ny kernekraft uden statsstøtte i starten af 2030'erne eller i 2049. Differencekontrakter for ny kernekraft synes ligeledes at være velfærdsfremmende for samfundet som helhed og navnlig for forbrugerne, medmindre der ses bort for CO2-reduktionsmålene og brændstofpriserne er lave.

               (390)

               Kommissionens analyse bekræfter, at der er stor usikkerhed omkring, hvorvidt markedet vil investere i ny kernekraft inden for en realistisk tidshorisont. Selv om den fremlagte dokumentation og den gennemførte analyse ikke er konklusive, fremgår det med en rimelig høj konfidens og med de uundgåelige begrænsninger forbundet med prognoser med denne tidshorisont, at der ikke vil blive foretaget rent kommercielle investeringer i ny kernekraft tids nok til at imødegå de energipolitiske behov i Det Forenede Kongerige uden statsstøtte.

               (391)

               Alternative mekanismer er desuden utilstrækkelige til at fremme investeringer i ny kerneenergi. Hverken minimumspriserne på CO2 eller kapacitetsmarkedet er tilstrækkelige til at generere investeringer i kerneenergi. Kernekraftoperatørerne kan navnlig kun deltage på kapitalmarkedet, hvis de giver afkald på andre former for støtte, herunder en differencekontrakt eller en lånegaranti, og tidshorisonten på kapacitetsmarkedet er for kort til at sikre investeringer i kerneenergi. Minimumspriserne på CO2 giver ikke tilstrækkelig sikkerhed med hensyn til de fremtidige engrospriser for investeringer af den størrelse og med den tidshorisont, der karakteriserer ny kernekraft. Modelleringsarbejdet viser, at andre former for støtte ikke vil være tilstrækkelige til at sikre investeringer i ny kerneenergi inden for en realistisk tidshorisont og i det omfang, der er behov for i Det Forenede Kongerige. Ingen af støtteforanstaltningerne afbøder den store usikkerhed omkring engrospriserne og den manglende mulighed for risikoafdækning og indgåelse af langfristede aftaler.

               (392)

               Af ovennævnte grunde og i det omfang investeringerne i ny kernekraft sigter mod opfyldelse af et mål af fælles interesse i EU som understreget i afsnit 9.2 ovenfor, konkluderer Kommissionen derfor, at de foreslåede statsstøtteforanstaltninger er nødvendige på grund af denne særlige type investering i ny kernekraft og på grund af situationen på de finansielle markeder i Det Forenede Kongerige på tidspunktet for denne afgørelse.

         9.4.   INSTRUMENTETS FORMÅLSTJENLIGHED OG TILSKYNDELSESVIRKNING

               (393)

               I sin indledningsafgørelse satte Kommissionen spørgsmålstegn ved, om differencekontrakten kunne betragtes som et passende statsstøtteinstrument, da den fjerner prissignalet og griber ind i markedets nuværende udformning, hvor elproduktion er et konkurrencepræget marked, og hvor investeringerne foretages på grundlag af forventede indtægter fra salget af elektricitet på engrosniveau.

               (394)

               Kommissionen satte ligeledes spørgsmålstegn ved foranstaltningens varighed og det forhold, at den garanterer indtægterne i et omfang, der fjerner prisrisikoen, hvilket i endnu højere grad er tilfældet, når differencekontrakten anvendes sammen med en lånegaranti. Endelig rejste Kommissionen tvivl om manglen på en åben og gennemsigtig udbudsprocedure, hvilket bl.a. ikke var i overensstemmelse med princippet om teknologineutralitet, idet der blev sagt ja til indledningen af private forhandlinger mellem Det Forenede Kongerige og EDF om et projekt baseret på en specifik teknologi.

               (395)

               Det Forenede Kongeriges argumenter til støtte for differencekontrakten er knyttet til de vigtigste markedssvigt fremhævet i afsnit 9.3 ovenfor, navnlig de private investorers manglende muligheder for effektivt at dele eller overføre prisvolatilitetsrisikoen på grund af ufuldstændige markeder for risikooverførsel i den nuværende situation.

               (396)

               I tilfælde af sådanne markedssvigt på det lange kapitalmarked vil en lånegaranti ikke i sig selv være tilstrækkelig til at fremme investeringer i ny kernekraft, da den kun imødegår behovet for at låne til projektet, men ikke afhjælper de specifikke problemer på kerneenergiområdet såsom de særlige risici forbundet med opførelsen og den lange og komplekse livscyklus. Lånegarantien giver investoren mulighed for at optage gæld, hvorimod differencekontrakten giver investoren mulighed for at indskyde egenkapital i projektet. Lånegarantien er desuden selv baseret på, at der foreligger en differencekontrakt, og den er uløseligt forbundet til denne, da der ved rating af projektet tages højde for den pågældende differencekontrakt. De garanterede indtægter i differencekontrakten er det eneste, der kan kompensere for projektets langsigtede risikoprofil.

               (397)

               Kommissionen har allerede i sin afgørelse af 23. juli 2014 anerkendt, at differencekontrakter kan være et passende instrument til støtte for CO2-besparende teknologier og navnlig vedvarende teknologier (50).

               (398)

               I differencekontrakten er der direkte fokus på behovet for at sikre prisstabilitet og -forudsigelighed for projektets og egenkapitalens forrentning, der navnlig er et vigtigt aspekt i forbindelse med investeringer af denne størrelse og varighed og derfor er af afgørende betydning for investeringerne. I denne forbindelse afhjælper differencekontrakten de oven for anførte vigtigste markedssvigt.

               (399)

               De yderligere særlige vilkår i differencekontrakten for HPC og i aftalen med ministeriet, og navnlig den tildelte kompensation i tilfælde af politiske eller lovgivningsmæssige former for diskrimination af nuklear teknologi, vedrører de yderligere risici, der kan betragtes som særlige på det nukleare område, f.eks. risiciene for investeringsforsinkelser på grund af ændringer af lovgivningen, f.eks. af politiske årsager.

               (400)

               I lyset af støtteforanstaltningernes formål, dvs. fremme af investeringer i kerneenergi, mener Kommissionen ikke, at en åben udbudsprocedure, der omfattede flere elproduktionsteknologier, ville have været hensigtsmæssig på grund af tidsrammen fastsat af Det Forenede Kongerige.

               (401)

               Efter den åbne indkaldelse af interessetilkendegivelser iværksat af Det Forenede Kongerige var EDF det eneste selskab, der fremlagde et investeringsforslag. Det Forenede Kongerige har forelagt dokumentation (51) for, at intet andet projekt kunne konkurrere med HPC på tidspunktet for forhandlingerne med EDF. I lyset af den nukleare teknologis særlige karakter er de omkostninger, som operatørerne skal forpligtige sig til på forhånd, betydelige, og kun få operatører har viden og finansiel kapacitet til at foretage investeringer af den størrelsesorden, som HPC kræver. Det Forenede Kongerige påpegede, at de ville have foretrukket et konkurrencepres mellem bydende, men at der ikke var tilbud om ny kernekraft fra andre selskaber.

               (402)

               Kommissionen anerkender, at kerneenergi generelt er i en anden situation end andre teknologier med hensyn til de krav, som investorerne skal opfylde. Der er ganske enkelt ingen projekter, der kan sammenlignes med et kernekraftværk, hvad angår investeringens tidshorisont og størrelse. HPC-projektet er helt unikt. Det er et infrastrukturprojekt af hidtil næsten uset omfang i energisektoren eller i andre sektorer. Kommissionen anerkender derfor, at en udbudsprocedure i den foreliggende sag ikke ville have været meningsfuld i lyset af projektkravene.

               (403)

               Kommissionen mener ligeledes ikke, at differencekontrakten for investeringer i ny kernekraft i overdreven grad stiller andre teknologier ringere, eller at den er til større fordel for ny kernekraft end for andre teknologier. Andre teknologier kan rent faktisk ligeledes støttes gennem differencekontrakter ved brug af samme type instrument, om end det kan være nødvendigt at tilpasse kontrakten til de forskellige teknologier (f.eks. aftalen med ministeriet eller opex-revisionerne).

               (404)

               På grund af den intermitterende karakter af mange vedvarende teknologier kan de desuden ikke være et velegnet alternativ til en grundlastteknologi såsom kerneenergi. Som anført i betragtning 199 ovenfor svarer udskiftningen af den kapacitet, der forventes at blive tilvejebragt af HPC, til 14 GW onshorevind eller 11 GW offshorevindkapacitet, og det er ikke realistisk at tilvejebringe denne kapacitet inden for samme tidsramme.

               (405)

               Differencekontrakten for ny kernekraft forskelsbehandler desuden ikke eksisterende kernekraftværker, som ikke har brug for incitamenter til at blive opført, og som blev opført under andre omstændigheder end i dag, dvs. før liberaliseringen af markedet.

               (406)

               I denne specifikke sag og i forbindelse med dette specifikke projekt konkluderer Kommissionen derfor, at differencekontrakten i kombination med lånegarantien og aftalen med ministeriet som struktureret i de anmeldte foranstaltninger er passende instrumenter til at yde støtte til og give støttemodtageren tilstrækkelig tilskyndelse.

         9.5.   PROPORTIONALITET

               (407)

               Kommissionen satte i indledningsafgørelsen spørgsmålstegn ved, om afkastet er tilstrækkeligt i lyset af kombinationen af en differencekontrakt og lånegaranti og andre risikoafdæmpende elementer i foranstaltningen, der synes at tilsige et betydelig lavere afkast end afkastet til NNBG på grund af lavere risiko. Differencekontrakten er i bund og grund navnlig udformet med henblik på at fjerne markedsprisrisikoen, og foranstaltningen har til formål at beskytte investoren mod en række begivenheder gennem kompensation.

               (408)

               I indledningsafgørelsen blev der ligeledes rejst tvivl om det potentielt høje afkast og risikoen for, at støttemodtageren får uventede fortjenester, hvis antagelserne viser sig at være forkerte.

               (409)

               Der er tre vigtige proportionalitetsaspekter i Det Forenede Kongeriges påtænkte foranstaltning, som vækker bekymring, og som er relevante for Kommissionens vurdering.

               (410)

               For det første blev det påtænkte afkast betragtet som for højt til at kunne udelukke overkompensation under hensyntagen til kombinationen af den anmeldte differencekontrakt og garanti. Når kraftværket er blevet opført kan det navnlig blive anset for at operere effektivt som et reguleret aktiv i differencekontraktens løbetid med en forholdsvis fast indtægt.

               (411)

               For det andet afkobler differencekontrakten afkastet fra støttebeløbet. Aftalekursen kan fastsættes på et niveau, der giver NNBG mulighed for at dække omkostningerne og opnå en rimelig fortjeneste, men dette er ikke bestemmende for det støttebeløb, der i sidste ende vil blive udbetalt, og som ligeledes afspejler engrospriserne. Det er således nødvendigt at fortolke analysen af overkompensation som en analyse af afkastet snarere end af det absolutte støttebeløb.

               (412)

               For det tredje er der ingen sikkerhed for, at eventuelle gevinster, der er højere end forventet, kommer kunderne til gode ved at reducere afkastet til et minimum og maksimere velfærden generelt.

               (413)

               I nedenstående afsnit gennemgås disse aspekter af lånegarantien og differencekontrakten og afkastet, inden der drages endelige konklusioner om pakken som helhed.

         9.5.1.   Lånegarantien

               (414)

               De obligationer, der skal udstedes, vil blive omfattet af lånegarantien som beskrevet i afsnit 2.2 ovenfor.

               (415)

               Kommissionen har vurderet den metodologi, som IUK indledningsvis har lagt til grund for lånegarantien. Ifølge denne metodologi beregnes gebyret som gennemsnittet af tre indikatorer på tidspunktet for den kommercielle afslutning af den samlede finansiering, men det skal som minimum være 225 basispoint. Det Forenede Kongerige påpegede, at lånegarantigebyret ved dagens slutning den 21. august 2014 blev fastsat til 250 basispoint (gennemsnittet af henholdsvis 263, 243 og 245) (52).

               (416)

               Da der ikke foreligger direkte observerede markedsrenter for (et tilstrækkeligt antal) lånegarantier for lignede risikotyper, er det nødvendigt at anvende alternative tilgange til fastsættelse af et garantigebyr på markedsvilkår. Den første tilgang er den såkaldt forventet tab-tilgang. Ved denne tilgang knyttes virksomhedens forretningsplan til dens kapitalstruktur i forskellige scenarier, der viser sandsynligheden for misligholdelse. Alternativt kan garantien benchmarkes til markedspriserne for sammenlignelige instrumenter med sammenlignelig kreditrisiko.

               (417)

               På grundlag af dokumentationen fra Det Forenede Kongerige og sin egen analyse fastslog Kommissionen, at der var alvorlig grund til at tro, at det oprindelig foreslåede minimumsgarantigebyr (225 basispoint) og satsen pr. 26. august 2014 (250 basispoint) var under markedsniveau. Denne konklusion var baseret på undersøgelsen af to aspekter, nemlig de anvendte metodologier til beregning af gebyret og Det Forenede Kongeriges foreslåede rating af lånefaciliteten.

         9.5.1.1.   Metodologier til beregning af garantigebyret

               (418)

               Da der ikke foreligger markedspriser for tilsvarende instrumenter, er Kommissionen blevet præsenteret for to tilgange til beregning af garantigebyret.

               (419)

               Den første tilgang er den såkaldte prisbenchmarkingtilgang, der beskrives nærmere i det britiske finansministeriums svar af 26. august, 5. september, 12. september og 19. september 2014. Udgangspunktet for analysen er en kreditscore med en rating svarende til BB+/Ba1 i anlægsfasen. Efter IUK's opfattelse bør HPC-projektet som følge af de indbyggede gældsbeskyttelsesforanstaltninger i finansieringsaftalerne kunne opnå en rating svarende til BB+/Ba1 i anlægsfasen (53).

               (420)

               Som det fremgår af bilag B (benchmarkinformation), der giver et overblik over de enkelte sæt benchmarks, varierer gebyret mellem 243 basispoint (ved anvendelse af benchmarks for virksomhedsgæld) og 263 basispoint (ved anvendelse af benchmarks for banklån til projektfinansiering).

               (421)

               IUK angav ligeledes de gennemsnitlige CDS-spænd for syv BB+-enheder i iTraxx Europe XOver-indekset (10-årig løbetid) (54), der omfatter 60 enheder, som er tænkt som en investeringsklasse i grænseområdet, men omfatter enheder med en rating fra BBB (med negative udsigter) til CCC. Det gennemsnitlige spænd for de syv BB+-enheder blev beregnet til ca. 250 basispoint på datoen for forelæggelse af oplysningerne for Kommissionen. IUK mente, at dette bekræfter, at garantigebyret ville være 250 basispoint, hvis det var blevet beregnet den pågældende dato.

               (422)

               Det er imidlertid uklart, om disse indekser fuldt ud kan betragtes som referencepunkter for HPC-lånegarantien. Selv om iTraxx Europe XOver-indekset kan anvendes som udgangspunkt for beregningen af garantigebyret for Hinkley Point C, omfatter indekset kun de »bedre« spekulative virksomheder, indeksets løbetid er 10 år, hvilket ikke er foreneligt med HPC-anlægget, og der er en lang række individuelle CDS-spænd, som afspejler forskellige i kreditkvaliteten.

               (423)

               Kommissionen var derfor ikke helt overbevist om IUK's vurdering, da det begrænsede antal benchmarks for projektfinansiering og udvælgelseskriterierne skabte tvivl om benchmarkanalysen. Tabel 16 i bilag B giver et overblik over benchmarks for projektfinansiering.

               (424)

               Den anden tilgang er forventet tab-tilgangen. Ved en egentlig forventet tab-tilgang knyttes forretningsmodellen til kapitalstrukturen i forskellige scenarier, der viser sandsynlighederne for misligholdelse og de tilsvarende inddrivelsesprocenter for de enkelte projektår, og sandsynlighederne for misligholdelse afspejler sandsynligheden for, at virksomheden hverken er i stand til at tilbagebetale renter eller hovedstol. Det var imidlertid ikke tilgangen i forbindelse med dette projekt. I denne model beregnes garantiens nettonutidsværdi i stedet i et stramt scenarie (55).

               (425)

               Med udgangspunkt i et garantigebyr på 250 basispoint og ovennævnte antagelser om input viser proxymodellen for forventet tab-tilgangen, at garantien har en positiv nettonutidsværdi.

               (426)

               Kommissionen var heller ikke helt overbevist om resultaterne af denne anden tilgang. Modellen knytter navnlig ikke forretningsplanen til sandsynlighederne for misligholdelse. Sandsynlighederne for misligholdelse indføres i stedet som input i NNV-beregningerne.

               (427)

               Kommissionen mente derfor, at disse metodologier kan anvendes som grundlag for kommissionens vurdering, men at de ikke fuldt ud kan begrunde det foreslåede gebyr på 250 basispoint.

         9.5.1.2.   Usikkerhed omkring den interne BB+/Ba1-rating

               (428)

               De to tilgange, der er redegjort for ovenfor, skal anvendes både til at beregne gebyret og facilitetens kreditscore. Ratings kan anvendes til at sammenligne finansielle instrumenters forskellige parametre, herunder deres risiko og helt afgørende deres prissætning.

               (429)

               IUK mener, at det er muligt at opnå en rating svarende til BB+/Ba1 på dette projekt. Den angivne rating er hverken en ekstern rating eller en score, der understøttes i en kreditrapport.

               (430)

               Kommissionen vurderede imidlertid, at BB+-ratingen udelukkende kan betragtes som et referencepunkt på grund af usikkerheden forbundet med ratingen af et anlæg af denne komplekse karakter.

               (431)

               En af de største usikkerhedsfaktorer er, at projektet er forbundet med en betydelig renterisiko. Da obligationerne vil blive udstedt i anlægsfasens første syv år, er der betydelig usikkerhed omkring statsobligationsrenten ved udstedelsen (56). Afkast på britiske 10-, 20- og 30-årige statsobligationer viser, at niveauerne er historisk lave i dag (se figur 1 i bilag B). Bank of Englands prognoser for statsobligationsrenterne (fremtidige rentekurver) peger på stigende forventede statsobligationsrenter.

               (432)

               En anden usikkerhedsfaktor er de HPC-relaterede obligationers forskellige potentielle løbetider i forhold til de angivne benchmarks. Den garanterede gælds løbetid forventes navnlig at have en vægtet gennemsnitlig løbetid (WAL) på 27,4 år med obligationsløbetider på 8-41 år. Den britiske garantiordning vil være gældende indtil det endelige udløb, dvs. i op til 41 år fra den finansielle gennemførelse. I benchmarkanalysen er der imidlertid fokus på instrumenter med løbetider på op til 10-15 år, navnlig på grund af tilgængeligheden af prissætningsbenchmarks med denne tidshorisont. Obligationstegnere har påpeget over for IUK, at spændkurven er flad og ofte inverteret mellem 10- og 30-årige løbetider.

               (433)

               Kommissionen var derfor ikke enig i, at IUK's foreslåede rating var tilstrækkelig underbygget. Kommissionen besluttede udelukkende at betragte den foreslåede rating som et referencepunkt, hvilket førte frem til den konklusion, at det foreslåede gebyr på 250 basispoint som oprindelig anmeldt ikke kunne betragtes som fuldt ud begrundet.

         9.5.2.   Aftalekursniveauet og det heraf følgende afkast

               (434)

               Som anført i indledningsafgørelsen viste den anmeldte version af den finansielle model (v.5.1) et projektafkast på [9,75-10,25] % efter skat nominelt, baseret på en aftalekurs på 92,50 GBP pr. MWh. Dette afkast var blevet reduceret med 3 GBP pr. MWh (eller med et fast beløb af tilsvarende værdi i nettonutidsværdi), hvis der var blevet indgået en aftale om at opføre et efterfølgende nyt kernekraftværk ved Sizewell C, da EDF ville have været i stand til at opsplitte EPR-reaktorernes prototypeomkostninger (navnlig design- og anlægsomkostninger) mellem de to kraftværker.

               (435)

               Det Forenede Kongerige fastholdt, at et mål for afkast til NNBG på ca. 10 % (efter skat, nominelt) var rimeligt, herunder ved at sammenligne med afkast af offshorevind og andre sammenlignelige projekter.

               (436)

               I løbet af Kommissionens undersøgelse er der blevet forelagt en række yderligere opdateringer af den finansielle model med opdateringer af modelleringsantagelserne og projektets påtænkte finansieringsstruktur.

         9.5.2.1.   Den finansielle model og analyse af scenarier

               (437)

               Det Forenede Kongerige gennemgik EDF's finansielle model og mente, at den kunne anvendes til at beregne projektafkastet. Kommissionen gennemgik den finansielle model og foretog omfattende følsomhedsanalyser for at beregne HPC-projektets finansielle nøgletal.

               (438)

               Som dokumentation for, at afkastet på [9,75-10,25] % (efter skat, nominelt) ikke var for højt, forelagde Det Forenede Kongerige en konsulentrapport udarbejdet af KPMG, hvor der blev redegjort for fem metoder til beregning af det passende afkast til NNBG af HPC-projektet. Disse metoder og de tilsvarende beregnede afkast er opsummeret i bilag A, tabel 4.

               (439)

               I rapporten blev det nominelle afkast efter skat beregnet til at ligge i intervallet 6-14,5 %. Det Forenede Kongerige mente, at det oprindelig estimerede projektafkast på [9,75-10,25] % var et rimeligt niveau inden for dette interval.

               (440)

               Kommissionen gav udtryk for tre vigtige forbehold over for analysen forelagt af Det Forenede Kongerige og dets rådgivere om det tilladte afkast (57).

               (441)

               For det første blev der i KPMG's metodologi tilsyneladende i vidt omfang set bort fra den betydelige forskel mellem risici i projektets anlægs- og driftsfaser. For det andet var Kommissionen i tvivl om, i hvilket omfang de foreslåede benchmarks kunne sammenlignes med HPC-projektet med hensyn til risikoniveau og -struktur, gearing og tilgængelige støtteforanstaltninger såsom garantier og andre beskyttelsesforanstaltninger. For det tredje var Kommissionen i tvivl om, hvorvidt lånegarantigebyret var fastsat på markedsvilkår. Et garantigebyr fastsat under markedsniveau har indvirkning på projektets gældsomkostninger og således på validiteten af sammenligninger med forskellige benchmarks for afkast, i det omfang disse benchmarks er baseret på ikkesubsidierede gældsomkostninger.

               (442)

               Kommissionen foretog derfor forskellige følsomhedsanalyser på grundlag af en efterfølgende opdatering af den finansielle model (version 9.8) (58).

               (443)

               Da de fleste risici synes at opstå i anlægsfasen, opstillede Kommissionen en række scenarier, hvor der tages højde for disse risici ved at ændre projektets nominelle cash flow (efter skat) i forhold til basisscenariet med en bestemt procentdel i hele anlægsfasen (59). Der blev foretaget en diskontering på grundlag af satser, der afspejlede risiciene i driftsfasen, idet kraftværket allerede var opført. Resultaterne er vist i bilag A, tabel 5.

               (444)

               Kommissionen undersøgte endvidere, i hvilket omfang der blev taget højde for risiciene i cash flowene i de forskellige versioner af den forelagte finansielle model. Kommissionen gennemgik navnlig »Cost Discovery & Verification — Evaluation Report (October 2013)« forelagt af DECC for at vurdere, i hvilket omfang der var taget højde for risici, usikkerhedsfaktorer og uforudsete udgifter i cash flowene i den forelagte finansielle model.

               (445)

               Gennemgangen af afdækningen og verificeringen af omkostningerne (Cost Discovery and Verification (CD&V) blev foretaget af DECC på grundlag af NNBG's omkostningsoverslag for HPC-projektet baseret på EDF/Arevas design af en EPR-kernereaktor. CD&V-rapporten omfattede en række forskellige benchmarkingøvelser. Den omfattede en benchmarking af overslag over omkostningsdata for HPC i forhold til offentligt tilgængelige omkostningsdata, og det blev konstateret, at benchmarkoverslag over kapitalomkostningerne syntes at ligge i intervallet 10-18 mia. GBP med middelomkostninger på under 13 mia. GBP.

               (446)

               Kommissionen gennemgik ligeledes NNBG's rapport »TESLA4 Estimate — Volume 2 — Financial Risk Assessment (construction costs)« (60) (»TESLA4«). Med udgangspunkt i NNBG's interne analyse blev der i rapporten redegjort for en forventet sandsynlighedsfordeling for HPC-projektets samlede faktiske omkostninger med referencedato i november 2014 som vist i bilag A, tabel 3.

               (447)

               På baggrund af gennemgangen af CD&V og TESLA4 vurderede Kommissionen, at de samlede faktiske omkostninger på ca. […] mia. GBP (i 2010-priser) sandsynligvis vil ligge i det øvre interval af de sandsynlige omkostninger. Denne konklusion dannede grundlag for Kommissionens vurdering af projektafkastet, både for så vidt angår projektets interne rente og egenkapitalforrentningen.

               (448)

               I den finansielle model skelnes mellem beregning af egenkapitalforrentningen »på grundlag af trukket egenkapital« eller »på grundlag af forpligtet egenkapital«. I modellen beregnes egenkapitalforrentningen på grundlag af trukket egenkapital, eksklusive omkostninger forbundet med tilvejebringelsen af betinget egenkapital.

               (449)

               Tabel 6 (bilag A) viser, at projektet i »NNBG-basisscenariet« med en lånegaranti fastsat til 250 basispoint forventes at generere en egenkapitalforrentning (efter skat, nominelt, forpligtet) på [11,5-12] %.

         9.5.2.2.   Benchmarking af afkast

               (450)

               I den seneste finansielle model for HPC-projektet vurderet af Kommissionen (61) var projektets interne rente [9,25-9,75] % og egenkapitalforrentningen [11,5-12] %. Disse to afkast svarer til det samme finansielle resultat og er indbyrdes forenelige.

               (451)

               Inden Kommissionen kan udtale sig velbegrundet om, hvorvidt projektafkastet og egenkapitalforrentningen ifølge EDF's finansielle model for HPC er passende, er det nødvendigt at vurderede de involverede risici, dvs. projektrisiciene (for projektets interne rente) og egenkapitalindehavernes risici (for egenkapitalforrentningen). Kommissionen tog i denne forbindelse højde for en række parametre, der skal overvejes i lyset af i) de involverede risici, ii) gearingen, iii) gældsomkostningerne, iv) investeringshorisonten, v) investeringsbeløbet, vi) tilstedeværelsen eller fraværet af indkomstbeskyttelse, vii) tilstedeværelsen eller fraværet af gevinstdelingsmekanismer og viii) tilstedeværelsen eller fraværet af betinget egenkapital.

               (452)

               Ud over de benchmarkafkast, som KPMG havde angivet i forbindelse med anmeldelsen af foranstaltningen (se betragtning 435 og bilag A, tabel 4), forelagde Det Forenede Kongerige og NNBG en række yderligere benchmarks som dokumentation for, at det forventede afkast var passende. Disse benchmarks vedrørte primært nylige infrastrukturtransaktioner, andre projekter vedrørende nuklear produktion, andre produktionsrelaterede projekter, regulerede virksomheder og nye regulerede aftaler (62). De er angivet i bilag A, tabel 3 og tabel 10-14.

               (453)

               Kommissionen vurderede ligeledes offentligt tilgængelige oplysninger om overslag over kapitalomkostninger for tilsvarende virksomheder som vist i bilag A, tabel 15. Den vurderede endelig omkostningsscenarierne og sandsynlighederne i bilag A, tabel 6 (63), for at fastslå, om anlægsomkostningerne var korrekt modelleret, og projektets risikoniveau.

               (454)

               På baggrund af den tilgængelige dokumentation og vurderingen mente Kommissionen, at HPC-projektets interne rente på [9.25-9,75] % efter skat ligger inden for sammenlignelige afkastintervaller i lyset af de pågældende risici og parametre (64).

               (455)

               Kommissionen mente imidlertid ligeledes, at egenkapitalforrentningen navnlig i dette særlige tilfælde kan være klart den bedste metode til at vurdere risikoen for overkompensation, da foranstaltningen giver aktionærer et direkte finansielt afkast i stedet for et generelt projektafkast.

               (456)

               Projektets interne rente er det forventede projektafkast beregnet på grundlag af hele den kapitalstruktur, der anvendes til at finansiere projektet. Projektets interne rente beregnes navnlig typisk på grundlag af egenkapital indskudt af aktionærer og lån ydet af långivere. Egenkapitalomkostningerne er normalt højere end gældsomkostningerne, da aktionærer forventer et højere afkast af den indskudte kapital end långivere, som afspejler de forskellige risikoniveauer. Aktionærer løber en større risiko, når de forpligter sig til at indskyde midler, da de kan miste alle eller en del af disse midler, hvis projektresultaterne ikke er som forventet. På den anden side løber långivere normalt risikoen for, at debitoren misligholder sine betalinger, men er typisk selv i disse tilfælde til en vis grad beskyttet.

               (457)

               Projektets interne rente udligner således omkostningerne forbundet med de underliggende kapitalelementer i den overordnede finansieringsstruktur. Afhængigt af gæld-egenkapital-forholdet (gearingen) og lånevilkårene vil projektets interne rente og egenkapitalforrentningen variere. De forventes normalt at udvikle sig parallelt, hvis gearingen og lånevilkårene er i overensstemmelse med markedsvilkårene.

               (458)

               Projektets helt særlige karakter og risikoniveau begrunder projektets interne rente på [9,25-9,75] %. Kommissionen var imidlertid bekymret over muligheden for, at egenkapitalforrentningen, det blev anslået til [11,5-12] % i den seneste finansielle model på grundlag af det foreslåede garantigebyr på 250 basispoint, stiger betydeligt, navnlig efter opførelsen, hvor gældsomkostningerne kan forventes at falde betydeligt. For et stor projekt som HPC kan selv små ændringer af afkastprocenterne betyde enorme forskelle mellem den egenkapitalbaserede kompensation i absolutte tal, hvilket vækker bekymring over risikoen for overkompensation af NNBG's aktionærer.

         9.5.3.   Vurdering af og konklusioner om foranstaltningernes proportionalitet

               (459)

               Kommissionen foretog en tilbundsgående vurdering af proportionaliteten af den samlede indvirkning af garantigebyret og projektafkastet på grundlag af den tilgang, der er redegjort for i afsnit 9.5.1 og 9.5.2 ovenfor.

               (460)

               Kommissionen bemærker indledningsvis, at eventuel yderligere støtte, der ydes til eksisterende eller nye kernekraftværker, som ikke er omfattet af den anmeldte pakke af foranstaltninger, skal anmeldes af Det Forenede Kongerige og vurderes individuelt. Det gælder navnlig støtte til dækning af omkostninger forbundet med nukleart ansvar, dekommissionering eller affald.

               (461)

               Kommissionen bemærker, at den finansielle model for HPC allerede omfatter udgiftsposter vedrørende forvaltning og bortskaffelse af affald, ansvarsafgifter og dekommissionering. I denne forbindelse omfatter det anmeldte projekt allerede de relevante omkostninger til disse aktiviteter som vurderet på tidspunktet for denne afgørelse. Kommissionen forventer, at ethvert yderligere støtteelement, der ikke er omfattet af de anmeldte foranstaltninger, anmeldes særskilt, og bemærker, at Det Forenede Kongerige har indledt drøftelser med Kommissionen om potentiel statsstøtte i de britiske planer om at opføre et permanent geologisk deponeringsanlægsanlæg og pålægge alle nye kernekraftoperatører at indgå en affaldskontrakt (65).

               (462)

               I nedenstående afsnit vil Kommissionen gøre rede for sine konklusioner om garantigebyrets og projektafkastets proportionalitet.

         9.5.3.1.   Vurdering af og konklusioner om lånegarantigebyret

               (463)

               På baggrund af betingelserne i foranstaltningerne som anmeldt af Det Forenede Kongerige accepterede Kommissionen, at en facilitet såsom lånegarantien for HPC var en vanskelig opgave på grund af tidshorisonten og projektets kompleksitet, men i lyset af den foreliggende dokumentation og de anførte argumenter i afsnit 9.5.1 mente den ligeledes, at det oprindelig foreslåede minimumsgarantigebyr (225 basispoint) og satsen ifølge den britiske metodologi (250 basispoint) sandsynligvis var under markedsniveau.

               (464)

               Ifølge Kommissionens opfattelse bør IUK ved fastsættelsen af et passende garantigebyr, der i tilstrækkelig grad afspejler risiciene forbundet med en sådan garantistillelse, tage hensyn til begge tilgange til beregningen af gebyret som beskrevet i afsnit 9.5.1.1.

               (465)

               Kommissionen konkluderer, at det ikke er muligt at acceptere Det Forenede Kongeriges oprindelig foreslåede specifikke rating på BB+/Ba1 ved ratingen af garantigebyret. På baggrund af benchmarkene tilvejebragt af IUK og de to anvendte metodologier (dvs. prisbenchmarkingtilgangen og forventet tab-tilgangen) som beskrevet i afsnit 9.5.1.1) mener Kommissionen imidlertid, at en kreditscore i den (større) BB/Ba-ratingkategori kan betragtes som passende for denne facilitet.

               (466)

               Denne rating er navnlig forenelig med de dækningsgrader for gældsservicering (»DSCR« — debt service coverage ratio), der karakteriserer faciliteten. DSCR er et mål for, i hvilken grad støttemodtageren kan tilbagebetale den udestående obligationsgæld (både hovedstol og renter). Et niveau under 1 betyder, at debitoren misligholder sine betalinger, og at garantien således skal udløses.

               (467)

               For NNBG fik Kommissionen forelagt dokumentation for, at minimums-DSCR i finansielle stressscenarier falder til BB-rating-niveau (dvs. 1,2-1,4), og i nogle mere optimistiske scenarier ligger dækningsgraden konsekvent over dette niveau. Basisscenariet er karakteriseret ved en minimums-DSCR på […].

               (468)

               Den brede BB-rating er ligeledes forenelig med de forholdsvis strenge krav til basisegenkapital og betinget egenkapital, der pålægges NNBG's aktionærer (se betragtning 54 og nedenfor). Egenkapitalkravene er en buffer, der beskytter garantistilleren mod misligholdelse og således styrker ratingen.

               (469)

               Som anført i afsnit 9.5.1.2 kan et gebyr på 250 basispoint anses for at være for lavt for en facilitet i den brede BB/Ba-ratingkategori. Kommissionen fandt derfor, at garantigebyret bør opjusteres i overensstemmelse med dette ratinginterval.

               (470)

               For at imødekomme Kommissionens bekymringer over underprisning af risikoen blev garantigebyret justeret til 295 basispoint eller 45 basispoint højere end oprindelig fastsat af IUK. Dette gebyr betegnes i resten af denne afgørelse som det justerede garantigebyr.

               (471)

               Satsen på 295 basispoint kan sammenlignes med satsen på 291 basispoint, der svarer til gennemsnittet af CDS'er på 102 europæiske selskaber i BB-kategorien (pr. 9. september 2014). Kommissionen mener, at medianværdien på 286 basispoint for den samme kategori, opjusteret for at afspejle løbetidens indvirkning som beskrevet i afsnit 9.5.1.2, ligeledes er en relevant benchmark for vurderingen og begrunder det justerede garantigebyr.

               (472)

               I det justerede garantigebyr tages der højde for Kommissionens bekymringer over projektets kreditværdighed, de pågældende obligationers usædvanlig lange løbetid og usikkerheden omkring statsobligationsrenten ved udstedelsen. Det svarer til en markedspris, der afspejler projektets risikoniveau, og der tages ligeledes højde for garantistillerens risikoniveau.

               (473)

               Kommissionen havde navnlig mulighed for at gennemgå dele af principaftalen om de finansieringsvilkår for HPC-projektfinansieringen, som parterne er nået til enighed om til dato. På baggrund af gennemgangen var Kommissionen i stand til at vurdere, i hvilket omfang egenkapitalen går tabt, inden garantistilleren lider tab.

               (474)

               På baggrund af denne vurdering konkluderer Kommissionen, at garantistilleren kun løber begrænsede risici, i hvert fald indtil det tidspunkt, hvor basisscenariebetingelsen er opfyldt. Der er indført en række beskyttelsesforanstaltninger, som efterfølgende begrænser garantistillerens risici. Kommissionen anerkender ligeledes garantistillerens fleksibilitet i tilfælde af fuldbyrdelse, der synes passende i lyset af projektets særlige karakter og dets specifikke sikkerhedskrav.

               (475)

               Det justerede garantigebyr og den underbyggende metodologi sikrer effektivt en tilnærmelse til en hypotetisk markedspris for en facilitet, der ikke udbydes af markedet. Det nye gebyrniveau sikrer navnlig, at risikoen ikke overføres uretmæssigt fra egenkapitalindehaverne til garantistilleren, og formålet er at tilnærme finansielle faciliteter, der er sammenlignelige med markedsinitiativer i BB/Ba-ratingkategorien.

               (476)

               Kommissionen er således af den opfattelse, at det justerede garantigebyr begrænser støtten til et minimum og derfor kan betragtes som forholdsmæssigt.

               (477)

               Da der var blevet fastsat et garantigebyr, som afspejlede markedspriserne for projektet, vurderede Kommissionen, om den anmeldte aftalekurs og det deraf følgende afkast kunne anses for at stå i forhold til projektets risikoniveau.

         9.5.3.2.   Vurdering af og konklusioner om aftalekursen og afkastet

               (478)

               Som anført i afsnit 9.5.2 ovenfor kan projektets interne rente anses for at være forenelig med det afkast, som et projekt af denne størrelse og med denne grad af usikkerhed kan forventes at opnå. Kommissionen bemærker, at projektets interne rente er lavere end den rente, der normalt opnås i forbindelse med store produktionsrelaterede projekter i energisektoren eller af producenter af vedvarende energi finansieret ved hjælp af statsmidler (66), selv om disse projekters karakteristika er meget anderledes.

               (479)

               Kommissionen er navnlig af den opfattelse, at det foreslåede projektafkast også er foreneligt med de overordnede foranstaltninger. Selv om foranstaltningerne såsom QCIL-kompensationsmekanismen, opex-revisionerne og aftalen med ministeriet giver NNBG en fordel ud over fordelen ved selve differencekontrakten, er projektets interne rente i lyset af ovenstående elementer forenelig med den samlede balance mellem risici og foranstaltningerne til beskyttelse af støttemodtageren.

               (480)

               Kommissionen lagde imidlertid fortsat vægt på, at projektet ligeledes skulle have en tilstrækkelig incitamentsstruktur, både for så vidt angår projektets interne rente og egenkapitalforrentningen.

               (481)

               Aktionærerne i HPC-projektet skal navnlig fortsat have tilstrækkelige incitamenter til at reducere omkostningerne og skabe effektivitetsgevinster, men de bør ikke kunne drage uberettiget fordel af potentielle afkast af deres investeringer, der udelukkende er baseret på finansieringsstrukturen. For så vidt angår IRR'en, skal det således sikres, at NNBG har tilstrækkelige incitamenter til at reducere omkostningerne og skabe effektivitetsgevinster, men det skal samtidig sikres, at finansieringsafkast deles på passende vis mellem støttemodtageren og CfD-modparten.

               (482)

               Projektets interne rente kan ændre sig som følge af ændringer af projektets samlede effektivitet, og egenkapitalforrentningen kan stige som følge af refinansiering af projektet og således som følge af ændringer, der berører projektets kapitalstruktur. Som anført i betragtning 457 ovenfor er det tænkeligt, at et projekt med et risikoniveau som HPC's risikoniveau i den indledende anlægsfase, der dog efterfølgende kan forventes at falde i driftsfasen, hvor NNBG vil drage fordel af forholdsvis stabile og sikre indtægter, vil tiltrække potentielt meget store refinansieringsoperationer. Det er f.eks. tænkeligt, at en del af den gæld, der optages i anlægsfasen, kan refinansieres efter opførelsen af kraftværket til lavere renter end de oprindelig opkrævede renter, som præcist afspejler et eventuelt lavere risikoniveau forbundet med NNBG's gæld efter opførelsen. Projektets interne rente kan med andre ord forblive på samme niveau, hvorimod egenkapitalforrentningen kan ændre sig som følge af ændringer af gæld/egenkapital-forholdet og gældsomkostningerne.

               (483)

               Projektets interne rente på [9,25-9,75] % kan betragtes som forholdsmæssig, hvorimod egenkapitalforrentningen på [11-11,5] % (baseret på det justerede garantigebyr) kan ændre sig så meget, at den vil være til betydelig fordel for NNBG's aktionærer. Dette rejser spørgsmålet om potentiel overkompensation, da selv små ændringer af egenkapitalforrentningen kan resultere i enorme afkast i absolutte tal for et projekt af HPC's størrelse, og da disse afkast vil være støttefinansierede.

               (484)

               Kommissionen lagde ligeledes vægt på, at den forholdsmæssige deling af anlægsgevinsten blev fastlagt på bestemte niveauer uanset størrelsen af de potentielle realiserede besparelser.

               (485)

               Kommissionen krævede derfor mere stringente gevinstdelingsmekanismer, navnlig i relation til egenkapitalgevinstdelingen i forhold til den, som Det Forenede Kongerige oprindelig havde anmeldt.

         9.5.3.3.   Tilsagn om gevinstdeling

               (486)

               Det Forenede Kongerige gav tilsagn om omfattende ændringer af de oprindelig foreslåede gevinstdelingsmekanismer for at imødegå Kommissionens bekymringer.

               (487)

               Den nye anlægsgevinstdelingsmekanisme (67) omfatter følgende:

                           a)

                           De første […] mia. GBP af anlægsgevinsten (nominel værdi) vil blive fordelt 50/50 med 50 % af gevinsten til CfD-modparten og 50 % til NNBG.

                           b)

                           Anlægsgevinster på over […] mia. GBP (nominel værdi) vil blive fordelt 75/25 med 75 % af gevinsten til CfD-modparten og 25 % til NNBG.

               (488)

               Ændringerne af egenkapitalgevinstdelingen var de mest omfattende. Den oprindelige tærskel for egenkapitalgevinstdelingen blev fastsat til 15 % i anmeldelsen, men Det Forenede Kongerige gav tilsagn om at justere tærsklen. Det betyder, at NNBG bliver forpligtet til straks at dele gevinster, der overskrider det niveau for egenkapitalforrentningen, som kraftværket forventer at opnå på tidspunktet for denne afgørelse. Det justerede niveau for gevinstdelingen er mere specifikt som følger (67).

                           a)

                           Den første tærskel fastsat på niveau med det forventede niveau for egenkapitalforrentningen på tidspunktet for denne afgørelse i den seneste finansielle model (68) eller 11,4 % på grundlag af forpligtet egenkapital og nominelt. Overskud over denne tærskel vil blive fordelt med 30 % til CfD-modparten og 70 % til NNBG.

                           b)

                           Den anden tærskel fastsat på et højere niveau på 13,5 % i nominelle priser eller 11,5 % i faste (CPI-regulerede) priser baseret på samme model som anført ovenfor. Overskud over denne tærskel vil blive fordelt med 60 % til CfD-modparten og 40 % til NNBG.

                           c)

                           Egenkapitalgevinstdelingsmekanismen vil blive anvendt i hele HPC-anlæggets levetid og ikke kun i foranstaltningens levetid.

               (489)

               Udvidelsen af egenkapitalgevinstdelingsmekanismens levetid til at omfatte projektets levetid imødekommer bekymringer over risikoen for overkompensation efter 35 år, hvor differencekontrakten udløber, hvilket er foreneligt med konklusionen om, at foranstaltningen omfatter investeringsstøtte.

               (490)

               Tærsklen for egenkapitalgevinstdelingen er ligeledes et resultat af forhøjelsen af garantigebyret til 295 basispoint — egenkapitalforrentningen på [11-11,5] % beregnet på grundlag af det justerede gebyr på 295 basispoint er navnlig lavere end den oprindelig foreslåede egenkapitalforrentning på [11,5-12] %, der blev beregnet på grundlag af det foreslåede gebyr på 250 basispoint (69). Egenkapitalgevinstdelingen udløses således, når egenkapitalforrentningen er højere end den forventede egenkapitalforrentning på datoen for denne afgørelse.

               (491)

               Overskud fordelt til CfD-modparten vil blive afspejlet i en justering af aftalekursen. For så vidt angår egenkapitalgevinstdelingen, vil justeringsmekanismen sandsynligvis resultere i betydelige fald i aftalekursen og således i mindre støtte til leverandører og i sidste ende elforbrugerne i hele kraftværkets driftslevetid (70).

               (492)

               Både den egenkapital- og anlægsbaserede gevinstdeling vil desuden sikre, at NNBG fortsat har effektivitetsincitamenter i projektets levetid, da NNBG's investorer beholder en del af gevinsten.

               (493)

               På baggrund af de aftalte tærskler for den egenkapital- og anlægsbaserede gevinstdeling og under hensyntagen til det justerede garantigebyr og foranstaltningens overordnede udformning konkluderer Kommissionen, at foranstaltningerne er forholdsmæssige.

               (494)

               På baggrund af de ændringer, der er aftalt med Kommissionen, er projektets finansielle nøgletal med og uden disse tilsagn vist i tabel 2.

                  Tabel 2

                  HPC-projektets finansielle nøgletal før og efter de ændringer, der er aftalt med Kommissionen

                           (%)

                           Finansiel model, version 21.10

                           29. august 2014
                           Lavere garantigebyr og højere tærskel for egenkapitalgevinstdelingen

                           19. september 2014

                           Projektets interne rente (IRR)

                           [9,25-9,75]

                           [9,25-9,75]

                           Egenkapitalforrentning (IRR) (trukket)

                           [12,75-13,25]

                           [12,25-12,75]

                           Egenkapitalforrentning (IRR) (forpligtet)

                           [11,5-12]

                           [11-11,5]

         9.6.   POTENTIEL KONKURRENCEFORDREJNING OG PÅVIRKNING AF SAMHANDELEN

               (495)

               Hvis støtten skal kunne anses for at være forenelig med det indre marked, skal de negative virkninger i form af fordrejning af konkurrencevilkårene og påvirkning af samhandelen mellem medlemsstaterne være begrænset og opvejes af støttens positive virkning i kraft af bidraget til målet af fælles interesse. Når støttens formål er blevet fastlagt, er det navnlig afgørende at minimere støttens potentielle negative virkninger på konkurrencen og samhandelen.

               (496)

               Kommissionen anførte i indledningsafgørelsen, at projektet kan fordreje konkurrencevilkårene på tre måder. For det første kan støtten fordreje investeringsbeslutninger og erstatte investeringer i alternativ energi. For det andet kan støtten fordreje markederne i efterfølgende omsætningsled, navnlig som følge af aftalekursens uklare indvirkning på priserne på engros- og detailmarkedet, støttemodtagerens strategiske påvirkning af referenceprisen og andre former for strategisk adfærd, der er muliggjort på grund af den store produktionsmængde, som NNBG og EDF Energy, der er den leverandør, til hvem NNBG har overdraget salget af sin elektricitet, kan tilbyde, såsom prismanipulation på terminsmarkeder eller begrænsning af alternative leverandørers muligheder for at indkøbe elektricitet uafhængigt. En sidste fordrejning var velfærdsfordelingen mellem slutbrugere og NNBG (drøftet ovenfor i forbindelse med proportionalitet). Ud over ovennævnte aspekter foretog Kommissionen en grundig vurdering af fire vigtige aspekter af konkurrencefordrejningen på markederne i efterfølgende omsætningsled, som støtten kan forårsage.

               (497)

               For det første EDF's eller NNBG's mulighed for at ændre referenceprisen gennem strategisk salg på de markeder, der anvendes som grundlag for beregningen af aftalekursen. Det er f.eks. uklart, hvad indvirkningen er på EDF's incitamenter til at afgive bud på kapacitet under en meget lav (endog negativ) markedspris, og navnlig på referencemarkedet/referencemarkederne, hvis EDF modtager en præmie, der afspejler forskellen mellem den gældende (endog negative) referencepris og aftalekursen i den tidligere referenceperiode. En ændring af referenceprisen vil få indvirkning på differencebetalingerne for alle andre teknologier omfattet af differencekontrakter, herunder på EDF-anlæg, der er omfattet af andre differencekontrakter.

               (498)

               For det andet kan EDF som en koncern manipulere terminsmarkederne ved at sælge eller tilbageholde store elmængder produceret af HPC-kraftværket for at understøtte koncernens handels- eller afdækningspositioner. EDF er en vertikalt integreret operatør, der både opererer inden for elproduktion (tidligere markedsled) og forsyning (efterfølgende markedsled) og på handelsmarkederne. Med en differencekontrakt kunne EDF have incitament til at begunstige sine egne datterselskaber i efterfølgende markedsled. Hvis koncernen f.eks. drog fordel af, at priserne 10 år frem var højere eller lavere, kunne HPC medvirke til at opnå dette resultat.

               (499)

               For det tredje og i relation til overstående kunne HPC forøge EDF's rentabilitet ved at tillade selskabet at sænke sine afdækningsomkostninger, navnlig hvis leverandøren kunne modregne interne handelspositioner på grundlag af HPC's enorme og stabile produktion.

               (500)

               For det fjerde kunne projektet få en negativ indvirkning på likviditeten på engrosmarkedet, da det vil indgå i et vertikalt integreret selskabs produktionsaktiver og således potentielt afskærme uafhængige leverandører eller hindre potentielle nye leverandørers adgang på forsyningsniveau.

               (501)

               De enkelte aspekter vurderes i følgende afsnit.

         9.6.1.   Fordrejning af investeringer og handelsstrømme

               (502)

               Kommissionen vurderede, om støtten vil fordreje energistrømme eller elpriser.

               (503)

               Kommissionen bemærker indledningsvis, at den udbredte anvendelse af differencekontrakter kan gribe meget forstyrrende ind i eller helt undergrave prisernes funktion som investeringssignaler og rent faktisk føre til statslig prisregulering af elproduktionen.

               (504)

               Kommissionen anerkender, at differencekontrakten pålægger producenterne at sælge deres elektricitet på markedet, hvorved de stadig har nogle af de samme incitamenter som markedsoperatører, der ikke modtager støtte. Disse incitamenter er imidlertid primært bevaret på driftsniveau og ikke på det niveau, hvor investeringsbeslutningerne tages, sandsynligvis på grundlag af den indtægtsstabilitet og -sikkerhed, som differencekontrakten giver.

               (505)

               Markedsfordrejning som følge af differencekontrakten på driftsniveau er under alle omstændigheder meget begrænset for kernekraftværker, som er karakteriseret ved lave marginale driftsomkostninger og derfor sandsynligvis vil sælge deres elektricitet på markedet uanset prisniveau, og — som forklaret nedenfor — sandsynligvis vil befinde sig øverst på udbudskurven, også kaldet meritkurven.

               (506)

               Med hensyn til samkøringslinjer og handelsstrømmenes retning og intensitet bekræfter Kommissionens analyse, at støtten og således opførelsen af HPC-kraftværket forventes at have en minimal indvirkning på engrospriserne i Det Forenede Kongerige.

               (507)

               Modelleringsarbejdet (71) viser navnlig, at priserne i Storbritannien vil falde med under 0,5 % efter idriftsættelsen af HPC-kraftværket. Det vil herefter resultere i et kumulativt og samlet fald i samkøringsindtægter på under 1,7 % frem til 2030. Dette resultat skyldes, at marginalomkostningerne ved HPC-produceret elektricitet vil være lavere end de eksisterende kraftværkers omkostninger, men at HPC's samlede kapacitet kun vil udgøre en lille del af den samlede kapacitet i Storbritannien.

               (508)

               Dette resultat er baseret på et pessimistisk scenarie, da Det Forenede Kongerige uden HPC kan forventes at videreføre andre former for produktion med lav CO2-udledning i muligt omfang (dog ikke på HPC's samlede kapacitetsniveau, der er for stort til at kunne erstattes med lavemissionskilder som anført i betragtning 199. Uden HPC kan der således også forventes faldende engrospriser og samkøringsindtægter.

               (509)

               Med hensyn til fordrejningen af samhandelen fandt Kommissionen, at HPC har en ubetydelig indvirkning på ikke-GB-priser anslået til højst 0,1 %. Det vil resultere i faldende grænseoverskridende handelsstrømme på under 1 %.

               (510)

               Endelig modellerede Kommissionen alternative scenarier uden HPC-projektet. Resultaterne af denne analyse viser, at alternative investeringer kun erstattes i begrænset omfang. Prognoserne om den faldende forsyning giver andre producenter og produktionsteknologier store muligheder for at komme ind på markedet og/eller udvide kapaciteten uanset investeringen i HPC, navnlig i lyset af tidsplanen for lukning af eksisterende kerne- og kulkraftværker. Det Forenede Kongerige får brug for idriftsættelse af ca. 60 GW ny produktionskapacitet i perioden 2021-2030, hvoraf HPC vil tilvejebringe 3,2 GW. Lavemissionskilder kan umuligt dække dette behov alene.

               (511)

               Kommissionen konkluderer derfor, at støtten har en ubetydelig indvirkning på handelsstrømme, priser og investeringer.

         9.6.2.   Forsøg på at manipulere referenceprisen

               (512)

               Kommissionen gav indledningsvis udtryk for bekymring over, at NNBG eller EDF kunne have incitamenter til at handle strategisk for at fastholde en lav referencepris og således maksimere differencebetalingerne.

               (513)

               Det Forenede Kongerige har i sit svar på indledningsafgørelsen forelagt en rapport udarbejdet af KPMG (72) med en analyse af, hvorvidt NNBG eller EDF har incitament til og mulighed for at reducere referenceprisen strategisk på den måde, Kommissionen forestiller sig.

               (514)

               NNBG vil kun have incitament til at reducere referenceprisen, hvis kraftværket kunne sælge betydelige mængder til en pris, der er højere end referenceprisen. Hvis NNBG sælger elektricitet under referenceprisen, er det ikke sikkert, at differencebetalingerne vil kompensere kraftværket fuldt ud op til aftalekursen.

               (515)

               Kommissionen mener, at NNBG's risikominimerende strategi vil være at sælge HPC-produceret kapacitet på markederne forud for sæsonen, således at prisen ligger så tæt som muligt på referenceprisen. Forsøg på at reducere referenceprisen strategisk vil øge risikoen for, at HPC-kapaciteten sælges til en pris, der ligger under referenceprisen, hvorved NNBG bevæger sig væk fra sin risikominimerende strategi.

               (516)

               Selv hvis EDF og NNBG havde et incitament til at gennemføre en strategi for at reducere referenceprisen, har de kun begrænsede muligheder herfor. Det skyldes, at markedskræfterne og andre eludbyderes arbitrage vil modvirke en strategisk reduktion af referenceprisen. Hvis referenceprisen er lavere, vil andre producenter blive tilskyndet til at sælge deres kapacitet et andet sted.

               (517)

               Kommissionen undersøgte, i hvilket omfang EDF kunne få mulighed for systematisk at opnå højere priser på markedet. Som anført i betragtning 11 er referencepriskurven baseret på priser en sæson (dvs. seks måneder) forud for levering eller en pris forud for sæsonen. Da kernekraft er en grundlastteknologi med en stabil og forholdsvis pålidelig produktionsprofil, kan HPC i teorien sælge store mængder elektricitet mere end en sæson forud. Hvis priserne mere end en sæson forud er systematisk højere end priserne forud for sæsonen — grundlaget for referencepriskurven — vil HPC i gennemsnit opnå en højere effektiv pris pr. MWh end aftalekursen.

               (518)

               For at vurdere denne mulighed anmodede Kommissionen Det Forenede Kongerige om at anvende formlen i betragtning 11 på historiske markedsbetingelser (priser og mængder) for perioden vinter 2012 — vinter 2014 med henblik på generering af en simuleret historisk referencepriskurve. Kommissionen sammenlignede den genererede referencepriskurve med data om elpriser en, to eller tre sæsoner forud for leveringsdatoer i samme tidsinterval (73). Resultatet er vist i figur 2 i bilag A.

               (519)

               Figur 2 viser, at selv om der forekom handelsdage, hvor grundlastprisen to sæsoner forud kan have været højere end prisen en sæson forud og referenceprisen, er forskellen ikke særlig stor, og der synes heller ikke at være en systematisk sammenhæng. Hvis EDF systematisk skulle opnå en højere pris end referenceprisen, ville selskabet desuden med stor sandsynlighed være nødt til at sælge størstedelen af sin produktion uden for referencemarkedet. Det ville sandsynligvis indebære et højere risikoniveau for EDF end at sælge på referencemarkedet og gøre det mindre rentabelt at anvende en sådan strategi.

         9.6.3.   EDF's potentielle incitamenter til at tilbageholde kapacitet

               (520)

               I teorien kan en strategisk tilbageholdelse øge producenternes fortjeneste, selv hvis deres markedsandele er meget lave. Den afgørende faktor, der giver dem mulighed for at udvise markedsstyrke på denne måde, er deres position på meritkurven. Da EDF både ejer fleksible kraftværker og grundbelastningselværker, kan kommissioneringen af HPC give EDF mulighed for at tilbageholde kapacitet fra sine fleksible kraftværker for at øge engrospriserne og opnå højere priser på salget af elektricitet fra sine grundbelastningselværker (herunder HPC).

               (521)

               Det Forenede Kongerige har anført (74), at HPC hverken vil give EDF mulighed for eller incitamenter til at tilbageholde fleksibel kapacitet.

               (522)

               Det Forenede Kongerige anfører navnlig, at EDF's andel af markedet for produktion af fleksibel kapacitet kun vil være 6,5 % i 2025 (under hensyntagen til nedlukningen af et kulkraftværk, hvis brugstid er ved at udløbe, samt den potentielle åbning af et nyt kraftværk). Det anerkendes, at markedsandele kan være en svag indikator for en producents mulighed for at påvirke priserne ved at tilbageholde kapacitet, og herefter beregnes forskellige indikatorer for væsentlighed (dvs. graden af en bestemt enheds eller virksomheds nødvendighed for at opfylde efterspørgslen, der giver den pågældende enhed eller virksomhed mulighed for at påvirke markedsprisen ved at begrænse kapaciteten), for at vise, at EDF's fleksible kapacitet ikke forventes at være afgørende i 2025. Med udgangspunkt i forskellige kontrafaktiske situationer påvises det endvidere, at opførelsen af HPC under alle omstændigheder ikke vil øge denne væsentlighed.

               (523)

               Efter Kommissionens opfattelse begrænser CfD-instrumentet i sagens natur incitamenterne for tilbageholdelse. Den vigtigste effekt af differencekontrakten er navnlig, at størstedelen af HPC's energi vil blive solgt på referencemarkedet for at minimere basisrisikoen i overensstemmelse med den afdækningsstrategi, som NNBG har defineret i samarbejde med IUK. EDF Energi vil følgelig opnå aftalekursen for HPC-forsyningen, og dets indtægter vil ikke stige, hvis spotpriserne på engrosmarkedet stiger som følge af en midlertidig tilbageholdelse af kapacitet. En strategi om at sælge en stor kapacitetsmængde på spotmarkedet, vil sandsynligvis ikke være rentabel i denne situation.

               (524)

               I lyset af meritkurvens særlige karakter mener Kommissionen imidlertid, at selv om det ikke er afgørende, at der er en bestemt fleksibel kapacitet, kan det ikke desto mindre få en indflydelse på prisen. Afhængigt af dens relative position på udbudskurven, kan udbudskurven — selv ved tilbageholdelse af en lille mængde fra markedet — blive rykket til venstre, hvilket fører til ubalance og højere priser. Da opførelsen af HPC kan øge den potentielle fortjeneste ved at tilbageholde kapacitet, kan EDF have flere incitamenter til at gøre dette efter tildelingen af støtte.

               (525)

               Kommissionen vurderede derfor EDF's incitamenter til at tilbageholde kapacitet gennem en simulering foretaget af Det Forenede Kongerige på grundlag af meritkurven for 2025.

               (526)

               Denne simulering viser, at kommissioneringen af HPC — selv i det hypotetiske og urealistiske scenarie uden hensyntagen til differencekontraktens indvirkning — ikke vil øge de teoretiske incitamenter til at tilbageholde fleksibel kapacitet, som EDF kan have uden differencekontrakten. Den britiske simulation er baseret på et forventet produktionsmiks i 2025 i Det Forenede Kongerige, der ligger meget tæt på DECC's EMR-scenarier. Denne simulation viser, at der er meget lille sandsynlighed for at nå op på plausible efterspørgselsniveauer, hvor en tilbageholdelsesstrategi ville være rentabel.

               (527)

               Kommissionen konkluderer, at konkurrencefordrejningen som følge af potentiel tilbageholdelse af kapacitet holdes på et minimum.

         9.6.4.   Fordel til EDF af reduktion af afdækningsomkostninger

               (528)

               Engrosmarkederne for elektricitet er usikre for både producenter og leverandører på grund af efterspørgslens og udbuddets særlige karakter. For at få større sikkerhed for indtægter fra salget af elektriciteten og for elomkostningerne køber eller sælger leverandører normalt på terminsmarkederne og anvender spot-markederne og de korte markeder til at finjustere deres positioner.

               (529)

               Terminshandel (eller afdækning) anvendes således til at sikre en vis beskyttelse mod prisvolatilitet. Afdækningsomkostningerne afhænger navnlig af spændet mellem købskurs og salgskurs på terminsmarkedet, der er differencen mellem købskursen (den kurs, som købere vil købe til) og salgskursen (den kurs, som sælgere vil sælge til). Jo flere deltagere og jo større handlede mængder, desto lavere spænd mellem købskurs og salgskurs og følgelig desto lavere transaktionsomkostninger for både sælgere og købere.

               (530)

               Kommissionen var indledningsvis bekymret for, at den yderligere grundlastkapacitet tilvejebragt af HPC og solgt af EDF Energy kunne give sidstnævnte mulighed for at reducere sine afdækningsomkostninger og således opnå en konkurrencefordel i forhold til sine konkurrencer, navnlig i forbindelse med selskabets potentielt bedre mulighed for at optimere sin risikoportefølje. Kommissionen gav udtryk for en yderligere indledende bekymring for, at EDF kunne få bedre forudsætninger for at øge sin andel af specifikke segmenter såsom energiintensive kunder.

               (531)

               Kommissionen vurderede EDF's dokumentation for leveret kapacitet i scenariet efter tildeling af støtte. EDF har allerede en nettoproduktion på 22,9 TWh i 2013, dvs. forskellen mellem mængden produceret på grundlag af egne aktiver og mængden solgt gennem detailoperationer. Selskabet vurderer, at det i 2020 vil have en nettoproduktion på […] TWh og i 2025 en nettoproduktionsposition på […] TWh med HPC.

               (532)

               Kommissionen konkluderer derfor, at det ikke er sandsynligt, at afdækningsomkostningerne vil ændre sig som følge af støtten.

               (533)

               Elforsyningen til udenlandske kunder, herunder energiintensive kunder, kan desuden betragtes som konkurrencepræget. EDF har en markedsandel på under 25 % på trods af den store grundlastproduktionskapacitet, selskabet ejer i dag. I sin nylige anmodning til den britiske konkurrencemyndighed Competition and Markets Authority om en fuldstændig undersøgelse af elmarkederne udelukkede Ofgem (75) navnlig den udenlandske sektor med den begrundelse, at denne sektor generelt kunne betragtes som konkurrencepræget (76).

               (534)

               På trods af de usikkerhedsfaktorer, der er forbundet med at forudsige strategier og markedsresultater over en forholdsvis lang tidshorisont, nemlig indtil HPC er idriftsat, mener Kommissionen, at disse argumenter er tilstrækkelig solide til at fjerne Kommissionens bekymring over denne særlige form for konkurrencefordrejning.

         9.6.5.   Potentiel reduktion af likviditeten på engrosmarkedet

               (535)

               Alene det at have adgang til yderligere egen elektricitet kan indvirke negativt på likviditetsniveauerne på engrosmarkedet, hvilket sandsynligvis vil få en negativ virkning for uafhængige leverandører. Selv om det ikke automatisk betyder, at vertikal integration fører til mindre likvide markeder eller afskærmning, kan markederne dog blive stadig mindre likvide, hvis leverandørerne ejer størstedelen af produktionskapaciteten.

               (536)

               Kommissionen var indledningsvis bekymret over, hvorvidt øget adgang til egenproduktion kan mindske EDF's behov for at erhverve kapacitet på terminsmarkederne. EDF's behov for at handle efter tildelingen af støtten vil blive opvejet af selskabets mulighed for at få adgang til HPC's produktion.

               (537)

               Som svar på Kommissionens spørgsmål om HPC's potentielle indvirkning på markedslikviditeten anførte EDF, at selskabet hverken vil have incitamenter til eller mulighed for at reducere likviditeten.

               (538)

               EDF Energy gør gældende, at selskabets forsyningsvirksomhed er helt uafhængig af opførelsen af HPC eller på anden måde (77). Som anført i afsnittet ovenfor er hensigten med EDF' produktions- og forsyningsvirksomhed at reducere markedsprisrisikoen. Det er ikke hensigten systematisk af levere internt, da det ikke er den bedste metode til at reducere markedsprisrisikoen. Markedsrisikoen reduceres tværtimod bedst ved at købe og sælge på markedet (eller til markedspris).

               (539)

               EDF Energy anførte endvidere, at selskabet ikke driver forretning med henblik på netting af forsynings- og produktionsmængder. EDF identificerer end ikke specifikt handler, der overføres mellem selskabets produktions- og forsyningsvirksomheder uden om markedet.

               (540)

               Til støtte for påstanden om, at den interne netting er begrænset, fremlagde EDF tal for selskabets handlede mængder og for kunder, der har opsagt deres kontrakt (78). Endelig forklarede EDF, at selskabet end ikke har mulighed for at reducere likviditeten på engrosmarkedet på grund af nylige lovændringer. For at øge likviditeten på en række markedssegmenter har Ofgem indført et krav om »market making« i licenserne for de seks største energileverandører i Det Forenede Kongerige, herunder EDF Energy. De skal stille købs- og salgspriser i markedet for at fremme prisfastsættelsen og sikre regelmæssige handelsmuligheder.

               (541)

               Kommissionen vurderede sandsynligheden for, at foranstaltningen ville reducere likviditeten på engrosmarkederne.

               (542)

               Kommissionens bemærkede, at EDF Energys andel af den handlede mængde i forhold til produktionsmængden har været stadig faldende fra en andel af kunder, der har opsagt deres kontrakt (handlet mængde/produktion), på 3 i 2010 til 2 i 2014. Denne andel er desuden den laveste blandt de seks største vertikalt integrerede energiproducenter i Det Forenede Kongerige (79).

               (543)

               Kommissionen bemærker, at Ofgems forskriftsmæssige market making-forpligtelser kan begrænse vertikalt integrerede leverandørers muligheder for bevidst eller ubevidst at anvende strategier, der reducerer likviditetsniveauerne. Kommissionen kender imidlertid ikke sandsynligheden for, at disse forpligtelser opretholdes, eller i hvilket omfang de kan forhindre netting af interne positioner (dvs. anvendelse af egne produktionsaktiver til betjening af egne kunder).

               (544)

               Kommissionen stillede derfor krav om yderligere forholdsregler for at fjerne enhver bekymring over den potentielle skadelige indvirkning på markedslikviditeten.

               (545)

               EDF gik navnlig med til at øge gennemsigtigheden i selskabets handel og salg af elektricitet på markedet og vil således få færre muligheder for at forøge sin rentabilitet uretmæssigt og påvirke likviditeten negativt.

               (546)

               Som eneleverandør af markedstjenester til NNBG for HPC's forventede produktion har EDF givet tilsagn (80) om at:

                           a)

                           registrere handler med HPC's forventede produktion i en særskilt NNBG-regnskabsbog

                           b)

                           prisfastsætte handler med HPC's forventede produktion indgået med EDF til markedsprisen for det pågældende produkt på handelstidspunktet

                           c)

                           indgå alle bilaterale handler med HPC's forventede produktion med enhver anden aktivportefølje ejet eller handlet af EDF til markedspris

                           d)

                           forelægge en årlig rapport for CfD-modparten og Kommissionen, der dokumenterer opfyldelsen af ovennævnte tilsagn.

         9.6.6.   Konklusion vedrørende konkurrencefordrejning

               (547)

               Kommissionen konkluderer, at den potentielle fordrejning af konkurrencevilkårene er begrænset i lyset af betragtningerne i afsnit 9.6.1, 9.6.2, 9.6.3, 9.6.4 og 9.6.5 ovenfor og under hensyntagen til EDF's tilsagn.

               (548)

               På baggrund af en nøje afvejning og under hensyntagen til EDF's tilsagn nåede Kommissionen frem til den konklusion, at fordrejningen af konkurrencevilkårene som følge af kommissioneringen af HPC er begrænset til det nødvendige minimum og opvejes af foranstaltningernes positive virkninger.

               (549)

               Med hensyn til overensstemmelsen med artikel 30 og 110 i TEUF har Det Forenede Kongerige givet tilsagn om at justere metoden for beregning af elleverandørernes ansvar for differencebetalinger, således at støtteberettiget nuklear elektricitet produceret i EU-medlemsstater uden for Storbritannien og leveret til kunder i Storbritannien ikke medregnes i leverandørernes markedsandele, så længe elproducenter uden for Storbritannien ikke har adgang til differencekontrakten. Det Forenede Kongerige vil fjerne denne undtagelse, når producenter uden for Storbritannien bliver berettiget til at ansøge om differencekontrakter.

         10.   KONKLUSION

               (550)

               På baggrund af vurderingen foretaget under hensyntagen til de specifikke omstændigheder i denne sag finder Kommissionen, at pakken af foranstaltninger anmeldt af Det Forenede Kongerige omfatter statsstøtte, der som ændret ved de afgivne tilsagn er forenelig med det indre marked i henhold til artikel 107, stk. 3, litra c), i TEUF.

               (551)

               Kommissionen bemærker, at den har fået forelagt principaftalen om de finansieringsvilkår for HPC-projektfinansieringen, som parterne er nået til enighed om til dato, til vurdering. De britiske myndigheder anførte, at de øvrige vilkår og betingelser og de endelige finansieringsdokumenter vil indeholde standardbestemmelser, som enhver investor vil betinge sig i forbindelse med et lignende projekt. Såfremt de endelige dokumenter på nogen måde ændrer foranstaltningen som anmeldt til Kommissionen på nuværende tidspunkt, skal de britiske myndigheder fremsende disse dokumenter til Kommissionen, da Kommissionen ikke har haft mulighed for at verificere dette. Hvis de endelige finansieringsdokumenter indeholder yderligere statsstøtteelementer, kan de rebus stantibus imidlertid ikke godkendes, da den nuværende pakke af statslige foranstaltninger omfatter al den støtte, der er nødvendig for at sikre investeringerne i HPC-projektet —

         VEDTAGET DENNE AFGØRELSE:
   Artikel 1
   Støtte til Hinkley Point C i form af en differencekontrakt, aftalen med ministeriet samt alle relaterede elementer, som Det Forenede Kongerige påtænker at gennemføre, er forenelig med det indre marked i henhold til artikel 107, stk. 3, litra c), i traktaten om Den Europæiske Unions funktionsmåde.
   Støtten kan følgelig godkendes.
   Artikel 2
   Denne afgørelse er rettet til Det Forenede Kongerige Storbritannien og Nordirland.

      Udfærdiget i Bruxelles, den 8. oktober 2014.

            På Kommissionens vegne

         Joaquín ALMUNIA

            Næstformand

      (1)  EUT C 69 af 7.3.2014, s. 60.

      (2)  Grundlastproduktion er almindelig på elværker, der har en konstant produktionskapacitet og således kan imødekomme hovedefterspørgslen på ethvert tidspunkt. Kernekraftværker er grundbelastningselværker og er også karakteriseret ved forholdsvis lave variable omkostninger, og de befinder sig derfor ofte øverst på udbudskurven.

      (3)  Formlen i differencekontrakten er som følger:

   Hvor (d) er antal handelsdage den foregående sæson, (e) er antal kilder, (BP) er prisen hver dag for hver kilde, og (BQ) mængden hver dag for hver kilde.

      (4)  Findes på følgende websted: https://www.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/267649/Generic_CfD_-_Terms_and_Conditions__518596495_171_.pdf

      (5)  Forretningshemmelighed.

      (6)  For en nærmere beskrivelse af tilsagnet, se bilag C.

      (7)  Især HPC IUK Model […].

      (8)  Der udstedes indledningsvis obligationer for 16 mia. GBP og for yderligere 1 mia. GBP i forbindelse med Sizewell C-justeringen under differencekontrakten (»SZC-obligationen«).

      (9)  Basisscenariebetingelsen er opfyldt, når der er blevet forelagt tilfredsstillende dokumentation for, at Flamanville 3 har afsluttet prøvekørselsperiode, og at garantistillerens krav til ydeevne i denne periode er blevet opfyldt. Garantistilleren har mulighed for at udsætte datoen for opfyldelse af basisscenariebetingelsen til et senere tidspunkt ved at forøge basisegenkapitalen og sikre, at denne forøgelse omfattes af den påkrævede kreditstøtte. Der kan ikke fastsættes en dato for opfyldelse af basisscenariebetingelsen, der ligger efter den 31. december 2020.

      (10)  FFS-betingelsen er, at:

               a)

               […]

               b)

               […]

               c)

               […].

      (11)  Der er fast sikkerhed i det relevante og identificerede aktiv straks efter sikkerhedsstillelsen, og kautionisten må ikke afhænde det sikrede aktiv eller disponere herover på anden vis uden den sikrede parts samtykke.

      (12)  Flydende sikkerhed stilles i klasse af nuværende og fremtidige flydende aktiver, der tilhører kautionisten.

      (13)  Sikkerhedsret, der giver den sikrede part rettigheder over det sikrede aktiv. Et pant er en form for sikkerhedsret, som ikke giver den sikrede part ejendoms- eller råderet. Et pant er i stedet en behæftelse i det sikrede aktiv, som giver den sikrede part ret til at realisere aktivet med henblik på betaling af den sikrede gæld. Det giver den sikrede part en rimelig ejerinteresse i aktivet ved at give den pågældende ret til at tilegne sig aktivet og anvende indtægterne fra salget til dækning af den sikrede gæld.

      (14)  Et generalpant i alle (eller størstedelen af) virksomhedens aktiver, der giver indehaveren af dette pant ret til at udpege en administrator eller bobestyrer, og som betegnes som et generalpant i den britiske lov om insolvens (Insolvency Act) af 1986.

      (15)  De sikrede parter er garantistilleren, udstederen, det britiske energi-og klimaministerium og Nuclear Decommissioning Fund Company Limited.

      (16)  Det britiske energi-og klimaministerium og Nuclear Decommissioning Fund Company Limited i forbindelse med aftaler vedrørende dekommissionering af Hinkley Point C.

      (17)  Direktiv 2009/72/EF

      (18)  De normaliserede omkostninger ved produktion af energi (»LCOE«) er et mål for omkostningerne ved produktion af elektricitet baseret på en række forskellige teknologier, der skal gøre det muligt at sammenligne disse omkostninger på grundlag af en række antagelser.

      (19)  Fabrice Leveque og Andrew Robertson, Future Electricity Series Part 3: Power from Nuclear, Carbon Connect, Policy Connect, London, 2014.

      (20)  Kommissionens meddelelse om anvendelsen af EF-traktatens artikel 87 og 88 på statsstøtte i form af garantier (EUT C 155 af 20.6.2008, s. 10).

      (21)  Meddelelse fra Kommissionen om Den Europæiske Unions rammebestemmelser for statsstøtte i form af kompensation for offentlig tjeneste (EUT C 8 af 11.1.2012, s. 15).

      (22)  Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2009/72/EF af 13. juli 2009 om fælles regler for det indre marked for elektricitet og om ophævelse af direktiv 2003/54/EF (EUT L 211 af 14.8.2009, s. 55).

      (23)  Sag T -17/02, Fred Olsen mod Kommissionen, Sml. 2005 II, s. 2031, præmis 216, og sag T 289/03, BUPA mod Kommissionen, Sml. 2008 II, s. 81, præmis 166 og 220.

      (24)  Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2004/17/EF af 31. marts 2004 om samordning af fremgangsmåderne ved indgåelse af kontrakter inden for vand- og energiforsyning, transport samt posttjenester (EUT L 134 af 30.4.2004, s. 1).

      (25)  Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2004/18/EF af 31. marts 2004 om samordning af fremgangsmåderne ved indgåelse af offentlige vareindkøbskontrakter, offentlige tjenesteydelseskontrakter og offentlige bygge- og anlægskontrakter (EUT L 134 af 30.4.2004, s. 114).

      (26)  Se Kommissionens beslutning af 30. oktober 2001, statsstøttesag N 6/A/2001 — Irland, C(2001) 3265 fin, betragtning 56.

      (27)  Gasturbiner med kombineret cyklus eller CCGT er en moderne gasproduktionsteknologi.

      (28)  KOM(2011) 885 endelig, Energikøreplanen 2050, s. 6.

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

      (30)  Sag C-280/00, Altmark Trans GmbH og Regierungspräsidium Magdeburg mod Nahverkehrsgesellschaft Altmark GmbH, præmis 87-93. Altmark-kriterierne er blevet fastlagt af Domstolen for at præcisere, under hvilke omstændigheder en kompensation ydet af en offentlig myndighed for udførelse af en tjenesteydelse af almen økonomisk interesse (»SGEI«) kan betegnes som statsstøtte i henhold til artikel 107, stk. 1, i TEUF.

      (31)  Sag C-280/00, Altmark Trans GmbH og Regierungspräsidium Magdeburg mod Nahverkehrsgesellschaft Altmark GmbH, præmis 87-93.

      (32)  Meddelelse fra Kommissionen om anvendelsen af Den Europæiske Unions statsstøtteregler på kompensation for levering af tjenesteydelser af almindelig økonomisk interesse, (2012/C 8/02) (EUT C 8 af 11.1.2012, s. 4).

      (33)  Sag T-289/03, BUPA mod Kommissionen, Sml. 2008 II, s. 81, præmis 165.

      (34)  Sag T-17/02, Olsen mod Kommissionen, præmis 216, bekræftet i C-320/05 P, Olsen mod Kommissionen.

      (35)  Se SA.36196, SA.38812, SA.38763, SA.38761, SA.38759 og SA.38758.

      (36)  SGEI-meddelelse, punkt 51.

      (37)  Sag 76/78, Steinike & Weinlig mod Tyskland, Sml. 1977, s. 595, præmis 21, sag C-379/98, PreussenElektra, Sml. 2001 I, s. 2099, præmis 58.

      (38)  Sag C-677/11, Doux Elevage, endnu ikke offentliggjort, præmis 34, sag T 139/09, Frankrig mod Kommissionen, endnu ikke offentliggjort, præmis 36.

      (39)  Sag C-262/12, Vent de Colère, endnu ikke offentliggjort, præmis 21.

      (40)  Meddelelse fra Kommissionen om Den Europæiske Unions rammebestemmelser for statsstøtte i form af kompensation for offentlig tjeneste (2012/C 8/03) (EUT C 8 af 11.1.2012, s. 15).

      (41)  Se første afsnit i afsnit 8.1 i indledningsafgørelsen.

      (42)  Der blev navnlig rejst tvivl om foreneligheden med reglerne i direktiv 2004/17/EF og 2004/18/EF.

      (43)  DECC, Planning our electric future, december 2011. Se navnlig bilag B, der findes på følgende websted: https://www.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/48253/3884-planning-electric-future-technical-update.pdf.

      (44)  DECC, Annex A: Feed-in Tariff with Contracts for Difference Operational Framework, 29. november 2012. Dokumenterne findes på følgende websted: https://www.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/66554/7077-electricity-market-reform-annex-a.pdf og http://services.parliament.uk/bills/2012-13/energy.html.

      (45)  Se dokument på følgende websted: https://www.gov.uk/government/publications/purchase-of-horizon-nuclear-power-meetings-between-ond-and-hitachi-ltd-foi-request-12-1718.

      (46)  Se f.eks. Kommissionens beslutning 2005/407/EF af 22. september 2004 om den statsstøtte, som Det Forenede Kongerige vil give British Energy plc (EUT L 142 af 6.6.2005, s. 26).

      (47)  Den særlige situation i den britiske elsektor er beskrevet i afsnit 2.1 i indledningsafgørelsen.

      (48)  Se pressemeddelelse på følgende websted: http://europa.eu/rapid/press-release_IP-14-865_en.htm.

      (49)  Kommissionen anmodede DECC om at foretage en række følsomhedsanalyser på grundlag af deres prognosemodel og vurderede nøje input og output for de enkelte scenarier. DECC's dynamiske lastfordelingsmodel (Dynamic Dispatch Model (DDM)) er en integreret energimarkedsmodel for Storbritanniens (»GB«) energimarked på mellemlang til lang sigt. Den simulerer lastfordelen af elektricitet fra elværker i Storbritannien og beslutninger om investeringer i produktionskapacitet i perioden 2010-2049 baseret på estimationen af elefterspørgslen og -udbuddet pr. halve time. Investeringsbeslutninger er baseret på projekterede indtægter og cash flow under hensyntagen til indvirkningen af politiske beslutninger og ændringer af produktionsmikset. DDM-modellen gør det således muligt at foretage en sammenlignende analyse af indvirkningen af forskellige politiske beslutninger om produktion, kapacitet, omkostninger, priser, forsyningssikkerhed og CO2-udledning.

      (50)  Se pressemeddelelse på følgende websted: http://europa.eu/rapid/press-release_IP-14-866_en.htm.

      (51)  Det Forenede Kongerige har navnlig offentliggjort en indkaldelse af interessetilkendegivelser ved investeringsaftalen, det var åben for alle potentielle investorer, men modtog kun svar fra EDF.

      (52)  Se det britiske finansministeriums dokumentation af 5. september 2014.

      (53)  Det britiske finansministerium redegør navnlig for tre sæt benchmarks: Nylige banklån på »limited recourse«-vilkår til projektfinansiering (lavemissionsenergi), spænd over virksomhedsgæld (BB+-rating) pr. 21. august 2014 og gennemsnit for 10-årige credit default swaps og iTraxx Europe XOver (BB+-område).

      (54)  IUK, 26. august 2014.

      (55)  Det stramme scenarie er baseret på følgende antagelser om de årlige sandsynligheder for misligholdelse og inddrivelsesprocenter:

               —

               Tab givet misligholdelse i år 1-6 er nul, da hele gælden skal tilbagebetales og inddrives, hvis basisscenariebetingelsen ikke er opfyldt inden 2020.

               —

               Der forventes ingen misligholdelse i år 7-10, da der ikke skal betales tilbage på hovedstolen, og da alle påløbne renter i anlægsfasen (herunder garantigebyrer) vil blive dækket af basisegenkapital eller af basisegenkapital og/eller betinget egenkapital.

               —

               En anlægsfase på 14 år (herunder en forsinkelse på fire år) og en driftsfase på 30 år.

               —

               Kumulativ sandsynlighed for misligholdelse på 10 % ved en forsinkelse på fire år (0 % i år 11 og 12 og 5 % i år 13 og 14) og et tab givet misligholdelse på 100 %.

               —

               5,6 % sandsynlighed for misligholdelse et givent driftsår. Sandsynligheden antages at være 5,6 % konstant, således at den matcher de gennemsnitlige procentsatser for ikkeamerikanske energiprojekter.

      (56)  Som angivet i det britiske finansministeriums svar af 19. september 2014 er sandsynligheden for en stigning på 1,5 % i forbindelse med 20-30-årige obligationer omkring 17-20 %. Som angivet i det britiske finansministeriums svar af 12. september 2014 (bilag B — IUK-følsomhedsanalyse) vil en stigning i obligationskurven på 1,5 % på udstedelsestidspunktet (ceteris paribus) reducere egenkapitalen med […] mia. GBP (model, version 19.7).

      (57)  Der redegøres kort for disse forbehold i e-mail fra DG COMP til DECC sendt den 9. september 2014 kl. 15:43, »CfD for HPC — Note on Rate of Return«.

      (58)  Denne version var en opdatering af den anmeldte finansielle model, som efterfølgende blev opdateret flere gange. I version 21.10 (af 29. august 2014) er projektets interne rente (IRR) […] % og egenkapitalforrentningen (IRR) […] % (efter skat, nominelt) beregnet på grundlag af trukket egenkapital og […] % beregnet på grundlag af forpligtet egenkapital. Version 21 svarer til NNBG's basisscenarie og omfatter i forhold til version 5.1 flere opdateringer vedrørende anlægstidsplanen, indvirkningen af finansieringsordninger samt makroøkonomiske parametre.

      (59)  Kommissionen antog navnlig, at disse ændringer i cash flow vil ske i perioden 1. januar 2017-30. juni 2023. I denne periode er projektets nominelle cash flow (efter skat) negative i version 9.8 af den finansielle model.

      (60)  NNBG-dokument nr. HPC-NNBGPCP-XX-000-EST-000069 af 27. juni 2014.

      (61)  HPC IUK Model version 21.10 forelagt Kommissionen den 19. september 2014.

      (62)  Kommissionen tog ikke højde for benchmarks uden pålidelig kildeangivelse. Kommissionen modtog ligeledes oplysninger om realiseret egenkapitalforrentning i forbindelse med en række projekter omfattet af bestemmelser om ex ante-afkast (forventet afkast). Kommissionen noterede sig disse benchmarks for ex post-afkast (realiseret afkast), som den fandt informative, men lagde i sin vurdering mere vægt på tilladte ex ante-afkast. Efter Kommissionens opfattelse afspejler disse ex ante-afkast fastsat af reguleringsmyndighederne i højere grad afkastkravet (hurdle rate) til de regulerede enheder. Tilladte afkast fastsættes endvidere ofte som det minimum, som regulerede enheder kan opnå. Ex post-afkast er således helt naturligt højere end ex-ante-værdien.

      (63)  Det samme billede tegner sig ved vurdering af scenarierne i tabel 8.

      (64)  Især […].

      (65)  Se prisfastsættelsesmetoden i affaldskontrakten, der er tilgængelig på følgende adresse: https://www.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/42629/3798-waste-transfer-pricing-methodology.pdf.

      (66)  Se f.eks. statsstøttesag SA.31107 (11/N), hvor et kapitalafkast på 9,6-11 % blev accepteret. Se også statsstøttesag N354/09, hvor et kapitalafkast på 12 % blev accepteret.

      (67)  For en nærmere beskrivelse af tilsagnet, se bilag C.

      (68)  Navnlig arbejdsarket HPC IUK Model v[21.10] (Beta)_2014-09-19_DECC.xlsm, per »DECC Output«.

      (69)  Disse tal blev beregnet på tidspunktet for udarbejdelse af denne afgørelse på grundlag af finansiel model, version 21.10, forelagt Kommissionen den 19. september 2014.

      (70)  Når differencekontrakten er udløbet efter 35 år, vil gevinsten ikke længere resultere i faldende aftalekurser, da der ikke længere er nogen aftalekurs. Efter differencekontraktens udløb vil gevinsten således blive fordelt direkte mellem CfD-modparten og NNBG.

      (71)  DECC's model og Pöyrys modelleringsarbejde indgik i Kommissionens analyse.

      (72)  Bilag 8 i den britiske regerings svar på Kommissionens indledningsafgørelse, 31. januar 2014.

      (73)  Sammenligningen af leverings- og handelsdatoer blev foretaget på grundlag af EFA-kalenderen, findes på følgende websted: https://www.theice.com/publicdocs/EFA_Calendar.pdf, data udtrukket den 13. juni 2014.

      (74)  Compass Lexecon, »Analysis of the impact of HPC on the potential for capacity withholding«, 4. august 2014.

      (75)  Ofgem, »Decision to make a market investigation reference in respect of the supply and acquisition of energy in Great Britain«, 26. juni 2014. Findes på følgende websted: https://www.ofgem.gov.uk/publications-and-updates/decision-make-market-investigation-reference-respect-supply-and-acquisition-energy-great-britain.

      (76)  Se Ofgem, »State of the Market Assessment«, 27. marts 2014, punkt 4.41, og nedenfor. Findes på følgende websted: https://www.ofgem.gov.uk/publications-and-updates/state-market-assessment.

      (77)  Se EDF's/NNBG's svar på spørgsmål vedrørende potentiel indvirkning på markedslikviditeten af 8. september 2014.

      (78)  Tabel 3 i EDF's/NNBG's svar på spørgsmål vedrørende potentiel indvirkning på markedslikviditeten af 8. september 2014.

      (79)  Se figur 43, Ofgem — State of the Market Assessment, 27. marts 2014.

      (80)  For en nærmere beskrivelse af tilsagnet, se bilag C.

      BILAG A

         AFKAST I HENHOLD TIL DIFFERENCEKONTRAKTEN

         Tabel 3

         NNBG's finansielle risikovurdering — forventet sandsynlighedsfordeling for HPC's samlede faktiske omkostninger

      […]

         Kilde: TESLA4, s. 12.

         Figur 2

         Historiske terminspriser og aftalekurser i Det Forenede Kongerige

         Tabel 4

         Sammendrag af KPMG's tilgange til analyse af det passende afkast

                  (%)

                  Tilgang

                  Afkastinterval (projektets interne rente, efter skat, nominelt)

                  Bemærkninger

                  Relativ risikoanalyse

                  8,5-11
                  (projektbasis)

                  Sammenligning af offshorevind- og OPP/PFI-afkast i anlægsfasen samt af britisk regulerede anlæg/kernekraftoperatører i driftsfasen

                  Benchmarkinganalyse

                  6-13
                  (projektbasis)

                  Sammenligning af britisk regulerede anlæg/OPP/IWPP/sammenlignelige nukleare projekter

                  Analyse af projektets afkastkrav

                  10,5-14,5

                  Baseret på EDF's WACC-estimater plus præmie observeret i akademiske undersøgelser fra en række virksomheder

                  Finansieringsanalyse

                  9-13 — anlæg
                  6-9,5 — drift

                  Analyse af potentielle finansieringsstrukturer i anlægs- og driftsfasen

                  Antaget gældsfinansieringsstruktur omfattet af den britiske garantiordning

                  10,2 — projektets interne rente (IRR)
                  12,8 — gearet egenkapitalforrentning (IRR)

                  Analyse af projektafkastet og den gearede egenkapitalforrentning (for de foreslåede britisk garanterede gældsniveauer) og med den forhandlede aftalekurs.
                  De 10,2 % skyldes skatteskjoldseffekten på likviditetsstrømme på projektniveau og IUK's vejledende garantiprissætning.

                     Kilde: Anmeldelse, tabel 5, baseret på KPMG.

         Tabel 5

         Kommissionens følsomhedsanalyse — Model med ændrede årlige cash flow i anlægsfasen

      […]
      I de skyggede celler angives anlægsomkostninger, capex — IRR-mål-scenarier med en aftalekurs under 92,50 GBP/MWh. Baseret på NNBG's finansielle model, version 9.8.

         Tabel 6

         Projektscenarier, sandsynligheder (konfidensniveauer for, hvorvidt de faktiske resultater vil være bedre end antaget) og projektets nøgletal

      […]

         Bemærk:

                  1)

                  Omfatter tildeling af anlægsgevinst på 0,8 GBP/MWh (reel 2012).

                  2)

                  Fast beløb fra SZC først frigivet efter COD2, hvorfor det ikke er omfattet af finansieringskravet.

                  3)

                  Opex-justering kun anvendt de første 15 år og efter differencekontraktens udløb på grund beskyttelse af potentiel opex-revision.

                  4)

                  Min. DSCR uden første periode.

                  5)

                  EIRR forpligtet reel tilnærmet som EIRR forpligtet nominel minus langsigtet CPI antaget.

                  6)

                  Lavere niveau af forpligtet egenkapital antaget i denne version af den finansielle model indebærer, at forpligtet egenkapital IRR er optimistisk i forhold til nuværende modellerede resultater.

                  MEGET LAV

                  Meget lav sandsynlighed for bedre resultater end antaget

                  LAV

                  Lav sandsynlighed for bedre resultater end antaget

                  MODERAT

                  Moderat sandsynlighed for bedre resultater end antaget

                  HØJ

                  Høj sandsynlighed for bedre resultater end antaget

                  MEGET HØJ

                  Meget høj sandsynlighed for bedre resultater end antaget

         Tabel 7

         Finansieringsprofil i anlægsfasen og DSCR i driftsfasen

      […]

         Tabel 8

         Kombineret capex, forsinkelse og andre pessimistiske scenarier

      […]

         Tabel 9

         Sammendrag af DDM-resulter for udvalgte scenarier

                  Scenarie

                  Hovedantagelser

                  Kapacitetsmarked?

                  Første nukleare anvendelse

                  Forsyningsnettets kulstofintensitet 2030

                  Forsyningsnettets kulstofintensitet 2040

                  Forsyningsnettets kulstofintensitet 2049

                  1a

                  BAU-scenarie

                  Nej

                  2037

                  232

                  188

                  96

                  1d

                  BAU-scenarie, høje brændstofpriser

                  Nej

                  2031

                  186

                  101

                  46

                  1e

                  BAU-scenarie, lave brændstofpriser

                  Nej

                  2041

                  269

                  233

                  121

                  2a

                  BAU-scenarie + CfD for kerneenergi

                  Nej

                  2023

                  158

                  88

                  37

                  3a

                  CfD'er for ikkenuklear lavemissionsenergi

                  Nej

                  2037

                  164

                  135

                  61

                  3d

                  CfD'er for ikkenuklear lavemissionsenergi, høje brændstofpriser

                  Nej

                  2031

                  181

                  123

                  52

                  3e

                  CfD'er for ikkenuklear lavemissionsenergi, lave brændstofpriser

                  Nej

                  2041

                  182

                  120

                  66

                  3h

                  CfD'er for ikkenuklear lavemissionsenergi, større samkøring

                  Nej

                  2037

                  160

                  133

                  59

                  4a

                  CfD'er for lavemissionsenergi

                  Nej

                  2023

                  100

                  42

                  25

                  5a

                  BAU-scenarie

                  Ja

                  2037

                  236

                  194

                  88

                  5d

                  BAU-scenarie, høje brændstofpriser

                  Ja

                  2032

                  194

                  111

                  52

                  5e

                  BAU-scenarie, lave brændstofpriser

                  Ja

                  2041

                  272

                  235

                  126

                  7a

                  CfD'er for ikkenuklear lavemissionsenergi

                  Ja

                  2046

                  104

                  49

                  33

                  7d

                  CfD'er for ikkenuklear lavemissionsenergi, høje brændstofpriser

                  Ja

                  2038

                  137

                  65

                  28

                  7e

                  CfD'er for ikkenuklear lavemissionsenergi, lave brændstofpriser

                  Ja

                  Ikke før 2049

                  113

                  51

                  44

                  7f

                  CfD'er for ikkenuklear lavemissionsenergi, høje nukleare omkostninger, lave VE- og CCS-omkostninger

                  Ja

                  2048

                  97

                  46

                  35

                  7g (kun til 2030)

                  CfD'er for ikkenuklear lavemissionsenergi, større efterspørgselsreaktion, større EDR, større samkøring

                  Ja

                  Ikke før 2030

                  104

                  Ikke relevant

                  Ikke relevant

                  7h

                  CfD'er for ikkenuklear lavemissionsenergi, større samkøring

                  Ja

                  2046

                  101

                  48

                  32

                  8a

                  CfD'er for lavemissionsenergi

                  Ja

                  2023

                  104

                  50

                  31

                  8d

                  CfD'er for lavemissionsenergi, høje brændstofpriser

                  Ja

                  2023

                  99

                  48

                  30

                  8e

                  CfD'er for lavemissionsenergi, lave brændstofpriser

                  Ja

                  2023

                  99

                  38

                  30

                  8f

                  CfD'er for lavemissionsenergi, høje nukleare omkostninger, lave VE- og CCS-omkostninger

                  Ja

                  2023

                  102

                  45

                  28

                  8g (kun til 2030)

                  CfD'er for lavemissionsenergi, større efterspørgselsreaktion, større EDR, større samkøring

                  Ja

                  2023

                  98

                  Ikke relevant

                  Ikke relevant

                  8h

                  CfD'er for lavemissionsenergi, større samkøring

                  Ja

                  2023

                  100

                  53

                  32

         Tabel 10

         Benchmarks for infrastrukturtransaktioner

                  Sponsor

                  Antin Infrastructure Partners

                  CDP Capital

                  Brookfield Renewable Energy Partners

                  Borealis,
                  First State EDIF

                  Fund Target
                  Equity IRR

                  15 %

                  16 %

                  9 – 12 %

                  9 – 15 %

                     Kilde: Det Forenede Kongeriges svar på Kommissionens spørgsmål modtaget den 16. september 2014 — »Answers to the Commission's questions received 16 September 2014« — udarbejdet på grundlag af fondswebsteder, Preqin, pressemeddelelser. Bemærk: Fondens IRR-mål, eksklusive gebyrer og udgifter. Anvendte vekselkurser: GBP EUR: 1: 1,26, GBP CAD: 1: 1,81. Nominel HPC-egenkapitalforrentning efter skat til sammenligningsformål. Borealis' IRR-mål: 9-12 %, First State EDIF's IRR-mål: 10-15 %

         Tabel 11

         Beregninger af udvalgte regulerede tilladte afkast

                  Eltransmission (Ofgem (1))

                  Ofwat (2) — PR09

                  Ofwat — PR 14 (ikke endelig) (3)

                     Bemærkning

                  Periode

                  2013-2021

                  2010-2015

                  2015-2020

                     Reelle

                  Gearet egenkapitalomkost-ning (efter skat)

                  7 %

                  7,10 %

                  5,65 %

                  Gældsomkostninger (før skat, reelle)

                  2,92 %

                  3,60 %

                  2,75 %

                  Teoretisk gearing

                  60 %

                  57,5 %

                  62,5 %

                  Vanilla WACC

                  4,55 %

                  5,10 %

                  3,85 %

                  Inflationsantagelse

                  3,5 %

                  3,5 %

                  3,5 %

                     Tilladte nominelle omkostninger/afkast (geometrisk beregning)

                  Gearet egenkapital-omkostning

                  10,7 %

                  10,8 %

                  9,3 %

                  Gældsomkostninger (før skat)

                  6,5 %

                  7,2 %

                  6,3 %

                  Vanilla WACC*

                  8,2 %

                  8,8 %

                  7,5 %

                     Nominelle (aritmetisk beregning)

                  Gearet egenkapital-omkostning*

                  10,5 %

                  10,6 %

                  9,2 %

                  Gældsomkostninger (før skat)*

                  6,4 %

                  7,1 %

                  6,3 %

                  Vanilla WACC

                  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

         Tabel 12

         Benchmarks for projekt vedrørende nuklear produktion

                  Projekt

                  Ontario Power Authority

                  Teknologi

                  Modernisering af Bruce Power-kernekraftværket

                  Gearing

                  20-40 %

                  Reelle gældsomkostninger (efter skat)

                  6,20 %

                  Mål for nominel egenkapitalforrentning (efter skat)

                  13,7-18 % (12,8-17,1 % justeret for den nuværende britiske rente)

                  Mål for projektets interne rente

                  10,6-13,8 % (9,7-12,9 % justeret for den nuværende britiske rente)

                  Investeringshorisont (aktivs levetid)

                  25 år

                  Investeringsbeløb

                  4 mia. CAD

                  Indtægtssikkerhed

                  CfD med faste priser i anlæggets resterende driftstid (25 år)

                  Anlægsrisiko

                  Lavere — modernisering, ikke nyopførelse, deling af budgetoverskridelser

                  Driftsrisiko

                  Lavere — deling af overskridelser af personalebudget, brændselsomkostninger pass-through

                  Finansieringsrisiko

                  Lavere — mindre kapitalprojekt, kortere periode

                  Betinget egenkapital påkrævet

                  Ukendt

                     Kilde: Det Forenede Kongeriges svar på Kommissionens spørgsmål modtaget den 16. september 2014 — »Answers to the Commission's questions received 16 September 2014« — udarbejdet på grundlag af offentlige dokumenter (revisionsberetning udarbejdet af Bruce Power– april 2007, s.14.: Bekræftet som projektafkast i brev fra CIBC World Markets Inc. til energiministeriet i Ontario af 17. oktober 2005, http://www.rds.ontarioenergyboard.ca/webdrawer/webdrawer.dll/webdrawer/rec/67137/view/PWU_Exhibit_K11.3_fairness_opinion_bruce_20080613.pdf. Brev fra CIBC World Markets Inc. til energiministeriet i Ontario af 17. oktober 2005: http://www.rds.ontarioenergyboard.ca/webdrawer/webdrawer.dll/webdrawer/rec/67137/view/PWU_Exhibit_K11.3_fairness_opinion_bruce_20080613.pdf Bruce Power Fairness Opinion (CIBC World Markets Inc.) — oktober 2005, s. 5.

         Tabel 13

         Benchmarks for PPA-projekter (power purchase agreement/energiforsyningsaftale)

                  Teknologi

                  CCGT

                  PPA-projekter

                  Gearing

                  < 80 %

                  Ukendt

                  Gældsomkostninger

                  Ukendt

                  Ukendt

                  Mål for nominel egenkapitalforrentning (efter skat)

                  > 13 %

                  Mål for nominelt projektafkast (efter skat)

                  9-15 % (6)

                  Investeringshorisont (aktivs levetid)

                  25 år

                  Diverse

                  Investeringsbeløb

                  Diverse

                  Diverse

                  Indtægtssikkerhed

                  20-årig PPA

                  PPA

                  Anlægsrisiko sammenholdt med HPC

                  Lavere — EPC-kontraktbaseret, velkendt teknologi

                  Ukendt, men sandsynligvis lavere

                  Driftsrisiko sammenholdt med HPC

                  Lavere

                  Ukendt

                  Finansieringsrisiko

                  Lavere, kortere anlægsperiode

                  Ukendt, men sandsynligvis lavere

                  Betinget egenkapital påkrævet

                  Ukendt

                  Ukendt

                  Henvisninger

                      (4)

                      (5)

                     Kilde: Dokumentation fra Det Forenede Kongerige, tabel 2 om afkast, 10. september, og note 1 og 2 nedenfor.

         Tabel 14

         Benchmarks for regulerede aftaler: Tilladte afkast på regulerede aktiver for energi- og vandanlæg i Det Forenede Kongerige ifølge de seneste krav om prisregulering

                  Reguleringsmyndighed

                  Ofwat

                  Ofgem

                  CC

                  Ofgem

                  CC

                  CAA

                  ORR

                  Bestemmelse

                  PR14 (ikke endelig) (7)

                  WPD 14 (8)

                  NIE 2014 endelig (9)

                  RIIO T1 2012 (NGET) (10)

                  Bristol W 2010 (11)

                  HAL 2014 endelig (12)

                  NR 2013 (13)

                  Gearing

                  62,5 %

                  65 %

                  45 %

                  60 %

                  60 %

                  60 %

                  62,5 %

                  Reelle gældsomkostninger (før skat)

                  2,8 %

                  2,6 %

                  3,1 %

                  2,9 %

                  3,9 %

                  3,2 %

                  3 %

                  Reelle egenkapitalomkostninger (efter skat)

                  5,7 %

                  6,4 %

                  5 %

                  7 %

                  6,6 %

                  6,8 %

                  6,5 %

                  Reel vanilla WACC

                  3,8 %

                  3,9 %

                  4,1 %

                  4,6 %

                  5 %

                  4,7 %

                  4,3 %

                  Inflation

                  3,5 %

                  3,5 %

                  3,5 %

                  3,5 %

                  3,5 %

                  3,5 %

                  3,5 %

                  Nominelle gældsomkostninger (før skat)

                  6,2 %

                  6,1 %

                  6,6 %

                  6,4 %

                  7,4 %

                  6,7 %

                  6,5 %

                     Nominelle egenkapitalomkostninger (efter skat)
                      (14)

                     9,2 %

                     9,9 %

                     8,5 %

                     10,5 %

                     10,1 %

                     10,3 %

                     10 %

                  Nominel vanilla WACC

                  7,3 %

                  7,4 %

                  7,6 %

                  8,1 %

                  8,5 %

                  8,2 %

                  7,8 %

                  Analytiker-prognose for egenkapitalforrentningen (ex ante)

                  c14 % (15)

                  Investeringshorisont (16) — prisreguleringsperiode

                  5

                  8

                  3

                  8

                  5

                  5

                  5

                  Investeringsbeløb: Værdien af regulerede aktiver (RAV) (17)
                      (18)
                      (19)

                  70 mio.— 11,7 mia. (20) (anslåede 2014-2015-værdier)

                  5,9 mia. (2014) (21)

                  cGBP950m (prisreguleringsprognose (22)

                  2,2-14,8 mia. (prognose for virksomhedernes RAV-interval i prisreguleringsperioden) (23)

                  0,39 mia. (2013) (24)

                  14,9 mia. (25)

                  45 mia. (2013) (26)

                  Indtægtsbeskyttelse

                  Mere end HPC — se svar på spørgsmål 2c — NNBG's angivelse af afkast, 10. september

                  Anlægsrisiko

                  Mindre end HPC. Se nærmere redegørelse i betragtning 124-131 — NNBG's angivelse af afkast, 10. september

                  Driftsrisiko

                  Mindre end HPC. Se nærmere redegørelse i betragtning 132-135 — NNBG's angivelse af afkast, 10. september

                  Finansieringsrisiko

                  Mindre end HPC. Se nærmere redegørelse i betragtning 136-139 — NNBG's angivelse af afkast, 10. september

                  Andre risici

                  Mindre end HPC. Se nærmere redegørelse om forskelle mellem grundlæggende forretningsmodeller, diversificering af aktiver og teknologirisici i betragtning 113-122 — NNBG's angivelse af afkast, 10. september

                  Betinget egenkapital påkrævet

                  Ingen

         Tabel 15

         Overslag over kapitalomkostninger for virksomheder i industrigruppen »forsyningsvirksomhed« (generel) i EU

                  (%)

                  Virksomhedens navn

                  Land

                  Egenkapitalomkostninger i USD

                  Gældsomkostninger før skat i USD

                  Gældsomkostninger efter skat i USD

                  Kapitalomkostninger i USD

                  E.ON SE (DB:EOAN)

                  Tyskland

                  8,25

                  4,04

                  3,19

                  5,78

                  RWE AG (DB:RWE)

                  Tyskland

                  7,95

                  4,54

                  3,59

                  5,54

                  Centrica plc (LSE:CNA)

                  Det Forenede Kongerige

                  6,99

                  4,44

                  3,11

                  6,04

                  Veolia Environnement S.A. (ENXTPA:VIE)

                  Frankrig

                  11,62

                  5,44

                  4,30

                  6,46

                  National Grid plc (LSE:NG.)

                  Det Forenede Kongerige

                  9,37

                  4,44

                  3,11

                  6,33

                  Suez Environnement Company SA (ENXTPA:SEV)

                  Frankrig

                  9,97

                  4,94

                  3,90

                  6,38

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

                  Italien

                  13,72

                  7,44

                  5,88

                  8,68

                  Hera S.p.A. (BIT:HER)

                  Italien

                  12,65

                  5,94

                  4,69

                  7,94

                  MVV Energie AG (XTRA:MVV1)

                  Tyskland

                  8,31

                  4,04

                  3,19

                  5,70

                  ACEA S.p.A. (BIT:ACE)

                  Italien

                  12,15

                  6,44

                  5,09

                  7,68

                  Iren SpA (BIT:IRE)

                  Italien

                  13,85

                  7,94

                  6,27

                  8,80

                  Mainova AG (DB:MNV6)

                  Tyskland

                  6,96

                  5,54

                  4,38

                  6,30

                  Gelsenwasser AG (DB:WWG)

                  Tyskland

                  6,09

                  5,54

                  4,38

                  6,08

                  Telecom Plus plc (LSE:TEP)

                  Det Forenede Kongerige

                  6,45

                  4,94

                  3,46

                  6,44

                  Compagnie Parisienne de Chauffage Urbain (ENXTPA:CHAU)

                  Frankrig

                  7,73

                  4,94

                  3,90

                  6,33

                  Zespól Elektrocieplowni Wroclawskich KOGENERACJA Spólka Akcyjna (WSE:KGN)

                  Polen

                  7,44

                  5,39

                  4,26

                  6,94

                  Fintel Energia Group SpA (BIT:FTL)

                  Italien

                  9,88

                  8,94

                  7,06

                  9,02

                  REN — Redes Energéticas Nacionais, SGPS, S.A. (ENXTLS:RENE)

                  Portugal

                  19,97

                  7,64

                  6,04

                  10,05

                  GDF SUEZ S.A. (ENXTPA:GSZ)

                  Frankrig

                  8,70

                  4,44

                  3,51

                  5,74

                  Burgenland Holding Aktiengesellschaft (WBAG:BHD)

                  Østrig

                  6,08

                  5,54

                  4,38

                  6,08

                     Kilde: http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/datasets/Eurocompfirm.xls (data udtrukket den 14. juni 2014).

                     (De angivne WACC'er er nominelle (i USD, USD risikofri rente = 3,04 %) og efter skat. For de forskellige definitioner anvendt af Damodaran, se: http://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/New_Home_Page/datafile/variable.htm).

         (1)  Final Proposals for National Grid Electricity Distribution and National Grid Gas.

         (2)  Ofwat Future water and sewerage charges 2010-2015: Final determinations.

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

         Kilde: Præsentation fremlagt af EDF Energy for tjenestemænd fra Kommissionen af 15. juli 2014, slide »Comparison of HPC with UK regulated utilities«.

         (4)  I udbud vedrørende Independent water and power producers (IWPP)-kontrakter i Abu Dhabi, der omfatter en 20-årig vand- og elkøbsaftale med inflationsbaseret indeksregulering, skal den nominelle egenkapitalforrentning mindst være 13 %. Disse projekter vil typisk involvere opførelse af teknisk moden CCGT-kapacitet i henhold til en EPC-kontrakt om nøglefærdig opførelse til et fast beløb og inden en bestemt dato med bestemmelser om kompensation til investorer for eventuelle forsinkelser og afvigelser fra kontraktbestemmelserne. Se Independent water and power producers, Abu Dhabi Regulation & Supervision Bureau, http://rsb.gov.ae/assets/documents/231/infoiwpp.pdf (Kilde: Dokumentation fra Det Forenede Kongerige)

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

         (6)  I Det Forenede Kongerige dokumentation henvises til nominelle afkast på 9-15 % efter skat af kilden i note 2, men Kommissionen bemærker, at der tilsyneladende ses bort for de regulerede og koncessionsbaserede projekter, der er nævnt i den pågældende kilde. Kommissionen kan forstå af note 2, at der forventes et realiseret nominelt projektafkast af GDF-Suez' regulerede og koncessionsbaserede aktiviteter på ca. 5-13 % efter skat med et mest sandsynligt afkast på under 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. Kommissionen bemærker, at selv om der i tabel 13.10 i det pågældende dokument angives et »lavt« og et »højt« estimat af de indberettede finansielle indikatorer, synes indikatorerne i den britiske dokumentation udelukkende at være baseret på de »høje« estimater.

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

         (11)  Kilde var ikke angivet i dokumentationen.

         (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)  Nominelle værdier er beregnet på grundlag af en aritmetisk metode. En geometrisk metode vil forhøje de nominelle egenkapitalomkostninger og de nominelle vanilla WACC-skøn med 0,1-0,2 %.

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

         (16)  I dokumentationen blev investeringshorisonten fortolket som prisreguleringsperioden. Det anføres imidlertid i dokumentationen, at levetiden for aktiverne i de regulerede virksomheders investeringer ofte strækker sig over flere prisreguleringsperioder med en brugstid på op til 60 år.

         (17)  Den værdi, som reguleringsmyndigheden har tillagt den anvendte kapital i licenstagerens virksomhed.

         (18)  Hvis RAV-kildeværdierne angives i historiske priser, er de blevet konverteret til gældende priser på grundlag af ONS RPI-indekset (medmindre andet er anført).

         (19)  Det bemærkes, at regulerede virksomheders investeringsudgifter er knyttet til flere forskelle projekter, som typisk kun udgør en lille andel af virksomhedernes RAV.

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

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

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

         (23)  Ofgems RAV-prognose ved udgangen af prisreguleringsperioden. Bemærk, at SHETL anslås at have en RAV på 0,7 mia. i starten af reguleringsperioden (der forventes at stige til 3,6 mia. i 2020-2021): https://www.ofgem.gov.uk/ofgem-publications/53747/sptshetlfpsupport.pdf (s.36-37) og https://www.ofgem.gov.uk/ofgem-publications/53602/4riiot1fpfinancedec12.pdf (s. 8 -9).

         (24)  http://www.bristolwater.co.uk/wp/wp-content/uploads/2013/04/Annual-Report-2013.pdf s. 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 (s. 331).

         Kilde: Det Forenede Kongeriges svar på Kommissionens spørgsmål i statsstøttesag SA.34974, Hinkley Point C, modtaget den 16. september 2014 — »SA.34974 Hinkley Point C State aid case — Answers to the Commission's questions received 16 September 2014«.

      BILAG B

         LÅNEGARANTI

         Tabel 16

         Benchmarkinformation

      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.

         Tabel 17

         Simuleret afkastfordelingskurve over 10 år

                  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 %

         IUK-følsomhedsanalyse

      […]

         Afkast på britiske statsobligationer opdelt på løbetid

         Figur 1

         Afkast på britiske 10-, 20- og 30-årige statsobligationer

         Afkastspændets struktur i virksomheder med en BB-rating i USD

         Figur 3

         Afkastspændets struktur i ikkefinansielle virksomheder med en BB-rating i USD

         Bemærk: Dataene er et øjebliksbillede fra Bloomberg den 21. august 2014.

      BILAG C

         DET FORENEDE KONGERIGES TILSAGN

      HANDELSTILSAGN

         Definition

         »EDF-koncernselskab«: et medlem af samme koncern som EDF Energy.

         Operative termer

                  […].1

                  Både NNBG og EDF Energy sikrer i enhver aftale om markedstjenester i forbindelse med salg af HPC's produktion, der indgås med et EDF-koncernselskab (»MSA-modparten«), at MSA-modparten, så længe et EDF-koncernselskab er aktionær (direkte eller indirekte) i NNBG, indvilger i at:

                              A)

                              registrere alle handler indgået for at sælge HPC's forventede produktion i en særskilt NNBG-regnskabsbog

                              B)

                              prisfastsætte alle handler indgået for at sælge HPC's forventede produktion med et EDF-koncernselskab til markedsprisen for det pågældende produkt på handelstidspunktet

                              C)

                              indgå alle bilaterale handler med HPC's forventede produktion med enhver anden aktivportefølje ejet eller handlet af et EDF-koncernselskab til markedspris

                              D)

                              forelægge NNBG de oplysninger (med samtykke til NNBG's videregivelse af samme til CfD-modparten, ministeriet og Europa-Kommissionen), som NNBG med rimelighed kan kræve med henblik på underretning af CfD-modparten, ministeriet og Europa-Kommissionen om MSA-modpartens overholdelse af punkt A), B) og C) ovenfor.

                  […].2

                  NNBG og EDF Energy sikrer, at NNBG senest den [ߦ] hverdag i hvert kalenderår forelægger CfD-modparten en skriftlig rapport (med samtykke til CfD-modpartens videregivelse af samme til ministeriet og Europa-Kommissionen) om MSA-modpartens overholdelse af klausul [ߦ].1, punkt A), B) og C), i det tidligere kalenderår.

            EGENKAPITALGEVINSTDELINGSMEKANISME
      1.   Overblik over klausulen

                  1.1.

                  Der indføres en egenkapitalgevinstdelingsordning opdelt i to særskilte komponenter:

                              A)

                              en mekanisme, der opfanger projektgevinster over bestemte tærskler som følge af projektets opnåelse af bedre resultater end oprindelig antaget i basisscenariet (»projektgevinstmekanismen«)

                              B)

                              en mekanisme, der opfanger gevinster over bestemte tærskler som følge af salg af egenkapital fra de oprindelige aktionærer (»egenkapitalsalgsmekanismen«).

                  1.2.

                  Egenkapitalgevinsten vil blive delt med CfD-modparten og afhænge af den realiserede egenkapitalforrentning (IRR) på det pågældende tidspunkt. Alle tærskelniveauerne vil blive fastlagt under hensyntagen til egenkapitalomkostningerne (forpligtet egenkapital) i overensstemmelse med modellen:
                  Arbejdsarket HPC IUK Model […] per »DECC Output«

                              A)

                              Hvis den realiserede egenkapitalforrentning er større end egenkapitalforrentningen i modellen, som omfatter egenkapitalomkostningerne (forpligtet egenkapital) (11,4 % (nominelt), jf.
                              arbejdsarket HPC IUK Model […] per »DECC Output« forelagt Kommissionen den 19. september 2014), men under eller lig med tærsklen i B) nedenfor, vil 30 % af enhver gevinst over denne tærskel for egenkapitalforrentningen blive delt med CfD-modparten.

                              B)

                              Hvis den realiserede egenkapitalforrentning er større end både i) 13,5 % (nominelt) og ii) 11,5 % (i faste priser, men reguleret efter CPI-indekset), vil 60 % af enhver gevinst over denne tærskel blive delt med CfD-modparten.

                  1.3.

                  Der må ikke ske overlapning mellem de to mekanismer.

                  1.4.

                  Nedenfor redegøres nærmere for mekanismens virkemåde. Der vil derudover komme en aftalepakke til støtte for disse forpligtelser, som muligvis vil omfatte sikkerhed.

            2.   Relevant mekanisme — Projektgevinstmekanismen

                  2.1.

                  Hvis projektgevinstmekanismen er blevet udløst, og der efterfølgende bliver behov for en yderligere egenkapitaltilførsel i en given periode, vil der blive taget hensyn til den yderligere egenkapitaltilførsel ved beregningen af egenkapitalindehavernes gevinst.

                  2.2.

                  Projektgevinstmekanismen opfanger gevinster over de relevante tærskler (jf. punkt 1.2 ovenfor) som følge af projektets opnåelse af bedre resultater end oprindelig antaget i basisscenariet.

                  2.3.

                  For at afgøre, om en tærskel er nået i en given periode, beregnes den kumulative realiserede egenkapitalforrentning (IRR) til dato på grundlag af en finansiel model, der opdateres i hele projektets løbetid. Beregningen af egenkapitalgevinstdelingen udløses i den samme periode, hvor en given tærskel nås.

                  2.4.

                  Når projektgevinstmekanismen er blevet udløst, er CfD-modparten berettiget til den relevante procentandel af fordelingen til aktionærindehaverne i den pågældende periode og i alle fremtidige perioder (indtil den næste tærskel nås, hvorved den relevante fordelingsprocent justeres tilsvarende).

                  2.5.

                  CfD-modparten vil være berettiget til at få andel i aktionærindehavernes gevinster i hele HPC-projektets løbetid fra tidspunktet for den første udløsning af projektgevinstmekanismen.

            3.   Relevant mekanisme — Egenkapitalsalgsmekanismen

                  3.1.

                  Egenkapitalgevinstdelingen udløses ligeledes ved de oprindelige aktionærer i NNBG's direkte eller indirekte salg af aktier eller aktionærlån (hvis relevant) på et givent tidspunkt i HPC-projektets løbetid. De enkelte trin:
                  A)   Trin 1— For hver investor fastlægges kapitaltilførslen og kursen i basisscenariet (hentet fra den relevante finansielle model).
                  B)   Trin 2— Efter en given investors salg/afhændelse af en egenkapitaltranche fastlægges egenkapitalforrentningen (IRR) ved salg opnået af den pågældende investor ved salget/afhændelsen af egenkapitaltranchen.
                  C)   Trin 3— Egenkapitalforrentningen (IRR) ved salg opnået af den investor, der solgte egenkapitaltranchen, beregnes på grundlag af det faktiske bruttoprovenu ved salget/afhændelsen af egenkapitaltranchen, de faktiske egenkapitaltilførsler i forhold til denne solgte/afhændede egenkapitaltranche og tidligere dividende/tilbagebetalinger af renter og hovedstol på aktionærlån (i forhold til denne solgte/afhændede egenkapitaltranche) til den pågældende investor i NNBG.
                  D)   Trin 4— Hvis egenkapitalforrentningen (IRR) ved salg er højere end en given tærskel i punkt 1.2 ovenfor, beregnes egenkapitalgevinstdelingen som følger.
                  E)   Trin 5— Beregn det teoretiske beløb, som aktionæren skulle have realiseret for det samme salg af egenkapital, der — hvis anvendt til at beregne egenkapitalforrentningen som i trin 3 ovenfor — ville have resulteret i en realiseret egenkapitalforrentning (IRR) ved salg svarende til den relevante tærskel.
                  F)   Trin 6— Den positive forskel (hvis relevant) mellem det faktiske salgsprovenu anvendt i trin 3 ovenfor og det teoretiske provenu fra salget af egenkapital beregnet i trin 5 ovenfor er således den overskydende egenkapitalgevinst, der skal deles mellem NNBG's aktionærer og CfD-modparten.

                  3.2.

                  Ovenstående beregninger foretages for hvert salg/afhændelse af egenkapital uafhængigt af eventuelle tidligere salg/afhændelser af egenkapital, og uanset om tidligere salg/afhændelser af egenkapital resulterede i en gevinsttildeling til CfD-modparten.

                  3.3.

                  Salg/afhændelser af egenkapital gennemført af sekundære investorer (investorer, der købte/erhvervede egenkapital som tredjemand i overensstemmelse med armslængdeprincippet fra den oprindelige egenkapitalinvestor) vil ikke blive omfattet af denne mekanisme, hvis de pågældende sekundære investorer efterfølgende sælger/afhænder denne egenkapital (»sekundær egenkapital«).

            4.   Bestemmelser til støtte for egenkapitalgevinstdelingsmekanismerne

                  4.1.

                  Bestemmelser til bekæmpelse af svig vil sikre, at transaktioner ikke udformes med henblik på at modarbejde hensigten med projektgevinstmekanismen eller egenkapitalsalgsmekanismen.

                  4.2.

                  For at understøtte egenkapitalgevinstdelingsmekanismerne vil der blive truffet foranstaltninger med henblik på at sikre, at der foretages betalinger til CfD-modparten i situationer, hvor der enten er et brud på projektgevinstmekanismen eller egenkapitalsalgsmekanismen, eller hvor der er et brud på bestemmelserne til bekæmpelse af svig.

            5.   Tvister

      Enhver tvist, der opstår på grundlag af egenkapitalgevinstdelingsmekanismen, bilægges i overensstemmelse med en tvistbilæggelsesprocedure svarende til proceduren fastlagt i HPC-kontrakten.
      ANLÆGSGEVINSTDELINGSMEKANISME
      1.   Overblik over klausulen

                  1.1.

                  Formålet med anlægsgevinstdelingsmekanismen er at dele besparelser gennem en reduktion af aftalekursen, hvis anlægsomkostningerne bliver lavere end forventet i den aftalte finansielle model for HPC-projektet. Denne mekanisme virker kun i én retning, idet aftalekursen ikke forhøjes, hvis anlægsomkostninger bliver højere end forventet.

                  1.2.

                  Den indledende gevinstdelingsberegning foretages den tidligste af følgende datoer; i) den dato, der ligger seks måneder efter startdatoen for reaktor 2, ii) den dato, der ligger 10 år efter startdatoen for reaktor 1, og iii) den dato (hvis relevant) efter startdatoen for reaktor 1, hvor parterne bliver enige om, at reaktor 2 ikke vil nå sin startdato. Den endelige gevinstdelingsberegning foretages på datoen seks år efter den indledende gevinstdelingsberegning (eller tidligere, hvis alle anlægsrelaterede fordringer er blevet betalt forinden).

                  1.3.

                  Nedenfor redegøres nærmere for mekanismens indretning og virkemåde.

            2.   Relevant mekanisme

                  2.1.

                  NNBG fremsender en skriftlig rapport til CfD-modparten tidligst en nærmere angivet periode inden den indledende afstemningsdato og den endelige afstemningsdato.

                  2.2.

                  Rapportens indhold

                              2.2.1.

                              I rapporten anføres rimelig udførlige oplysninger om:

                                          a)

                                          de samlede anlægsomkostninger i sterling, opgjort pr. datoen for rapporten

                                          b)

                                          de samlede anlægsomkostninger i sterling, der med rimelighed kan forventes afholdt eller betalt af NNBG, forudsat at disse anlægsomkostninger er begrænset til rimelige anlægsomkostninger, der afholdes eller betales af NNBG for at opfylde lovgivningskrav uden alt for store omkostninger eller udgifter

                                          c)

                                          NNBG's aktuelle anlægstidsplan

                                          d)

                                          NNBG's forventede anlægstidsplan for enhver periode efter datoen for den pågældende rapport.

                              2.2.2.

                              I rapporten anføres rimelig udførlig dokumentation for de skridt der er taget for at sikre, at de anlægsomkostninger, der forventes afholdt eller betalt af NNBG efter datoen for rapporten, er begrænset til rimelige anlægsomkostninger, der afholdes eller betales af NNBG for at opfylde lovgivningskrav uden alt for store omkostninger eller udgifter.

                              2.2.3.

                              Hvis rapporten eller dele heraf udarbejdes af eller med bistand fra en eller flere tredjeparter, inkluderes nærmere oplysninger om den eller de pågældende tredjeparter og kopier af rapporter udarbejdet af den eller de pågældende tredjeparter.

                              2.2.4.

                              Den efterfølgende justering (hvis relevant) af aftalekursen.

                  2.3.

                  Rapporten skal indeholde relevante underbyggende oplysninger og ledsages af en bestyrelseserklæring, der bekræfter oplysningerne i rapporten.

                  2.4.

                  CfD-modparten kan anmode om yderligere underbyggende oplysninger fra NNBG inden for en nærmere angivet periode. Hvis CfD-modparten fremsætter en sådan anmodning, skal NNBG forelægge disse underbyggende oplysninger inden for en nærmere angivet periode efter anmodningen.

                  2.5.

                  CfD-modparten skal meddele NNBG, om denne accepterer rapporten fra NNBG, inden for en nærmere angivet periode. Hvis NNBG og CfD-modparten ikke kan nå til enighed, kan en af parterne henvise sagen med henblik på en uafhængig vurdering.

                  2.6.

                  Hvis NNBG ikke fremsender en rapport til CfD-modparten, kan CfD-modparten indhente en udtalelse om anlægsomkostningerne og anlægstidsplanen fra en omkostningskonsulent, og denne udtalelse vil blive lagt til grund i stedet.

                  2.7.

                  NNBG skal yde CfD-modparten og dennes professionelle rådgivere (herunder omkostningskonsulenter) den bistand, som CfD-modparten med rimelighed kan anmode om i forbindelse med gennemgang af rapporten og kontrol af anlægsomkostningerne.

                  2.8.

                  Den finansielle model skal opdateres med de reviderede anlægsomkostninger og den reviderede anlægstidsplan som angivet i rapporten eller som anbefalet af omkostningskonsulenterne, og herefter skal modellen køres igennem igen for at beregne en revideret aftalekurs. Forskellen mellem aftalekursen beregnet ved at køre den finansielle model igennem med de forventede anlægsomkostninger og den forventede anlægstidsplan og ved at køre den igennem igen med de reviderede anlægsomkostninger og den reviderede anlægstidsplan vil være bestemmende for størrelsen af anlægsgevinsten udtrykt i GBP/MWh. CfD-modparten vil være berettiget til 50 % af den anlægsgevinst, der fremkommer ved ovennævnte beregning (procentdelen øges til 75 % for anlægsgevinster på over […] GBP (nominelt), gennem en reduktion af den på det tidspunkt gældende aftalekurs med dette beløb.

                  2.9.

                  Hvis NNBG i perioden mellem den indledende og den endelige afstemningsdato identificerer anlægsomkostninger eller anlægstidsplaner, der afviger fra omkostningerne og planerne i den opdaterede model, og som giver anledning til anlægsomkostningsbesparelser, kan NNBG vælge at foretage mellemliggende betalinger til CfD-modparten på et beløb svarende til hele eller dele af disse yderligere anlægsomkostningsbesparelser.