title: Decisión (UE) 2015/658 de la Comisión, de 8 de octubre de 2014, relativa a la medida de ayuda SA.34947 (2013/C) (ex 2013/N) que el Reino Unido tiene previsto ejecutar en favor de la central nuclear de Hinkley Point C [notificada con el número C(2014) 7142] (Texto pertinente a efectos del EEE)

text:
               28.4.2015

               ES

               Diario Oficial de la Unión Europea

               L 109/44

         DECISIÓN (UE) 2015/658 DE LA COMISIÓN
   de 8 de octubre de 2014
   relativa a la medida de ayuda SA.34947 (2013/C) (ex 2013/N) que el Reino Unido tiene previsto ejecutar en favor de la central nuclear de Hinkley Point C

         [notificada con el número C(2014) 7142]

   (El texto en lengua inglesa es el único auténtico)
   (Texto pertinente a efectos del EEE)
   LA COMISIÓN EUROPEA,
   Visto el Tratado de Funcionamiento de la Unión Europea, y, en particular, su artículo 108, apartado 2, párrafo primero,
   Visto el Acuerdo sobre el Espacio Económico Europeo, y, en particular, su artículo 62, apartado 1, letra a),
   Después de haber emplazado a los interesados para que presentaran sus observaciones (1), de conformidad con los citados artículos, y teniendo en cuenta dichas observaciones,
   Considerando lo siguiente:
   1.   PROCEDIMIENTO

               (1)

               A raíz de los contactos previos a la notificación, el Reino Unido notificó las medidas adoptadas en favor de la nueva central nuclear Hinkley Point C (en lo sucesivo, «HPC») el 22 de octubre de 2013 mediante notificación electrónica, registrada por la Comisión ese mismo día.

               (2)

               El 18 de diciembre de 2013, la Comisión inició una investigación formal sobre las medidas notificadas debido a que albergaba serias dudas sobre su compatibilidad con las normas en materia de ayudas estatales.

               (3)

               La decisión de la Comisión de incoar el procedimiento (en lo sucesivo, «Decisión de incoación») se publicó en el sitio web de la Dirección General de Competencia el 31 de enero de 2014 y en el Diario Oficial de la Unión Europea el 7 de marzo de 2014. La Comisión invitó a las partes interesadas a presentar sus observaciones sobre la ayuda en cuestión.

               (4)

               El Reino Unido presentó sus observaciones sobre la Decisión de incoación el 31 de enero de 2014.

               (5)

               La Comisión recibió observaciones de las partes interesadas y las transmitió al Reino Unido, brindándole la posibilidad de comentarlas; sus observaciones se recibieron el 13 de junio y el 4 de julio de 2014.

         2.   DESCRIPCIÓN DE LAS MEDIDAS

   2.1.   CONTRATO POR DIFERENCIAS

               (6)

               La medida notificada consiste, en primer lugar, en un contrato por diferencias (en lo sucesivo, «CFD») que ofrece seguridad de ingresos durante la fase de explotación de HPC. El Reino Unido había notificado inicialmente un contrato de inversión, que se definía como una primera forma de CFD. Debido a que las negociaciones entre el Reino Unido y la empresa propietaria al 100 % del beneficiario en el momento de la presente Decisión, EDF Energy plc (en lo sucesivo, «EDF»), se prolongaron más de lo previsto, el contrato de inversión se sustituyó íntegramente por un CFD. EDF es la filial británica de la compañía de electricidad francesa Electricité de France.

               (7)

               La empresa beneficiaria es NNB Generation Company Limited (en lo sucesivo, «NNBG»), que, en el momento de la Decisión, estaba controlada al 100 % por EDF. El CFD es un acuerdo de Derecho privado entre NNBG y la contraparte del CFD, Low Carbon Contracts Company Ltd. Se firmará un acuerdo separado entre el secretario de Estado y los accionistas de NNBG. Dicho acuerdo se referirá únicamente a algunas partes de los términos de la operación, en particular los relativos a posibles paradas y a los mecanismos de reparto de beneficios.

               (8)

               En virtud del CFD, NNBG recibirá una cantidad de ingresos determinada por la suma del precio del mercado al por mayor al que venda la electricidad y un pago correspondiente a la diferencia entre el precio de ejercicio predeterminado (en lo sucesivo, «PE») y el precio de referencia (en lo sucesivo, «PR») observado en el período de referencia anterior.

               (9)

               Cuando el PR sea inferior al PE, la contraparte del CFD pagará la diferencia, con lo que NNBG recibirá en última instancia unos ingresos relativamente estables, a reserva de su estrategia de venta y su volumen de producción. Por el contrario, cuando el PR sea superior al PE, NNBG estará obligada a pagar la diferencia a la contraparte del CFD. Así pues, también en ese caso NNBG recibirá ingresos relativamente estables.

               (10)

               El PR es una media ponderada de los precios al por mayor fijados por el Reino Unido para todos los operadores beneficiarios de un CFD. En el caso de NNBG, el PR pertinente es el PR del mercado de carga base, que se aplica a todos los productores de carga base (2).

               (11)

               En particular, el PR del mercado de carga base se fija actualmente a partir de los datos de precios diarios comunicados por la London Energy Broker's Association (LEBA) y la bolsa de materias primas NASDAQ OMX, en relación con el precio de compra de la electricidad una temporada (es decir, seis meses) antes de la entrega, o «precio de la próxima temporada» (3).

               (12)

               El PR del mercado de carga base se calcula una vez por temporada, e inmediatamente antes de cada temporada, cuando se obtiene la media aritmética de los precios diarios de la próxima temporada publicados cada día de la temporada anterior. Esta media se pondera con el fin de garantizar un peso proporcional al volumen negociado en cada índice de referencia.

               (13)

               NNBG estará obligada a mantener un nivel de rendimiento mínimo predeterminado, pero sin comprometerse a ofrecer un determinado nivel de producción. Concretamente, deberá funcionar a un factor de carga del 91 por ciento. Si no alcanza este factor de carga, ello implica que no conseguirá llegar al nivel de ingresos que espera obtener del proyecto.

               (14)

               NNBG recibirá pagos diferenciales basados en su producción medida, hasta un nivel máximo de producción («tope»), que se fijará en el CFD. No se efectuarán pagos por la producción vendida en el mercado por encima de este tope. La electricidad producida por NNBG se venderá en el mercado.

         2.1.1.   Funcionamiento general del mecanismo del CFD

               (15)

               El CFD se celebrará con la contraparte del contrato, es decir, una entidad que se financiará mediante una obligación jurídica que vincula a todos los proveedores autorizados de forma colectiva.

               (16)

               La celebración del contrato final depende de la decisión de inversión definitiva de EDF/NNBG, así como de un acuerdo sobre los mecanismos de financiación (incluidos los términos de una garantía de la deuda del Gobierno del Reino Unido) y de la aprobación final de las partes.

               (17)

               En el marco del CFD, los proveedores autorizados son responsables colectivamente de cualquier obligación derivada del contrato, y la contraparte del contrato es responsable únicamente en la medida en que se le hayan transferido fondos procedentes de proveedores autorizados o del Gobierno británico. Cada proveedor será responsable sobre la base de su cuota de mercado, definida por el consumo de electricidad medido. En este marco, en caso de incumplimiento de las obligaciones de pago, el secretario de Estado designará a una contraparte diferente, recaudará los pagos de otros proveedores o pagará directamente a los productores.

               (18)

               Por su lado, la contraparte otorgará a un agente liquidador la facultad de recaudar los ingresos (es decir, la facultad de recaudar los pagos de los proveedores) y le impondrá la obligación de efectuar pagos a los productores y de recibir los pagos de estos. El Gobierno británico tiene la intención de designar agente liquidador a una filial de Elexon (es decir, el organismo que actúa hoy en día como agente liquidador en el Reino Unido y que es propiedad al 100 % del gestor de la red de transporte (GRT) nacional, National Grid).

               (19)

               La contraparte del productor en el marco del CFD podrá tomar decisiones y ejercer una capacidad discrecional, decidiendo, por ejemplo, que un productor cumple con sus obligaciones o que debe constituir una garantía para cubrir sus pagos en virtud del régimen, o bien suprimir determinados requisitos, en función de las condiciones específicas del mercado. El Gobierno británico prevé facilitar nuevas orientaciones sobre los parámetros que podrían limitar el margen de discrecionalidad de la contraparte para tomar decisiones en relación con la ejecución del CFD.

               (20)

               La figura 1 explica los papeles respectivos de cada uno de los agentes previstos en el funcionamiento del sistema del CFD.

                  Figura 1

                  Funciones y responsabilidades en la ejecución del CFD

                  Fuente: Autoridades británicas.

         2.1.2.   Condiciones del CFD

               (21)

               El Reino Unido y EDF han acordado las condiciones del CFD. Estas se plasmarán en un contrato detallado antes de la firma final del acuerdo y la decisión definitiva de inversión de EDF.

               (22)

               Muchas de las condiciones acordadas son similares a las de otros CFD aplicados en otras tecnologías y, en particular, las tecnologías de las energías renovables. Estas condiciones son públicas (4). Otras condiciones son específicas del CFD de HPC.

               (23)

               De acuerdo con las condiciones pactadas, el PE se fijará en 92,50 GBP por MWh en precios nominales de 2012. Si se adopta una decisión de inversión para la construcción de la nueva central nuclear Sizewell C, utilizando el mismo diseño y con la posibilidad de compartir algunos costes de los reactores de HPC, el PE pasará a 89,50 GBP por MWh, también en precios nominales de 2012.

               (24)

               El PE estará totalmente referenciado al índice de precios de consumo (en lo sucesivo, «IPC»), al igual que en otros CFD. El IPC se ajustará cada año, tomándose como fecha de referencia noviembre de 2011. El ajuste anual del PE se efectuará el primer día de la temporada con referencia al último IPC disponible publicado por la Oficina Nacional de Estadística (Office of National Statistics, ONS) para el mes de febrero.

               (25)

               El CFD tendrá como fecha última de entrada en vigor el plazo previsto de entrada en servicio [Target Commissioning Window] para cada reactor, que es […] (5) años a partir de la fecha prevista de entrada en servicio acordada. Con posterioridad a dicha fecha, el CFD entrará en vigor independientemente de que la instalación esté o no en funcionamiento.

               (26)

               La fecha límite [Longstop Date] será el […] aniversario del último día del plazo previsto de entrada en servicio para el segundo reactor. Si ninguno de los dos reactores ha entrado en servicio en esa fecha o antes de la misma, la contraparte del CFD podrá resolver el contrato. La fecha límite podrá ser retrasada en caso de fuerza mayor o de dificultades de conexión.

               (27)

               Se dispondrá de dos mecanismos de «reparto de beneficios». El primero se refiere a los costes de construcción (6) y establece lo siguiente:

                           i)

                           los primeros […] de beneficios de construcción (valor nominal) se repartirán al 50 por ciento entre la contraparte del CFD y NNBG, y

                           ii)

                           todo beneficio superior a […] (valor nominal) se repartirá sobre una base 75:25, un 75 por ciento para la contraparte del CFD y un 25 por ciento para NNBG.

               (28)

               El segundo mecanismo de reparto de beneficios se refiere a la tasa de rentabilidad de los recursos propios. Se han fijado dos umbrales (6):

               (29)

               un primer umbral fijado al nivel de la tasa interna de retorno (TIR) del capital prevista proporcionada en el momento de la presente Decisión por el último modelo financiero (7), o un 11,4 por ciento, sobre la base del capital comprometido y en términos nominales; todo beneficio por encima de este nivel se repartirá entre la contraparte del CFD (30 por ciento) y NNBG (70 por ciento);

               (30)

               un segundo umbral fijado en el nivel más elevado de los siguientes: el 13,5 por ciento en términos nominales o el 11,5 por ciento en términos reales (deflactado por el IPC), sobre la base del mismo modelo del punto anterior; todo beneficio por encima de ese umbral se repartirá entre la contraparte del CFD (60 por ciento) y NNBG (40 por ciento).

               (31)

               Habrá dos fechas de renegociación de los gastos de explotación. La primera, 15 años después y la segunda, 25 años después, de la fecha de entrada en servicio del primer reactor. Las renegociaciones permitirán atenuar los riesgos relativos a los costes a largo plazo para las dos partes y darán lugar a modificaciones del PE en ambas direcciones. El mecanismo permitirá aumentar o reducir el PE sobre la base de los costes reales conocidos y las previsiones revisadas de los costes futuros de las siguientes partidas de gastos de explotación, en cada caso entera y exclusivamente necesarios para la explotación continuada de la central:

                           a)

                           recarga inicial de combustible nuclear;

                           b)

                           seguros;

                           c)

                           tasas de la ONR (Office for Nuclear Regulation);

                           d)

                           impuestos sobre bienes inmuebles comerciales;

                           e)

                           determinados gastos de transmisión;

                           f)

                           modificaciones de los costes de eliminación de los residuos de actividad media/del combustible usado debido a modificaciones del precio de transferencia de residuos en el marco del contrato de transferencia de residuos;

                           g)

                           modificaciones de los costes de gestión del combustible usado y de desmantelamiento;

                           h)

                           costes de explotación y mantenimiento;

                           i)

                           costes de reacondicionamiento y de explotación en efectivo realizados a través de la cuenta de resultados del productor de conformidad con las NIIF y todos los gastos de capital en que se haya incurrido.

               (32)

               Quedarán excluidos de las renegociaciones todos los costes relativos al diseño, la explotación que no sea a un nivel razonable y prudente, la disponibilidad o capacidad de la instalación de producción, los gastos de capital que no sean de mantenimiento, los gastos en una nueva estructura (no construida en el interior de un edificio existente), la financiación y determinados costes de transferencia de residuos.

               (33)

               Las estimaciones revisadas de costes utilizadas en las renegociaciones de los gastos de explotación se basarán en un informe elaborado por NNBG y aprobado por la contraparte del DFC, teniendo en cuenta los costes de referencia procedentes de otras centrales nucleares que utilicen la tecnología EPR y de otras centrales nucleares que utilicen la tecnología PWR en Norteamérica y la UE, en cada caso sobre la base de una explotación razonable y prudente. El ajuste del PE se calculará en relación con la mitad superior de los costes de referencia.

               (34)

               El PE (o un pago a tanto alzado o una serie de pagos anuales en favor de la contraparte del CFD) se reducirá para reflejar las modificaciones del importe del impuesto adeudado por NNBG en circunstancias relativas a la financiación de los accionistas y la estructura tributaria de NNBG. No se autorizará ningún aumento a este respecto.

               (35)

               Tras el inicio de la explotación de la central, los impuestos sobre bienes inmuebles comerciales se someterán a un único ajuste prospectivo al PE tras la reevaluación oficial de la Oficina de Valoración (Valuation Office). Las modificaciones ulteriores de dichos impuestos se llevarán a cabo en el marco de las renegociaciones de los gastos de explotación.

               (36)

               Además del suministro de información previsto en las condiciones generales del CFD, NNBG estará obligada a ofrecer ciertas garantías en relación con la información contenida en los datos y modelos facilitados al Gobierno británico con respecto a los gastos del proyecto. El contrato deberá prever la utilización de un modelo financiero aprobado para determinar los distintos PE y otros ajustes contemplados en sus condiciones.

               (37)

               NNBG estará protegida y podrá recuperar algunos costes por cambios normativos admisibles (Qualifying Changes in Law, QCIL).

               (38)

               Son cambios normativos admisibles los cambios normativos discriminatorios (Discriminatory Change in Law), los cambios normativos específicos en materia fiscal (Specific Tax Change in Law), cualquier otro cambio normativo (Other Change in Law) o los cambios de la base reguladora (Change in Regulatory Basis), que, en cada caso, no sean previsibles.

               (39)

               Un cambio normativo discriminatorio es un cambio normativo cuyos términos afectan específicamente (y no solo de forma indirecta o consecuente o en virtud del efecto desproporcionado de cualquier cambio normativo de aplicación general) al proyecto, a la instalación de producción o a NNBG, pero no de otro modo.

               (40)

               Un cambio normativo específico es un cambio normativo cuyos términos afectan específicamente (y no solo de forma indirecta o consecuente o en virtud del efecto desproporcionado de cualquier cambio normativo de aplicación general) a las instalaciones de producción de energía nuclear o a las instalaciones de producción objeto de un CFD.

               (41)

               Un cambio normativo específico en materia fiscal es: i) una modificación del impuesto o un nuevo impuesto sobre el uranio; o ii) un cambio normativo o de la práctica de la administración fiscal y aduanera del Reino Unido (HM Revenue & Customs, en lo sucesivo, «HMRC») que da lugar a un trato fiscal de NNBG menos favorable que los contemplados en algunos certificados de pago de impuestos específicos de la HMRC.

               (42)

               Se produce un cambio de la base reguladora cuando i) la ONR (o el regulador sucesor) ya no regula la instalación de producción evaluando si un sacrificio requerido para la reducción de riesgos sería totalmente desproporcionado con respecto al beneficio que se obtendría; o ii) la Agencia medioambiental pertinente (o el regulador sucesor) deja de considerar que una opción de reducción de los riesgos asociados a la instalación de producción constituye un riesgo ambiental aceptable en función de si los costes de aplicación son desproporcionados con respecto al beneficio ambiental obtenido.

               (43)

               La compensación en relación con los QCIL solo se abonará cuando el importe agregado de todos los derechos correspondientes sea superior a 50 millones GBP en términos indexados y nominales de 2012. No se autorizarán las recuperaciones dobles. El PE se ajustará una sola vez por cada QCIL durante el período contractual restante, utilizando el modelo financiero aprobado o calculando el valor actual neto (VAN) del ajuste requerido.

               (44)

               NNBG recibirá una compensación, sujeta a condiciones, en caso de parada «política» de HPC (por parte de una autoridad competente del Reino Unido, de la UE o internacional) que obedezca a motivos no relacionados con la salud, la seguridad nuclear, la protección, el medio ambiente, el transporte nuclear o las salvaguardias nucleares (evento de parada admisible, Qualifying Shutdown Event).

               (45)

               La compensación también será posible en caso de que la central se cierre por circunstancias relacionadas con el seguro de responsabilidad civil nuclear, por ejemplo como consecuencia del rechazo por parte del Gobierno británico de disposiciones de seguro alternativas propuestas por el productor, cuando lo razonable habría sido que las aprobara, no existiendo otras opciones de seguro aprobadas a disposición del productor.

               (46)

               Las garantías previstas en caso de evento de parada admisible incluyen el derecho a transferir NNBG al Gobierno británico (y el derecho del Gobierno británico a reclamar la transferencia), además del pago de una compensación por la contraparte del CFD o el Gobierno británico.

               (47)

               Los eventos de resolución se aplican únicamente a NNBG. Corresponde a la contraparte del CFD decidir la resolución del contrato en caso de evento de resolución vencido.

         2.2.   GARANTÍA DE CRÉDITO

               (48)

               El proyecto HPC, y NNBG en particular, no solo se beneficiará del CFD, sino también de una garantía de crédito del Estado sobre la deuda que emita (en lo sucesivo, «la garantía de crédito»).

               (49)

               Los bonos que se emitan contarán con el respaldo de la garantía de crédito. Esta podría considerarse un contrato de seguro, que garantiza el pago puntual del principal y los intereses de la deuda admisible, que podrían alcanzar los 17 000 millones GBP (8).

               (50)

               La garantía de crédito será constituida por Infrastructure UK (en lo sucesivo, «IUK»), un departamento del Tesoro británico que supervisa la administración del régimen de garantías británico. Consiste en una plataforma de deuda «whole-business» para la financiación a largo plazo de HPC.

               (51)

               IUK considera que la operación se ha estructurado de una forma que justifica una calificación de HPC en una categoría de riesgo equivalente a BB+/Ba1. La comisión de garantía se situará en 295 puntos básicos.

               (52)

               En virtud de este régimen, los bonos emitidos en el marco de la estructura de financiación serán respaldados por una garantía que emitirán los Lores Comisarios del Tesoro del Reino Unido (Lords Commissioners of the UK Treasury) (en lo sucesivo, «el garante»). Se incluye también un instrumento de financiación temporal para la construcción que será proporcionado por bancos comerciales (no garantizado por el régimen de garantías británico). El resto del capital comprometido en la operación será aportado por los accionistas. Podrán añadirse otras fuentes de capital a la estructura financiera con el consentimiento del garante.

               (53)

               Las fuentes de financiación previstas en el momento de la Decisión son las siguientes:

                           a)

                           capital de base por un importe de […] GBP;

                           b)

                           capital contingente por un importe de […] GBP;

                           c)

                           instrumento de financiación temporal para la construcción por un importe de hasta […] GBP;

                           d)

                           bonos por un importe de […] GBP.

               (54)

               De acuerdo con la estructura de financiación, el capital de base soportará una pérdida total antes de que los bonos soporten pérdida alguna. El capital contingente proporcionará una garantía adicional en cuanto a la fecha en la que al garante le conste que, entre otras cosas, HPC ha entrado en servicio y es operativa y en la que todas las reservas obligatorias habrán sido plenamente financiadas («ejecución financiera»).

               (55)

               Las obligaciones de los accionistas en relación con los fondos propios se expondrán en un acuerdo de aportación de capital del que también será parte el garante, de modo que reciba garantías en función de la aportación de capital.

               (56)

               A fin de garantizar que el capital tenga las características de absorción de pérdidas referidas más arriba, en caso de impago, las partes han establecido dos condiciones (la condición de referencia (9) y la condición de incumplimiento FFS (10)), que permiten al garante exigir la anticipación del capital de base o del capital contingente, es decir, que se aporte de inmediato y se utilice para liquidar los bonos y los importes que se le adeudan. Esta combinación de disposiciones pretende garantizar que sean los accionistas y no el garante los que conserven la exposición principal a la viabilidad de la tecnología EPR hasta el momento en que existan pruebas objetivas que generen confianza gracias al éxito de proyectos anteriores como Flamanville 3 y Taishan 1.

               (57)

               Durante el período inmediatamente anterior al cumplimiento de la condición de referencia, se fija un tope para el importe de deuda utilizado, que será el mínimo de los importes siguientes: el tope intermedio de la deuda para el hito pertinente del proyecto y […] por ciento del capital de base menos el capital de desarrollo, es decir, […] mil millones GBP. El cuadro 1 muestra un ejemplo práctico de características de absorción de pérdidas del capital:

                  Cuadro 1

                  Perfil de utilización de referencia e incumplimiento de la condición de referencia

                  Fuente: Comunicación de IUK de 12 de septiembre de 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)

               Después de que se cumpla la condición de referencia, la principal protección del garante durante el período de construcción es el importe del capital contingente, que puede utilizarse para atender sobrecostes, así como los hitos del proyecto que limitan el importe de la deuda en cada período.

               (59)

               Los compromisos de los accionistas con respecto al capital de base y el capital contingente estarán plenamente respaldados por diversos instrumentos, entre otros garantías de la sociedad matriz, cartas de crédito u otros tipos de apoyo crediticio, que sean aceptables para el garante.

               (60)

               Los accionistas otorgarán una garantía (11) fija (12) y/o variable (13), incluido un cargo flotante admisible (14), sobre todos sus activos, bienes y empresas en apoyo de sus obligaciones frente a NNBG y las obligaciones de NNBG. NNBG y el emisor de los bonos, una empresa con fines específicos de reciente constitución, constituirán cada uno una garantía fija y/o variable global, incluido un cargo flotante admisible, sobre todos sus activos, bienes y empresas en apoyo de sus obligaciones. La garantía estará respaldada por acuerdos directos con las partes contratantes con respecto a determinados contratos importantes.

               (61)

               Debido al carácter particular de la operación y a la gran importancia de la seguridad, la ejecución de la garantía tomará en consideración el consentimiento del regulador británico en materia de seguridad y el hecho de que solo podrá procederse a la enajenación en favor de una entidad que tenga o vaya a tener una autorización de emplazamiento para HPC.

               (62)

               La garantía constituida por los accionistas, NNBG y el emisor tiene por objeto velar por que las partes cubiertas (15): i) tengan la máxima prioridad sobre los derechos de los acreedores no garantizados del deudor pertinente en caso de insolvencia de este último; ii) preserven la posibilidad de enajenar los activos garantizados y de destinar el producto de dicha venta a la satisfacción de los pasivos garantizados pendientes, si ello representa la mejor manera de optimizar las recuperaciones, y iii) ejerzan el máximo control en caso de insolvencia de cualquiera de los otorgantes y alcancen el objetivo de gestión de la garantía mediante el nombramiento de un administrador judicial para las actividades y activos del deudor pertinente.

               (63)

               Los bonos serán obligaciones no garantizadas del emisor y no estarán incluidos en las garantías que constituya el emisor o cualquier otro miembro del grupo empresarial HPC.

               (64)

               En términos de prelación de los acreedores, el producto de la ejecución de la garantía constituida por NNBG se destinará en la práctica en el siguiente orden de prioridad:

                           1)

                           los acreedores preferentes por ley;

                           2)

                           los costes de ejecución de la garantía (es decir, los costes de los administradores de la garantía y de cualquier persona designada en caso de insolvencia);

                           3)

                           los acreedores del FDP (16);

                           4)

                           los proveedores de financiación puente para la construcción;

                           5)

                           los bonos y el garante;

                           6)

                           los acreedores no cubiertos de NNBG;

                           7)

                           los accionistas de NNBG.

               (65)

               Este orden de prioridad no podrá modificarse sin el consentimiento del garante.

               (66)

               La financiación de la operación se divide en fases por referencia a la consecución de los hitos en la realización del proyecto.

               (67)

               En el período posterior a la fecha de emisión de los importes máximos de bonos (distintos del bono SZC), se proporcionará el capital de base de acuerdo con un calendario, utilizándose el capital contingente para cualquier sobrecoste con respecto a dicho calendario.

               (68)

               No se podrán distribuir dividendos a los accionistas antes de la ejecución financiera.

               (69)

               Las autoridades británicas alegan que, después de la ejecución financiera, la garantía de crédito seguirá estando protegida por numerosas medidas de reducción del riesgo, de carácter estructural y basadas en cláusulas, entre ellas restricciones significativas en cuanto al momento del pago de dividendos y una reserva para el servicio de la deuda de […] meses (que podrá financiarse mediante efectivo, cartas de crédito o garantías aceptables) que podría ascender a […] millones GBP. Según se indica, la norma de mercado en la financiación de proyectos sería una reserva de seis meses para el servicio de la deuda.

               (70)

               Teóricamente, la garantía de crédito solo se ejecutará tras la ejecución financiera en caso de que: a) se produzca una desviación muy importante en los resultados de explotación y la consiguiente reducción del flujo de caja disponible para el servicio de la deuda con respecto a lo previsto, y b) esta desviación sustancial agote la importante reserva para el servicio de la deuda prevista en la estructura y mencionada anteriormente.

               (71)

               En caso de que se acuda a la reserva (en cualquier medida) para el servicio de la deuda, su nivel deberá restablecerse íntegramente antes de proceder a un pago de dividendos.

               (72)

               Las autoridades británicas sostienen que, dada la variedad de protecciones estructurales contra el riesgo de impago y la presencia de circunstancias desencadenantes y posibles soluciones antes del impago, solo sería necesario proceder a la ejecución en casos limitados y poco probables. No obstante, si la ejecución fuera necesaria, las circunstancias serían probablemente de carácter inesperado y grave, por lo que una solución fija no resultaría adecuada. IUK consideró que necesita flexibilidad para estudiar sus opciones en función de los acontecimientos que se produzcan, de manera que pueda proteger mejor sus intereses. Por ello, IUK decidió dotarse de un conjunto amplio y flexible de opciones de ejecución, así como de una facultad discrecional para determinar la forma de ejecución más adecuada en el momento pertinente.

               (73)

               Se han facilitado a la Comisión, para su evaluación, las condiciones principales de financiación acordadas hasta la fecha en lo que se refiere a la financiación del proyecto HPC. Contienen el acuerdo de las partes sobre los principales términos y condiciones de los documentos de financiación, sin que en la fecha de la presente Decisión se disponga de la versión definitiva de los proyectos normativos. Las autoridades británicas declararon que el resto de los términos y condiciones, así como los documentos de financiación definitivos, incluirán las cláusulas estándar que cualquier inversor esperaría para un proyecto similar. Dado que la Comisión no ha tenido la oportunidad de comprobar este extremo, en caso de que los documentos definitivos modifiquen en algún aspecto la medida en su forma actual, las autoridades británicas deberán notificarlos a la Comisión.

         2.3.   ACUERDO DEL SECRETARIO DE ESTADO

               (74)

               El CFD establece que los inversores de NNBG tendrán derecho a una compensación en caso de que el Gobierno británico decida parar HPC por motivos políticos (y no por cuestiones de salud, seguridad, protección, medio ambiente, transporte o salvaguardias). Estos pagos se financiarían de la misma manera que los pagos efectuados en virtud de CFD (es decir, tasas de los proveedores). El CFD irá acompañado de un acuerdo del secretario de Estado que se celebrará entre este último y los inversores en NNBG.

               (75)

               El acuerdo prevé que si, tras una parada por motivos políticos, la contraparte no procediera al pago de indemnizaciones a los inversores de NNBG, el secretario de Estado abonará a estos la compensación acordada. El acuerdo no prevé pagos compensatorios adicionales a NNBG o a sus inversores.

         3.   OBSERVACIONES DE LAS PARTES INTERESADAS

               (76)

               La Comisión recibió numerosas respuestas durante la consulta sobre la Decisión de incoación, que se desarrolló hasta el 7 de abril de 2014. Véase más adelante una descripción de las observaciones pertinentes para la evaluación de la existencia de ayuda estatal.

               (77)

               Las observaciones de las partes interesadas se abordarán en las secciones pertinentes de la evaluación, sin mencionar específicamente la observación de que se trate.

               (78)

               Habida cuenta del número de respuestas, estas se describirán agrupándolas por tema.

         3.1.   OBSERVACIONES RECIBIDAS SOBRE LAS MEDIDAS COMO SERVICIO DE INTERÉS ECONÓMICO GENERAL

               (79)

               Una de las observaciones coincidía con el Gobierno británico en que las medidas no constituyen ayuda estatal, aludiendo a las pruebas aportadas por el Reino Unido en apoyo de su evaluación de la existencia de un servicio de interés económico general (SIEG).

               (80)

               Una de las partes afirmó que HPC presta un SIEG, ya que cumple una obligación de servicio público (OSP) para satisfacer la demanda de energía a corto, medio y largo plazo, y que el proyecto se está llevando a cabo de manera clara y transparente, sin que de él se derive una ventaja económica para alguna de las sociedades participantes. HPC también mejorará la seguridad del suministro, al reducir la dependencia con respecto a los combustibles importados y el uso de combustibles fósiles.

               (81)

               Entre las partes que discrepan de la opinión del Reino Unido de que la medida no implica ayuda estatal, una señaló que la medida no cumple los criterios de la sentencia Altmark, ya que el CFD representa solo una compensación por la prestación de un SIEG.

               (82)

               En varias de las observaciones se señalaba que ninguna otra empresa pudo licitar por este proyecto.

               (83)

               Varias partes alegaron que la medida notificada no está incluida en el marco SIEG de la Unión, dado que el Reino Unido no definió claramente la OSP a la que concedería la compensación, ni cumple las condiciones relativas a la atribución de la misión de servicio público, establecidas en el artículo 3, apartado 2, de la Directiva 2009/72/CE del Parlamento Europeo y del Consejo (17).

               (84)

               Varias partes indicaron que las medidas de ayuda son incompatibles con los criterios «Altmark», según los cuales la producción de electricidad es una actividad económica normal, por lo que la energía nuclear debe competir con otras fuentes de electricidad en un mercado interior de la electricidad liberalizado; la medida carece de un objetivo de interés común; no parece existir ningún criterio objetivo que justifique la duración de 35 años; la medida trata de modo diferente a la energía nuclear y a las fuentes de energía renovables; se basa en parámetros desconocidos y no se ha efectuado un análisis de costes y beneficios. Además, el hecho de que la energía nuclear solo pueda producir electricidad de base impide que sea un SIEG. Por último, el potencial de compensación excesiva es considerable.

         3.2.   OBSERVACIONES RECIBIDAS SOBRE LA EXISTENCIA DE LA AYUDA

               (85)

               Varias observaciones defendían que las medidas constituyen ayuda estatal, ya que implican acuerdos bilaterales entre el Estado y una empresa; los pagos se dirigen específicamente al objetivo de la producción de energía nuclear; el presupuesto del Estado interviene directamente en los pagos; y el contrato prevé apoyo y condiciones especiales para la energía nuclear que van más allá del apoyo ofrecido a las fuentes de energía renovables.

               (86)

               Una de las partes señaló que el cambio que supone la adopción de un límite máximo para el precio de transferencia de residuos, en lugar del pago «por unidad» de residuos, implicará una ayuda y una subvención adicional para los nuevos operadores de centrales nucleares.

         3.3.   OBSERVACIONES RECIBIDAS SOBRE LOS OBJETIVOS DE INTERÉS COMÚN, LAS DEFICIENCIAS DEL MERCADO Y LA NECESIDAD DE UNA INTERVENCIÓN ESTATAL

               (87)

               Una de las respuestas positivas afirmaba que la energía nuclear puede contribuir significativamente a la producción de electricidad con baja emisión de carbono y a la diversificación del sector de producción de electricidad. Aunque no pueda proporcionar toda la capacidad adicional necesaria durante los próximos decenios en el Reino Unido, es probable que desempeñe una función crucial en la sustitución de la capacidad nuclear que se retire y la satisfacción de la futura demanda.

               (88)

               Algunas de las observaciones enviadas sostenían que el Reino Unido se encuentra en una situación diferente a la de otros Estados miembros de la UE, por su naturaleza insular y su potencial de interconexión más limitado. Cualquier comparación con Finlandia o Francia sería inadecuada, debido a sus estructuras de mercado considerablemente diferentes y a la existencia en esos Estados miembros de acuerdos económicos a largo plazo para apoyar la construcción de centrales nucleares. Además, el Reino Unido no puede gestionar la intermitencia de las renovables importando grandes cantidades de electricidad de los países vecinos cuando se interrumpe la producción y eliminando los excesos de producción. Por tanto, las deficiencias del mercado británico con respecto a cualquier mercado nacional de la electricidad europeo siempre serán más importantes que en el continente y se necesitarán más medidas para corregirlas. Por otro lado, el apoyo a la energía nuclear permitirá aumentar la diversificación del suministro de energía, reforzando de esta forma la resiliencia del sistema energético británico.

               (89)

               Una parte destacó una deficiencia específica del mercado de la energía nuclear, concretamente el largo tiempo necesario para la construcción y su prolongada vida útil, que no permiten recuperar la inversión hasta transcurridos más de 30 años, mucho más allá de 2050. Asimismo, la experiencia con los cortes de suministro registrados en algunos Estados miembros demuestra que la posibilidad de recurrir a la interconexión transfronteriza es limitada y que ningún GRT está en condiciones de garantizar la capacidad de interconexión de la misma manera que en la red mallada nacional. Pudiera ser que, en realidad, la ayuda estatal concedida al proyecto HPC falsee en menor medida la competencia que la introducción de otras medidas, por ejemplo, los mercados de capacidad.

               (90)

               En una de las observaciones se sostenía que HPC no irá contra el objetivo de garantizar la protección del medio ambiente, ya que su explotación será controlada de cerca por las instituciones pertinentes, como la Office for Nuclear Regulation. Además, HPC respetará las normas británicas sobre permisos medioambientales de 2010 (Environmental Permitting Regulations).

               (91)

               Algunas partes indicaron que existen en la actualidad tecnologías de almacenamiento de residuos nucleares en condiciones de seguridad.

               (92)

               Otras señalaron que la actual combinación de políticas es insuficiente para atraer inversión en energía nuclear debido, en particular, a que el precio del carbono en el RCDE es demasiado bajo; el precio base del carbono en el Reino Unido no favorecerá precios suficientemente elevados del carbono para incentivar la inversión en energía nuclear; y el régimen de garantías británico no basta, por sí solo, para apoyar la inversión, ya que no garantiza la viabilidad económica a largo plazo de la energía nuclear. Por último, la huella de carbono de la energía nuclear viene a ser similar a la de la energía eólica y muy inferior a la de las energías renovables marinas, la energía solar fotovoltaica y la biomasa.

               (93)

               Una de las partes alegó que el Reino Unido apoya las fuentes de energía renovables, pero que estas tecnologías no son adecuadas para el suministro de electricidad de base, mientras que, al mismo tiempo, recurrir al gas aumentaría la dependencia de este país respecto de los combustibles fósiles y lo sometería a riesgos geopolíticos.

               (94)

               En opinión de otra de las partes, la Comisión debería evaluar el beneficio medioambiental neto de HPC en comparación con el actual mix energético del Reino Unido. A la luz de estos criterios, HPC aportará sin duda un beneficio medioambiental significativo.

               (95)

               Varias partes defendían la libertad de los Estados miembros para elegir su propio mix energético y proporcionar los incentivos necesarios para propiciar una inversión privada eficiente a largo plazo en capacidad de producción de energía con baja emisión de carbono. La Comisión no es competente para influir en este tipo de decisiones. Asimismo, las centrales nucleares tienen elevados costes de capital iniciales y reducidos costes de explotación marginales, lo cual, unido a la falta de correlación entre los costes de explotación y los precios del mercado de la electricidad, determina la existencia de un riesgo que no se puede transferir de manera eficiente a los consumidores sin la intervención del Estado.

               (96)

               Varias partes criticaron el punto 337 de la Decisión de incoación, especialmente el hecho de que no se haya invertido en nuevas centrales nucleares en el Reino Unido desde la liberalización del mercado de la energía hace 20 años. Además, la amenaza de cambios en las políticas gubernamentales y otros riesgos políticos pueden complicar dichas inversiones para los inversores privados.

               (97)

               Varias partes argumentaron que los costes de capital representan alrededor del 75 por ciento del coste normalizado de la electricidad (18), frente al 10-15 por ciento del coste del gas sin un sistema de reducción de emisiones. Asimismo, señalaron que la rentabilidad de la descarbonización con arreglo a sus propios modelos implicaba un nivel de 50 gCO2/kWh de aquí a 2030, frente a los niveles actuales de aproximadamente 500 gCO2/kWh, que solo se logrará al mínimo coste si la nueva capacidad nuclear consigue índices de penetración significativos (por ejemplo de 11 a 18 GW). El beneficio, en términos de valor actual, de un programa nuclear a gran escala sería de 23 000 millones GBP. Un contrato a largo plazo en materia de energía nuclear mantendría también la eficiencia de la distribución de electricidad, lo que sería pertinente tanto para las tecnologías renovables como para la tecnología nuclear, habida cuenta de sus reducidos costes marginales.

               (98)

               Una de las observaciones consideraba que el hecho de no apoyar el desarrollo temprano de una nueva tecnología como EPR daría pie a una disminución del interés de los inversores por esa tecnología, tanto dentro como fuera del Reino Unido.

               (99)

               En otra aportación se afirmaba que el Tratado Euratom no puede aplicarse independientemente de las políticas actuales de la Comisión, dado que su artículo 40 obliga a esta a publicar periódicamente los objetivos en materia de energía nuclear y que los objetivos del Tratado solo pueden perseguirse de conformidad con las demás disposiciones del Tratado.

               (100)

               En otra observación se señalaba que, antes de la liberalización, la inversión en el sector nuclear fue posible gracias a proyectos financiados mediante las tarifas, lo que eliminaba los riesgos de la inversión.

               (101)

               Una parte declaró que el origen del combustible nuclear es diverso y tiene una calificación muy elevada en lo que se refiere a seguridad energética.

               (102)

               Otra parte observó que no hay tecnologías de producción de carga base con baja emisión de carbono acreditadas distintas de la nuclear que se puedan desplegar con los mismos niveles de capacidad. Además, dado el perfil de riesgo político en toda la Unión Europea, los inversores son cada vez más cautelosos a la hora de comprometer grandes sumas de capital en el nuevo sistema de producción de electricidad. Por último, las previsiones de la Comisión sobre las inversiones en nuevas instalaciones nucleares en 2027-2030 son cuestionables debido a la incertidumbre existente.

               (103)

               Varias partes señalaron que el Reino Unido no dispone de un mecanismo similar al modelo finlandés de sociedad Mankala (una inversión conjunta por parte de empresas productoras de energía e industrias con uso intensivo de energía), que permite gestionar la asimetría entre el riesgo del coste de capital inicial y el precio de la electricidad instantánea a largo plazo.

               (104)

               Una parte observó que la mayoría de las tecnologías renovables se descubrieron a principios del siglo XX, con lo que el apoyo a estas tecnologías está menos justificado que el apoyo a la tecnología nuclear, por motivos de madurez tecnológica.

               (105)

               Varias partes comentaron que los reactores no estarían operativos hasta 2023 como muy pronto, por lo que la central no podrá resolver el problema de la seguridad de abastecimiento destacado por el Reino Unido para justificar las medidas.

               (106)

               Una parte negó que la tecnología nuclear garantice la seguridad del suministro, ya que hace depender la producción de energía de las importaciones de materiales nucleares fisionables. Según otra parte, la dependencia respecto de los combustibles importados debe reducirse para mejorar la seguridad del suministro.

               (107)

               En otra de las observaciones se indicaba que la política energética británica tiene un sesgo político y limita el desarrollo de parques eólicos en tierra y de centrales solares.

               (108)

               Varias partes comentaron que la tecnología nuclear empeora la seguridad del abastecimiento, puesto que carece de la flexibilidad necesaria para equilibrar la oferta y la demanda en la red, debido a fallos imprevistos, tasas de capacidad reducidas o mantenimientos periódicos. La energía nuclear también va asociada a perturbaciones imprevisibles que requieren numerosas medidas de apoyo, en contraste con la variabilidad del viento, que se considera en gran medida previsible de antemano. Por último, esas mismas partes consideraban que la energía nuclear constituye un medio inadecuado para reducir las emisiones, basándose en investigaciones que demuestran que el ciclo nuclear produce entre 9 y 25 veces más CO2 que la energía eólica.

               (109)

               Varias partes señalaron que, sobre la base de estadísticas comparativas, la contribución de la tecnología nuclear a la descarbonización no es sustancial.

               (110)

               Otras partes observaron que la medida no aportará seguridad energética, al no sustituir con rapidez suficiente la capacidad que se retire, y que dependerá de las reservas de uranio, que podrían agotarse.

               (111)

               Según algunas observaciones, las subvenciones pueden llevar a la exclusión de otras tecnologías de producción más innovadoras y más respetuosas del medio ambiente, y no se justifican ni son compatibles con el principio de que «quien contamina paga». Las generaciones futuras tendrían que soportar los costes derivados de la medida a largo plazo.

               (112)

               En otras observaciones se deseaba hacer hincapié en que varios Estados miembros, en particular Alemania, Austria, Irlanda e Italia, están en contra de la energía nuclear, y otros Estados miembros, como Portugal, Dinamarca, Estonia o Grecia, no tienen energía nuclear, por lo que no puede haber un objetivo común en relación con la energía nuclear.

               (113)

               Varias partes señalaron que una tecnología que requiere subvenciones durante 60 años y está exenta de todos los costes directos e indirectos que genera, y que precisa además de un contrato garantizado de 35 años, no puede considerarse viable.

               (114)

               Una parte alegó que no existe ningún método satisfactorio de resolver la necesidad de eliminar los residuos radiactivos.

               (115)

               Según otra de las observaciones, el Reino Unido está favoreciendo excesivamente la nueva central nuclear, al asumir las numerosas incertidumbres en torno a la eliminación de residuos y proporcionar seguridad a los inversores.

               (116)

               En varios casos se critica la evaluación de riesgos realizada por el Reino Unido, porque no tiene en cuenta la serie de accidentes «ajenos al diseño» que se dieron en Fukushima ni otros graves accidentes nucleares. También se critica la afirmación de que, en el peor accidente/incidente razonablemente previsible en HPC (incluido un atentado terrorista), el porcentaje máximo de liberación en forma de bypass de contención no superaría el 0,03 por ciento del inventario del núcleo del reactor al día.

               (117)

               En varias de las observaciones se señaló la dificultad de saber si el Reino Unido había tenido en cuenta el desarrollo de nuevas tecnologías que mejoran la flexibilidad de la red eléctrica (por ejemplo, la fijación de precios dinámica, los contratos de carga interrumpible o un limitador de la carga dinámica para la industria, la agregación de servicios y la optimización de la demanda de los hogares).

               (118)

               En una observación se criticaba la importancia que el Reino Unido otorga a la producción de electricidad de base, habida cuenta de los cambios que se están produciendo en el sector de la energía, ante los que cabe preguntarse si, de aquí a mediados de los años 2020, la carga base seguirá siendo tan relevante como hoy en día. En particular, la flexibilidad del sistema será cada vez más importante.

               (119)

               Varias partes observaron que HPC no sería una instalación prototipo (first of a kind, en lo sucesivo, «FOAK»), sino más bien la quinta o la sexta, considerando las que existen en Finlandia y Francia, y dos más que se han construido en China. Por otro lado, en Finlandia y en Francia se encargaron reactores similares sin que se concedieran ayudas estatales.

               (120)

               Una de las partes alegó que la industria solar tendrá la capacidad de suministrar cada año la misma cantidad de electricidad que se espera que produzca HPC y a un coste comparable, y que la energía eólica marina podría ser más barata que la nuclear de aquí a 2020 o poco después.

               (121)

               Otra parte alegó que las propias cifras del Gobierno del Reino Unido demuestran que la nueva central nuclear no era necesaria, al contrario de lo defendido en varios documentos y discursos, en los que se afirma erróneamente que la demanda de electricidad podría duplicarse o incluso triplicarse, algo que contradice la propia investigación del Gobierno relativa a la demanda de electricidad a largo plazo y a las necesidades en materia de capacidad hasta 2025.

         3.4.   OBSERVACIONES RECIBIDAS SOBRE LA IDONEIDAD Y EL EFECTO INCENTIVADOR DE LAS MEDIDAS

               (122)

               Una de las respuestas positivas señaló que la energía nuclear puede contribuir significativamente a la producción de electricidad con baja emisión de carbono y a la diversificación del sector de la producción de electricidad. Asimismo señaló que, aunque no pueda proporcionar toda la capacidad adicional necesaria durante los próximos decenios en el Reino Unido, es probable que desempeñe una función crucial en la sustitución de la capacidad nuclear que se retire y la satisfacción de la futura demanda.

               (123)

               Varias partes sostuvieron que sin la intervención pública, la inversión privada se centraría únicamente en la rentabilidad a corto plazo, lo que haría imposible una nueva central nuclear.

               (124)

               Según una de las observaciones enviadas, sin la ayuda, los operadores no tendrían ningún incentivo para invertir en nuevas centrales nucleares y el éxito en la realización del primer proyecto podría reducir considerablemente el coste de los nuevos proyectos. Añadió que los reactores de tercera generación no pueden compararse con las instalaciones existentes y, sin un horizonte temporal a largo plazo de estabilidad de los precios, será imposible disponer de inversión privada en el campo de la energía nuclear.

               (125)

               Varias partes alegaron que el programa británico de construcción de nuevas instalaciones nucleares acarrearía beneficios importantes en términos de empleo para el Reino Unido y Europa.

               (126)

               Otras aportaciones destacaban que la ayuda permitirá que una fuerza de trabajo altamente especializada y cualificada mantenga sus competencias y desarrolle nuevas técnicas, lo cual es fundamental también para el desmantelamiento de los reactores nucleares que funcionan en la actualidad. Asimismo, mencionaron el impacto positivo de la ayuda para los operadores de la cadena de suministro.

               (127)

               Varias partes indicaron que las empresas británicas están claramente a favor de la variedad del mix energético y que apoyan en particular la energía nuclear, la eólica y la hidroelectricidad. El programa británico aportaría un entorno inversor más estable para las empresas, especialmente para las grandes consumidoras de electricidad.

               (128)

               En opinión de algunas de las partes, en comparación con el sistema de certificados ecológicos que actualmente se utiliza exclusivamente para las energías renovables, el mecanismo propuesto tiene la ventaja de limitar la compensación excesiva.

               (129)

               Varias partes señalaron la obligación del Estado de incentivar las decisiones de diversificación de los inversores, dado que los mercados liberalizados no pueden internalizar los beneficios de la seguridad del suministro de un Estado miembro.

               (130)

               Una de las partes criticó la opinión de la Comisión de que los CFD eliminan la mayoría de los riesgos de mercado, puesto que las tarifas reguladas se utilizan ampliamente en muchos Estados miembros para apoyar las fuentes de energía renovables y no existe ninguna razón que justifique una diferencia de trato para la energía nuclear.

               (131)

               En varias aportaciones se sostenía que la tecnología nuclear no es respetuosa con el medio ambiente, no es renovable sino finita y resulta sumamente cara, a pesar de ser una tecnología madura sin efecto de aprendizaje.

         3.5.   OBSERVACIONES RECIBIDAS SOBRE LA PROPORCIONALIDAD DE LAS MEDIDAS

               (132)

               Una parte comentó que el mecanismo del CFD reduce el riesgo, pese a seguir exponiendo a NNBG a un riesgo básico, y evita la compensación excesiva, ya que los pagos solo se realizan cuando el PR es inferior al PE. Asimismo, el mecanismo de reparto de los beneficios sobre fondos propios limitará la compensación excesiva y no se garantizará a NNBG un nivel fijo de ingresos o beneficios. Por último, el CFD permitirá estabilizar los precios, lo que mejorará el entorno de inversión.

               (133)

               Varias partes alegaron que el PE debía compararse con el de otras tecnologías de baja emisión de carbono y no con los costes de las centrales de gas, y tener en cuenta los futuros niveles de precios en lugar de los niveles actuales.

               (134)

               Varias partes indicaron que el CFD para HPC tendrá una duración de 35 años, mientras que los contratos para las fuentes de energía renovables son de menor duración, por lo general 15 años como máximo. Sin embargo, la central nuclear funcionaría durante 60 años, mientras que las instalaciones de energías renovables no pasan de 20-25 años, con lo que el porcentaje de subvención respecto de la vida útil es inferior. Los CFD protegen al Reino Unido de la obligación de pagar costes de construcción superiores.

               (135)

               Una parte facilitó una evaluación de costes que parece indicar que hay margen para una disminución significativa de los costes después de la primera central, hasta 60-75 GBP por MWh de aquí a 2030. Sostenía también que el PE de la medida notificada se reduciría hasta situarse en el intervalo indicado en su análisis, es decir, entre 85 y 100 GBP por MWh.

               (136)

               Varias partes señalaron que solo un pequeño número de tecnologías se consideran actualmente más baratas, pero que ninguna de ellas puede proporcionar cantidades significativas de electricidad en el futuro.

               (137)

               Varias partes observaron que, si se tienen en cuenta los costes generales del sistema de las fuentes de energía renovables, la energía nuclear representa una opción mucho más económica al PE notificado por el Reino Unido.

               (138)

               Una parte afirmó que la decisión de la Comisión de excluir los proyectos nucleares de la utilización de los mecanismos del tipo CFD podría tener importantes repercusiones potenciales en la capacidad de la Nuclear Decommissioning Authority (NDA) de aplicar una solución para tratar el plutonio civil del Reino Unido. También afirmó que la carga que representan para los contribuyentes los costes relacionados con los residuos es mínima o irrelevante.

               (139)

               En varias observaciones se señaló que las ayudas a la inversión no se deducen de las ayudas de funcionamiento.

               (140)

               En una de ellas se defendía la necesidad de que todos los acuerdos, así como cualesquiera modificaciones de los mismos que incidan en la financiación, o las disposiciones prácticas relativas al desmantelamiento, a la gestión de residuos y del combustible usado y a su eliminación, se hagan públicos y estén sujetos al control parlamentario. Asimismo, se criticaba el hecho de que no se hubiera publicado información clave sobre la modelización de costes.

               (141)

               Varias partes expresaron su preocupación ante la posibilidad de que el Reino Unido conceda ayudas adicionales a NNBG, incluso en forma de un régimen que limite la responsabilidad de los operadores de centrales nucleares. Algunas partes también consideraban que las tecnologías alternativas a la nuclear asumen plena responsabilidad, mientras que la tecnología nuclear disfrutaría de un régimen de responsabilidad limitada.

               (142)

               Otro tipo de apoyo que se señaló como potencialmente excluido de la ayuda notificada es la subestimación de los costes de gestión y eliminación de los residuos nucleares en el marco del contrato de transferencia de residuos que el Reino Unido pretende obligar a suscribir a los nuevos operadores de instalaciones nucleares. Del mismo modo, algunas de las partes afirmaron que la supuesta falta de asunción de los costes íntegros de desmantelamiento sería contraria al principio de que «quien contamina paga».

               (143)

               Uno de los participantes expresó su inquietud por los posibles sobrecostes, basándose en la experiencia con los modelos EPR de Francia y Finlandia.

               (144)

               Ya se presta ayuda financiera a los operadores de centrales nucleares existentes en el Reino Unido a través de una serie de instrumentos financieros, entre ellos la limitación de la responsabilidad, los seguros de riesgos comerciales, las subvenciones de los costes de eliminación de residuos nucleares y las subvenciones de los costes de protección contra el terrorismo.

               (145)

               Varias partes declararon que con la ayuda se transferirá el riesgo económico de la empresa a los contribuyentes y se generará una dependencia que provocará un aumento de los precios de la energía durante los próximos 35 años.

               (146)

               Según varias partes, el PE es demasiado elevado y convierte a HPC en la central nuclear más cara de la historia. Las distorsiones darán lugar a costes adicionales.

               (147)

               Una parte comentó que la evaluación de la proporcionalidad no puede ser concluyente hasta que no se notifiquen todas las disposiciones relativas al reparto de beneficios y a la renegociación de costes.

               (148)

               Otra parte señaló que el PE es superior a lo que Alemania paga por su energía eólica terrestre.

               (149)

               Una parte comentó que convendría aceptar que no existen expectativas razonables de que los costes del EPR vayan a disminuir de manera significativa si se beneficia de ayuda y que dicho reactor no puede considerarse tecnología emergente.

               (150)

               Varias partes alegaron que algunas tecnologías de energías renovables emergentes podrían ser mucho más rentables que HPC y que, según un informe reciente de Carbon Connect
                   (19), los rendimientos para EDF y otros inversores en HPC serían mucho más elevados que en el caso de otros proyectos, con una rentabilidad de los recursos propios prevista de entre un 19 y un 21 por ciento aproximadamente, es decir, una rentabilidad superior a la de los proyectos de la Iniciativa de Financiación Privada. Asimismo, si se tuviera en cuenta el coste de los seguros contra catástrofes nucleares, los argumentos económicos en favor de la energía nuclear en comparación con otras fuentes de baja emisión de carbono se debilitarían considerablemente. Por último, un informe reciente de la Comisión de Cuentas Públicas de la Cámara de los Comunes (House of Commons Committee of Public Accounts) del Reino Unido y la NDA sitúan los costes heredados de la energía nuclear en más de 2 500 millones GBP al año, es decir, el 42 por ciento del presupuesto total del Ministerio de Energía y Cambio Climático (Department of Energy and Climate Change; en lo sucesivo, «DECC»).

               (151)

               Según varias partes, existe una sospecha razonable de compensación excesiva.

               (152)

               Una parte calculó que si el PE sobre 35 años se convirtiera a un PE sobre 15 años equivalente, correspondería a aproximadamente 117 GBP por MWh en términos reales de 2012, más de un 20 por ciento superior al de la energía eólica terrestre y entre un 10 y un 15 por ciento superior al de las conversiones de biomasa. Asimismo, cabe suponer que los costes de la energía eólica terrestre habrán disminuido aún más de aquí a 2023, debido a su mayor implantación, con lo que la diferencia sería aún más notable.

               (153)

               Varias partes indicaron que los precios de las tecnologías alternativas, y los de las renovables en particular, probablemente disminuyan en el futuro, lo que dará lugar a una compensación excesiva del proyecto HPC.

               (154)

               Una de las partes declaró que el Reino Unido no había buscado en el mercado capacidad o producción equivalente para el mismo período de tiempo. En Francia y Finlandia, los precios de la electricidad producida a partir de la energía nuclear oscilan entre 45 y 50 EUR por MWh. Informes de analistas financieros indican que EDF obtendría una TIR del capital anual de entre el 25 y el 35 por ciento. Por último, con los CFD la energía nuclear podría obtener el PR más fácilmente que las fuentes de energía renovables y la combinación del precio mínimo del carbono y el mercado de capacidad favorecerían las inversiones en nuevas instalaciones nucleares.

         3.6.   OBSERVACIONES RECIBIDAS SOBRE EL POSIBLE FALSEAMIENTO DE LA COMPETENCIA Y EL COMERCIO ENTRE LOS ESTADOS MIEMBROS

               (155)

               Entre las respuestas positivas, hubo varias que alegaron que la medida no tendría efectos significativos sobre la competencia o el comercio entre los Estados miembros, ya que no afectaría al bienestar de los consumidores ni daría lugar a un aumento de los precios al por menor. Asimismo, NNBG se vería expuesta a las fuerzas del mercado y a incentivos para competir en el mercado de la electricidad al por mayor.

               (156)

               Varias partes señalaron la conveniencia de instaurar condiciones de competencia equitativas entre todas las tecnologías con baja emisión de carbono; por tanto, las subvenciones a nuevas instalaciones nucleares serían coherentes con las políticas actuales de apoyo a las fuentes de energía renovables. Varias partes defendieron la necesidad de preservar la neutralidad tecnológica, por lo que la tecnología nuclear no debía ser objeto de discriminación.

               (157)

               Varias partes observaron que las medidas no podrían desplazar la inversión en fuentes de energía renovables, puesto que estas también están respaldadas por CFD. Algunas añadieron que, por el contrario, la ayuda serviría de catalizador de nuevas inversiones en tecnologías de producción de energía.

               (158)

               Una parte observó que se espera que HPC tenga una capacidad instalada de algo más de 3 GW, mientras que el mercado británico en su conjunto no tardará en llegar a 80 GW. En este sentido, la distorsión causada en el mercado por la ayuda no sería significativa (un 4 por ciento).

               (159)

               Según varias partes, los beneficios de las alternativas a la nueva central nuclear no podrían proporcionar un nivel suficientemente elevado de capacidad como para ser consideradas opciones viables. Concretamente, los beneficios derivados de la respuesta por el lado de la demanda no pueden considerarse seguros, la eficiencia energética requeriría medidas adicionales y la interconexión contribuiría de modo fundamental a la utilización eficiente de los recursos, pero los principales obstáculos serían de carácter político y normativo.

               (160)

               Varios participantes sostuvieron que las medidas falsearán la competencia al excluir tecnologías alternativas y, en particular, al discriminar o desplazar las inversiones en energías renovables. También provocarán distorsiones del comercio en el mercado interior, ya que los importadores no podrán competir con los precios subvencionados de la energía nuclear, lo que dará lugar a excedentes artificiales en otros Estados miembros.

               (161)

               En una de las observaciones se señaló que las ayudas falsearán la competencia entre las centrales nucleares existentes y las nuevas, ya que estas últimas reciben ayudas de funcionamiento, a diferencia de las primeras. Otra parte comentó la necesidad de preservar la neutralidad tecnológica; por lo tanto, la energía nuclear no debe ser objeto de discriminación.

               (162)

               Una parte observó que las subvenciones a la energía nuclear podían reducir el tamaño del mercado disponible para la participación de las tecnologías de las energías renovables y aumentar la dificultad de establecer nuevas capacidades de producción a partir de fuentes renovables en la UE.

               (163)

               Una parte criticó el estudio especializado del Prof. Dr. Green y el Dr. Staffell, por varios motivos: su metodología no es adecuada para llevar a cabo análisis del bienestar o evaluaciones de las distorsiones; sus hipótesis no son válidas para determinar la existencia de deficiencias en los mercados financieros; la hipótesis de la exogeneidad del coste medio ponderado del capital (WACC) carece de justificación; y el estudio no tiene en cuenta el aprendizaje, las externalidades del carbono, la diversidad del suministro y el poder del mercado.

               (164)

               Una parte comentó que las ayudas aumentarán considerablemente el desequilibrio entre el coste total de otras tecnologías energéticas y el de la tecnología nuclear en perjuicio de los consumidores, además de los impuestos. Asimismo, EDF pasaría a ocupar una posición dominante en el mercado británico de la energía, en particular si se permitiera la prolongación de la vida útil de las actuales centrales nucleares.

               (165)

               Una parte alegó que el pago de las diferencias del CFD por producción medida podría crear distorsiones en el mercado, puesto que los productores podrían incluso vender electricidad a precios negativos y valerse del CFD para obtener ingresos positivos.

               (166)

               Otra parte denunció que la escala de la ayuda supondrá un perjuicio para la inversión en futuros interconectores, incluidos los interconectores entre Escocia e Islandia (electricidad geotérmica) y entre Inglaterra y los países nórdicos (electricidad eólica, mareomotriz y geotérmica).

         3.7.   OBSERVACIONES RECIBIDAS SOBRE LA GARANTÍA DE CRÉDITO

               (167)

               En varias ocasiones se señaló que no podía excluirse un exceso de compensación, habida cuenta de que el paquete de ayuda incluye una garantía de crédito, además del CFD.

         3.8.   OTRAS OBSERVACIONES RECIBIDAS

               (168)

               Varias de las comunicaciones mencionaban el caso de unos jabalíes que, en marzo de 2013, contenían gran cantidad de radiación, 27 años después del accidente de Chernobyl. En otras se solicitaba la organización de una segunda consulta, cuando concluyese la medida notificada.

               (169)

               Varias partes señalaron que el Gobierno británico se había comprometido en su programa electoral a no conceder subvenciones públicas en favor de la energía nuclear.

               (170)

               Una parte observó que el Reino Unido seguía basándose en lo que denominaba la conclusión satisfactoria de procesos relacionados con la construcción de la nueva instalación, pasando por alto las importantes incertidumbres que afectan al emplazamiento, el establecimiento y la gestión de una instalación de almacenamiento geológico, a fin de elaborar planes y determinar sus costes. Asimismo, criticaba las actuales propuestas británicas en materia de gestión y eliminación de residuos nucleares.

         4.   OBSERVACIONES DEL REINO UNIDO

               (171)

               El Reino Unido envió su respuesta a la Decisión de incoación el 31 de enero de 2014. En ella incluía varios análisis, entre ellos los siguientes:

                           a)

                           trabajos de modelización del DECC y análisis de escenarios contrafactuales;

                           b)

                           un informe de Oxera sobre las deficiencias del mercado, la proporcionalidad y posibles falseamientos de la competencia;

                           c)

                           un estudio de Pöyry sobre posibles distorsiones del mercado interior y alternativas a nuevas instalaciones nucleares;

                           d)

                           un informe de Redpoint sobre la evolución del sector británico de la electricidad;

                           e)

                           una descripción del proceso de identificación y verificación de costes, con la participación de KPMG y LeighFisher;

                           f)

                           un informe de KPMG sobre posibles falseamientos de la competencia;

                           g)

                           evaluación comparativa sobre la tasa de retorno.

               (172)

               En su respuesta, el Reino Unido reitera en líneas generales la misma posición que expuso en la notificación. En particular, la nueva instalación nuclear sería una parte importante del mix energético del Reino Unido, que ayudaría a conseguir un suministro de electricidad sin emisión de carbono, seguro y diversificado, a un coste asequible.

               (173)

               Los argumentos del Reino Unido se describen con más detalle a continuación.

         4.1.   OBSERVACIONES RECIBIDAS SOBRE LA EXISTENCIA DE AYUDA ESTATAL Y SIEG

               (174)

               El Reino Unido mantuvo que la medida notificada no constituye ayuda, habida cuenta de los criterios «Altmark» en el caso del CFD y de la Comunicación sobre las garantías (20) en el caso de la garantía. Por el contrario, siguió considerando que la ayuda era compatible con el Marco SIEG (21). En su defecto, la ayuda sería compatible con arreglo al artículo 107, apartado 3, letra c), del TFUE.

               (175)

               Por lo que respecta a la primera condición «Altmark», es decir, la existencia de un servicio de interés económico general, las autoridades del Reino Unido sostienen que la construcción de HPC con arreglo a un calendario determinado y su funcionamiento en el marco del CFD constituye un SIEG a fin de lograr objetivos de interés general de la Administración del Reino Unido.

               (176)

               Las autoridades británicas aclaran la definición de SIEG. Según se afirma, este consiste en garantizar la inversión en una nueva capacidad de producción de energía nuclear que debe entregarse en un plazo determinado. Al parecer, ningún inversor privado que opere de acuerdo con las condiciones de mercado actuales invertiría en una nueva central nuclear dentro del período de tiempo indicado en el CFD. Las autoridades británicas alegan que existen importantes deficiencias de mercado en lo que respecta a la construcción de una nueva instalación nuclear que justifican el establecimiento del SIEG.

               (177)

               Según estas autoridades, la Directiva sobre la electricidad reconoce que las obligaciones de servicio público previstas en el artículo 3, apartado 2, pueden tener en cuenta la necesidad de dotar de capacidades a largo plazo para garantizar la seguridad del suministro. No habría ningún motivo para limitar esta base de las obligaciones de servicio público en relación con el suministro de capacidad de producción de reserva. Según se afirma, HPC contribuirá a la planificación a largo plazo de la seguridad del suministro del Reino Unido aportando una capacidad de producción importante a largo plazo, tal y como prevé el artículo 3, apartado 2, de la citada Directiva, es decir, durante el plazo de 35 años durante el cual se abonarán pagos diferenciales en virtud del CFD. El hecho de que HPC pueda no entrar en servicio lo suficientemente rápido como para dar respuesta a los niveles de capacidad potencialmente bajos de aquí a 2020 no sería determinante, a la luz de la orientación a largo plazo, y no a corto plazo, del objetivo de interés general. En teoría, los problemas de capacidad a que pueda enfrentarse el Reino Unido antes de la entrada en servicio de HPC no cuestionan la justificación del proyecto. Por otra parte, sin una intervención adicional, el Reino Unido seguirá teniendo que hacer frente a limitaciones de capacidad a lo largo de la década de 2020 y en años posteriores y deberá diseñar un mix energético para resolver estos retos de manera permanente.

               (178)

               Al contribuir de manera significativa a la seguridad del suministro de electricidad de baja emisión de carbono a largo plazo en el Reino Unido, la inversión en la nueva capacidad de producción nuclear que se entregará y entrará en servicio dentro de un plazo determinado y su explotación en el marco del CFD pretende satisfacer un interés general o público que puede denominarse SIEG. Según el Gobierno británico, ninguna empresa que opere en condiciones normales de mercado proporcionará nueva capacidad de carga base ni emprenderá nuevos proyectos nucleares dentro de un plazo suficiente para satisfacer los objetivos de interés general del Reino Unido.

               (179)

               Las autoridades británicas alegan que el CFD debe interpretarse en el sentido de que impone obligaciones de servicio público específicas a NNBG. La definición precisa y el carácter imperativo de la obligación de servicio público en el marco del SIEG se derivan de la combinación de cláusulas estrictas destinadas a garantizar que NNBG cumpla los plazos fijados y del hecho de que, una vez NNBG inicie la construcción, no habrá «marcha atrás», habida cuenta de los costes irrecuperables sumamente elevados en que incurrirá.

               (180)

               En lo que respecta al segundo requisito «Altmark», las autoridades británicas sostienen que los parámetros utilizados para el cálculo del PR y los posibles ajustes del PE han sido objeto de un acuerdo de principio y se indicarán en el CFD de forma objetiva y transparente antes de su entrada en vigor.

               (181)

               En cuanto a la tercera condición «Altmark», las autoridades británicas alegan que, con arreglo a la jurisprudencia, habida cuenta del margen de apreciación de que gozan los Estados miembros a la hora de definir una misión SIEG y las condiciones de su aplicación, el alcance del control que la Comisión está facultada a ejercer por lo que respecta a la necesidad y el carácter proporcionado de la compensación también se limita al del error manifiesto (22). Consideran que la medida es proporcionada y que el mecanismo del CFD minimiza automáticamente el nivel de ayuda estatal, puesto que el pago de la diferencia solo se abona cuando el PR del mercado es inferior al PE y únicamente se procede a un reembolso cuando el PR del mercado es superior al PE. El CFD contendrá una serie de salvaguardias para evitar la sobrecompensación.

               (182)

               En relación con el cuarto requisito «Altmark», las autoridades británicas consideran que este criterio pretende garantizar que la compensación concedida por la prestación de un SIEG corresponde a lo que sería una contraprestación normal del mercado por tal servicio. En el caso que nos ocupa, consideran que la falta de una referencia adecuada no debe impedir la aplicación de este cuarto requisito. En su opinión, la Comisión debería valorar la existencia de una ventaja basándose en los datos objetivos y verificables de que se dispone en este caso. Las autoridades británicas consideran que el proceso de identificación y verificación de costes llevado a cabo por asesores externos a fin de garantizar que las estimaciones de costes de NNBG para la prestación del SIEG son razonables debería ser suficiente para considerar cumplido el cuarto requisito de la sentencia Altmark.

               (183)

               Por lo que se refiere a la garantía de crédito, las autoridades británicas opinan que no otorgará ninguna ventaja a la empresa, ya que se ofrecerá en condiciones comerciales de acuerdo con el principio del inversor en una economía de mercado. El Gobierno británico considera que la garantía de crédito y los términos del CFD tienen objetivos distintos. La finalidad de este último es proporcionar un acuerdo contractual a largo plazo para reducir la incertidumbre en los precios del mercado al por mayor en función del rendimiento del activo subyacente. La garantía de crédito, como en el caso de las garantías de crédito de las aseguradoras financieras, facilitará un acceso más amplio a los mercados de capitales de deuda a largo plazo. La fijación de su precio y su aprobación dependen en gran medida del riesgo del conjunto del proyecto subyacente, incluidos los términos del CFD. Sin embargo, lo contrario no es cierto: la presencia de una garantía, más que modificar el perfil de riesgo del proyecto, lo reasigna entre los inversores y el garante. El Gobierno británico considera que la empresa encargada del proyecto no recibirá una ayuda adicional por la combinación del CFD y la garantía de crédito.

               (184)

               Por lo que se refiere al acuerdo del secretario de Estado sobre la compensación que se abonaría en caso de parada por motivos políticos, el Reino Unido alega que todos los CFD incluirán disposiciones relativas a la compensación de los inversores en caso de «evento de parada admisible», por ejemplo, un cambio normativo que obligue al cierre definitivo de toda la instalación (dependiendo de la tecnología) o la negativa del Gobierno británico a aceptar la reanudación de la explotación de la instalación después de un período determinado. El acuerdo directo entre el secretario de Estado y los inversores de NNBG es un acuerdo adicional y separado destinado a proteger las disposiciones en materia de evento de parada admisible. El acuerdo dispone que, si tras una parada por motivos políticos, el organismo de contraparte no procede a los pagos compensatorios a los inversores de NNBG, el secretario de Estado pagará la compensación acordada a los inversores. No se contemplan pagos compensatorios adicionales a NNBG o a sus inversores.

               (185)

               Las autoridades británicas alegan, además, que el acuerdo era necesario, puesto que la energía nuclear conlleva riesgos especiales de parada por motivos políticos.

               (186)

               Sostienen que no pretenden que cada acuerdo CFD vaya acompañado de un acuerdo del secretario de Estado, ya que ello debe decidirse caso por caso para cada proyecto. No obstante, consideran que es posible que la justificación de un acuerdo directo sea aplicable a otros proyectos, inclusive a otras tecnologías –concretamente cuando los proyectos sean particularmente amplios y controvertidos, y/o contengan disposiciones similares en relación con el desmantelamiento.

               (187)

               Según las autoridades británicas, los pagos compensatorios tienen efectivamente como objetivo permitir a los inversores de NNBG recuperar su posición inicial y no deben considerarse ayuda estatal.

               (188)

               También afirman que, si la medida implicara ayuda estatal, sería compatible con el mercado interior en virtud del Marco SIEG.

               (189)

               En su opinión, la inversión en la nueva capacidad de producción de energía nuclear que se entregará y entrará en servicio dentro de un plazo determinado y su explotación en el marco del contrato de inversión para un período de pagos por diferencias de 35 años constituye un SIEG. Por otra parte, las cláusulas del CFD contienen los elementos necesarios de un acto de atribución y establecen las obligaciones de servicio público y los niveles de compensación pertinentes.

               (190)

               Según se afirma, como el período de atribución de 35 años (que representa el período de abono de los pagos diferenciales) es más breve que el período total de amortización de 60 años de HPC, su duración se justifica, habida cuenta del SIEG en cuestión.

               (191)

               Por lo que se refiere a los requisitos de la contratación pública, el Gobierno británico alega que la Comisión debe asumir la regularidad del procedimiento de selección y negociación, a menos que una investigación demuestre lo contrario. Considera que las normas en materia de contratación pública de la Directiva 2004/17/CE del Parlamento Europeo y del Consejo (23) o la Directiva 2004/18/CE del Parlamento Europeo y del Consejo (24), relativa a la adjudicación de los contratos públicos de obras, de suministro y de servicios, no son aplicables a la medida en cuestión, ya que esta no implica la contratación pública de suministros, obras o servicios en beneficio del Gobierno británico o de cualquier organismo estatal en el sentido de esas Directivas. Por las mismas razones, el Gobierno británico considera que el artículo 8 de la Directiva sobre la electricidad no es aplicable a la medida notificada. No obstante, las autoridades británicas afirman que los procedimientos que ha seguido hasta la fecha el Gobierno para identificar a los inversores adecuados dentro del programa EMR (Electricity Market Reform) se han basado en un marco claro, transparente y no discriminatorio, equivalente a un procedimiento de licitación en términos de transparencia y no discriminación. Por otra parte, según se afirma, las condiciones detalladas de un contrato como el de HPC deben negociarse individualmente, a fin de tener en cuenta las características de la inversión específica.

               (192)

               Por lo que se refiere a la discriminación, al parecer si el Gobierno británico encomendara el mismo SIEG para una nueva capacidad de producción de electricidad de origen nuclear a otra empresa, velaría por que se utilizara la misma metodología para calcular el PR y el PE. Sin embargo, las condiciones exactas de cada contrato de inversión pueden variar en función de las características específicas del producto, aunque tales posibles variaciones estarían objetivamente motivadas y no constituirían discriminación.

               (193)

               En cuanto a los requisitos relativos a la compensación, las autoridades británicas señalan que el PE se ha calculado sobre la base de los costes de construcción y explotación previstos de NNBG, incluido un beneficio razonable no garantizado, y que estos costes han sido objeto de justificación y verificación por un organismo independiente.

               (194)

               Las autoridades británicas consideran que no son necesarios requisitos adicionales en lo que respecta a la medida, ya que no corresponde a ninguno de los casos previstos por el Marco SIEG y, supuestamente, no existen motivos para concluir que la medida va a dar lugar a un falseamiento grave de la competencia en el mercado interior o va a afectar significativamente a los intercambios entre los Estados miembros. Afirman que no se están prestando servicios similares en competencia con el SIEG, ni se espera que sean prestados por el sector privado en un futuro próximo. Supuestamente, la Comisión ha reconocido en una decisión anterior que la ayuda pública en favor del sector de la electricidad en un país geográficamente aislado (Irlanda), con interconexión limitada con otras redes de energía, tiene un efecto limitado sobre el comercio y no es contraria a los intereses de la Comunidad (25). En teoría, la misma conclusión sería aplicable al sector de la electricidad del Reino Unido.

               (195)

               Observaciones adicionales de las autoridades británicas:

                           i)

                           Las autoridades británicas ponen de manifiesto en varias partes de su escrito que el objetivo de la medida es incentivar o liberar inversiones en favor de la producción de energía con baja emisión de carbono, en particular, una nueva instalación nuclear.

                           ii)

                           El CFD de HPC ha sido concebido para eliminar los obstáculos al proyecto con la mayor eficiencia posible, en particular mediante la protección contra determinados riesgos, especialmente los derivados de la incertidumbre sobre los futuros precios de la electricidad.

                           iii)

                           Los costes de NNBG pueden ser superiores a lo previsto o sus ingresos inferiores a lo previsto por numerosos motivos (por ejemplo, en caso de no alcanzar los niveles de producción previstos o si los precios obtenidos por la venta de electricidad son inferiores al PR del mercado).

                           iv)

                           NNBG podrá vender su electricidad en el mercado al contado o mediante contrato. No existe ningún requisito que obligue a esta empresa a venderla exclusivamente en el mercado al contado.

         4.2.   OBSERVACIONES RECIBIDAS SOBRE LOS OBJETIVOS DE INTERÉS COMÚN

               (196)

               El Reino Unido alega que persigue los objetivos comunes de la UE de la descarbonización, la seguridad del suministro y la diversidad del suministro al menor coste, y que, al igual que otros Estados miembros, se enfrenta al reto de conseguirlos.

               (197)

               Observa que la eficiencia energética, la respuesta por el lado de la demanda, la interconexión y la mejora del funcionamiento de los mercados de ajustes son importantes pero no pueden alcanzar por sí solos esos objetivos, a pesar de su aplicación. Al mismo tiempo, afirma que la competencia para determinar el mix energético corresponde a los Estados miembros y que ha decidido que la energía nuclear forme parte de ese mix.

               (198)

               La energía nuclear contribuirá a la descarbonización, puesto que es una tecnología de baja emisión de carbono, y la evaluación del Reino Unido muestra que es un elemento de la estrategia más rentable de cara a la descarbonización, junto con las fuentes de energía renovables y las centrales de producción dotadas de sistemas de captura y almacenamiento de carbono.

               (199)

               Recurrir a otras tecnologías únicamente sería arriesgado. En particular, el Reino Unido estima que, en ausencia de la energía nuclear, necesitaría 14 GW de energía eólica terrestre, 11 GW de energía eólica marina o 5 GW de centrales TGCC (26), además de la capacidad existente o prevista actualmente para satisfacer la demanda en el mismo espacio de tiempo.

               (200)

               También considera que se requiere una combinación de producción diversificada, a fin de contar con un sistema eléctrico fiable y equilibrado.

               (201)

               Por último, afirma que su política en materia de energía nuclear es coherente con la persecución de un objetivo de interés común con arreglo al Tratado Euratom.

         4.3.   OBSERVACIONES RECIBIDAS SOBRE LAS DEFICIENCIAS DEL MERCADO Y LA NECESIDAD DE UNA INTERVENCIÓN ESTATAL

               (202)

               El Reino Unido alega que existe un conjunto de deficiencias del mercado que afectan a la producción de electricidad, más específicamente a la producción con baja emisión de carbono, y a las nuevas instalaciones de producción de energía nuclear en particular.

               (203)

               En concreto, señala las siguientes deficiencias del mercado, que serían características de los mercados de la electricidad en general:

                           a)

                           externalidad del carbono residual. Las políticas actuales (en particular, el régimen de comercio de derechos de emisión, RCCDE, debido al bajo nivel de precios de los derechos de emisión de carbono) no proporcionan suficiente certeza a largo plazo o señales de precios suficientemente fuertes como para internalizar plenamente las externalidades negativas que caracterizan a la producción de electricidad (es decir, la producción simultánea de emisiones de carbono), lo que dificulta el fomento de nuevas inversiones en tecnología nuclear;

                           b)

                           externalidades positivas que conducen a un déficit de seguridad del suministro y de diversidad del suministro por el mercado. La disponibilidad de electricidad tiene características de bien público, lo que da lugar a una tarificación incorrecta de la escasez y, en último término, a falta de fondos –es decir, déficit de producción y seguridad del suministro. Ello se debe a que las decisiones de inversión privada en producción de electricidad no tienen en cuenta ni los costes sociales de las posibles averías ni los efectos de la disponibilidad de la producción en la red y en otros usuarios de la red, con lo que los riesgos y beneficios de las diferentes tecnologías no están en consonancia con el óptimo social, estando el gas naturalmente protegido y todas las demás tecnologías penalizadas, lo que, en última instancia, da lugar a una menor diversidad del suministro;

                           c)

                           incentivos insuficientes para lograr los beneficios de aprendizaje derivados del despliegue de tecnologías nuevas e inmaduras. Esta deficiencia conduciría a un déficit de inversiones en tecnologías FOAK y nuevas;

                           d)

                           las deficiencias de los mercados financieros, que limitan los fondos disponibles para los proyectos de infraestructura energética. No se dispone de financiación para proyectos de producción de energía nuclear, ya que los mercados de transferencia del riesgo son incompletos y no existen instrumentos para protegerse contra tales riesgos. Los contratos a largo plazo para el suministro de electricidad se enmarcan en horizontes temporales más cortos en comparación con los niveles de inversión, mientras que la volatilidad de los precios es muy elevada y las previsiones de precios a largo plazo están sujetas a un alto grado de incertidumbre.

               (204)

               El Reino Unido declara, además, que existen determinadas deficiencias adicionales en el mercado, en particular en el caso de la energía nuclear, que agravan las barreras a la inversión en esta tecnología:

                           e)

                           la exposición al riesgo político, y

                           f)

                           la ausencia de cobertura del riesgo derivado del precio de la electricidad, lo cual viene a ser una versión más grave de la deficiencia de mercado general señalada en la letra d) supra, debido a los niveles extremadamente elevados de las inversiones necesarias en la producción de energía nuclear.

               (205)

               El Reino Unido observa que estas deficiencias no son puramente teóricas, como demuestra el hecho de que, desde la liberalización del mercado, no se ha invertido en nuevas centrales nucleares en el país.

               (206)

               Añade que los trabajos de modelización mencionados en la Decisión de incoación, y, en particular las previsiones de Redpoint y del DECC, que indicaban que la nueva instalación nuclear entraría en servicio en 2027 o 2030, no son fiables.

               (207)

               El Reino Unido ha actualizado su modelización con datos más recientes, que apuntan a la explotación comercial de la nueva central en 2032 como muy pronto, y posiblemente no antes de 2050. Hace hincapié en que los trabajos de modelización simplifican necesariamente la realidad y no pueden tener en cuenta todos los riesgos e incertidumbres a que se enfrentan los inversores en el mundo real.

               (208)

               El Reino Unido llega a la conclusión de que recurrir exclusivamente a las fuerzas del mercado implicaría el riesgo de retrasar varios años la contribución de la nueva central nuclear a la consecución de sus objetivos y a un coste potencialmente superior. Incluso retrasos de corta duración, de tres o cuatro años, supondrían una pérdida de bienestar que el Reino Unido cifra en unos 30 000 millones GBP.

               (209)

               Por último, el Reino Unido duda de que otros proyectos en mercados similares puedan desplegarse sin cierto nivel de intervención o apoyo del Estado.

         4.4.   OBSERVACIONES RECIBIDAS SOBRE LA IDONEIDAD Y EL EFECTO INCENTIVADOR DE LAS MEDIDAS

               (210)

               En su respuesta a la Decisión de incoación, el Reino Unido mantiene su parecer de que el CFD es el instrumento más apropiado para atraer inversiones en nuevas instalaciones de producción de energía con baja emisión de carbono, y en nuevas instalaciones nucleares, en particular.

               (211)

               El CFD eliminaría la incapacidad de compartir de manera eficiente, o de transferir, el riesgo de volatilidad de los precios derivado de mercados de transferencia del riesgo incompletos y de la falta de instrumentos de cobertura adecuados basados en el mercado. Podría atenuar el riesgo de volatilidad no cubierta de los precios al por mayor reduciendo la incertidumbre en torno al precio de venta de la electricidad generada que recibirá NNBG. De esta forma, ofrece garantías de que se obtendrá un nivel aceptable de rentabilidad después de la inversión.

               (212)

               El Reino Unido observa que el CFD permitirá subsanar las deficiencias del mercado señaladas a un menor coste para el consumidor que mecanismos alternativos tales como una prima regulada estándar, ya que limita los niveles de precios y reduce así la ayuda estatal cuando los precios al por mayor son superiores al PE. Si bien un régimen de primas reguladas fijas pagaría el mismo importe por cada unidad de electricidad, con independencia del nivel de precios al por mayor, el CFD permite reducir el riesgo de compensación excesiva en escenarios de precios al por mayor elevados.

               (213)

               El Reino Unido también hace hincapié en que el CFD sería un instrumento basado en el mercado, puesto que obliga al beneficiario a vender en el mercado a los precios al por mayor aplicados. Por lo tanto, mantendría los incentivos comerciales para que NNBG venda su electricidad de acuerdo con el funcionamiento normal del mercado. En particular, si NNBG se desviara del PR, por ejemplo vendiendo la electricidad por debajo del PR, reduciría sus ingresos, ya que el pago de la diferencia se calculará sobre la base del PR. Los beneficiarios seguirían sometidos a cierto grado de presión competitiva de otros participantes en el mercado.

               (214)

               El Gobierno británico también defiende que la combinación del CFD y la garantía de crédito es el instrumento apropiado.

               (215)

               En su opinión, una garantía de crédito no reduciría por sí sola la incertidumbre de los inversores sobre los futuros precios al por mayor, lo que considera que implicaría niveles de ayuda más elevados y, por ende, costes más elevados para los consumidores. El objetivo de la garantía de crédito es resolver las dificultades de obtener en los mercados de capitales los importantes niveles de deuda requeridos por la inversión en la nueva instalación nuclear.

               (216)

               La garantía de crédito no ofrecería una protección adicional a los accionistas contra los riesgos del proyecto en comparación con lo que el mercado puede ofrecer, y, por tanto, no aborda la necesidad de encontrar inversores en fondos propios. Los inversores no estarían dispuestos a invertir grandes cantidades de dinero, tanto en forma de capital como de capital contingente, sin la seguridad de ingresos que ofrece un CFD.

               (217)

               Por último, las autoridades británicas indicaron que el proyecto HPC era el único proyecto nuclear en el Reino Unido en una fase de debate adecuada, por lo que habría sido muy complicado establecer un verdadero proceso competitivo.

         4.5.   OBSERVACIONES RECIBIDAS SOBRE LA PROPORCIONALIDAD DE LAS MEDIDAS

               (218)

               En su respuesta, el Reino Unido mantuvo su opinión de que el PE se había fijado en el nivel mínimo posible para incentivar la inversión buscada, y sobre la base de un proceso de identificación y verificación de costes, una evaluación del nivel de rendimiento que sería razonable que esperaran los inversores en relación con el proyecto HPC y una serie de difíciles negociaciones con EDF.

               (219)

               Afirmó que, en virtud del CFD, los inversores en HPC conservan riesgos importantes, en particular los riesgos asociados al coste de construcción, pero también algunos riesgos operativos y el riesgo de volumen con respecto a la disponibilidad. Los inversores asumirán el riesgo de sobrecostes y retrasos de la construcción, ya que la remuneración del CFD solo se iniciará cuando se venda la electricidad, es decir, cuando la instalación esté en funcionamiento. En caso de que NNBG no construyera la central dentro de los plazos previstos de puesta en servicio predeterminados, también correrá el riesgo de que se reduzca la duración del CFD, que se calcula a partir de esa fecha. Si la construcción no hubiera finalizado en la fecha límite, el Reino Unido tendrá derecho a resolver unilateralmente el CFD.

               (220)

               Por otra parte, la garantía de crédito exige de todas formas a los inversores aportar un capital considerable al proyecto y cubrir los sobrecostes, y para estos riesgos el capital no está cubierto por la garantía.

               (221)

               El nivel del PE se ha calculado por referencia a los costes previstos por NNBG para el proyecto, garantizando un beneficio razonable. Sin embargo, el Reino Unido sostiene que los costes pueden ser superiores o los ingresos inferiores a lo previsto, lo que expondría a NNBG a riesgos en términos de beneficios.

               (222)

               El Reino Unido observa que el CFD impide la compensación excesiva, dado que, cuando los precios del mercado al por mayor sean superiores al PE, los productores efectuarán un pago a los proveedores. También cita otras salvaguardias contra la compensación excesiva, consistentes en el reparto de los beneficios sobre fondos propios y de la construcción, lo que garantiza que cualquier beneficio para NNBG se compartirá con los proveedores y, en última instancia, con los consumidores, dejando, al mismo tiempo, suficientes incentivos para que NNBG busque obtener esos beneficios. No obstante cualquier pérdida será asumida únicamente por NNBG.

               (223)

               El Reino Unido sostiene que los futuros ajustes del PE, como los derivados de cambios normativos admisibles y la renegociación de los gastos de explotación, se aplicarán solo en circunstancias limitadas y predeterminadas y en relación con determinados costes. La renegociación de los gastos de explotación también puede actuar como freno para una compensación excesiva, ya que el PE se ajustaría a la baja si dichos gastos resultaran ser inferiores a lo estimado.

               (224)

               El Reino Unido vuelve a repetir que la garantía se prestará en condiciones de mercado y no implicará, por tanto, ayuda estatal.

         4.6.   OBSERVACIONES RECIBIDAS SOBRE EL POTENCIAL DE FALSEAMIENTO DE LA COMPETENCIA Y EL COMERCIO ENTRE LOS ESTADOS MIEMBROS

               (225)

               El Reino Unido mantuvo que el CFD no tenía efectos significativos en la competencia y el comercio entre los Estados miembros y aportó informes de KPMG, Oxera y Pöyry en apoyo de sus argumentos.

               (226)

               El CFD reducirá al mínimo cualquier falseamiento de la competencia entre los productores, preservando la exposición de NNBG a las fuerzas del mercado y los incentivos para competir en el mercado de la electricidad al por mayor. NNBG no tiene garantías de que obtendrá el PR y deberá vender su producción compitiendo por el mejor precio posible, con los mismos incentivos que otros participantes en el mercado.

               (227)

               El Reino Unido afirmó que el CFD no da lugar a un falseamiento significativo de la competencia, ya que no es probable que NNBG o EDF tengan la capacidad o la motivación de embarcarse en una estrategia para influir en el PR con arreglo al cual se calculan los pagos de las diferencias. Si NNBG tratara de reducir estratégicamente el PR, se apartaría de su estrategia de minimización de riesgos, es decir, procurar obtener el PR. El Reino Unido también duda de que adoptar esa estrategia aporte beneficios a NNBG en el mercado ascendente, o a NNBG o EDF en los mercados descendentes al por menor. Señaló que los reguladores de los regímenes reglamentarios británico y de la UE también impedirían a NNBG actuar estratégicamente e influir en el PR.

               (228)

               Asimismo, el CFD no reducirá el bienestar de los consumidores ni dará lugar a un aumento de los precios al por menor y, de hecho, reducirá la posibilidad de que el proveedor repercuta únicamente el incremento de costes, ya que estabiliza los precios al por mayor.

               (229)

               El Reino Unido reiteró su compromiso en favor de la interconexión e insistió en que el CFD no tendrá un impacto significativo en los flujos de los interconectores o en los incentivos para invertir en interconectores, ya que dichos incentivos se basarían en las diferencias de precios entre el mercado británico y otros mercados.

               (230)

               Según el análisis de Pöyry, HPC tendrá un impacto limitado en las diferencias de precios entre el mercado británico y los mercados adyacentes conectados en la actualidad al Reino Unido a través de interconectores, por lo que el proyecto no falseará el comercio entre los Estados miembros.

               (231)

               El Reino Unido consideró también que la limitada reducción de los precios al por menor que podría ocasionar el despliegue de HPC no alterará sustancialmente los incentivos para la eficiencia energética, y que las posibilidades de ahorro energético que ofrecen las alternativas a la construcción de una nueva instalación nuclear, por ejemplo, la eficiencia energética o la respuesta por el lado de la demanda, no serían suficientes para considerarse una opción realista.

         5.   OBSERVACIONES DE EDF

               (232)

               EDF, conjuntamente con EDF SA y NNBG, presentó su respuesta el 7 de abril de 2014. En ella proporciona importantes análisis y pruebas adicionales en apoyo de su argumento de que ninguna de las dudas planteadas por la Comisión en la Decisión de incoación tiene fundamento.

               (233)

               Los principales argumentos presentados por EDF se describen brevemente a continuación, una vez más agrupados por los principios de evaluación de las ayudas estatales.

               (234)

               EDF alega que el CFD cumple los criterios «Altmark» y que, por ello, la medida no constituye ayuda estatal con arreglo al artículo 107, apartado 1, del TFUE.

               (235)

               En lo que respecta al primer criterio, sostiene que el SIEG de HPC no incluye el suministro de electricidad de base por NNBG, sino que consiste en invertir en una nueva central nuclear que debe entregarse en un plazo específico. Las dudas expresadas por la Comisión sobre si el suministro de electricidad de base puede considerarse SIEG no son, por tanto, pertinentes.

               (236)

               Según se afirma, HPC es necesaria para alcanzar los objetivos de descarbonización, seguridad y diversidad del suministro y asequibilidad de la energía.

               (237)

               Por lo que respecta a los otros tres criterios «Altmark», NNBG no obtendrá ninguna ventaja de la medida. Los parámetros para el cálculo de la compensación se establecerán en el CFD. La compensación excesiva se evita mediante varios métodos y, en particular, mediante el proceso formal de identificación y verificación de costes que se llevó a cabo antes de determinar el PE. Por otra parte, el análisis detallado de los parámetros financieros del CFD de HPC llevado a cabo por el Gobierno británico debería dejar claro que el nivel de la compensación se basa en un análisis de los costes que una empresa media, bien gestionada y adecuadamente equipada con los medios necesarios, habría soportado.

               (238)

               En cuanto a la garantía de crédito, EDF alega que no constituye ayuda estatal, ya que cumple el principio del inversor en una economía de mercado.

               (239)

               Por lo que se refiere al acuerdo del secretario de Estado relativo al riesgo de parada por motivos políticos, EDF considera que las disposiciones relativas a este riesgo no constituyen ayuda.

               (240)

               En su opinión, los principios generales en que se basa la legislación británica y de la UE dan lugar a un derecho a compensación cuando se ha producido la privación de un derecho de propiedad. Estos principios generales se aplican a todos los operadores del mercado, si bien algunas vías para reclamar la compensación solo están a disposición de los operadores de los Estados miembros de la UE o de los Estados miembros del Tratado sobre la Carta de la Energía. Las disposiciones pertinentes del CFD aportan supuestamente seguridad contractual a la aplicación de los principios generales. Sobre esta base, EDF concluye que el acuerdo no puede calificarse de ayuda estatal.

         5.1.   OBSERVACIONES RECIBIDAS SOBRE LOS OBJETIVOS DE INTERÉS COMÚN

               (241)

               Según EDF, el Reino Unido necesitaría alrededor de 60 GW de nueva capacidad de producción en el sistema entre 2021 y 2030 para corregir el déficit energético derivado del cierre de centrales nucleares y térmicas convencionales existentes. Considera que este déficit no podrá corregirse únicamente mediante la mejora de la interconexión y la eficiencia energética, sino que requerirá la construcción de una cantidad importante de nueva capacidad de producción.

               (242)

               EDF señaló que los modelos elaborados por el DECC ponen de manifiesto que, a principios de la década de 2020, se planteará el problema de la adecuación de la producción y que HPC, que está previsto que empiece a producir en 2023, contribuirá a colmar ese déficit energético.

               (243)

               Para EDF, la nueva capacidad deberá ser principalmente de baja emisión de carbono, a fin de alcanzar los objetivos de descarbonización en consonancia con la Hoja de Ruta de la Energía para 2050 (27), adoptada por la Comisión. La nueva central nuclear será un componente clave de una descarbonización rentable del sector de la electricidad.

               (244)

               Por último, HPC contribuirá también al objetivo de una mayor diversificación del abastecimiento energético, limitando la dependencia europea respecto de las importaciones de gas de terceros países. Ello sería compatible con el derecho del Reino Unido a ejercer su facultad discrecional en virtud del artículo 194 del TFUE, a fin de incluir la energía nuclear en el futuro mix energético, junto con otras formas de producción de energía de baja emisión de carbono.

               (245)

               Esta decisión estratégica también es conforme con el Tratado Euratom.

         5.2.   OBSERVACIONES RECIBIDAS SOBRE LA NECESIDAD DE UNA INTERVENCIÓN ESTATAL Y LAS DEFICIENCIAS DEL MERCADO

               (246)

               EDF declaró que el mercado por sí solo no podría cumplir estos objetivos comunes, ya que las inversiones requeridas representan el doble de las inversiones realizadas en las dos décadas posteriores a la privatización de 1990.

               (247)

               En particular, se plantea una serie de deficiencias del mercado residuales en relación con la producción de electricidad, y la energía nuclear en particular. Para explicar con mayor detalle esas deficiencias, se presentó un informe de Compass Lexecon (28):

                           a)

                           La deficiencia relativa a las emisiones de carbono, ya que a estas no se les asigna un precio adecuado en el marco del RCDE y el precio mínimo del carbono no es suficiente, habida cuenta del riesgo político de que las tasas se rebajen en el futuro.

                           b)

                           Las deficiencias en materia de seguridad y diversidad del abastecimiento, debido al hecho de que los beneficios sociales de la seguridad y la diversidad no son debidamente valorados por los inversores. Las inversiones en activos de producción a gran escala no se realizan sobre la base de los rendimientos previstos en los períodos de precios más elevados, debido a su imprevisibilidad, lo cual da lugar a un problema de «falta de medios» y a la falta de diversidad del mix energético.

                           c)

                           Mercados de transferencia del riesgo incompletos, ya que no se tiene la certeza de que exista correlación entre los precios de la electricidad al por mayor y los costes fijos de los productores de energía con baja emisión de carbono. El riesgo de volatilidad de los precios resultante no es una deficiencia en sí mismo, pero lo será si los riesgos pueden transferirse o compartirse de manera eficiente, algo que no permiten las condiciones de mercado actuales.

                           d)

                           Riesgos políticos y de «cautividad», asociados a los considerables riesgos reglamentarios y políticos que pueden influir de manera significativa en los rendimientos que los inversores pueden obtener del proyecto, exponiendo a los inversores en nuevas instalaciones nucleares a un posible problema de «cautividad», es decir, el riesgo de que, una vez realizada la inversión, se les impida, mediante una intervención del Gobierno, obtener un rendimiento de la misma.

                           e)

                           Riesgos financieros, debido a las restricciones derivadas de las condiciones actuales de los mercados financieros, en las cuales los prestamistas son reacios a asumir el riesgo de las nuevas instalaciones nucleares.

               (248)

               A tenor de lo anterior, EDF concluye que la ayuda estatal es necesaria para lograr los objetivos de interés común.

         5.3.   OBSERVACIONES RECIBIDAS SOBRE LA IDONEIDAD Y EL EFECTO INCENTIVADOR DE LAS MEDIDAS

               (249)

               EDF consideró que la invitación pública del Reino Unido, de diciembre de 2011, a los promotores de nuevas capacidades de producción con baja emisión de carbono para entablar conversaciones con el DECC sobre posibles contratos de inversión, en la que NNBG fue el único promotor de una central nuclear nueva que respondió, garantizaba la adecuación del proceso de negociación seguido por las partes. El Reino Unido completó debidamente todos los trámites necesarios para el proyecto mediante un proceso de identificación y verificación de costes que se desarrolló durante 18 meses.

               (250)

               Asimismo, el CFD no aislará a NNBG de los riesgos de mercado. NNBG seguirá vendiendo electricidad en el mercado al por mayor. El pago de las diferencias representará un importe equitativo calculado sobre la base de los costes del proyecto. Para NNBG supondrá un incentivo para vender su producción en el mercado con el fin de alcanzar el PR y asumirá el riesgo de no poder alcanzarlo o de no generar toda la electricidad prevista.

               (251)

               Además, NNBG conservará riesgos importantes, entre ellos los riesgos asociados a la construcción, los riesgos operativos, los riesgos financieros y los riesgos correspondientes a los residuos y el desmantelamiento. Los sobrecostes no se transferirán a los consumidores y serán asumidos por NNBG.

               (252)

               Por último, el CFD es un instrumento adecuado, ya que representa un contrato a largo plazo que ofrece estabilidad de precios, siendo, al mismo tiempo, más rentable que el sistema de primas reguladas con una prima fija. Asimismo, la combinación del CFD y la garantía de crédito es necesaria, ya que el CFD abordará el riesgo de proyecto de HPC, mientras que la garantía facilitará el acceso de NNBG al crédito, aunque en condiciones de mercado.

               (253)

               EDF afirmó que la inversión en nuevas instalaciones de producción de energía nuclear en general, y en HPC, en particular, no se realizaría sin el CFD y la garantía de crédito, y acogió con satisfacción la conclusión preliminar de la Comisión de que el efecto incentivador de la medida notificada es verosímil.

         5.4.   OBSERVACIONES RECIBIDAS SOBRE LA PROPORCIONALIDAD DE LAS MEDIDAS

               (254)

               EDF afirmó que los pagos de diferencias no excedían de lo necesario para garantizar una rentabilidad suficiente del proyecto HPC. El TIR objetivo de [9,75 a 10,25] por ciento se ajusta a los criterios de inversión del grupo EDF y es adecuado, habida cuenta de los riesgos que conlleva el proyecto; además, está en consonancia con la rentabilidad concedida a otros beneficiarios de CFD.

               (255)

               EDF consideró que los 35 años de duración del CFD es el mínimo necesario para que el proyecto pueda financiarse. Cualquier reducción podría dar lugar a cambios en la estructura de financiación de la deuda, en el perfil de las disposiciones de financiación para el desmantelamiento y en el nivel de ingresos y de riesgo político.

               (256)

               Por último, EDF declaró que el CFD contenía mecanismos contractuales destinados a impedir a NNBG y a sus inversores recibir una compensación excesiva, en particular en forma de cláusulas de reparto de beneficios.

         5.5.   OBSERVACIONES RECIBIDAS SOBRE EL POTENCIAL DE FALSEAMIENTO DE LA COMPETENCIA Y EL COMERCIO ENTRE LOS ESTADOS MIEMBROS

               (257)

               EDF consideró que el CFD no excluirá la inversión privada en otras formas de capacidad de producción, incluidas las energías renovables, debido a la proporción relativamente modesta de la capacidad puesta en servicio.

               (258)

               En su opinión, cualquier desplazamiento de nuevas inversiones en centrales de producción a partir de combustibles fósiles únicamente tendrá como consecuencia alcanzar los objetivos de interés común que persigue la medida. En ausencia de HPC, el Reino Unido podría aumentar el nivel de apoyo a otras tecnologías de baja emisión de carbono, pero EDF consideró que tal escenario sería menos eficiente, ya que esas tecnologías son un método más costoso e incierto de alcanzar los objetivos de descarbonización del país.

               (259)

               El impacto sobre la capacidad de interconexión también será limitado, ya que HPC no afectará a los incentivos para la inversión en proyectos de interconectores, no reducirá la inversión en la respuesta por el lado de la demanda, impulsada principalmente por la estructura tarifaria, ni reducirá la inversión en eficiencia energética, que depende en gran medida de subvenciones y ayudas específicas.

               (260)

               En su opinión, el CFD no proporcionará una ventaja a EDF o NNBG que no esté al alcance de otros productores de electricidad. Los competidores podrán solicitar un CFD y el CFD seguirá incitando a NNBG a tomar decisiones eficientes en materia de distribución y reducción de costes.

               (261)

               Por último, el CFD no aportará a NNBG capacidad o motivación para manipular el PR o excluir a los competidores de EDF, habida cuenta de que el mercado de referencia será muy líquido y la producción estacional de NNBG representa solo una pequeña proporción de los volúmenes negociados. Asimismo, los CFD proporcionarán garantías contra cualquier distorsión del PR. Impedir el acceso de los competidores a la capacidad de carga base de HPC no sería aceptable ni para los accionistas de NNBG distintos de EDF ni para el Reino Unido como garante en el marco de la garantía de crédito ni para los prestamistas del proyecto.

         6.   RESPUESTA DEL REINO UNIDO A LAS OBSERVACIONES FORMULADAS POR LAS PARTES INTERESADAS

               (262)

               El Reino Unido envió su respuesta a las observaciones de las partes interesadas el 13 de junio y el 4 de julio de 2014.

               (263)

               En general, el Reino Unido constató que la mayoría de las observaciones eran positivas y que la inmensa mayoría de las cuestiones planteadas ya habían sido tratadas en sus anteriores observaciones. Los principales argumentos esgrimidos por el Reino Unido en respuesta a las principales preocupaciones expresadas por las partes interesadas se exponen a continuación. Solo se destacarán las respuestas a las observaciones más pertinentes en relación con la evaluación de la existencia de ayuda estatal.

         6.1.   EXISTENCIA DE AYUDA Y SIEG

               (264)

               El Reino Unido recordó que los Estados miembros disponen de un amplio margen de apreciación a la hora de definir una actividad como SIEG. El artículo 8 de la Directiva sobre la electricidad no sería aplicable a la medida notificada.

               (265)

               Consideró también que, incluso en ausencia de un proceso de licitación formal, había anunciado ampliamente la posibilidad de que los promotores participaran en los debates de los contratos de inversión o los primeros CFD para la producción de energía con baja emisión de carbono.

               (266)

               En lo que se refiere a la garantía de crédito, el Reino Unido siguió negando que constituyera ayuda, ya que se concederá en condiciones de mercado y estará disponible igualmente para otros proyectos. El régimen de garantías del IUK está abierto a grandes proyectos de inversión en el Reino Unido, incluidas las inversiones en proyectos de energías renovables y de energía nuclear.

               (267)

               En lo relativo a la compensación, las autoridades británicas sostienen que el PE se ha fijado sobre la base de: i) un proceso riguroso de identificación y verificación de costes llevado a cabo con el apoyo de asesores financieros y técnicos externos, a fin de evaluar los costes del proyecto HPC; ii) una evaluación exhaustiva del nivel de rendimiento que es razonable que esperen los inversores en relación con el proyecto HPC, a través de una evaluación comparativa con otros proyectos similares, y iii) una serie de difíciles negociaciones sustentadas en un análisis del nivel superior del PE que el Gobierno británico consideró adecuado para HPC, comparándolo también con los costes de otras formas de electricidad. Asimismo, el Gobierno británico llevó a cabo un análisis de la relación coste-beneficio que le permitió concluir que: i) el rendimiento de la inversión en el proyecto HPC era equitativo y no implicaba una sobrecompensación de NNBG; ii) el PE era competitivo con la producción de gas con baja emisión de carbono y sin un sistema de reducción de emisiones, y iii) en general, HPC aportaría beneficios sociales netos y respetaría las limitaciones financieras del Gobierno británico.

               (268)

               Con respecto al acuerdo del secretario de Estado, las autoridades británicas sostienen que el motivo de este acuerdo adicional es que la explotación de las centrales nucleares es particularmente sensible a los cambios en el apoyo político a la energía nuclear. En tales circunstancias, el secretario de Estado se ha comprometido a pagar una compensación (en caso de que la contraparte del CFD no efectúe el pago) con el fin de garantizar a los inversores de NNBG la misma situación que si no se hubiera producido la parada por motivos políticos.

               (269)

               El Reino Unido declara que este acuerdo no restringe la capacidad del Gobierno británico de clausurar centrales nucleares. Según afirma, el CFD combinado con dicho acuerdo reconoce la capacidad permanente del Gobierno británico de tomar esta decisión, precisamente por prever el pago de una indemnización en caso de que el HPC se cierre por razones políticas. Las autoridades británicas declaran que el actual Gobierno no puede comprometerse a que los futuros gobiernos mantengan abiertas las centrales nucleares.

         6.2.   OBJETIVOS DE INTERÉS COMÚN

               (270)

               En relación con la observación de que el Tratado Euratom no puede establecer un objetivo común, salvo en los casos en que la política de la Comisión expresamente lo respalde, el Reino Unido señaló que el Tratado Euratom sigue formando parte del marco constitucional de la UE y no ha sido derogado, y que no hay base alguna para pretender que las políticas de la Comisión en relación con la energía nuclear puedan afectar al sentido o la interpretación del Tratado, que no puede ser modificado unilateralmente por la Comisión.

               (271)

               El Reino Unido rechazó las observaciones que cuestionan la contribución de la energía nuclear a la descarbonización y las que parecen indicar que la energía nuclear tiene un impacto negativo en el medio ambiente. La energía nuclear es una forma reconocida de producción de energía con baja emisión de carbono que contribuye a la descarbonización. En particular, la contribución de HPC a los objetivos de descarbonización ha sido aceptada por la Comisión en el contexto del proceso de consulta previsto en los artículos 41 a 43 del Tratado Euratom.

               (272)

               La energía nuclear proporciona una fuente estable de capacidad de carga base y, en consecuencia, contribuye a la seguridad del suministro de un modo más previsible que las tecnologías de producción intermitente.

         6.3.   DEFICIENCIAS DEL MERCADO Y NECESIDAD DE UNA INTERVENCIÓN ESTATAL

               (273)

               El Reino Unido manifestó su desacuerdo con las observaciones que indican que el mercado realizaría inversiones en nuevas instalaciones nucleares en ausencia de la ayuda. En cambio, se mostró de acuerdo con aquellas que señalan que la producción de energía nuclear está expuesta a varias deficiencias del mercado que impiden a este alcanzar un nivel eficiente de descarbonización y de seguridad del suministro sin la intervención del Estado. Las tres principales deficiencias del mercado que afectan a los incentivos a la inversión en la producción de energía nuclear son las siguientes: 1) la deficiencia relativa a la descarbonización, 2) las deficiencias en materia de seguridad y diversidad del abastecimiento, y 3) las imperfecciones de los mercados financieros (mercados de transferencia del riesgo incompletos y «cautividad»).

               (274)

               El Reino Unido insistió en que EPR es una tecnología nueva y que no se ha invertido en energía nuclear en el país desde hace 30 años. En otros países hay nuevos proyectos nucleares que se benefician de ayudas estatales. Sin el apoyo del Estado, no habría entrado en servicio ninguna instalación de tipo EPR en el Reino Unido.

               (275)

               El Reino Unido también reiteró que otros mecanismos serían insuficientes para cumplir los objetivos comunes. Los operadores incluidos en el CFD no pueden participar en el mercado de capacidad y el impacto del precio mínimo del carbono en los precios de las emisiones de carbono es insuficiente para apoyar la inversión en nuevas instalaciones nucleares.

         6.4.   IDONEIDAD DEL INSTRUMENTO Y EFECTO INCENTIVADOR

               (276)

               El Reino Unido no cree que los CFD en el ámbito nuclear sean más ventajosos que los celebrados en el ámbito de otras fuentes de energía renovables, ya que contienen cláusulas adicionales más estrictas (por ejemplo, las disposiciones sobre reparto de beneficios). Asimismo, y es un aspecto que afecta también a la proporcionalidad de la medida, su duración no puede calificarse de excesiva, puesto que debe considerarse la duración mínima posible para atraer inversiones.

               (277)

               La medida tiene efecto incentivador, entre otras cosas porque incita a NNBG a construir la instalación antes de recibir una compensación.

         6.5.   PROPORCIONALIDAD DE LAS MEDIDAS

               (278)

               El Reino Unido repitió los argumentos en apoyo de su tesis de que las medidas son proporcionadas. El nivel de rentabilidad de los fondos propios sugerido por algunas observaciones no es realista, y el mecanismo de reparto de beneficios evita la compensación excesiva en cuanto se alcanza el umbral del 15 por ciento.

               (279)

               EDF no puede tener poder de mercado u obtener beneficios imprevistos al final del CFD, debido al cierre de sus actuales centrales nucleares antes de la entrada en servicio de la nueva, de la entrada de nuevas instalaciones de baja emisión de carbono y de la entrada de otros operadores.

               (280)

               Los precios de la energía nuclear en el mercado al por mayor en Francia y en Finlandia no constituyen un valor de referencia adecuado, a causa de las condiciones específicas de esos Estados miembros, y en particular el hecho de que en Francia el precio tiene en cuenta las instalaciones existentes, cuyas inversiones correspondientes ya se han amortizado en gran medida.

               (281)

               El Reino Unido considera, por otra parte, que los costes relativos a operaciones prudentes de desmantelamiento y eliminación de residuos se han tomado en consideración en el análisis subyacente del estudio de viabilidad, basado en su plan de establecimiento de una instalación de almacenamiento permanente y de servicios conexos para la gestión y la eliminación de los residuos nucleares.

         6.6.   FALSEAMIENTO DE LA COMPETENCIA Y EL COMERCIO ENTRE LOS ESTADOS MIEMBROS

               (282)

               El Reino Unido afirmó que la ayuda no ocasionaría las distorsiones del mercado señaladas por las partes interesadas. NNBG y EDF no pueden manipular el PR y EDF no tiene poder de mercado ni ocupa una posición dominante en los mercados de electricidad británicos.

               (283)

               El Reino Unido volvió a insistir en que HPC no tendrá un impacto negativo en las inversiones en nueva capacidad de interconexión y que se propone ampliar dicha capacidad. Asimismo, la electricidad producida por HPC podrá exportarse, propiciando así las inversiones en nuevos interconectores.

               (284)

               La ayuda no tendrá efectos negativos en otras fuentes de baja emisión de carbono, dado que también reciben ayudas del Reino Unido, y no se discrimina a las tecnologías renovables. En realidad, la ayuda favorecerá la inversión en una amplia gama de iniciativas energéticas.

         6.7.   OTRAS OBSERVACIONES

               (285)

               El Reino Unido respondió a la cuestión de los costes de responsabilidad, desmantelamiento y gestión de los residuos, indicando, en particular, que el tratamiento de estos costes no implicará la aportación de más ayuda estatal.

               (286)

               Concretamente, el régimen de responsabilidad en caso de incidentes nucleares, con arreglo a la Ley de instalaciones nucleares de 1965 (Nuclear Installations Act), no dará lugar a ayuda estatal, puesto que el Reino Unido no proporcionará a NNBG ninguna garantía en lo que respecta a sus obligaciones en caso de incidentes nucleares. De acuerdo con los artículos 16 y 18 de la citada Ley de 1965, la responsabilidad por incidentes nucleares incumbe tanto a los operadores como al Estado, siendo aquellos responsables hasta un determinado importe y este responsable a partir de dicho importe hasta un importe superior.

               (287)

               Por otro lado, el Reino Unido reiteró que las disposiciones que imponen una responsabilidad limitada a los operadores y al Estado aplican los artículos 6 y 7 del Convenio de París, así como los artículos 2 y 3 del Convenio de Bruselas, por lo que emanan de obligaciones de Derecho internacional que han sido aprobadas por la UE, en particular, en las recomendaciones 65/42/Euratom y 66/22/Euratom de la Comisión.

         7.   EXISTENCIA DE AYUDA ESTATAL

   7.1.   AYUDA ESTATAL A TENOR DEL ARTÍCULO 107, APARTADO 1, DEL TRATADO

               (288)

               En el artículo 107, apartado 1, del Tratado las ayudas estatales se definen como las ayudas otorgadas por los Estados miembros o mediante fondos estatales, bajo cualquier forma, que falseen o amenacen falsear la competencia, favoreciendo a determinadas empresas o producciones, en la medida en que afecten a los intercambios comerciales entre Estados miembros.

         7.2.   DECISIÓN DE INCOACIÓN

               (289)

               En su notificación, el Reino Unido afirmó que la medida notificada no constituía ayuda estatal con arreglo al artículo 107, apartado 1, del TFUE, en particular porque la intervención no otorga una ventaja a una empresa sobre la base de los criterios «Altmark» (29).

               (290)

               La Comisión señaló en la Decisión de incoación que la tecnología nuclear se ha considerado y puede considerarse, en general, una actividad viable desde el punto de vista comercial. Por otra parte, debido al calendario de construcción de HPC, la Comisión consideró improbable que la central fuera capaz de resolver, una vez construida, los problemas relacionados con la seguridad del suministro que está previsto que tendrá que afrontar el Reino Unido en 2020. Además, expresó sus dudas sobre el hecho de que a NNBG se le hubiera confiado el desempeño de obligaciones de servicio público específicas.

               (291)

               La Comisión tampoco estaba segura de que las condiciones impuestas a NNBG pudieran considerarse obligaciones de servicio público o de que a NNBG se le hubiera encomendado la prestación de un SIEG.

               (292)

               En la Decisión de incoación, la Comisión concluyó que, dado que una serie de elementos esenciales relativos a la compensación aún no se habían determinado y debían ser objeto de nuevas negociaciones, no podía comprobar si los parámetros negociados se habían establecido de forma objetiva y transparente, a fin de evitar otorgar una ventaja económica que pudiera favorecer a la empresa beneficiaria respecto a las empresas competidoras.

               (293)

               En lo que respecta a la posibilidad de una compensación excesiva, la Comisión señaló que, en el momento en que se adoptó la Decisión de incoación, no había sido posible evaluar si NNBG pagaría una tasa comercial sobre la garantía y expresó una serie de dudas sobre si el mecanismo del CFD permitía una compensación excesiva.

               (294)

               Además, en la Decisión de incoación la Comisión expresó sus dudas sobre si el nivel de beneficio utilizado para fijar el PE corresponde a la tasa de rentabilidad de una empresa media que se plantee prestar o no el SIEG durante todo el período de atribución, teniendo en cuenta el nivel de riesgo.

               (295)

               En cuanto al acuerdo del secretario de Estado, la Comisión se preguntó si podía considerarse ayuda estatal.

         7.3.   EL CONTRATO POR DIFERENCIAS: EXISTENCIA DE UNA VENTAJA

               (296)

               La Comisión observa que el CFD protege a NNBG de toda volatilidad de los precios en el mercado de la electricidad, ya que siempre recibe el PE predefinido cuando vende a precios por debajo de ese nivel. De esta forma, se garantiza a NNBG un flujo constante de ingresos durante los primeros 35 años de funcionamiento de HPC que otros operadores que no se benefician de un CFD no reciben. Por consiguiente, la Comisión considera que el CFD implica una ventaja selectiva para NNBG.

               (297)

               Según las autoridades británicas, las medidas notificadas no confieren una ventaja a NNBG, ya que cumplen los criterios «Altmark».

               (298)

               El Tribunal de Justicia ha establecido los criterios «Altmark» para aclarar en qué circunstancias una compensación otorgada por una autoridad pública por la realización de un servicio de interés económico general puede considerarse ayuda estatal con arreglo al artículo 107, apartado 1, del TFUE (30).

               (299)

               En particular, el Tribunal de Justicia declaró que deben cumplirse cuatro criterios para que una compensación otorgada por la prestación de un SIEG no constituya ayuda estatal. Estos requisitos son acumulativos y se exponen a continuación.

               (300)

               La empresa beneficiaria debe estar efectivamente encargada de la ejecución de obligaciones de servicio público y estas deben estar claramente definidas.

               (301)

               Los parámetros utilizados para el cálculo de la compensación deben establecerse previamente de forma objetiva y transparente, a fin de evitar que dicha compensación confiera una ventaja económica que pueda favorecer a la empresa beneficiaria respecto a las empresas competidoras.

               (302)

               La compensación no puede superar el nivel necesario para cubrir total o parcialmente los gastos ocasionados por la ejecución de las obligaciones de servicio público, teniendo en cuenta los ingresos correspondientes y un beneficio razonable por la ejecución de estas obligaciones.

               (303)

               Cuando la elección de la empresa encargada de ejecutar obligaciones de servicio público, en un caso concreto, no se haya realizado en el marco de un procedimiento de contratación pública que permita seleccionar al candidato capaz de prestar estos servicios originando el menor coste para la colectividad, el nivel de la compensación necesaria debe calcularse sobre la base de un análisis de los costes que una empresa media, bien gestionada y adecuadamente equipada en medios para poder satisfacer las exigencias de servicio público requeridas, habría soportado para ejecutar estas obligaciones, teniendo en cuenta los ingresos correspondientes y un beneficio razonable por la ejecución de estas obligaciones.

               (304)

               En su Comunicación relativa a la aplicación de las normas de la Unión Europea en materia de ayudas estatales a las compensaciones concedidas por la prestación de servicios de interés económico general (en lo sucesivo, «la Comunicación sobre compensaciones SIEG») (31), la Comisión ha precisado en mayor medida las condiciones en las que estas compensaciones deben considerarse ayuda estatal.

         7.4.   EXISTENCIA DE UN SIEG

               (305)

               El Reino Unido considera que el primer criterio se cumple, dado que el servicio prestado por NNBG está claramente definido y no es prestado por el mercado. Según se afirma, el SIEG consiste en garantizar la inversión en nueva capacidad de producción nuclear que debe entregarse en un plazo determinado.

               (306)

               En lo que respecta a la definición de SIEG, la jurisprudencia ha considerado que «[e]s preciso señalar que, en Derecho [de la UE] y a los efectos de la aplicación de las normas sobre competencia del Tratado [FUE], no existe ni una definición legal clara y precisa del concepto de misión SIEG, ni un concepto jurídico consolidado que fije, de manera definitiva, los requisitos que deben cumplirse para que un Estado pueda válidamente invocar la existencia y la protección de una misión SIEG, ya sea en el sentido del primer requisito enunciado en la sentencia Altmark […], ya sea en el sentido del artículo [106, apartado 2, del TFUE]» (32). A falta de normas específicas de la UE, los Estados miembros disponen de un amplio margen de apreciación a la hora de definir la existencia de un SIEG. No obstante, dicha discrecionalidad tiene límites. Así, aunque la Comisión carezca de competencia para prescribir el tipo exacto de servicio que puede calificarse o no de SIEG, puede, en principio, constatar que un Estado miembro ha cometido un error manifiesto (33) de apreciación en la calificación de un servicio como SIEG. Un Estado miembro no puede, por ejemplo, vincular obligaciones de servicio público a servicios que ya presten o puedan prestar satisfactoriamente y en condiciones acordes con el interés público, definidas por el Estado, empresas que operan en condiciones normales de mercado.

               (307)

               La posibilidad de utilizar un CFD como medio para la aportación de ayuda estatal en el marco de la reforma del mercado británico de la electricidad ha sido confirmada por la Comisión en varias ocasiones (34). Esta consideró que el CFD era un medio adecuado para conceder ayuda estatal a la producción de electricidad, juzgada compatible con el mercado interior de conformidad con el artículo 107, apartado 3, letra c). Por tanto, no hay ningún motivo para que la Comisión se aparte de la evaluación efectuada en esos asuntos y considere que el apoyo a la producción de electricidad mediante un CFD pueda ser objeto de un SIEG.

               (308)

               En sus observaciones, las autoridades británicas mencionan en numerosas ocasiones que el objetivo de la medida es incentivar o liberar inversiones en favor de la producción de energía con baja emisión de carbono, en particular en una nueva instalación nuclear. Este objetivo corresponde a un objetivo de interés común al que puede otorgarse ayuda estatal, más que a la atribución de un SIEG.

               (309)

               El CFD de HPC se ha concebido especialmente para eliminar los obstáculos al proyecto con la mayor eficiencia posible, con algunas protecciones contra determinados riesgos, sobre todo en relación con la incertidumbre que rodea a los futuros precios de la electricidad. Este planteamiento es conforme con la concesión de ayudas estatales con arreglo al artículo 107, apartado 3, letra c), del TFUE y no constituiría SIEG.

               (310)

               Al examinar si las normas de contratación pública son aplicables al proyecto, las autoridades británicas admiten que la medida no implica la contratación de suministros, obras o servicios en beneficio del Gobierno del Reino Unido, lo que contradice su alegación de que la medida constituye un SIEG.

               (311)

               El primer criterio «Altmark» exige además que la empresa tenga una obligación de servicio público que desempeñar. En consecuencia, para cumplir con la jurisprudencia «Altmark», es necesaria una atribución de servicio público que defina las obligaciones de las empresas en cuestión y de la autoridad (35).

               (312)

               Por lo que se refiere al carácter imperativo de la obligación de servicio público en el caso que nos ocupa, el Reino Unido parece sostener que se garantiza mediante la combinación de cláusulas estrictas destinadas a asegurar que NNBG cumplirá los plazos establecidos y el hecho de que, una vez que NNBG inicie la construcción, no habrá «escapatoria», habida cuenta de los costes no recuperables extremadamente elevados en que incurrirá. De hecho, el CFD parece contener una serie de cláusulas estrictas que incitan a NNBG a cumplir sus obligaciones contractuales y que habilitan a las autoridades británicas para resolver el contrato en caso de incumplimiento de determinadas obligaciones. Por otra parte, la naturaleza del proyecto implica costes irrecuperables extremadamente elevados que muy probablemente disuadirán a NNBG de abandonar el proyecto. No obstante, a pesar de la especial naturaleza del proyecto, las disposiciones del contrato son obligaciones contractuales típicas que cualquier parte en el mismo procuraría incluir en un acuerdo similar, más que una obligación de servicio público impuesta por las autoridades británicas. NNBG no está realmente obligada a construir la central nuclear, ni a construirla antes de una fecha determinada. Las autoridades británicas no pueden garantizar el cumplimiento de una obligación a este respecto; únicamente pueden resolver el contrato.

               (313)

               Por otro lado, no se ha impuesto a HPC la obligación de producir electricidad, de producir una determinada cantidad de electricidad o de comercializar esa electricidad. En efecto, en el marco del CFD, HPC tendrá grandes incentivos para producir tanta electricidad como sea posible para aumentar sus beneficios, pero sin estar obligada a ello. Por lo que respecta a la venta de la electricidad, HPC podrá hacerlo en el mercado al contado o mediante contratos bilaterales, lo que significa que no se le obliga a suministrar electricidad al público ni se le incita a ello.

               (314)

               La Comisión considera que estas circunstancias no pueden considerarse obligaciones de servicio público o una prueba de que a NNBG se le ha encomendado un SIEG.

               (315)

               Por consiguiente, la Comisión concluye que no se cumple el primer criterio «Altmark», ya que garantizar la inversión en nueva capacidad de producción de energía nuclear, a entregar en un plazo determinado, no constituye un auténtico SIEG y el Reino Unido no ha encomendado a NNBG obligaciones de servicio público.

         7.5.   CONCLUSIÓN DE LA EVALUACIÓN CON ARREGLO AL ARTÍCULO 107, APARTADO 1, DEL TFUE SOBRE LA BASE DE LOS CRITERIOS «ALTMARK»

               (316)

               Los criterios «Altmark» son acumulativos y, puesto que el primer criterio no se cumple, la Comisión considera que no es necesario analizar los demás. Sobre la base de los argumentos expuestos en las secciones 7.1 a 7.5 supra, la medida no cumple las condiciones «Altmark». Así pues, la Comisión considera que las medidas aportarán a NNBG una ventaja selectiva.

         7.6.   EXISTENCIA DE AYUDA A TENOR DEL ARTÍCULO 107, APARTADO 1, DEL TFUE: COMPENSACIÓN EN CASO DE PARADA POR MOTIVOS POLÍTICOS (ACUERDO DEL SECRETARIO DE ESTADO)

               (317)

               El Reino Unido tiene la intención de conceder una compensación a NNBG en caso de que la instalación HPC se cierre por razones no directamente imputables a sus operaciones y, en particular, por cambios en la política del Gobierno.

               (318)

               El Reino Unido no parece considerar ayuda esta indemnización.

               (319)

               Alega que todos los CFD incluirán disposiciones relativas a la compensación de los inversores en caso de «evento de parada admisible», por ejemplo, un cambio normativo que obligue a parar definitivamente toda la instalación (dependiendo de la tecnología) o la negativa del Gobierno británico a autorizar la reanudación de las operaciones de la instalación después de un período determinado. El acuerdo directo entre el secretario de Estado y los inversores de NNBG es un acuerdo adicional y separado, destinado a proteger las disposiciones necesarias en materia de evento de parada admisible debido a la especial situación de la energía nuclear y a los riesgos más elevados de parada por motivos políticos.

               (320)

               Según EDF, los principios generales en que se basa la legislación británica y de la UE dan lugar a un derecho a compensación cuando se ha producido la privación de un derecho de propiedad. Estos principios generales se aplican a todos los operadores del mercado, si bien algunas vías para reclamar la compensación solo están a disposición de los operadores de los Estados miembros de la UE o de los Estados miembros del Tratado sobre la Carta de la Energía.

               (321)

               Efectivamente, todos los CFD parecen incluir disposiciones relativas a eventos de parada admisibles, pero no todos se benefician de un acuerdo suplementario especial del secretario de Estado. La Comisión reconoce que la energía nuclear puede entrañar mayores riesgos de parada por motivos políticos que otras tecnologías; sin embargo, otras centrales nucleares del Reino Unido no parecen beneficiarse de acuerdos similares.

               (322)

               De hecho, como afirma EDF, los principios generales en que se basa la legislación británica y de la UE dan lugar a un derecho a compensación cuando se ha producido la privación de un derecho de propiedad. No obstante, un acuerdo especial que proteja a una determinada empresa de tal riesgo de una forma específica parece liberar a esa empresa de los gastos y el tiempo empleados en hacer valer sus derechos, derivados de estos principios generales de la legislación británica y de la UE, en los tribunales o por vía extrajudicial. Sustentar un derecho legal mediante un derecho contractual específico parece otorgar una ventaja a la entidad titular de tal derecho, especialmente si, como parece, es la única que se encuentra en esa situación.

               (323)

               Por consiguiente, la Comisión considera que el acuerdo del secretario de Estado otorga una serie de ventajas selectivas a NNBG.

         7.7.   CFD Y ACUERDO DEL SECRETARIO DE ESTADO: FONDOS ESTATALES E IMPUTABILIDAD AL ESTADO

               (324)

               El acuerdo del secretario de Estado se celebra con una autoridad pública y compromete su responsabilidad. Las ventajas que de él se derivan proceden de recursos públicos.

               (325)

               Dado que el CFD implica al Estado, la ventaja en el marco del mismo es imputable al Estado.

               (326)

               Para que las ventajas puedan ser calificadas de ayuda a tenor del artículo 107 del TFUE, deben ser concedidas directa o indirectamente mediante fondos estatales. Ello significa que tanto las ventajas concedidas directamente por el Estado como las otorgadas por un organismo público o privado, designado o instituido por el Estado, están incluidas en el concepto de ayuda estatal a tenor del artículo 107, apartado 1, del TFUE (36). En este sentido, el artículo 107, apartado 1, del TFUE comprende todos los medios económicos que las autoridades públicas pueden efectivamente utilizar para apoyar a empresas, independientemente de que dichos medios pertenezcan o no de modo permanente al patrimonio del Estado (37). Por consiguiente, aun cuando las sumas correspondientes a la medida que se discute no estén de manera permanente en poder de Hacienda, el hecho de que permanezcan constantemente bajo control público y, por tanto, a disposición de las autoridades nacionales competentes, basta para que se las califique como fondos estatales (38).

               (327)

               Las autoridades británicas no cuestionan que el CFD se financie a partir de recursos bajo el control del Estado.

               (328)

               Sobre la base de los elementos que se explican a continuación, la Comisión considera que la ventaja concedida en el marco del CFD será financiada por un organismo público o privado designado por el Estado.

               (329)

               El CFD se financiará mediante una exacción aplicada a los proveedores y, en tales circunstancias, debe concluirse que las ventajas concedidas en virtud del mismo son imputables al Estado y también se financian a partir de recursos bajo el control del Estado.

               (330)

               En primer lugar, el PE y la exacción serán establecidos por el Estado.

               (331)

               En segundo lugar, la contraparte será en principio una empresa privada propiedad del Estado y que, en cualquier caso, será designada por este. Las condiciones de la contraparte no podrán ser modificadas sin el consentimiento del secretario de Estado.

               (332)

               En tercer lugar, la contraparte designada por el Estado gestionará el sistema de pago, lo que incluye el cobro de la exacción de los proveedores y de los pagos de los productores, cuando el precio de mercado sea superior al PE. También incluirá los pagos a los productores y a los proveedores en determinados casos.

               (333)

               En cuarto lugar, el proyecto de ley sobre energía (Energy Bill) otorgará a la contraparte capacidad fiscal para recaudar de los proveedores los fondos necesarios para efectuar los pagos a los productores cubiertos por el CFD, y el Estado instaurará una serie de mecanismos para garantizar la seguridad de los pagos a dichos productores en caso de que un proveedor incumpla sus obligaciones de pago. Estos mecanismos incluirán la obligación para los proveedores de constituir garantías, un fondo de reserva para casos de insolvencia y la designación de un proveedor de último recurso. El fondo de reserva permitirá a la contraparte disponer de fondos para cubrir los impagos del proveedor moroso durante el período comprendido entre el agotamiento de la garantía y la designación de un proveedor de sustitución en el marco del mecanismo de proveedor de último recurso regulado por Ofgem.

               (334)

               En quinto lugar, la contraparte informará al Estado sobre la aplicación del procedimiento. A este respecto, está previsto que la contraparte se rija por un documento marco, que establecerá, entre otras cosas, la relación entre la contraparte y el Estado, los principios de funcionamiento de la contraparte, las cuestiones reservadas a los accionistas, las funciones y responsabilidades de la contraparte, las responsabilidades de gestión y financieras, y los requisitos en materia de información y control. Asimismo, expondrá los parámetros dentro de los cuales la contraparte deberá cumplir sus funciones en relación con los CFD.

               (335)

               Sobre la base de esos elementos, cabe concluir que la ventaja conferida por el CFD se financiará mediante las contribuciones impuestas por el Estado y gestionadas y asignadas con arreglo a las disposiciones legislativas aplicables por una entidad designada y controlada por el Estado.

         7.8.   GARANTÍA DE CRÉDITO: EXISTENCIA DE UNA VENTAJA FINANCIADA MEDIANTE FONDOS ESTATALES E IMPUTABLES AL ESTADO

               (336)

               El Gobierno británico considera que la garantía de crédito y las condiciones del CFD tienen objetivos distintos. El precio y la aprobación de la garantía de crédito dependen fundamentalmente del riesgo asociado al conjunto del proyecto subyacente, incluidas las condiciones del CFD. Sin embargo, lo contrario no es cierto: la presencia de una garantía, más que modificar el perfil de riesgo del proyecto, lo reasigna entre los inversores y el garante. Según el Gobierno británico, la empresa encargada del proyecto no recibirá una ayuda adicional por la combinación de un CFD y una garantía de crédito.

               (337)

               No obstante, las intervenciones del Estado en relación con HPC deben considerarse una única medida de ayuda debido al importe de la deuda requerida para el proyecto, que no podría obtenerse sin esta intervención, al calendario de las intervenciones, que se producen simultáneamente, y al vínculo entre la calificación de NNBG, el precio de la garantía y las disposiciones del CFD. El CFD, el acuerdo del secretario de Estado y la garantía de crédito son diferentes en términos de medios, pero forman parte de la misma decisión de inversión de las autoridades británicas y comparten el mismo objetivo: atraer y permitir la inversión en una nueva central nuclear. Las tres medidas están interrelacionadas, siendo todas ellas necesarias para la construcción de HPC.

               (338)

               La garantía de crédito es la base de la financiación del proyecto, que posee un valor sin precedentes. La existencia de esta garantía es también esencial para que el proyecto atraiga crédito externo. No hay ejemplos de garantías similares para proyectos similares en el mercado, ya que no se ha constituido ninguna. Dada la naturaleza singular del proyecto, de la financiación y de la garantía, para los que no se dispone de referencias exactamente comparables, incluso si se considerara que la retribución minimiza la ayuda, la Comisión sostiene que el precio pagado por NNBG por la garantía de crédito no puede considerarse un precio de mercado, ya que el mercado no proporciona ni proporcionaría un mecanismo similar.

               (339)

               La garantía de crédito la ofrece un organismo público británico e implica recursos del Estado. Así pues, la Comisión considera que la garantía de crédito concedida por el Reino Unido sobre la deuda de NNBG implica ayuda estatal.

         7.9.   FALSEAMIENTO DE LA COMPETENCIA Y EFECTO EN EL COMERCIO

               (340)

               El CFD, el acuerdo del secretario de Estado y la garantía de crédito pueden falsear la competencia y afectar a los intercambios comerciales entre los Estados miembros. La Comisión señala, a este respecto, que las actividades de producción y suministro de energía eléctrica están liberalizadas. Puesto que, en el presente caso, las medidas notificadas permitirán el desarrollo de un gran nivel de capacidad que, de otro modo, podría haber sido objeto de inversión privada de otros operadores del mercado, bien del Reino Unido o de otros Estados miembros, utilizando tecnologías alternativas, las medidas notificadas pueden afectar a los intercambios comerciales entre los Estados miembros y falsear la competencia.

               (341)

               La Comisión considera que las medidas de ayuda podrían falsear las decisiones de inversión y desplazar inversiones alternativas. Puesto que EDF ya es activa en el mercado británico de producción de energía, la ayuda podría falsear el funcionamiento del mercado descendente. También podría conllevar una reducción de la liquidez en el mercado al por mayor.

         7.10.   CONCLUSIÓN GENERAL SOBRE LA EXISTENCIA DE AYUDA

               (342)

               La Comisión concluye, por tanto, que el CFD, el acuerdo del secretario de Estado y la garantía de crédito, como medidas diferentes relativas a una misma intervención estatal, implican ayuda estatal a tenor del artículo 107, apartado 1, del TFUE.

         8.   EVALUACIÓN DE LA MEDIDA CON ARREGLO AL ARTÍCULO 106, APARTADO 2, DEL TFUE

               (343)

               En su Comunicación relativa al marco de la Unión Europea sobre ayudas estatales en forma de compensación por servicio público (en lo sucesivo, «el Marco SIEG») (39), la Comisión ha explicado cómo interpretaría el artículo 106, apartado 2, del TFUE al evaluar una medida notificada que implique ayuda estatal y la prestación de un SIEG. En el considerando 315 supra, concluía que la medida notificada no implica la prestación de un auténtico SIEG, que es condición esencial para la evaluación de la medida con arreglo al artículo 106, apartado 2, del TFUE. Por tanto, la Comisión no estima necesario examinar los demás requisitos previstos en el Marco SIEG para concluir que la medida notificada no puede considerarse compatible con el mercado interior sobre la base de los criterios establecidos en el artículo 106, apartado 2, del TFUE.

         9.   EVALUACIÓN DE LA MEDIDA DE AYUDA CON ARREGLO AL ARTÍCULO 107, APARTADO 3, LETRA c), DEL TFUE

               (344)

               Como observación preliminar, la Comisión señala que las medidas que implican una ayuda de funcionamiento son, en principio, incompatibles con arreglo al artículo 107, apartado 3, letra c), del TFUE (40). No obstante, las medidas notificadas, y, en particular, el CFD, son equivalentes a ayudas a la inversión, por las razones que se explican a continuación.

               (345)

               El objetivo de las medidas y, en particular, del CFD, es permitir a NNBG comprometerse a invertir en la construcción de la central HPC. El CFD prevé en efecto un instrumento de cobertura de riesgos en forma de estabilizador de precios, que ofrece seguridad y estabilidad de los ingresos durante un período de tiempo suficientemente prolongado como para permitir a NNBG invertir los cuantiosos fondos necesarios para la construcción de HPC.

               (346)

               Efectivamente, la instalación HPC implica riesgos más importantes durante la fase de construcción que durante la fase de explotación. Teniendo esto en cuenta, la larga duración de la explotación de HPC requiere medidas de apoyo. Desde la perspectiva de este tipo específico de proyecto, la Comisión considera que la medida de ayuda es, de hecho, equivalente al suministro de una ayuda a la inversión que tiene en cuenta las características y el perfil de riesgo del proyecto y, por tanto, reduce al mínimo la cantidad de ayuda necesaria y las medidas complementarias imprescindibles para atraer la inversión. Desde el punto de vista de la modelización financiera, el valor actual neto de los pagos del PE puede considerarse equivalente a un importe a tanto alzado que permite a NNBG sufragar los costes de construcción.

               (347)

               Así pues, la Comisión concluye que, en este caso concreto, debido a la especificidad del proyecto, la ayuda tiene las características de una ayuda a la inversión y su compatibilidad se evaluará en consecuencia. El falseamiento específico de la competencia provocado por la ayuda se examinará en la sección 9.6.

         9.1.   COMPATIBILIDAD CON LA NORMATIVA VIGENTE DEL MERCADO INTERIOR

               (348)

               La Comisión ha examinado la compatibilidad de las medidas con la normativa vigente del mercado interior.

               (349)

               En particular, algunas partes interesadas han expresado su preocupación por el hecho de que la ayuda pueda infringir el artículo 8 de la Directiva sobre la electricidad. En algunas de las observaciones enviadas también se ponía en duda el cumplimiento de las normas de contratación pública de la UE (41).

               (350)

               La Comisión considera que las dos cuestiones están relacionadas en cierta medida. En particular, las normas de contratación pública establecidas en las Directivas 2004/17/CE y 2004/18/CE no son aplicables a la medida en cuestión, ya que no implica la contratación de suministros, obras o servicios.

               (351)

               Esas Directivas se aplican a la adquisición, mediante un contrato público, de obras, suministro o servicios, por uno o varios poderes adjudicadores o entidades adjudicadoras a los operadores económicos elegidos por dichos poderes adjudicadores o entidades adjudicadoras, independientemente de que las obras, los suministros o los servicios estén destinados a un fin público. Ello implica, entre otras cosas, la celebración de un contrato que prevé obligaciones mutuamente vinculantes, en virtud de las cuales la ejecución de estas obras, suministros o servicios está sujeta a obligaciones específicas determinadas por el poder adjudicador o la entidad adjudicadora y que son exigibles legalmente.

               (352)

               Por el contrario, no pueden calificarse de contratación los actos del Estado, como las autorizaciones o licencias, en los que el Estado miembro o una autoridad pública establece las condiciones para el ejercicio de una actividad económica, incluida la condición de llevar a cabo una operación determinada, concedidas normalmente a petición del operador económico y no por iniciativa del poder adjudicador o la entidad adjudicadora, y en los que el operador económico conserva la libertad de renunciar a la ejecución de las obras o los servicios.

               (353)

               Del mismo modo, la mera financiación de una actividad, en particular mediante subvenciones, a menudo ligada a la obligación de reembolsar las cantidades recibidas cuando no se hayan utilizado para los fines previstos, no entra en el ámbito de aplicación de las Directivas citadas.

               (354)

               Sobre la base de la información disponible, no es posible concluir que el CFD se refiere a la adquisición de obras, servicios o suministros y que pueda calificarse, en consecuencia, de contrato público o concesión pública.

               (355)

               En primer lugar, el CFD no establece ningún requisito específico en relación con el suministro, al órgano de contratación o a terceros, de cualquier tipo de bienes, servicios u obras. El contrato solo implica un compromiso general, por parte de NNBG, de invertir en la central HPC, de construirla y garantizar su explotación. Además, tal como se ha explicado en el considerando 315 supra, la Comisión considera que el servicio prestado no puede considerarse un servicio de interés económico general.

               (356)

               En segundo lugar, el contrato no impone obligaciones mutuamente vinculantes que pudieran ser exigibles ante un tribunal. Por el contrario, solo contiene los plazos relativos a la fase de construcción de los reactores nucleares, al término de cada uno de los cuales NNBG corre el riesgo de que se resuelva el contrato (véase el considerando 219 supra).

               (357)

               En tercer lugar, no hay limitaciones en cuanto al número de operadores económicos que pueden suscribir un CFD, salvo las derivadas del número limitado de emplazamientos disponibles para la construcción de centrales nucleares. Como han destacado las autoridades británicas, el sistema permanece abierto a todas las posibles partes interesadas.

               (358)

               La Comisión concluye, por tanto, que el CFD para HPC establece las condiciones para el ejercicio de la actividad de producción de electricidad mediante el uso de tecnología nuclear y no puede considerarse contrato público o actividad de contratación pública.

               (359)

               Aun en el caso de que se alegara que el artículo 8 de la Directiva sobre la electricidad es aplicable a la medida notificada, la Comisión considera que no existe una infracción del mismo.
               Ese artículo no prescribe el recurso a un procedimiento de licitación, sino que establece la posibilidad de utilizar procedimientos equivalentes en términos de transparencia y no discriminación, sobre la base de criterios publicados. El Reino Unido organizó una convocatoria pública de manifestaciones de interés a fin de identificar a inversores adecuados en el ámbito de la energía nuclear.

               (360)

               En particular, el DECC publicó una convocatoria de manifestaciones de interés destinada a inversores potenciales en los proyectos que cumplan las características requeridas, tal como se describe en el documento publicado en diciembre de 2011 (42).

               (361)

               El marco operativo de los CFD y el proyecto de ley sobre energía se publicaron posteriormente, el 29 de noviembre de 2012 (43). El marco operativo aclaraba la manera en que el CFD debía apoyar la inversión en producción de electricidad con baja emisión de carbono. Exponía una serie de propuestas sobre la forma de solicitar un CFD, las condiciones de concesión de estos contratos y el marco institucional de apoyo.

               (362)

               La única empresa de producción de energía nuclear que respondió a la convocatoria con un proyecto de nueva capacidad nuclear lo suficientemente avanzado como para poder ser considerado admisible para el inicio de los debates fue NNBG, que, mediante carta de 22 de marzo de 2012, presentó sus criterios de admisibilidad. El proyecto fue confirmado como admisible en la respuesta del DECC de 22 de mayo de 2012.

               (363)

               En julio de 2012, el Reino Unido confirmó que había hablado con otros promotores de proyectos en el ámbito nuclear distintos de NNBG (44). A raíz de la aprobación interna del Gobierno británico, el 15 de febrero de 2013 se iniciaron las negociaciones formales con NNBG sobre los posibles términos de un contrato de inversión.

               (364)

               La Comisión concluye que el procedimiento de selección empleado por el Reino Unido para elegir al contratista adecuado de un CFD para las inversiones en una nueva instalación nuclear se basó en un marco claro, transparente y no discriminatorio, que puede considerarse equivalente a un procedimiento de licitación en condiciones de transparencia y no discriminación.

               (365)

               Así pues, no es necesario determinar la incompatibilidad de la ayuda sobre la base de una posible violación de la normativa del mercado interior.

         9.2.   OBJETIVOS DE INTERÉS COMÚN

               (366)

               En la Decisión de incoación, la Comisión puso en tela de juicio tres de los objetivos comunes presentados por el Reino Unido, a saber: la diversificación, la seguridad del suministro y la descarbonización.

               (367)

               En ella reconocía que la seguridad del suministro puede considerarse objetivo común, pero dudaba de que, en este caso concreto, la medida de ayuda pudiera contribuir a resolver el problema, dado el aparente desajuste entre el déficit previsto de la demanda y el momento en que HPC estaría disponible. Asimismo, no estaba segura de que las tecnologías alternativas pudieran resolver la necesidad de nueva capacidad energética.

               (368)

               Por último, consideraba que la diversificación era un aspecto importante de la seguridad del suministro, pero no un aspecto que pudiera aceptarse como objetivo de interés común en sí mismo.

               (369)

               No obstante, la Comisión admitió que la medida era compatible con el Tratado Euratom.

               (370)

               Tal como ha reconocido la Comisión en anteriores decisiones (45), el Tratado Euratom tiene por objeto crear las «condiciones para el desarrollo de una potente industria nuclear, fuente de grandes disponibilidades de energía». Este objetivo se repite en el artículo 1 del Tratado Euratom, que establece que «[l]a Comunidad tendrá por misión contribuir, mediante el establecimiento de las condiciones necesarias para la creación y crecimiento rápidos de industrias nucleares, a la elevación del nivel de vida en los Estados miembros».

               (371)

               Sobre esta base, el Tratado Euratom establece la Comunidad Euratom y los instrumentos necesarios y la atribución de responsabilidades para lograr estos objetivos. La Comisión debe velar por que se apliquen las disposiciones de este Tratado.

               (372)

               El artículo 2, letra c), del Tratado Euratom dispone que los Estados miembros deberán «facilitar las inversiones y garantizar, fomentando especialmente las iniciativas de las empresas, el establecimiento de las instalaciones básicas necesarias para el desarrollo de la energía nuclear en la Comunidad». Su artículo 40 prevé la publicación periódica de programas de carácter indicativo, que se referirán, en especial a los objetivos de producción de energía nuclear y a las inversiones.

               (373)

               Sobre la base de la evaluación de la Comisión, la medida contribuye a la seguridad del suministro a largo plazo, en particular sobre la base de las previsiones de capacidad y el papel que el suministro de electricidad de HPC desempeñará en la fecha prevista de entrada en servicio.

               (374)

               Así pues, la Comisión considera que las medidas de ayuda destinadas a fomentar la energía nuclear persiguen un objetivo de interés común y, al mismo tiempo, pueden contribuir a los objetivos de diversificación y seguridad del suministro.

         9.3.   DEFICIENCIAS DEL MERCADO Y NECESIDAD DE UNA INTERVENCIÓN ESTATAL

               (375)

               En su Decisión de incoación, la Comisión cuestionó la opinión de que la energía nuclear sufre necesariamente una deficiencia del mercado.

               (376)

               Mencionó, en particular, la existencia de otros instrumentos destinados a la descarbonización (tales como el RCDE) y la aparente viabilidad comercial de la energía nuclear. Indicó también que, en caso de existir una deficiencia del mercado, podría estar relacionada con los obstáculos para la obtención del nivel de fondos necesario, debido a los considerables costes que implica, lo cual parece resolverse adecuadamente mediante la constitución de una garantía de crédito, sin necesidad de otros instrumentos.

               (377)

               La Comisión evaluó la cuestión de las posibles deficiencias del mercado examinando los elementos de prueba aportados por las partes y procediendo a un análisis económico exhaustivo (46).

               (378)

               La afirmación del Reino Unido de que existe una deficiencia del mercado residual en las emisiones de carbono a largo plazo tiene su fundamento, ya que no hay señales de precios a largo plazo para el carbono ni un marco regulador suficientemente estable y preciso para la reducción de las emisiones de carbono a largo plazo. Este argumento justifica algún tipo de intervención pública para fomentar la producción de energía con baja emisión de carbono, incluida la energía nuclear.

               (379)

               Por otra parte, los argumentos de que la seguridad del suministro de electricidad no se tiene debidamente en cuenta en el precio y que las decisiones de inversión privada en la producción de electricidad podrían quedarse por debajo del óptimo social parecen tener fundamento.

               (380)

               No obstante, estas dos posibles deficiencias no parecen justificar la inversión específicamente en la producción de energía nuclear, sino, de modo más general, en la producción de energía con baja emisión de carbono y en soluciones para internalizar las externalidades positivas de la disponibilidad de electricidad, respectivamente. Esta última deficiencia se aborda en particular con la creación de un mecanismo de capacidad. La Comisión aprobó la medida del Reino Unido sobre un mercado de capacidad en su Decisión de 23 de julio de 2014 (47).

               (381)

               Existen, sin embargo, dos deficiencias del mercado que son especialmente pertinentes para la energía nuclear.

               (382)

               En primer lugar, la inversión en energía nuclear está sujeta a riesgos considerables, debido a la combinación de los elevados costes de capital iniciales, el tiempo necesario para la construcción y el largo período de explotación necesario para recuperar los costes de inversión. La falta de instrumentos financieros basados en el mercado y de otros tipos de contratos para protegerse contra estos riesgos sustanciales constituye una deficiencia del mercado que es propia de algunas tecnologías, entre ellas la energía nuclear. Los instrumentos actualmente disponibles en el mercado no prevén horizontes temporales superiores a 10 o 15 años, ya sea en forma de contratos a largo plazo o de instrumentos de cobertura de riesgos.

               (383)

               En particular, los ciclos de vida de la producción de energía nuclear son extremadamente largos y complejos, a diferencia de la mayoría de otras infraestructuras energéticas y, de hecho, a diferencia de la mayoría de las inversiones en infraestructuras en general. Normalmente, se tarda de ocho a diez años en construir una central nuclear, se incurre en costes antes de que se generen ingresos y los riesgos son soportados únicamente por el inversor. La vida útil de sesenta años se caracteriza por la generación de ingresos, pero estos se basan en una evolución incierta de los precios al por mayor. El período de desmantelamiento subsiguiente puede durar cuarenta años, debiéndose reservar fondos para el cierre de la instalación. Por último, el almacenamiento y el tratamiento de los residuos nucleares de alta actividad suelen llevarse a cabo en el emplazamiento antes de su transferencia a un depósito, donde deben almacenarse durante miles de años.

               (384)

               En segundo lugar, existe el riesgo (principalmente político) de «cautividad» una vez que se realiza la inversión y que el inversor se encuentra en una posición de mayor debilidad para negociar. Dado el carácter controvertido de la tecnología nuclear, los gobiernos sucesivos pueden adoptar diferentes puntos de vista sobre su conveniencia, lo que puede añadir incertidumbre para los inversores privados. La Comisión no está convencida de que este problema pueda calificarse de deficiencia del mercado, pero reconoce que puede ser un factor que dificulte la inversión en nuevas instalaciones nucleares, en particular si se tiene en cuenta el largo tiempo necesario para la construcción, la explotación y el desmantelamiento de las centrales nucleares.

               (385)

               Estas cuestiones son específicas de la tecnología nuclear. Todas las tecnologías pueden, en principio, verse afectadas por el problema de la «cautividad» por motivos políticos; sin embargo, habida cuenta de su horizonte temporal más prolongado y de la magnitud de la inversión, los proyectos nucleares sufren generalmente en mayor medida este problema. Además, la imposibilidad de compartir de forma adecuada los riesgos derivados de la elevada inversión mediante instrumentos de mercado afecta mucho más a la tecnología nuclear que a otras tecnologías.

               (386)

               La Comisión también examinó si, en ausencia de la ayuda, se realizarían inversiones en nuevas instalaciones nucleares. El trabajo de modelización efectuado utilizó una variedad de escenarios contrafactuales, con diferentes hipótesis sobre los precios de los combustibles fósiles y sobre el panorama político que puede predominar en ausencia de un CFD para una nueva instalación nuclear (48). Aunque el Reino Unido sostiene que la modelización en sí misma, y en particular a tan largo plazo, solo puede proporcionar indicaciones útiles basadas en la necesaria simplificación de la dinámica del mundo real, la Comisión opina que ese trabajo de modelización puede ser de utilidad para fundamentar su opinión sobre aspectos clave de la evaluación

               (387)

               En un escenario en el que pueden utilizarse CFD para las tecnologías renovables y de captura y almacenamiento de carbono (CAC), pero no para la tecnología nuclear, la inversión privada en una nueva instalación nuclear no resulta rentable en el modelo hasta 2046. En un escenario sin CFD y con el establecimiento de un mercado de capacidad, utilizando las hipótesis centrales del DECC en relación con los precios de los combustibles fósiles, las iniciativas de inversión privada en nuevas instalaciones nucleares no se presentan hasta 2037. En caso de combustibles fósiles caros, las decisiones de inversión en nuevas instalaciones aparecen en 2032, mientras que en caso de precios baratos y uniformes del carbono, no se presentan antes del final del período de modelización, en 2049.

               (388)

               Se modelizaron otros ocho escenarios, cada uno de los cuales se modificó posteriormente para obtener hasta ocho variantes. En el cuadro 9 del anexo puede encontrarse un resumen de los principales resultados de varios escenarios.

               (389)

               La principal conclusión del trabajo de modelización efectuado es que existe una incertidumbre significativa en torno a la cuestión de si se realizarían inversiones privadas en nuevas instalaciones nucleares en ausencia de la ayuda estatal, con fechas comprendidas entre el principio de la década de 2030 y 2049 como muy pronto. Asimismo, la utilización de CFD en nuevos proyectos nucleares parece que mejoraría el bienestar de la sociedad en su conjunto y de los consumidores en particular, salvo si se dejan de lado los objetivos de descarbonización y los precios de los combustibles fósiles son bajos.

               (390)

               El análisis efectuado por la Comisión confirma que existe una gran incertidumbre acerca de si el mercado invertiría en nuevos proyectos nucleares dentro de un plazo realista. Aunque las pruebas presentadas y el análisis llevado a cabo no son concluyentes, indican, con un nivel razonablemente alto de fiabilidad y con las inevitables limitaciones que imponen las previsiones con este horizonte temporal, que las inversiones puramente comerciales en nuevas instalaciones nucleares no llegarían a tiempo para hacer frente a las necesidades en materia de política energética a que se enfrenta el Reino Unido en ausencia de ayuda estatal.

               (391)

               Por otra parte, los mecanismos alternativos son insuficientes para atraer estas inversiones. Ni el precio mínimo del carbono ni el mercado de capacidad son suficientes para generar inversiones en energía nuclear. En particular, los operadores de centrales nucleares solo pueden participar en el mercado de capacidad cuando renuncian a otras formas de ayuda, incluidos los CFD o las garantías de crédito, y el mercado de capacidad prevé un plazo que resultaría demasiado corto para garantizar la inversión en energía nuclear. El precio mínimo del carbono no ofrece suficiente seguridad en cuanto a los futuros precios al por mayor para las inversiones de la magnitud y la duración necesarias en el caso de nuevas centrales nucleares. Sobre la base del trabajo de modelización realizado, otras formas de apoyo no serían suficientes para garantizar la inversión en nuevas instalaciones nucleares en un horizonte temporal realista y en la medida que necesita el Reino Unido. Ninguna de las medidas de ayuda resuelve la gran incertidumbre de los precios al por mayor y la imposibilidad de protegerse y celebrar acuerdos a largo plazo.

               (392)

               Por las razones anteriormente expuestas, y en la medida en que la inversión en la nueva central nuclear persigue el objetivo de interés común de la UE señalado en la sección 9.2 supra, la Comisión concluye, en consecuencia, que las medidas de ayuda estatal propuestas son necesarias, sobre la base de este tipo específico de inversión y de la situación y el funcionamiento de los mercados financieros observados en el Reino Unido en la fecha de la presente Decisión.

         9.4.   INSTRUMENTOS ADECUADOS Y EFECTO INCENTIVADOR

               (393)

               En su Decisión de incoación, la Comisión se preguntaba si el CFD podía considerarse un instrumento adecuado para la entrega de ayuda estatal, habida cuenta de que elimina la señal de precios y afecta al modelo actual de mercado, en el que la producción de electricidad es un mercado competitivo y la inversión tiene lugar sobre la base de los ingresos previstos derivados de la venta de electricidad al por mayor.

               (394)

               La Comisión cuestionaba también la duración de la medida y el hecho de que protegiera los ingresos, en la medida en que elimina el riesgo de precio; esta ventaja queda además reforzada por la combinación del CFD con una garantía de crédito. Por último, expresaba sus dudas sobre la ausencia de un procedimiento de licitación abierto y transparente, lo que, entre otras cosas, constituye una vulneración del principio de neutralidad tecnológica, al permitir negociaciones privadas entre el Reino Unido y EDF sobre un proyecto basado en una tecnología específica.

               (395)

               Los argumentos del Reino Unido en apoyo del CFD están vinculados a las principales deficiencias del mercado destacadas en la sección 9.3 supra, principalmente la incapacidad de los inversores privados de compartir de manera eficiente, o de transferir, el riesgo de volatilidad de los precios debido a las lagunas en los mercados de transferencia del riesgo en las circunstancias actuales.

               (396)

               En la medida en que estén presentes estas deficiencias de los mercados de capitales a largo plazo, la constitución de una garantía de crédito no sería suficiente, por sí sola, para atraer inversión en una nueva instalación nuclear, ya que solo responde a la necesidad de obtener financiación mediante deuda para el proyecto, sin abordar los problemas específicos inherentes a la energía nuclear, en particular los riesgos asociados a la construcción y a la complejidad y duración del ciclo de vida. La garantía de crédito permite al inversor financiarse mediante deuda, al tiempo que el CFD le permite comprometer fondos propios en el proyecto. Y lo que es más: la propia existencia de la garantía de crédito se basa en la existencia del CFD y va intrínsecamente ligada a él, dado que la calificación del proyecto tiene en cuenta la existencia del CFD. Solo los ingresos garantizados del CFD pueden compensar el perfil de riesgo a largo plazo del proyecto.

               (397)

               La Comisión ya ha reconocido, en su Decisión de 23 de julio de 2014, que tales contratos pueden constituir un instrumento adecuado para apoyar las tecnologías de baja emisión de carbono y, en particular, las energías renovables (49).

               (398)

               El CFD responde abiertamente a la necesidad de garantizar la estabilidad de los precios y la previsibilidad de las tasas de rentabilidad de los fondos propios y del proyecto, que son particularmente importantes para las inversiones de esta magnitud y duración y son, por tanto, esenciales para permitir la inversión. En este sentido, subsana las principales deficiencias del mercado señaladas anteriormente.

               (399)

               Las cláusulas adicionales que son específicas del CFD para HPC y del acuerdo del secretario de Estado, en particular las compensaciones concedidas en caso de formas políticas o legislativas de penalización discriminatoria de la tecnología nuclear, abordan los riesgos suplementarios que podrían considerarse específicos de la energía nuclear, es decir, la posibilidad de cautividad de la inversión debido a cambios del marco legislativo, por ejemplo por motivos políticos.

               (400)

               Considerando el objetivo de las medidas de ayuda, a saber: la búsqueda de inversión en energía nuclear, la Comisión considera que una licitación abierta en la que pudieran participar más tecnologías de producción de electricidad no habría sido adecuada, habida cuenta de los plazos requeridos por el Reino Unido.

               (401)

               Tras la convocatoria abierta de manifestaciones de interés lanzada por el Reino Unido, solo EDF presentó una propuesta de inversión. El Reino Unido aportó pruebas (50) de que ningún otro proyecto estaba preparado para competir con HPC en el momento de las negociaciones con EDF. Dadas las características específicas de la tecnología nuclear, los costes de precompromiso son considerables y solo un número limitado de operadores posee los conocimientos y la solidez financiera necesarios para realizar inversiones de la magnitud de la de HPC. El Reino Unido explicó que habría preferido tener tensión competitiva entre los licitadores, pero que no recibió otras ofertas en firme para la nueva central nuclear.

               (402)

               La Comisión reconoce que la situación de la energía nuclear es diferente a la de otras tecnologías en cuanto a los requisitos que deben cumplir los inversores. Simplemente, no existen proyectos comparables a una central nuclear en términos de volumen y duración de la inversión. El proyecto HPC es muy peculiar. Se trata de un proyecto de infraestructura de una escala casi sin precedentes tanto en el sector energético como en cualquier otro sector. Por consiguiente, la Comisión reconoce que un procedimiento de licitación en el caso que nos ocupa no habría dado resultados significativos, habida cuenta de los condicionantes del proyecto.

               (403)

               Considera, asimismo, que utilizar un CFD para la inversión en una nueva central nuclear no supone una discriminación excesiva contra otras tecnologías ni resulta más favorable para la nueva instalación que para otras tecnologías. En efecto, las otras tecnologías pueden recibir igualmente apoyo de CFD, utilizando el mismo tipo de instrumento, a excepción de las adaptaciones que pueden considerarse necesarias para tener en cuenta las diferencias entre las tecnologías (como los acuerdos del secretario de Estado o las renegociaciones de los costes de explotación).

               (404)

               Por otra parte, el carácter intermitente de muchas de las tecnologías de las energías renovables les impide ser una alternativa adecuada a una tecnología de carga base como la energía nuclear. Como se ha explicado en el considerando 199 supra, la sustitución de la capacidad que se prevé que sea cubierta por el proyecto HPC corresponde a 14 GW de energía eólica terrestre u 11GW de energía eólica marina, lo que no es realista que se produzca en el mismo plazo.

               (405)

               Asimismo, el CFD en favor de la nueva instalación nuclear no discrimina a las centrales nucleares existentes, que no necesitan incentivos para la construcción y que se construyeron en circunstancias diferentes a las actuales, es decir, antes de la liberalización del mercado.

               (406)

               La Comisión concluye, por tanto, que, dentro de los límites del presente caso y proyecto, el CFD, combinado con la garantía de crédito y el acuerdo del secretario de Estado, según la estructura comunicada en las medidas notificadas, constituye un instrumento idóneo para la concesión de la ayuda y ofrece un efecto incentivador adecuado al beneficiario.

         9.5.   PROPORCIONALIDAD

               (407)

               En la Decisión de incoación, la Comisión se preguntaba si la tasa de retorno era proporcionada, habida cuenta de la combinación del CFD y la garantía de crédito y de otros elementos de reducción del riesgo previstos en la medida, lo que parece ser compatible con unas tasas de retorno sustancialmente inferiores a las concedidas a NNBG debido al menor nivel de riesgo. En particular, el CFD, tal como está concebido, elimina básicamente el riesgo de precio de mercado, mientras que la medida tiene por objeto proteger al inversor contra varios eventos mediante compensación.

               (408)

               La Decisión de incoación también planteaba dudas en cuanto a la tasa de retorno potencialmente elevada y a la posibilidad de que el beneficiario obtuviera beneficios imprevistos si las hipótesis resultaban erróneas.

               (409)

               La medida prevista por el Reino Unido suscita tres preocupaciones principales en relación con la proporcionalidad, que son pertinentes para la evaluación de la Comisión.

               (410)

               En primer lugar, la tasa de retorno prevista se consideró demasiado elevada para poder excluir una compensación excesiva, si se tiene en cuenta la combinación del CFD y la garantía notificados. En particular, una vez construida la central, puede considerarse que funcionará de manera efectiva como activo regulado durante la vigencia del CFD, con un flujo de ingresos relativamente estable.

               (411)

               En segundo lugar, el CFD desvincula la tasa de retorno de la cuantía de la ayuda. El PE puede fijarse a un nivel que permita a NNBG cubrir los costes y obtener un beneficio razonable, pero no determina el importe de la ayuda que al final será desembolsada y que también dependerá de los precios al por mayor. Ello hace necesario que la comprobación sobre la existencia de compensación excesiva sea en realidad una comprobación de la tasa de retorno, más que del nivel absoluto de ayuda.

               (412)

               En tercer lugar, no hay certeza de que las posibles ganancias superiores a lo previsto tras la construcción vayan a beneficiar a los clientes, reduciendo la tasa de retorno al mínimo y optimizando el bienestar general.

               (413)

               En las secciones que figuran a continuación se examinarán estas cuestiones en lo que respecta a la garantía de crédito y al CFD, así como a la tasa de retorno, antes de extraer las conclusiones finales sobre el paquete global de medidas.

         9.5.1.   La garantía de crédito

               (414)

               Los bonos que emitirá el emisor contarán con el respaldo de la garantía de crédito, tal como se describe en la sección 2.2 supra.

               (415)

               La Comisión evaluó el método de la garantía de crédito utilizado inicialmente por IUK. Según este método, la comisión de garantía sería la media de tres indicadores en el momento del cierre comercial de la financiación global, pero estaría sujeta a un mínimo de 225 puntos básicos. El Reino Unido declaró que, a 21 de agosto de 2014, el tipo de la comisión de la garantía de crédito se había fijado en 250 puntos básicos (media de 263, 243 y 245, respectivamente) (51).

               (416)

               En ausencia de tipos de mercado observados directamente para garantías de crédito (suficientes) que cubran tipos similares de riesgos, es necesario recurrir a enfoques alternativos para establecer un tipo de comisión de garantía en condiciones de mercado. El primer enfoque es el denominado enfoque de las pérdidas esperadas. Vincula el plan de negocio de la empresa a su estructura de capital en diferentes escenarios que dan lugar a una probabilidad de impago. Si no, la garantía se puede determinar por referencia a los precios de mercado de instrumentos comparables con riesgos de crédito similares.

               (417)

               Sobre la base de las observaciones del Reino Unido y de su propio análisis, la Comisión llegó a la conclusión de que existían razones de peso para considerar que el tipo mínimo de la comisión de garantía propuesto inicialmente (225 puntos básicos) y el tipo fijado a 26 de agosto de 2014 (250 puntos básicos) se situaban por debajo de los tipos de mercado. Esta conclusión se basaba en dos líneas de investigación: por un lado, los métodos utilizados para determinar la comisión y, por otro, la calificación propuesta por el Reino Unido para el mecanismo de garantía.

         9.5.1.1.   Métodos para determinar el tipo de la comisión de garantía

               (418)

               En ausencia de precios de mercado para instrumentos similares, se han presentado a la Comisión dos enfoques para determinar el tipo de la comisión de garantía.

               (419)

               El primero utiliza parámetros de referencia para la fijación de precios (pricing benchmark approach) y se describe con más detalle en las respuestas del Ministerio de Hacienda británico (HM Treasury) de 26 de agosto, 5 de septiembre, 12 de septiembre y 19 de septiembre de 2014. El punto de partida del análisis es la puntuación crediticia con una calificación equivalente a BB+/Ba1 durante el período de construcción. IUK considera que, como resultado de las garantías de la deuda incluidas en los acuerdos de financiación, el proyecto HPC debería poder conseguir una calificación equivalente a BB+/Ba1 durante el período de construcción (52).

               (420)

               Según el anexo B (información sobre los parámetros de referencia), que incluye un resumen de cada conjunto de parámetros, el tipo de comisión varía entre 243 puntos básicos (utilizando parámetros de referencia de deuda de empresas) y 263 puntos básicos (utilizando préstamos bancarios para la financiación de proyectos).

               (421)

               IUK presentó también los diferenciales medios de CDS de siete entidades BB+ comprendidas en el índice iTraxx Europe XOver (vencimiento a 10 años) (53), incluidos sesenta componentes que deben tener una calificación en el límite de la categoría de inversión pero que incluyen entidades cuya calificación va de BBB (con perspectiva negativa) a CCC. Se calculó que el diferencial medio de las siete entidades BB+ se situaba en torno a 250 puntos básicos en la fecha en que se presentó la información a la Comisión. Según IUK, ello confirma que el tipo de la comisión de garantía habría sido de 250 puntos básicos si se hubiera calculado en esa fecha.

               (422)

               Sin embargo, no queda claro que estos índices puedan considerarse totalmente puntos de referencia para la garantía de crédito de HPC. Si bien el índice iTraxx Europe XOver podría utilizarse como punto de partida para determinar un tipo de comisión de garantía para HPC, las empresas seleccionadas para el índice son solo las «mejores» empresas de la categoría especulativa; el vencimiento del índice es a 10 años, lo cual es incompatible con HPC; y existe una amplia gama de diferenciales de CDS que reflejan diferencias en la calidad crediticia.

               (423)

               Por tanto, a la Comisión no le convenció del todo la evaluación de IUK, debido al número limitado de parámetros de referencia para la financiación del proyecto y al hecho de que los criterios de selección arrojaban dudas sobre el análisis de los parámetros. El cuadro 16 del anexo B ofrece una visión de conjunto de los parámetros de referencia para la financiación del proyecto.

               (424)

               El segundo enfoque es el modelo de las pérdidas esperadas. Un enfoque completo de este tipo vincula el modelo de negocio con la estructura de capital en distintos escenarios y deduce las probabilidades de impago y las tasas de recuperación correspondientes para cada año del proyecto; las probabilidades de impago reflejan el riesgo de que la empresa no pueda reembolsar los intereses o el principal. No obstante, esto no es lo que se hizo en este proyecto. En su lugar, el modelo presenta el valor actual neto de la garantía en el marco de lo que se considera un escenario punitivo (54).

               (425)

               En el supuesto de un tipo de comisión de garantía de 250 puntos básicos y las hipótesis de base mencionadas, el modelo sustitutivo del enfoque de las pérdidas esperadas arroja un valor actual neto positivo de la garantía.

               (426)

               A la Comisión tampoco le convencieron plenamente los resultados de este segundo enfoque. En particular, el modelo no vincula el plan de negocio con las probabilidades de impago. Por el contrario, las probabilidades de impago se imponen y se toman como punto de partida para el cálculo del VAN.

               (427)

               En consecuencia, la Comisión consideró que estos métodos podían utilizarse para fundamentar su evaluación, pero no podían justificar plenamente el tipo propuesto de la comisión de garantía de 250 puntos básicos.

         9.5.1.2.   Incertidumbre en torno a la calificación interna BB+/Ba1

               (428)

               Los dos enfoques expuestos supra son necesarios para determinar tanto la comisión como la puntuación crediticia del mecanismo. Las calificaciones pueden utilizarse para comparar diferentes parámetros de instrumentos financieros, incluida su categoría de riesgo y, sobre todo, su precio.

               (429)

               IUK cree que en este proyecto puede lograrse una calificación equivalente a BB+/Ba1. La calificación indicada no es una calificación externa ni una puntuación avalada por un informe de crédito.

               (430)

               No obstante, la Comisión consideró que la calificación BB+ solo podía tomarse como punto de referencia, debido a la incertidumbre que rodea a la calificación de una instalación tan compleja.

               (431)

               Una de las principales incertidumbres es que el proyecto está sujeto a un elevado riesgo de tipo de interés. Dado que los bonos se emitirán en los primeros siete años de la fase de construcción, existe una incertidumbre significativa en torno al tipo de los bonos en el momento de la emisión (55). Los rendimientos de los bonos del Gobierno británico con vencimientos a 10, 20 y 30 años muestran niveles históricamente bajos (véase el gráfico 1 del anexo B). Las previsiones del Banco de Inglaterra en cuanto a los tipos de interés de estos títulos (curvas de las cotizaciones a plazo) apuntan a un aumento de los tipos previstos.

               (432)

               Una segunda incertidumbre se deriva de los diferentes vencimientos potenciales de los bonos relacionados con HPC, en contraposición con los parámetros de referencia proporcionados. En particular, se prevé que la vida media ponderada hasta el vencimiento de la deuda garantizada sea de 27,4 años, situándose los vencimientos de los bonos entre 8 y 41 años. La garantía del Reino Unido estará en vigor hasta el vencimiento final, hasta 41 años después del cierre financiero. Sin embargo, el análisis de referencia se centra en instrumentos con vencimientos de hasta 10–15 años, sobre todo debido a la disponibilidad de los parámetros de referencia para la fijación de precios hasta ese momento. Los suscriptores de bonos han comunicado a IUK que la curva de los diferenciales es plana y a menudo invertida entre los vencimientos a 10 y 30 años.

               (433)

               Por lo tanto, la Comisión no aceptó que la calificación propuesta por IUK estuviera suficientemente respaldada por pruebas. La Comisión decidió tomar la calificación propuesta solo como punto de referencia, lo que le llevó a concluir una vez más que la comisión propuesta de 250 puntos básicos, notificada inicialmente, no podía considerarse plenamente justificada.

         9.5.2.   El nivel del PE y la tasa de retorno resultante

               (434)

               Como se señalaba en la Decisión de incoación, la versión notificada del modelo financiero (versión 5.1) estableció una tasa de retorno del proyecto del [9,75 al 10,25] por ciento, en términos nominales después de impuestos, sobre la base de un PE de 92,50 GBP por MWh. Si se hubiera adoptado la decisión de construir posteriormente una nueva central nuclear en Sizewell C, esta cifra se habría reducido en 3 GBP por MWh (o una cantidad a tanto alzado con valor equivalente en términos de VAN), dado que EDF habría podido repartir los costes FOAK (en particular, los costes de diseño e ingeniería) de los reactores EPR entre ambas centrales.

               (435)

               El Reino Unido defendió con coherencia que el objetivo de una tasa de retorno para NNBG de alrededor del 10 por ciento (después de impuestos, términos nominales) sería razonable, incluso mediante una comparación de los tipos para proyectos de energía eólica marina y otros referentes de comparación.

               (436)

               En el transcurso de la investigación de la Comisión, se han presentado varias actualizaciones del modelo financiero, teniendo en cuenta las actualizaciones de las hipótesis de modelización y la estructura financiera prevista del proyecto.

         9.5.2.1.   Análisis del modelo financiero y los escenarios

               (437)

               El Reino Unido examinó el modelo financiero de EDF y lo utilizó para determinar la tasa de retorno del proyecto. La Comisión examinó el modelo financiero y llevó a cabo amplios controles de sensibilidad para obtener datos financieros clave para el proyecto HPC.

               (438)

               A fin de demostrar que una tasa de retorno del [9,75 al 10,25] por ciento (después de impuestos, términos nominales) no era excesiva, el Reino Unido presentó un informe elaborado por KPMG en el que se estudian cinco métodos para evaluar el nivel adecuado de rendimiento para NNBG en relación con HPC. Estos métodos y la horquilla de rendimientos obtenida se resumen en el cuadro 4 del anexo A.

               (439)

               El informe contemplaba tasas de retorno nominales después de impuestos de entre el 6 por ciento y el 14,5 por ciento. El Reino Unido alegó que la tasa de retorno estimada inicialmente para el proyecto (entre el [9,75 al 10,25] por ciento) se situaba en un nivel razonable dentro de ese intervalo.

               (440)

               La Comisión expresó tres reservas principales en relación con el análisis presentado por el Reino Unido y sus asesores sobre la tasa de retorno admisible (56).

               (441)

               En primer lugar, la metodología de KPMG parecía pasar por alto en gran medida la diferencia significativa entre los riesgos en las fases de construcción y explotación del proyecto. En segundo lugar, la Comisión se preguntaba hasta qué punto los parámetros de referencia propuestos eran comparables para el proyecto HPC en términos de nivel de riesgo y estructura, apalancamiento y medidas de apoyo asociadas, tales como garantías y otras salvaguardias. En tercer lugar, la Comisión dudaba de que la garantía de crédito se hubiera fijado en condiciones de mercado. Una comisión de garantía inferior a los niveles del mercado afectaría al coste de la deuda del proyecto y a la validez de las comparaciones con diferentes tasas de retorno de referencia, en la medida en que las referencias se basan en el coste no subvencionado de la deuda.

               (442)

               Por consiguiente, la Comisión llevó a cabo varios controles de sensibilidad utilizando una actualización posterior del modelo financiero (versión 9.8) (57).

               (443)

               Teniendo en cuenta que la mayor parte del riesgo parece concentrarse en la fase de construcción, la Comisión probó escenarios en los que se tienen en cuenta estos riesgos modificando los flujos de caja nominales del proyecto (efectivo después de impuestos), en comparación con el escenario base, en un determinado porcentaje a lo largo de toda la fase de construcción (58). El descuento se llevó a cabo utilizando tipos proporcionales a los riesgos afrontados en la fase de explotación, dado que la central estaba construida. Los resultados se presentan en el cuadro 5 del anexo A.

               (444)

               La Comisión examinó además en qué medida se tenían en cuenta los riesgos en los flujos de caja en las diferentes versiones del modelo financiero presentado. En particular, la Comisión analizó el informe «COST Discovery & Verification — Evaluation Report» (en lo sucesivo «informe CDV») de octubre de 2013, presentado por el DECC, a fin de evaluar hasta qué punto se habían tenido en cuenta los riesgos, las incertidumbres y los imprevistos en los flujos de caja del modelo financiero presentado.

               (445)

               El DECC ha emprendido el examen del proceso de identificación y verificación de costes en relación con la estimación de costes de NNBG para el proyecto HPC sobre la base del diseño de un reactor nuclear EPR de EDF/Areva. El informe CDV realizó múltiples ejercicios de evaluación comparativa. Incluía una evaluación comparativa de los datos relativos a las estimaciones de costes de HPC frente a los datos relativos a los costes públicamente disponibles y concluía que «la gama de estimaciones de costes de capital de referencia parece oscilar entre 10 000 millones GBP y 18 000 millones GBP, con un coste intermedio inferior a 13 000 millones GBP».

               (446)

               La Comisión también examinó el informe de NNBG «TESLA4 Estimate — Volume 2 — Financial Risk Assessment (construction costs)» (59) (en lo sucesivo, «TESLA 4»). Basándose en el análisis de riesgo efectuado internamente por NNBG, el informe presentaba una distribución de probabilidad estimada en relación con el coste total de ejecución del proyecto HPC para la fecha base de noviembre de 2014, tal como se muestra en el cuadro 3 del anexo A.

               (447)

               Sobre la base de su análisis del informe CDV y de TESLA 4, la Comisión estimó que el coste total de ejecución de aproximadamente […] mil millones GBP (valor de 2010) se situaría en la gama superior del coste probable. En esta conclusión se basó la evaluación de la Comisión de la tasa de retorno del proyecto, tanto en términos de TIR del proyecto como en términos de TIR del capital.

               (448)

               El modelo financiero distingue entre una medida de la TIR del capital, calculada sobre la base del importe utilizado, y otra medida calculada sobre la base del importe comprometido. En el modelo, la TIR del capital se calcula sobre la base de los importes de fondos propios utilizados, excluyendo los costes relativos a la provisión de capital contingente.

               (449)

               El cuadro 6 (anexo A) muestra que en el escenario «base de NNBG» con la garantía de crédito fijada en 250 puntos básicos, se espera que el proyecto obtenga una TIR del capital del [11,5 — 12,0] por ciento (después de impuestos, términos nominales, importe comprometido).

         9.5.2.2.   Evaluación comparativa de las tasas de retorno

               (450)

               El último modelo financiero del proyecto HPC evaluado por la Comisión (60) reveló una TIR del proyecto del [9,25 — 9,75] por ciento y una TIR del capital del [11,5 — 12,0] por ciento. Estas dos tasas corresponden al mismo resultado financiero y son coherentes a nivel interno.

               (451)

               Para determinar con fundamento si las tasas de retorno del proyecto y de los fondos propios derivada del modelo financiero de EDF para HPC son o no apropiadas, es necesario evaluar los riesgos inherentes, es decir, los riesgos del proyecto (para la TIR del proyecto) y los riesgos a que se enfrentan los accionistas (para la TIR del capital). A tal efecto, la Comisión tuvo en cuenta varios criterios de referencia, que deben considerarse a la luz de i) los riesgos inherentes, ii) el apalancamiento, iii) el coste de la deuda, iv) el horizonte de inversión, v) el volumen de la inversión, vi) la presencia o ausencia de protección de los ingresos, vii) la presencia o ausencia de mecanismos de reparto de beneficios, y viii) la presencia o ausencia de capital contingente.

               (452)

               Además de las tasas de retorno de referencia recopiladas por KPMG para la notificación del asunto (véase el considerando 435 y el cuadro 4 del anexo A), el Reino Unido y NNBG presentaron varios valores de referencia adicionales para demostrar que la tasa de retorno prevista era adecuada. Estos valores de referencia procedían principalmente de recientes operaciones en materia de infraestructura, otros proyectos de producción de energía nuclear, otros proyectos de producción de energía, empresas reguladas y recientes convenios regulados (61). Se recogen en el cuadro 3 y en los cuadros 10 a 14 del anexo A.

               (453)

               La Comisión evaluó asimismo la información públicamente disponible sobre las estimaciones de los costes de capital para empresas similares, tal como se muestra en el cuadro 15 del anexo A. Por último, tomó en consideración los escenarios de costes y las probabilidades asociadas que se resumen en el cuadro 6 del anexo A (62), a fin de determinar si los costes de construcción se habían modelizado de forma adecuada y de establecer el grado de riesgo que caracterizaba al proyecto.

               (454)

               Sobre la base de las pruebas disponibles y de la evaluación llevada a cabo, la Comisión consideró que la TIR del proyecto del [9,25 — 9,75] por ciento después de impuestos en términos nominales del proyecto HPC se sitúa dentro de la horquilla de tasas de retorno comparables, teniendo en cuenta la evaluación de riesgos y los parámetros asociados (63).

               (455)

               Sin embargo, la Comisión también consideró que la rentabilidad de los recursos propios en este caso concreto podía ser una manera mejor de evaluar la posible compensación excesiva, ya que se trata de una medida del beneficio financiero directo de los accionistas, y no de una medida de la rentabilidad del proyecto en general.

               (456)

               La TIR de un proyecto revela la tasa de retorno estimada del proyecto, teniendo en cuenta el conjunto de la estructura de capital que se utiliza para financiar el proyecto. En particular, la TIR de un proyecto normalmente tiene en cuenta tanto el capital proporcionado por los accionistas como la deuda facilitada por los prestamistas. El coste de los fondos propios suele ser superior al coste de la deuda, ya que los accionistas esperan obtener un mayor rendimiento sobre el capital que comprometen que el que exigen los prestamistas, lo que refleja los distintos niveles de riesgo en cuestión. Los accionistas se enfrentan a un riesgo más elevado cuando se comprometen a proporcionar fondos, dado que pueden perder la totalidad o una parte de dichos fondos si el proyecto no se ejecuta con arreglo a lo previsto. Por otra parte, los prestamistas suelen enfrentarse al riesgo de impago por parte del deudor y suelen disfrutar de un nivel de protección incluso en esos casos.

               (457)

               Por consiguiente, la TIR del proyecto establece la media del coste de los elementos subyacentes del capital en la estructura de financiación global. En función de la ratio deuda/capital (ratio de apalancamiento) y de las condiciones de la deuda, la TIR del proyecto variará conjuntamente con la TIR del capital. Normalmente, se espera que ambas evolucionen en paralelo, con sujeción a que la ratio de apalancamiento y la deuda sean conformes con el mercado.

               (458)

               El carácter único y el nivel de riesgo del proyecto justifican una TIR del proyecto del [9,25 — 9,75] por ciento. A la Comisión le preocupaba, con todo, que la TIR del capital, estimada en el [11,5 — 12,0] por ciento en el último modelo financiero y sobre la base de la comisión de garantía propuesta de 250 puntos básicos, pudiera haber evolucionado sustancialmente, en particular tras la construcción, cuando cabe esperar que los costes de la deuda disminuyan de forma significativa. Para un proyecto de la magnitud de HPC, incluso pequeños cambios en los porcentajes de rendimiento podrían implicar enormes diferencias en los niveles absolutos de compensación de los fondos propios, lo que suscita preocupación en cuanto a una posible compensación excesiva en beneficio de los accionistas de NNBG.

         9.5.3.   Evaluación y conclusiones sobre la proporcionalidad de las medidas

               (459)

               La Comisión llevó a cabo una evaluación a fondo de la proporcionalidad del impacto combinado de la comisión de garantía y la tasa de retorno del proyecto, basándose en el enfoque expuesto en las secciones 9.5.1 y 9.5.2 supra.

               (460)

               Como cuestión preliminar, la Comisión señala que cualquier otra ayuda que pudiera proporcionarse a las centrales nucleares existentes o nuevas y que no forme parte del conjunto de medidas comunicadas deberá ser notificada por el Reino Unido y evaluarse individualmente. Esto se aplica, en particular, a las ayudas proporcionadas en relación con los costes vinculados a la responsabilidad, el desmantelamiento o los residuos.

               (461)

               La Comisión observa que el modelo financiero de HPC ya incluye partidas de costes para los gastos relativos a la gestión y la eliminación de los residuos, las tarifas de responsabilidad y el desmantelamiento. A este respecto, el proyecto tal como se ha notificado ya cubre los costes pertinentes de estas actividades, estimados en el momento de la presente Decisión. La Comisión espera que cualquier elemento de ayuda adicional que no esté incluido en las medidas notificadas se comunique por separado, y señala que el Reino Unido ha iniciado conversaciones con la Comisión sobre la posible existencia de ayuda estatal en sus planes de construcción de una instalación de almacenamiento geológico permanente y de imposición a todos los nuevos operadores de centrales nucleares de la obligación de celebrar un contrato en materia de residuos (64).

               (462)

               En la sección siguiente, la Comisión presentará sus conclusiones sobre la proporcionalidad de la comisión de garantía y la tasa de retorno del proyecto.

         9.5.3.1.   Evaluación y conclusiones sobre la comisión de la garantía de crédito

               (463)

               Sobre la base de las condiciones asociadas a las medidas notificadas por el Reino Unido, la Comisión admitió que la fijación del precio de un mecanismo como la garantía de crédito para HPC era una tarea difícil, dado el horizonte temporal y la complejidad del proyecto, aunque también consideró que, habida cuenta de los datos disponibles y de los argumentos expuestos en la sección 9.5.1, el tipo mínimo de la comisión de garantía propuesto inicialmente (225 puntos básicos) y el tipo implícito en el método del Reino Unido (250 puntos básicos) eran probablemente inferiores a los tipos de mercado.

               (464)

               En opinión de la Comisión, la elección por IUK del nivel adecuado de la comisión de garantía, que refleje debidamente los riesgos que conlleva la constitución de esta garantía, debe tener en cuenta los dos métodos de cálculo que se describen en la sección 9.5.1.1.

               (465)

               La Comisión concluye que no es posible aceptar la calificación específica propuesta inicialmente por el Reino Unido, es decir, BB+/Ba1, para el mecanismo de garantía. Sin embargo, sobre la base de los parámetros de referencia proporcionados por IUK y los dos métodos utilizados (es decir, parámetros de referencia para la fijación de precios y pérdidas esperadas, que se describen en la sección 9.5.1.1), la Comisión considera que una puntuación crediticia en la categoría de calificación (principal) BB/Ba puede considerarse adecuada para este mecanismo.

               (466)

               En particular, esta calificación es coherente con la gama de ratios de cobertura del servicio de la deuda (en lo sucesivo, «RCSD») que caracteriza al mecanismo. Se trata de una medida del grado en que el beneficiario puede reembolsar los bonos pendientes (en términos de reembolso del principal y de los intereses). Un nivel inferior a 1 significa que el deudor incurrirá en impago y que deberá ejecutarse la garantía.

               (467)

               En cuanto a NNBG, a la Comisión se le presentaron pruebas de que la RCSD mínima desciende a un nivel compatible con una calificación BB (es decir, de 1,2 a 1,4) en escenarios de tensión financiera y, en escenarios algo más optimistas, se sitúa sistemáticamente por encima de ese nivel. El escenario base se caracteriza por una RCSD mínima de […].

               (468)

               La calificación general de BB es también coherente con los requisitos relativamente estrictos en términos de capital de base y capital contingente que se imponen a los accionistas de NNBG (véase el considerando 54 e infra). Los requisitos de fondos propios proporcionan un colchón que protege al garante en caso de impago, lo que a su vez refuerza la calificación.

               (469)

               Como se ha debatido en la sección 9.5.1.2, una comisión de 250 puntos básicos puede considerarse excesivamente baja para un mecanismo en la categoría general de calificación BB/Ba. Así pues, la Comisión considera que la comisión de garantía debe ajustarse a un nivel más elevado, que sea coherente con esta gama de calificación.

               (470)

               A fin de responder a las preocupaciones de la Comisión sobre la infravaloración del riesgo, el tipo de la comisión de garantía se ajustó a un nivel de 295 puntos básicos, es decir, 45 puntos básicos por encima del nivel fijado inicialmente por IUK. En la parte restante de la presente Decisión, este nuevo nivel se denominará el tipo ajustado de la comisión de garantía.

               (471)

               El tipo de 295 puntos básicos es comparable al tipo de 291 puntos básicos, que corresponde a la media de las 102 permutas de cobertura por impago de empresas europeas en la categoría BB (a 9 de septiembre de 2014). La Comisión considera que el valor mediano de 286 puntos básicos para la misma categoría, ajustado al alza para tener en cuenta el efecto de los vencimientos analizado en la sección 9.5.1.2, también representa un valor de referencia pertinente para la evaluación y justifica el tipo ajustado de la comisión de garantía.

               (472)

               El tipo ajustado de la comisión de garantía tiene en cuenta las preocupaciones de la Comisión en relación con la solvencia del proyecto, el vencimiento excepcionalmente largo de los bonos que se han de emitir y la incertidumbre del tipo de los bonos del Gobierno británico en el momento de la emisión. Corresponde a un tipo comercial que refleja el nivel de riesgo de este proyecto, teniendo también en cuenta el grado de riesgo que soportará el garante.

               (473)

               En particular, la Comisión pudo examinar una parte de las principales condiciones financieras acordadas hasta la fecha en lo que respecta a la financiación del proyecto HPC. Tras el examen, la Comisión pudo evaluar en qué medida los fondos propios sufren pérdidas antes que el garante.

               (474)

               Sobre la base de esta evaluación, la Comisión concluye que, al menos hasta el momento en que se cumpla la condición de referencia, el garante soportará riesgos limitados. Posteriormente, hay una serie de salvaguardias que limitan el riesgo del garante. La Comisión reconoce asimismo la flexibilidad de que dispone el garante en caso de ejecución, lo que parece adecuado para la naturaleza especial del proyecto y sus requisitos de seguridad específicos.

               (475)

               La comisión de garantía ajustada y el método en que se basa proporcionan en efecto una aproximación de un tipo de mercado hipotético para un mecanismo no ofrecido por el mercado. Concretamente, el nuevo nivel de la comisión evita una transferencia indebida del riesgo de los accionistas al garante y procura aproximarse a mecanismos financieros comparables a iniciativas del mercado en la categoría de calificación BB/Ba.

               (476)

               En opinión de la Comisión, la comisión de garantía ajustada limita, por tanto, la ayuda al mínimo, por lo que se considera proporcionada.

               (477)

               Una vez fijado el tipo de la comisión de garantía en consonancia con los precios de mercado para este proyecto, la Comisión evaluó si el PE notificado, y la tasa de retorno subyacente, podían considerarse proporcionados al nivel de riesgo del proyecto.

         9.5.3.2.   Evaluación y conclusiones sobre el precio de ejercicio y la tasa de retorno

               (478)

               Como se ha explicado en la sección 9.5.2 supra, la TIR del proyecto puede considerarse acorde con la tasa de retorno que un proyecto de esta envergadura y caracterizado por este nivel de incertidumbre puede esperar alcanzar. La Comisión observa que la TIR del proyecto es inferior a la que se atribuye normalmente a grandes proyectos de producción en el sector de la energía o a los productores de energías renovables que se financian mediante ayuda estatal (65), aunque las características de estos proyectos sean muy diferentes.

               (479)

               La Comisión considera, en particular, que la tasa de retorno propuesta para el proyecto es también coherente con el conjunto global de medidas que lo configuran. Si bien algunas de estas medidas, como, por ejemplo, el mecanismo de compensación por cambios normativos admisibles, las renegociaciones de los gastos de explotación y el acuerdo del secretario de Estado, aportan una ventaja a NNBG, que se suma a los efectos del CFD, la TIR del proyecto es coherente con el balance global de los riesgos y protecciones concedidas al beneficiario, teniendo en cuenta los elementos mencionados.

               (480)

               No obstante, a la Comisión le seguía preocupando la necesidad de que el proyecto ofreciera una estructura adecuada de incentivos, tanto en términos de TIR del proyecto y como de TIR del capital.

               (481)

               En particular, los accionistas del proyecto HPC deben conservar los incentivos adecuados para reducir costes y generar eficiencias, pero no deben estar en condiciones de beneficiarse indebidamente de los beneficios potenciales de su inversión relacionados exclusivamente con la estructura de financiación. En términos de TIR, esto significa velar por que NNBG disponga de suficientes incentivos para reducir los costes y lograr eficiencias, garantizando al mismo tiempo que todos los beneficios de la financiación se repartan adecuadamente entre el beneficiario y la contraparte del CFD.

               (482)

               Si bien la TIR del proyecto puede evolucionar por motivos relacionados con los niveles generales de eficiencia del proyecto, la TIR del capital podría aumentar como consecuencia de la refinanciación del proyecto, a través, por tanto, de cambios que afectan a su estructura de capital. Tal como se ha indicado en el considerando 457 supra, cabe la posibilidad de que un proyecto caracterizado por el nivel de riesgo que presentará HPC en la fase inicial de construcción, pero que se espera que disminuya durante la fase de explotación, en la que NNBG se beneficiará de ingresos seguros y relativamente estables, atraiga operaciones de refinanciación potencialmente de gran tamaño. Por ejemplo, es concebible que una parte de la deuda contraída durante la fase de construcción pueda refinanciarse, una vez construida la central, a tipos inferiores a los aplicados en un primer momento, precisamente como reflejo del menor nivel de riesgo en que puede incurrir la deuda de NNBG después de la construcción. En otras palabras, la TIR del proyecto puede permanecer en el mismo nivel, mientras que la TIR del capital podría evolucionar como resultado de cambios en la ratio deuda/capital y en el coste de la deuda.

               (483)

               Aunque una TIR del proyecto del [9,25 — 9,75] por ciento puede considerarse proporcionada, una TIR del capital del [11,0 — 11,5] por ciento (basada en la comisión de garantía ajustada) podría evolucionar de modo que favoreciera de forma significativa a los accionistas de NNBG. Ello plantea el problema del posible exceso de compensación, habida cuenta de que incluso pequeños cambios en la TIR del capital pueden implicar grandes rendimientos, en niveles absolutos, para un proyecto de la envergadura de HPC, y de que dichos rendimientos se financiarían con la ayuda.

               (484)

               Asimismo, a la Comisión le preocupaba que las proporciones del reparto de los beneficios de la construcción se establecieran en niveles fijos, con independencia del importe de los ahorros potenciales obtenidos.

               (485)

               Por consiguiente, la Comisión exigió mecanismos más estrictos de reparto de beneficios, en particular en lo que respecta a los beneficios sobre fondos propios, en comparación con los notificados inicialmente por el Reino Unido.

         9.5.3.3.   Compromisos en cuanto a reparto de beneficios

               (486)

               El Reino Unido se comprometió a modificar sustancialmente los mecanismos de reparto de beneficios propuestos inicialmente para tener en cuenta las preocupaciones de la Comisión.

               (487)

               Según las nuevas disposiciones en materia de reparto de beneficios de la construcción (66):

                           a)

                           los primeros […] mil millones GBP de beneficios de la construcción (valor nominal) se repartirán al 50 por ciento entre la contraparte del CFD y NNBG, y

                           b)

                           cualquier beneficio de la construcción por encima de […] mil millones GBP (valor nominal) se repartirá sobre una base 75:25, un 75 por ciento del beneficio para la contraparte del CFD y un 25 por ciento para NNBG.

               (488)

               Las modificaciones más importantes se introdujeron en el reparto de los beneficios sobre fondos propios. Aunque el umbral inicial para el reparto de estos beneficios se había fijado en la notificación en un nivel del 15 por ciento, el Reino Unido se comprometió a ajustar este umbral. Ello implica que NNBG tendrá que compartir inmediatamente todo beneficio por encima de la TIR del capital que espere obtener en el momento de la Decisión. En particular, el nivel ajustado del reparto de beneficios es el siguiente (66):

                           a)

                           un primer umbral fijado en el nivel de la TIR del capital generada en el momento de la presente Decisión por el último modelo financiero (67), o el 11,4 por ciento sobre la base del capital comprometido y en términos nominales. Todo beneficio por encima de este nivel se repartirá entre la contraparte del CFD (30 por ciento) y NNBG (70 por ciento);

                           b)

                           un segundo umbral fijado en el nivel más elevado de los siguientes: el 13,5 por ciento en términos nominales o el 11,5 en términos reales (deflactado por el IPC), sobre la base del mismo modelo que el de la letra a). anterior. Por encima de este umbral, todo beneficio se repartirá entre la contraparte del CFD (60 por ciento) y NNBG (40 por ciento);

                           c)

                           el mecanismo de reparto de los beneficios sobre fondos propios se aplicará durante toda la vida útil de la instalación HPC, y no solo mientras dure la medida.

               (489)

               La extensión de la duración del mecanismo de reparto de los beneficios a la vida útil del proyecto pretende resolver las preocupaciones en materia de exceso de compensación después de los 35 años de vigencia del CFD, lo que es coherente con la opinión de que la medida proporciona una ayuda a la inversión.

               (490)

               Asimismo, el umbral para el reparto de los beneficios sobre fondos propios es el que resulta de aumentar la comisión de garantía a 295 puntos básicos –en particular, la TIR del capital del [11,0-11,5] por ciento, calculada sobre la base de la comisión ajustada de 295 puntos básicos, es inferior a la propuesta inicialmente del [11,5-12,0] por ciento, que se calculó sobre la base de la comisión propuesta de 250 puntos básicos (68). Por tanto, el mecanismo de reparto de los beneficios sobre fondos propios se activa en cualquier nivel de la TIR del capital superior al estimado en la fecha de la presente Decisión.

               (491)

               Los beneficios de la contraparte del CFD se reflejarán en un ajuste del PE. Para el reparto de los beneficios sobre fondos propios, el mecanismo ajustado se traducirá probablemente en reducciones significativas del PE y, por ende, en niveles más bajos de la ayuda que facilitarán los proveedores y, en última instancia, los consumidores de electricidad, durante todo el período de explotación de la central (69).

               (492)

               Por otra parte, tanto el reparto de los beneficios sobre fondos propios como el reparto de los beneficios de la construcción garantizan que NNBG siga contando con incentivos de eficiencia a lo largo de la vida útil del proyecto, ya que los inversores de NNBG conservan una parte de esos beneficios.

               (493)

               Sobre la base de los umbrales de reparto de los beneficios sobre fondos propios y de la construcción, y teniendo en cuenta la comisión de garantía ajustada y la concepción global de la medida, la Comisión concluye que las medidas son proporcionadas.

               (494)

               Como consecuencia de los cambios acordados con la Comisión, los datos financieros del proyecto, con y sin esos compromisos, se exponen en el cuadro 2.

                  Cuadro 2

                  Datos financieros del proyecto HPC antes y después de los cambios acordados con la Comisión

                           (porcentaje)

                           Versión 21.10 del modelo financiero

                           29 de agosto de 2014
                           Comisión de garantía más baja y umbral de reparto de los beneficios sobre fondos propios más elevado

                           19 de septiembre de 2014

                           TIR del proyecto

                           [9,25 — 9,75]

                           [9,25 — 9,75]

                           TIR del capital (capital utilizado)

                           [12,75 — 13,25]

                           [12,25 — 12,75]

                           TIR del capital (capital comprometido)

                           [11,50 — 12,00]

                           [11,00 — 11,50]

         9.6.   FALSEAMIENTO POTENCIAL DE LA COMPETENCIA Y EL COMERCIO

               (495)

               Para que la ayuda sea compatible con el mercado interior, sus efectos negativos en términos de falseamiento de la competencia e impacto en los intercambios comerciales entre los Estados miembros deben ser limitados e inferiores a los efectos positivos en cuanto a contribución al objetivo de interés común. En particular, una vez establecido el objetivo de la ayuda, es imperativo minimizar sus posibles efectos negativos sobre la competencia y el comercio.

               (496)

               En la Decisión de incoación, la Comisión sostuvo que el proyecto podía falsear la competencia de tres maneras. En primer lugar, la ayuda podía distorsionar las decisiones de inversión y desplazar inversiones alternativas. En segundo lugar, podía distorsionar el funcionamiento del mercado descendente, sobre todo por la falta de claridad del impacto del PE sobre los precios de los mercados al por mayor y al por menor; por un comportamiento estratégico del beneficiario que influyera en el PR; y por los otros tipos de comportamiento estratégico que permiten los grandes volúmenes de producción que pueden ofrecer NNBG y EDF Energy, como proveedor encargado por NNBG de vender su producción, como la manipulación de precios en los mercados de futuros o la limitación de la capacidad de los proveedores alternativos de adquirir electricidad de forma independiente. Una última distorsión citada era la asignación de bienestar entre los usuarios finales y NNBG (aspecto examinado anteriormente en el contexto de la proporcionalidad). Además de los puntos anteriores, la Comisión examinó a fondo cuatro principales falseamientos de la competencia en el mercado descendente que puede causar la ayuda.

               (497)

               En primer lugar, la posibilidad de que EDF o NNBG modifiquen el PR mediante ventas estratégicas en los mercados que se utilizan para calcularlo. Por ejemplo, no queda claro el efecto en los incentivos de EDF para ofrecer capacidad a los mercados a un precio muy bajo (incluso negativo) y, en particular, en el mercado o mercados de referencia, en una situación en la que recibe una prima que refleja la diferencia entre el PR vigente (incluso negativo) y el PE en el período de referencia anterior. La modificación del PR tendría un impacto en los pagos diferenciales para todas las demás tecnologías del CFD, en particular en las instalaciones de EDF que se benefician de otros CFD.

               (498)

               En segundo lugar, EDF, como grupo, podría manipular los mercados de futuros mediante la venta, o retención, de grandes volúmenes de electricidad producida por la central HPC en beneficio de las posiciones de negociación o de cobertura del grupo. EDF es un operador integrado verticalmente que opera en los mercados de producción (ascendente), suministro (descendente) y negociación. En el marco de un CFD podría tener incentivos para favorecer a sus propias filiales del mercado descendente. Por ejemplo, si al grupo le beneficiaran precios superiores o inferiores para los próximos 10 años, HPC podría ser decisiva para lograr este resultado.

               (499)

               En tercer lugar, y relacionado con lo anterior, HPC podría aumentar la rentabilidad de EDF permitiéndole reducir sus costes de cobertura, en particular si el proveedor puede «compensar» las posiciones de negociación internas utilizando la producción enorme y estable facilitada por HPC.

               (500)

               En cuarto lugar, el proyecto podría tener un impacto negativo en la liquidez del mercado al por mayor, puesto que aumentaría los activos de producción de una empresa integrada verticalmente, lo que podría dar lugar a la exclusión de proveedores independientes o a obstáculos a la entrada de operadores potenciales a nivel del suministro.

               (501)

               En las secciones siguientes se analizará cada una de estas cuestiones.

         9.6.1.   Distorsiones de la inversión y los flujos comerciales

               (502)

               La Comisión abordó la cuestión de si la ayuda podía distorsionar los flujos de energía o los precios de la electricidad.

               (503)

               Con carácter preliminar, la Comisión observa que el uso generalizado de CFD puede obstaculizar de forma sustancial, o eliminar totalmente, el papel de los precios como señales de inversión, y conducir en la práctica a una regulación de los precios de producción de la electricidad a los niveles que decida el Gobierno.

               (504)

               La Comisión reconoce que los CFD obligan a los productores a vender en el mercado, preservando así algunos de los incentivos que se aplican a los operadores del mercado que no reciben ayuda. No obstante, este tipo de incentivos se preservan principalmente a nivel operativo y no a nivel de las decisiones de inversión, que vendrán determinadas probablemente por la estabilidad y seguridad de los ingresos que proporciona el CFD.

               (505)

               En cualquier caso, las distorsiones del mercado derivadas del CFD a nivel operativo son muy limitadas para los productores de energía nuclear, que se caracterizan por costes de explotación marginales reducidos y que es probable, por ello, que vendan en el mercado con independencia de los niveles de precios y, como se explica más adelante, ocupan las posiciones iniciales en la curva de mérito.

               (506)

               En lo que se refiere a la construcción de interconectores y la dirección e intensidad de los flujos comerciales, el análisis de la Comisión confirma la estimación de que la concesión de la ayuda y la construcción resultante de la central HPC tendrán un impacto mínimo en los precios al por mayor del Reino Unido.

               (507)

               En particular, el trabajo de modelización realizado (70) parece indicar que los precios en GB disminuirán menos del 0,5 por ciento como consecuencia del funcionamiento de la central HPC. Esto, a su vez, se traducirá en una disminución acumulativa y global de los ingresos de los interconectores de menos de un 1,7 por ciento hasta 2030. Este resultado se deriva del hecho de que el coste marginal de la electricidad producida por HPC será inferior al precio de las instalaciones existentes, pero su capacidad global será una pequeña fracción de la capacidad británica global.

               (508)

               Este resultado se basa en el escenario más desfavorable, ya que, en ausencia de HPC, cabe esperar que el Reino Unido proseguiría otros tipos de producción con baja emisión de carbono, en la medida de lo viable (sin llegar a la capacidad global suministrada por HPC, que sería demasiado importante como para sustituirla únicamente mediante fuentes de baja emisión de carbono, como se ha expuesto en el considerando 199). Por tanto, cabe esperar también una disminución de los precios al por mayor y de los ingresos de los interconectores en ausencia de HPC.

               (509)

               En términos de distorsiones de los intercambios comerciales, la Comisión constató que HPC tiene un impacto mínimo en los precios no británicos, del orden de un 0,1 por ciento como máximo. Ello se traduciría en una disminución de los flujos transfronterizos de menos del 1 por ciento.

               (510)

               Por último, la Comisión modelizó escenarios alternativos en los que el proyecto HPC no se lleva a cabo. Los resultados de este análisis parecen indicar que el desplazamiento de inversiones alternativas es limitado. En particular, las previsiones de una menor oferta dejan un amplio margen para la entrada y/o expansión de la capacidad de otros productores y tecnologías de producción, con independencia de la inversión en HPC, habida cuenta, en particular, del calendario de cierre de las centrales de carbón y nucleares existentes. El Reino Unido necesitará que, entre 2021 y 2030, entren en servicio alrededor de 60 GW de nueva capacidad de producción, de la que HPC ofrecerá 3,2 GW. Sería imposible colmar esta laguna recurriendo exclusivamente a fuentes de baja emisión de carbono.

               (511)

               Por consiguiente, la Comisión concluye que la ayuda tiene un impacto mínimo en los flujos comerciales, los precios y la inversión.

         9.6.2.   Intentos de manipular el PR

               (512)

               La Comisión planteó dudas en un principio sobre la posibilidad de que NNBG o EDF tuvieran incentivos para actuar estratégicamente y mantener el PR en un nivel bajo, a fin de maximizar los pagos diferenciales.

               (513)

               En respuesta a la Decisión de incoación, el Reino Unido presentó un informe de KPMG (71) que analizaba si NNBG o EDF tenían la motivación y la capacidad de reducir estratégicamente el PR en la forma prevista por la Comisión.

               (514)

               NNBG solo tendría incentivos para reducir el PR en caso de que pudiera vender volúmenes considerables a un precio superior al PR. Si NNBG vendiese electricidad por debajo del PR, los pagos diferenciales podrían no compensar totalmente el PE.

               (515)

               La Comisión considera que la estrategia de reducción del riesgo de NNBG consistirá en vender la capacidad producida en HPC en los mercados para la próxima temporada, de modo que el precio sea lo más próximo posible al PR. Intentar reducir estratégicamente el PR, aumentará el riesgo de que la capacidad de HPC se venda a un precio inferior al PR e implica, por tanto, un alejamiento de NNBG de su estrategia de reducción de riesgos.

               (516)

               Incluso en caso de que EDF y NNBG tuvieran incentivos para llevar a cabo una estrategia de reducción del PR, su capacidad de hacerlo es limitada, básicamente porque las fuerzas del mercado y el arbitraje de otros vendedores de electricidad contrarrestarían cualquier reducción estratégica del PR. Si el PR fuera más bajo, los demás productores preferirían vender su capacidad en otros mercados.

               (517)

               La Comisión comprobó en qué medida EDF podía tener la posibilidad de obtener de forma sistemática precios más elevados en el mercado. Tal como se ha explicado en el considerando 11, la curva del PR se basa en el precio de una temporada (es decir, seis meses) antes de la entrega, o el «precio de la próxima temporada». Puesto que la energía nuclear es una tecnología de carga base con un perfil de producción estable y relativamente fiable, HPC podría en teoría vender grandes cantidades de electricidad con más de una temporada de antelación. Si los precios aplicados en ese caso son sistemática y significativamente superiores al precio de la próxima temporada —la base de la curva del PR—, HPC podría conseguir entonces por término medio un precio efectivo por Mwh más elevado que el precio de ejercicio.

               (518)

               A fin de evaluar esa posibilidad, la Comisión solicitó al Reino Unido que aplicara la fórmula presentada en el considerando 11 en condiciones de mercado históricas (precios y cantidades) durante el período comprendido entre el invierno de 2012 y el invierno de 2014 para generar una curva del PR histórico simulada. La Comisión cotejó la curva del PR obtenida con los datos relativos a los precios de la electricidad con una y dos temporadas de antelación con fechas de entrega en el mismo intervalo de tiempo (72). El resultado se presenta en la figura 2 del anexo A.

               (519)

               La figura 2 pone de manifiesto que, aunque en ocasiones hubo días de negociación en los que el precio de la electricidad de base con dos temporadas de antelación podía haber sido más elevado que el precio de la próxima temporada y el PR, la diferencia no es especialmente importante y la relación no parece sistemática. Por otro lado, para obtener sistemáticamente beneficios superiores al PR, EDF muy probablemente tendría que vender la mayor parte de su producción fuera del mercado de referencia. Ello implicaría un nivel de riesgo más elevado para EDF que vender en el mercado de referencia, por lo que resultaría menos rentable emprender esa estrategia.

         9.6.3.   Posibles incentivos para la retención de capacidad por EDF

               (520)

               En teoría, la retención estratégica puede implicar mayores beneficios para los productores, incluso aunque tengan cuotas de mercado muy reducidas. El factor clave que les permite ejercer un poder de mercado de este modo es su posición en la curva de orden de mérito. Dado que EDF posee centrales flexibles y de carga base, la entrada en servicio de HPC podría permitirle retener capacidad de sus centrales flexibles con objeto de encarecer los precios al por mayor y de obtener precios más elevados por la venta de electricidad de sus centrales productoras de carga base (incluida HPC).

               (521)

               El Reino Unido ha negado (73) que HPC fuera a otorgar a EDF la capacidad o los incentivos para retener capacidad flexible.

               (522)

               En particular, el Reino Unido declara que, de aquí a 2025, la cuota de EDF en el mercado de producción de capacidad flexible será únicamente del 6,5 por ciento (teniendo en cuenta el cierre de una central de carbón que se acerca al final de su vida útil, así como la posible apertura de una nueva central). Tras haber reconocido que las cuotas de mercado pueden ser un indicador inadecuado de la capacidad de un productor de influir en los precios mediante la retención de capacidad, se calculan diferentes índices de «criticidad» (es decir, la medida en que una empresa o unidad de producción es necesaria para satisfacer la demanda, lo que hace que esa empresa o unidad pueda ser capaz de influir en el precio de mercado limitando la capacidad), a fin de demostrar que la capacidad flexible de EDF no se espera que sea crítica en 2025. En diferentes hipótesis contrafactuales también se demuestra que la construcción de HPC no aumentará en ningún caso esta criticidad.

               (523)

               La Comisión considera que el CFD es un instrumento que limita los incentivos para la retención por su propia naturaleza. En particular, como efecto de primer orden del CFD, la mayor parte de la energía de HPC se venderá en el mercado de referencia con el fin de minimizar el riesgo de base, de acuerdo con la estrategia de cobertura definida por NNBG junto con IUK. Como consecuencia de ello, EDF Energy obtendrá el PE por el suministro de HPC y sus ingresos no aumentarían si los precios de contado al por mayor se incrementaran como consecuencia de una retención de capacidad temporal. Es probable que una estrategia de venta de un elevado volumen de capacidad en el mercado al contado no sea rentable en este contexto.

               (524)

               Sin embargo, habida cuenta de las especificidades de la curva de mérito, la Comisión considera que, aunque una cierta capacidad flexible no sea crítica, puede no obstante influir en el precio. En función de su posición relativa en la curva de oferta, incluso la retención de una pequeña capacidad del mercado puede desplazar hacia la izquierda la curva de oferta, conduciendo a una situación de equilibrio con precios más elevados. Habida cuenta de que la construcción de HPC puede aumentar los beneficios potenciales de la retención, EDF podría tener más incentivos para aplicarla después de la ayuda.

               (525)

               Por consiguiente, la Comisión evaluó los incentivos de EDF para retener capacidad mediante una simulación producida por el Reino Unido sobre la base de la curva de orden de mérito en 2025.

               (526)

               Esta simulación muestra que, incluso en un hipotético y poco realista escenario que haga abstracción de los efectos del CFD, la entrada en servicio de HPC no aumentaría los incentivos teóricos para adoptar una estrategia de retención de la capacidad flexible que EDF Energy podría tener en ausencia del CFD. La simulación del Reino Unido utiliza una combinación de los modos de producción previstos en 2025 en este país, que coincide en gran medida con los escenarios EMR del DECC. Este ejercicio pone de manifiesto que los niveles verosímiles de demanda en los que una estrategia de retención sería rentable son poco probables.

               (527)

               En conclusión, la Comisión considera que los falseamientos de la competencia con respecto a la posible retención de capacidad se mantienen en un nivel mínimo.

         9.6.4.   Ventaja para EDF mediante la reducción de los costes de cobertura

               (528)

               Los mercados de la electricidad al por mayor son inciertos tanto para los productores como para los proveedores debido a las particularidades de la oferta y la demanda. A fin de conseguir una mayor seguridad en cuanto a los ingresos procedentes de la venta de electricidad y a los costes de la electricidad, los proveedores y productores suelen comprar o vender la electricidad a futuro y utilizar los mercados al contado y a corto plazo para ajustar sus posiciones.

               (529)

               La negociación de futuros (o de cobertura) se utiliza, por consiguiente, para proporcionar cierto grado de protección frente a la volatilidad de los precios. Los costes de cobertura vienen determinados principalmente por el diferencial comprador-vendedor sobre los tipos a plazo, que es la diferencia entre el precio de compra (el precio al que los compradores están dispuestos a comprar) y el precio de venta (el precio al que los vendedores están dispuestos a vender). Cuanto mayor sea el número de participantes y los volúmenes negociados, menor será este diferencial y menores serán, por tanto, los costes de transacción para los vendedores y los compradores.

               (530)

               A la Comisión le preocupaba en un principio que la capacidad de carga base adicional proporcionada por HPC y vendida por EDF Energy pudiera permitir a esta última reducir sus costes de cobertura, obteniendo una ventaja competitiva sobre sus competidores, en particular en lo que respecta a su capacidad, potencialmente mayor, de optimizar su cartera de riesgos. La Comisión temía además que EDF Energy pudiera estar en mejor posición para aumentar su cuota de segmentos específicos, tales como los usuarios con un consumo intensivo de energía.

               (531)

               La Comisión evaluó las pruebas presentadas por EDF en términos de capacidad proporcionada en el escenario posterior a la ayuda. EDF ya disponía de una producción neta de 22,9 TWh en 2013, es decir, la diferencia entre el volumen generado a través de sus propios activos y el volumen vendido a través de sus operaciones al por menor. Se estima que en 2020 tendrá una posición de producción neta de […] TWh y, en 2025, una posición de producción neta de […] TWh con HPC.

               (532)

               Así pues, la Comisión concluye que no es probable que los costes de cobertura varíen como consecuencia de la ayuda.

               (533)

               Por otro lado, la oferta de electricidad a los clientes no nacionales, incluidos los usuarios con un consumo intensivo de energía, puede considerarse competitivo. La cuota de EDF es inferior al 25 por ciento del mercado, a pesar de la elevada capacidad de producción de carga base que posee actualmente. En su reciente solicitud a la Competition and Markets Authority (Autoridad de Competencia y Mercados) para que procediera a una investigación completa de los mercados de la electricidad, Ofgem (74) excluyó en particular al sector no nacional alegando que este sector podía considerarse suficientemente competitivo (75).

               (534)

               A pesar de las incertidumbres inherentes a las estrategias de predicción y a los resultados del mercado sobre un horizonte temporal relativamente prolongado, concretamente hasta el momento en que HPC esté en funcionamiento, la Comisión considera que estos argumentos son suficientemente sólidos para disipar sus dudas en lo que respecta a este tipo particular de posible falseamiento de la competencia.

         9.6.5.   Reducciones potenciales de la liquidez del mercado al por mayor

               (535)

               El mero hecho de poder acceder a electricidad propia adicional puede tener un impacto negativo en los niveles de liquidez del mercado al por mayor, lo que, a su vez, puede afectar negativamente a los proveedores independientes. Si bien esto no implica automáticamente que la integración vertical dé lugar a mercados menos líquidos o a exclusión, sí implica que cuando la mayor parte de la capacidad de producción es propiedad de los proveedores, los mercados pueden ser cada vez menos líquidos.

               (536)

               La Comisión tenía algunas dudas preliminares sobre si el hecho de disponer de un mayor acceso a la producción propia podía traducirse en una menor necesidad para FED de acceder a los mercados de futuros para obtener capacidad. La medida en que EDF tendría que negociar después de la ayuda quedaría compensada por su capacidad de acceder a la producción de HPC.

               (537)

               En respuesta a las preguntas de la Comisión en relación con el impacto que HPC podría tener en la liquidez del mercado, EDF comunicó que no tendría ni la capacidad ni los incentivos para reducirla.

               (538)

               EDF Energy alega que su actividad de suministro es totalmente independiente de que se construya o no HPC (76). Como se ha explicado en la sección anterior, la estrategia de producción y suministro de EDF consiste en reducir el riesgo de precio de mercado. No tiene una política de abastecimiento interno sistemático, ya que esta no es la mejor manera de reducir ese riesgo. Por el contrario, la mejor manera de reducirlo es comprar y vender en el mercado (o a precios de mercado).

               (539)

               EDF Energy explicó además que el modo de gestionar sus actividades no persigue el objetivo de compensar volúmenes entre suministro y producción. EDF ni siquiera identifica específicamente los intercambios transferidos entre las actividades de producción y suministro sin pasar por el mercado.

               (540)

               En apoyo de la afirmación de que la compensación interna es limitada, EDF aportó cifras de sus volúmenes negociados y cifras de churn
                   (77). Por último, EDF explicó que, habida cuenta de las recientes novedades normativas, ni siquiera tiene la capacidad de reducir la liquidez del mercado al por mayor. A fin de mejorar la liquidez de una serie de segmentos del mercado, Ofgem ha introducido una obligación reglamentaria de «creación de mercado» en las licencias de los seis mayores proveedores de energía del Reino Unido, entre ellos EDF Energy. El requisito consiste en hacer públicos los precios de compra y venta en el mercado, con el objetivo de apoyar la determinación de los precios y garantizar oportunidades comerciales regulares.

               (541)

               La Comisión evaluó hasta qué punto la medida podía dar lugar a una menor liquidez en los mercados al por mayor.

               (542)

               Observó que la ratio entre el volumen negociado de EDF Energy y su volumen producido ha ido disminuyendo constantemente, desde una ratio churn (volumen negociado/producción) de 3 en 2010 hasta una ratio churn de 2 en 2014. Por otra parte, esta ratio es la más baja entre los seis principales productores de energía integrados verticalmente en el Reino Unido (78).

               (543)

               La Comisión observa que las obligaciones reglamentarias de «creación de mercado» impuestas por Ofgem podrían limitar la medida en que los proveedores integrados verticalmente podrían adoptar, de manera voluntaria o involuntaria, estrategias que resulten en menores niveles de liquidez. No obstante, para la Comisión no está claro en qué medida dichas obligaciones van a seguir en vigor, o incluso en qué medida pueden impedir la compensación de posiciones internas (es decir, utilizando los propios activos de producción para servir a sus propios clientes).

               (544)

               Por lo tanto, la Comisión reclamó más garantías, a fin de despejar cualquier duda en relación con el posible perjuicio para la liquidez del mercado en un escenario posterior a la ayuda.

               (545)

               EDF acordó, en particular, aumentar la transparencia de sus métodos de negociación y venta de electricidad en el mercado, reduciendo así sus posibilidades de mejorar indebidamente su rentabilidad e incidir de forma negativa en la liquidez.

               (546)

               Como único proveedor de servicios de mercado a NNBG para la producción prevista de HPC, EDF se ha comprometido (79) a lo siguiente:

                           a)

                           consignar las operaciones con la producción prevista de HPC en un registro de NNBG separado;

                           b)

                           fijar el precio de las operaciones relativas a la producción prevista de HPC realizadas por EDF al precio de mercado para el producto en cuestión en el momento de la negociación;

                           c)

                           emprender a precio de mercado todas las operaciones bilaterales de la producción prevista de HPC con otras carteras de activos pertenecientes a EDF o negociadas por EDF, y

                           d)

                           presentar cada año un informe a la contraparte del CFD y a la Comisión Europea para demostrar el cumplimiento de los compromisos indicados.

         9.6.6.   Conclusión sobre el falseamiento de la competencia

               (547)

               La Comisión concluye que, en conjunto, el riesgo de que se produzcan falseamientos de la competencia es limitado, a tenor de las consideraciones expuestas en las secciones 9.6.1, 9.6.2, 9.6.3, 9.6.4 y 9.6.5 supra y teniendo en cuenta los compromisos propuestos por EDF.

               (548)

               Después de una evaluación rigurosa y teniendo en cuenta los compromisos propuestos por EDF, la Comisión llegó a la conclusión de que los falseamientos de la competencia resultantes de la entrada en servicio de HPC se mantienen en el mínimo necesario y quedan compensados por los efectos positivos de las medidas.

               (549)

               En relación con el cumplimiento de los artículos 30 y 110 del TFUE, el Reino Unido se ha comprometido, mientras el CFD no esté abierto a los productores de electricidad situados fuera de Gran Bretaña, a adaptar la manera de calcular las responsabilidades de pago de los proveedores de electricidad en el marco del CFD, a fin de que la electricidad de origen nuclear admisible producida en los Estados miembros de la UE fuera de Gran Bretaña y suministrada a clientes situados en Gran Bretaña no se contabilice en las cuotas de mercado de los proveedores. El Reino Unido eliminará esta exención una vez que los productores no británicos puedan optar a los CFD.

         10.   CONCLUSIÓN

               (550)

               Sobre la base de la evaluación efectuada y a la luz de las circunstancias específicas del presente asunto, la Comisión considera que el conjunto de medidas notificado por el Reino Unido implica ayuda estatal, que, en su versión modificada por los compromisos asumidos, es compatible con el mercado interior con arreglo al artículo 107, apartado 3, letra c), del TFUE.

               (551)

               La Comisión subraya que se le han facilitado, para su evaluación, las principales condiciones de financiación acordadas hasta la fecha en lo que se refiere a la financiación del proyecto HPC. Las autoridades británicas declararon que el resto de los términos y condiciones, así como los documentos de financiación definitivos, incluirán las cláusulas estándar que cualquier inversor solicitaría para un proyecto similar. Dado que la Comisión no ha tenido la oportunidad de comprobar este extremo, en caso de que los documentos definitivos modifiquen en algún aspecto la medida en su forma actual, las autoridades británicas deberán notificarlos a la Comisión. No obstante, si los documentos de financiación definitivos contienen más elementos de ayuda estatal, no podrán, rebus stantibus, ser aprobados, ya que el actual paquete de medidas estatales representa toda la ayuda que es necesaria para emprender el proyecto de inversión HPC.

         HA ADOPTADO LA PRESENTE DECISIÓN:
   Artículo 1
   La ayuda en favor de la central nuclear Hinkley Point C consistente en un contrato por diferencias, un acuerdo del secretario de Estado y una garantía de crédito, así como todos los demás elementos conexos, que el Reino Unido tiene previsto ejecutar, es compatible con el mercado interior a tenor del artículo 107, apartado 3, letra c), del Tratado de Funcionamiento de la Unión Europea
   Por consiguiente, se autoriza la ejecución de esta ayuda.
   Artículo 2
   El destinatario de la presente Decisión es el Reino Unido de Gran Bretaña e Irlanda del Norte.

      Hecho en Bruselas, el 8 de octubre de 2014.

            Por la Comisión

         Joaquín ALMUNIA

            Vicepresidente

      (1)  DO C 69 de 7.3.2014, p. 60.

      (2)  La producción de carga base es propia de las instalaciones con capacidad para producir electricidad de forma continua y a las que puede, por tanto, recurrirse para responder a la demanda básica en cualquier momento. Las centrales nucleares son generadores de carga base y también se caracterizan por un coste variable relativamente reducido, por lo que suelen ocupar las posiciones iniciales en la curva de oferta.

      (3)  La fórmula empleada en el CFD es la siguiente:

   donde (d) es el número de días de negociación durante la temporada anterior, (e) es el número de fuentes, (BP) es el precio de cada fuente cada día, y (BQ) es el volumen de cada fuente cada día.

      (4)  Disponibles en la siguiente dirección: https://www.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/267649/Generic_CfD_-_Terms_and_Conditions__518596495_171_.pdf

      (5)  Secreto comercial.

      (6)  Para una descripción detallada del compromiso, véase el anexo C.

      (7)  En particular, el modelo IUK HPC […].

      (8)  Se trata de la emisión de una deuda inicial de 16 000 millones GBP y una deuda suplementaria de 1 000 millones GBP relacionada con el ajuste de Sizewell C en el marco del CFD (en lo sucesivo, «el bono SZC»).

      (9)  La condición de referencia consiste en que se hayan aportado pruebas satisfactorias de que Flamanville 3 ha completado el período de ensayo y de que se han respetado los requisitos del garante en materia de rendimiento durante ese período. El garante tiene la posibilidad de prorrogar el plazo para el cumplimiento de la condición de referencia aumentando el importe del capital de base y procurando que ese aumento cuente con el apoyo crediticio necesario. El plazo de la condición de referencia no puede ser posterior al 31 de diciembre de 2020.

      (10)  La condición de incumplimiento FFS consiste en lo siguiente:

               a)

               […];

               b)

               […], y

               c)

               […].

      (11)  Garantías que otorgan al beneficiario derechos sobre los activos garantizados. Un cargo es una forma de garantía que no confiere al beneficiario derechos de propiedad ni un derecho de posesión. Por el contrario, es un gravamen sobre el activo garantizado que confiere al beneficiario el derecho a recurrir al activo a fin de liquidarlo para satisfacer la deuda garantizada. Confiere al beneficiario un derecho de propiedad equitativo sobre el activo, otorgándole el derecho a apropiarse del activo y a destinar el producto de la venta a satisfacer la deuda garantizada.

      (12)  La garantía fija va vinculada a un activo específico y determinado pertinente inmediatamente después de su constitución, sin que el deudor pueda enajenar el activo garantizado o utilizarlo de otra forma sin el consentimiento del beneficiario.

      (13)  La garantía variable cubre una clase variable de activos, presentes y futuros, pertenecientes al otorgante.

      (14)  Un cargo flotante sobre todos (o casi todos) los activos de una sociedad y que faculta a su titular a nombrar a un administrador o un administrador judicial y que se considera un cargo flotante admisible a efectos de la Ley de Insolvencia (Insolvency Act) de 1986.

      (15)  Las partes cubiertas son el garante, el emisor y el secretario de Estado de Energía y Cambio Climático y la Nuclear Decommissioning Fund Company Limited.

      (16)  El secretario de Estado de Energía y Cambio Climático y la Nuclear Decommissioning Fund Company Limited en lo que respecta a los acuerdos en materia de desmantelamiento de Hinkley Point C.

      (17)  Directiva 2009/72/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad y por la que se deroga la Directiva 2003/54/CE (DO L 211 de 14.8.2009, p. 55).

      (18)  El coste normalizado de la electricidad es una medida del coste de producción de la electricidad en toda una gama de tecnologías, cuyo objetivo es permitir la comparación de estos costes en una serie de supuestos.

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

      (20)  Comunicación de la Comisión relativa a la aplicación de los artículos 87 y 88 del Tratado CE a las ayudas estatales en forma de garantías (DO C 155 de 20.6.2008, p. 10).

      (21)  Comunicación de la Comisión relativa al marco de la Unión Europea sobre ayudas estatales en forma de compensación por servicio público (DO C 8 de 11.1.2012, p. 15).

      (22)  Asunto T-17/02, Fred Olsen/Comisión, Rec. 2005, p. II-2031, apartado 216, y asunto T-289/03, BUPA y otros/Comisión, Rec. 2008, p. II-81, apartados 166 y 220.

      (23)  Directiva 2004/17/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 31 de marzo de 2004, sobre la coordinación de los procedimientos de adjudicación de contratos en los sectores del agua, de la energía, de los transportes y de los servicios postales (DO L 134 de 30.4.2004, p. 1).

      (24)  Directiva 2004/18/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 31 de marzo de 2004, sobre coordinación de los procedimientos de adjudicación de los contratos públicos de obras, de suministro y de servicios (DO L 134 de 30.4.2004, p. 114).

      (25)  Véase la Decisión de la Comisión de 30 de octubre de 2001, ayuda estatal no N6/A/2001 — Irlanda C(2001) 3265 final, considerando 56.

      (26)  La tecnología de turbinas de gas de ciclo combinado, o TGCC, es una tecnología moderna de producción mediante gas.

      (27)  Hoja de Ruta de la Energía para 2050, COM(2011) 885 final, p. 6.

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

      (29)  Asunto C-280/00, Altmark Trans GmbH y Regierungspräsidium Magdeburg contra Nahverkehrsgesellschaft Altmark GmbH, apartados 87 a 93. Los criterios «Altmark» han sido establecidos por el Tribunal de Justicia para aclarar en qué circunstancias una compensación otorgada por una autoridad pública por la realización de un servicio de interés económico general («SIEG») puede considerarse ayuda estatal con arreglo al artículo 107, apartado 1, del TFUE.

      (30)  Asunto C-280/00, Altmark Trans GmbH y Regierungspräsidium Magdeburg contra Nahverkehrsgesellschaft Altmark GmbH, apartados 87 a 93.

      (31)  Comunicación de la Comisión relativa a la aplicación de las normas de la Unión Europea sobre ayudas estatales a las compensaciones concedidas por la prestación de servicios de interés económico general (2012/C 8/02) (DO C 8 de 11.1.2012, p. 4).

      (32)  Asunto T-289/03, BUPA/Comisión, Rec. 2008, p. II-81, apartado 165.

      (33)  T-17/02, Olsen/Comisión, apartado 216; confirmado en el asunto C-320/05P, Olsen/Comisión.

      (34)  Véanse SA.36196, SA.38812, SA.38763, SA.38761, SA.38759 y SA.38758.

      (35)  Comunicación SIEG, punto 51.

      (36)  Asunto 76/78, Steinike & Weinlig/Alemania, Rec. 1977, p. 595, apartado 21; asunto C-379/98, PreussenElektra, Rec. 2001, p. I-2099, apartado 58.

      (37)  Asunto C-677/11, Doux Élevage, pendiente de publicación, apartado 34; asunto T-139/09, Francia/Comisión, pendiente de publicación, apartado 36.

      (38)  Asunto C-262/12, Vent de Colère, pendiente de publicación, apartado 21.

      (39)  Comunicación de la Comisión relativa al marco de la Unión Europea sobre ayudas estatales en forma de compensación por servicio público (2012/C 8/03) (DO C 8 de 11.1.2012, p. 15).

      (40)  Véase la sección 8.1, párrafo primero, de la Decisión de incoación.

      (41)  Concretamente, se cuestionó el cumplimiento de las normas establecidas en las Directivas 2004/17/CE y 2004/18/CE.

      (42)  DECC, Planning our electric future, diciembre de 2011. Véase, en particular, el anexo B, disponible en la siguiente dirección: https://www.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/48253/3884-planning-electric-future-technical-update.pdf

      (43)  DECC, Annex A: Feed-in Tariff with Contracts for Difference Operational Framework, 29 de noviembre de 2012. Documentos disponibles en las siguientes direcciones: https://www.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/66554/7077-electricity-market-reform-annex-a.pdf y http://services.parliament.uk/bills/2012-13/energy.html

      (44)  Véase el documento disponible en la siguiente dirección: https://www.gov.uk/government/publications/purchase-of-horizon-nuclear-power-meetings-between-ond-and-hitachi-ltd-foi-request-12-1718

      (45)  Véase, por ejemplo, la Decisión 2005/407/CE de la Comisión, de 22 de septiembre de 2004, relativa a la ayuda estatal que el Reino Unido prevé ejecutar en favor de British Energy plc (DO L 142 de 6.6.2005, p. 26).

      (46)  La situación particular actual del sector de la electricidad en el Reino Unido se describe en la sección 2.1 de la Decisión de incoación.

      (47)  Véase el comunicado de prensa en la siguiente dirección: http://europa.eu/rapid/press-release_IP-14-865_es.htm

      (48)  La Comisión solicitó al DECC que llevara a cabo análisis de sensibilidad utilizando su modelo de previsión y evaluó cuidadosamente las hipótesis y resultados de cada uno de los escenarios. El modelo de distribución dinámica del DECC es un modelo integrado del mercado eléctrico que abarca el mercado de la electricidad de Gran Bretaña (GB) a medio y largo plazo. Simula la distribución de electricidad por productores de electricidad británicos y las decisiones de inversión en capacidad de producción desde 2010 hasta 2049, sobre la base de la estimación de la oferta y la demanda de electricidad cada media hora. Las decisiones de inversión se basan en las previsiones de ingresos y el flujo de caja, teniendo en cuenta los efectos de la política y la evolución del mix energético. Este modelo permite, por tanto, realizar un análisis comparativo de las repercusiones de las distintas decisiones políticas en la producción, la capacidad, los precios, los costes, la seguridad del suministro y las emisiones de carbono.

      (49)  Véase el comunicado de prensa en la siguiente dirección: http://europa.eu/rapid/press-release_IP-14-866_es.htm

      (50)  En particular, había previsto la convocatoria de manifestaciones de interés en el contrato de inversión, abierto a todos los inversores potenciales, pero al que solo respondió EDF.

      (51)  Véase la comunicación del HM Treasury de 5 de septiembre de 2014.

      (52)  En particular, el HM Treasury describe tres series de parámetros de referencia: préstamos bancarios recientes para la financiación de proyectos con recursos limitados (energía con baja emisión de carbono); diferenciales de deuda de empresas (calificada BB+) a 21 de agosto de 2014; y media de permutas de cobertura por impago (credit default swaps, CDS) a 10 años e índice iTraxx Europe XOver (ámbito BB+).

      (53)  Comunicación de IUK de 26 de agosto de 2014.

      (54)  En particular, el escenario punitivo formuló las siguientes hipótesis en términos de probabilidades de impago y de tasas de recuperación anuales:

               —

               Pérdida en caso de impago en los años 1 a 6 igual a cero, ya que, si la condición de referencia no se cumple a más tardar en diciembre de 2020, el reembolso íntegro de la deuda tiene lugar con una tasa de recuperación del 100 por cien.

               —

               Ningún impago en los años 7 a 10, ya que no existe obligación de reembolso del principal y que todos los intereses acumulados durante la construcción (incluidas las comisiones de garantía) se cubrirán mediante el importe del capital de base o mediante el capital de base y/o el capital contingente.

               —

               Fase de construcción de catorce años (incluido un retraso de cuatro años) y fase de explotación de treinta años.

               —

               Probabilidad de impago acumulado del 10 por ciento durante el retraso de construcción de cuatro años (0 por ciento en los años 11 y 12 y 5 por ciento en los años 13 y 14) y pérdida de un 100 por cien en caso de impago.

               —

               Probabilidad de impago de un 5,6 por ciento para cada año de explotación. Se supone constante al 5,6 por ciento para armonizarse con los porcentajes medios de los proyectos de energía no estadounidenses.

      (55)  Como se indica en las respuestas del HM Treasury de 19 de septiembre de 2014, la probabilidad de un incremento de un 1,5 por ciento asociado a los vencimientos de los bonos a 20-30 años oscila entre un 17 y un 20 por ciento aproximadamente. Como se indica en las respuestas del HM Treasury de 12 de septiembre de 2014 (anexo B — Análisis de sensibilidad de IUK), un aumento de la curva de los bonos de un 1,5 por ciento durante el período de emisión (ceteris paribus) supondrá la utilización de […] mil millones GBP de capital (versión 19.7 del modelo).

      (56)  Estas reservas se resumen en el correo electrónico enviado por la DG Competencia al DECC británico el 9 de septiembre de 2014, a las 15.43 h., «CfD for HPC-Note on Rate of Return».

      (57)  Esta versión constituía una actualización del modelo financiero notificado, al que seguirían otras actualizaciones. En particular, la versión 21.10 (de 29 de agosto de 2014) muestra una TIR del proyecto del […] por ciento y una TIR del capital del […] por ciento (después de impuestos, términos nominales) sobre la base del importe utilizado y del […] por ciento sobre la base del importe comprometido. La versión 21 corresponde al escenario base de NNBG y, comparada con la versión 5.1, incluye varias actualizaciones relativas al calendario de construcción, al impacto de los mecanismos de financiación y a los parámetros macroeconómicos.

      (58)  En particular, la Comisión partió del supuesto de que estos cambios en los flujos de caja se producían en el período comprendido entre el 1 de enero de 2017 y el 30 de junio de 2023. Durante este período, los flujos de caja nominales del proyecto (después de impuestos) son negativos en la versión 9.8 del modelo financiero.

      (59)  Documento no HPC-NNBGPCP-XX-000-EST-000069 de NNBG, de 27 de junio de 2014.

      (60)  Versión 21.10 del modelo IUK HPC, presentada a la Comisión el 19 de septiembre de 2014.

      (61)  La Comisión no tuvo en cuenta los valores de referencia en los que la fuente de información no podía localizarse de manera fiable. La Comisión recibió también varias TIR de capital obtenidas, según se indicaba, en proyectos sujetos a la norma de la tasa de retorno ex ante. Si bien la Comisión tomó nota de estos valores de referencia ex post y los consideró de carácter informativo, en su evaluación otorgó más peso a las tasas admisibles determinadas ex ante. La Comisión considera que estas tasas ex ante determinadas por los reguladores se aproximan más a la tasa crítica de retorno real de las entidades reguladas. Asimismo, las tasas de retorno admisibles se fijan a menudo como el mínimo que las entidades reguladas pueden obtener. Es lógico, por tanto, que las tasas realizadas ex post resulten superiores al valor determinado ex ante.

      (62)  Una opinión similar se desprende de la evaluación de los escenarios presentados en el cuadro 8.

      (63)  En particular, […].

      (64)  Véase el método de fijación de precios del contrato relativo a los residuos, disponible en la siguiente dirección: https://www.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/42629/3798-waste-transfer-pricing-methodology.pdf

      (65)  Véase, por ejemplo, el asunto SA.31107 (11/N), en el que se consideró aceptable una tasa de retorno de los fondos propios de entre el 9,6 y el 11 por ciento. Véase también el asunto N354/09, en el que se consideró aceptable un rendimiento del capital del 12 por ciento.

      (66)  Para una descripción detallada del compromiso, véase el anexo C.

      (67)  Concretamente, el modelo HPC IUK v[21.10] (Beta)_2014-09-19_DECC.xlsm, por hoja de trabajo «DECC Output».

      (68)  Estas cifras se calcularon en el momento de redactar la presente Decisión, utilizando el modelo financiero 21.10 entregado a la Comisión el 19 de septiembre de 2014.

      (69)  Después de los 35 años de vigencia del CFD, los beneficios ya no se traducirán en una reducción del PE, ya que no habrá PE. Por ello, cuando expire el CFD, la contraparte del CFD y NNBG se repartirán directamente los beneficios.

      (70)  La Comisión llevó a cabo el análisis teniendo en cuenta el modelo del DECC y el trabajo de modelización de Pöyry.

      (71)  Anexo 8 de la respuesta del Gobierno del Reino Unido a la Decisión de incoación de la Comisión, 31 de enero de 2014.

      (72)  La correspondencia de las fechas de entrega y de negociación se llevó a cabo utilizando el calendario de la EFA, en https://www.theice.com/publicdocs/EFA_Calendar.pdf, obtenido el 13 de junio de 2014.

      (73)  Comunicación de Compass Lexecon, «Analysis of the impact of HPC on the potential for capacity withholding», 4 de agosto de 2014.

      (74)  Ofgem, Decision to make a market investigation reference in respect of the supply and acquisition of energy in Great Britain, 26 de junio de 2014. Disponible en la siguiente dirección: https://www.ofgem.gov.uk/publications-and-updates/decision-make-market-investigation-reference-respect-supply-and-acquisition-energy-great-britain

      (75)  Véase Ofgem, State of the Market Assessment, 27 de marzo de 2014, punto 4.41 e infra. Disponible en la siguiente dirección: https://www.ofgem.gov.uk/publications-and-updates/state-market-assessment

      (76)  Véase la respuesta de EDF/NNBG a preguntas sobre el impacto potencial en la liquidez del mercado, 8 de septiembre de 2014.

      (77)  Cuadro 3 de la respuesta de EDF/NNBG a preguntas sobre el impacto potencial en la liquidez del mercado, 8 de septiembre de 2014.

      (78)  Véase la figura 43, Ofgem — State of the Market Assessment, 27 de marzo de 2014.

      (79)  Para una descripción detallada del compromiso, véase el anexo C.

      ANEXO A

         TASA DE RETORNO DEL CFD

         Cuadro 3

         Evaluación de riesgos financieros de NNBG — Distribución de probabilidad estimada del total de los costes a precios corrientes de HPC

      […]

         Fuente: TESLA4, página 12.

         Figura 2

         Precios de futuros históricos y PR del Reino Unido

         Cuadro 4

         Resumen de los enfoques adoptados para analizar una tasa de retorno adecuada, de KPMG

                  (porcentaje)

                  Enfoque

                  Horquilla de rendimientos (TIR del proyecto; nominal, después de impuestos)

                  Observaciones

                  Análisis de riesgo relativo

                  8,5-11
                  (sobre la base del proyecto)

                  Comparación de los rendimientos de la energía eólica marina y APP/IFP durante la fase de construcción y también operadores de servicios públicos regulados/de centrales nucleares en el Reino Unido durante la fase de explotación

                  Análisis comparativo

                  6-13
                  (sobre la base del proyecto)

                  Comparación de proyectos de servicios públicos regulados/APP/IWPP/nucleares comparables en el Reino Unido

                  Análisis de la tasa crítica del proyecto

                  10,5-14,5

                  Sobre la base de las estimaciones WACC de EDF más prima observadas en estudios académicos de una serie de empresas

                  Análisis financiero

                  9-13 — Construcción
                  6-9,5 — Explotación

                  Análisis de posibles estructuras de financiación tanto durante la construcción como durante la explotación

                  Hipótesis de estructura de financiación mediante deuda con garantía del Reino Unido

                  10,2 — TIR del proyecto
                  12,8 — TIR de los fondos propios apalancados

                  Análisis del rendimiento del proyecto y de los fondos propios apalancados (para los niveles de deuda con garantía del Reino Unido propuestos) y al PE negociado.
                  El 10,2 por ciento se debe al efecto de escudo fiscal sobre los flujos de caja a nivel del proyecto y la fijación del precio indicativo de la garantía IUK.

                     Fuente: Notificación, cuadro 5, KPMG

         Cuadro 5

         Análisis de sensibilidad de la Comisión — Modelo con flujos de caja anuales modificados en la fase de construcción

      […]
      Las casillas sombreadas indican la inversión en capital en la fase de construcción — Escenarios de TIR objetivo que producen un PE inferior a 92,50 GBP/MWh. Basado en la versión 9.8 del modelo financiero de NNBG.

         Cuadro 6

         Escenarios del proyecto, probabilidades (niveles de confianza en que los resultados serán más favorables que las hipótesis) y medidas principales del proyecto

      […]

         Notas:

                  (1)

                  Incluye el beneficio del reparto de los beneficios de la construcción de 0,8 GBP/MWh (reales 2012)

                  (2)

                  La cantidad a tanto alzado de SZC solo se libera después de COD2, por lo que no forma parte del requisito de financiación

                  (3)

                  El ajuste de los gastos de explotación se aplica únicamente durante los primeros quince años y después del período de vigencia del CFD, debido a la protección potencial de la renegociación de los gastos de explotación.

                  (4)

                  DSCR mínima excepto primer período

                  (5)

                  TIRE comprometida real aproximada como TIRE comprometida nominal menos hipótesis de IPC a largo plazo

                  (6)

                  El nivel inferior de fondos propios comprometidos asumido en la presente versión del modelo financiero significará que la TIR de los fondos propios comprometidos es optimista en comparación con los resultados modelizados actuales

                  MUY BAJA

                  Probabilidad muy baja de resultados más favorables de lo previsto

                  BAJA

                  Probabilidad baja de resultados más favorables de lo previsto

                  MODERADA

                  Probabilidad moderada de resultados más favorables de lo previsto

                  ALTA

                  Probabilidad alta de resultados más favorables de lo previsto

                  MUY ALTA

                  Probabilidad muy alta de resultados más favorables de lo previsto

         Cuadro 7

         Perfil de financiación durante la construcción y DSCR durante la explotación

      […]

         Cuadro 8

         Escenarios combinados de inversión en capital, retrasos y otros escenarios desfavorables

      […]

         Cuadro 9

         Resumen de los resultados del DDM para una selección de escenarios

                  Serie

                  Hipótesis fundamentales

                  Mercado de capacidad

                  Primer despliegue nuclear

                  Intensidad en carbono de la red 2030

                  Intensidad en carbono de la red 2040

                  Intensidad en carbono de la red 2049

                  1a

                  Statu quo

                  No

                  2037

                  232

                  188

                  96

                  1d

                  Statu quo, combustibles caros

                  No

                  2031

                  186

                  101

                  46

                  1e

                  Statu quo, combustibles baratos

                  No

                  2041

                  269

                  233

                  121

                  2a

                  Statu quo + CFD nuclear

                  No

                  2023

                  158

                  88

                  37

                  3a

                  CFD no nuclear baja emisión de carbono

                  No

                  2037

                  164

                  135

                  61

                  3d

                  CFD no nuclear baja emisión de carbono, combustibles caros

                  No

                  2031

                  181

                  123

                  52

                  3e

                  CFD baja emisión de carbono no nuclear, combustibles baratos

                  No

                  2041

                  182

                  120

                  66

                  3h

                  CFD no nuclear baja emisión de carbono, más interconexión

                  No

                  2037

                  160

                  133

                  59

                  4a

                  CFD baja emisión de carbono

                  No

                  2023

                  100

                  42

                  25

                  5a

                  Statu quo

                  Sí

                  2037

                  236

                  194

                  88

                  5d

                  Statu quo, combustibles caros

                  Sí

                  2032

                  194

                  111

                  52

                  5e

                  Statu quo, combustibles baratos

                  Sí

                  2041

                  272

                  235

                  126

                  7a

                  CFD no nuclear baja emisión de carbono

                  Sí

                  2046

                  104

                  49

                  33

                  7d

                  CFD no nuclear baja emisión de carbono, combustibles caros

                  Sí

                  2038

                  137

                  65

                  28

                  7e

                  CFD no nuclear baja emisión de carbono, combustibles baratos

                  Sí

                  No antes de 2049

                  113

                  51

                  44

                  7f

                  CFD no nuclear baja emisión de carbono, energía nuclear cara, FER y CAC baratos

                  Sí

                  2048

                  97

                  46

                  35

                  7g (solo hasta 2030)

                  CFD no nuclear baja emisión de carbono, más DSR (respuesta de la demanda), más EDR (reducción de la demanda de electricidad), más interconexión

                  Sí

                  No antes de 2030

                  104

                  N. D.

                  N. D.

                  7h

                  CFD no nuclear baja emisión de carbono, más interconexión

                  Sí

                  2046

                  101

                  48

                  32

                  8a

                  CFD baja emisión de carbono

                  Sí

                  2023

                  104

                  50

                  31

                  8d

                  CFD baja emisión de carbono, combustibles caros

                  Sí

                  2023

                  99

                  48

                  30

                  8e

                  CFD baja emisión de carbono, combustibles baratos

                  Sí

                  2023

                  99

                  38

                  30

                  8f

                  CFD baja emisión de carbono, energía nuclear cara, FER y CAC baratos

                  Sí

                  2023

                  102

                  45

                  28

                  8g (solo hasta 2030)

                  CFD baja emisión de carbono, más DSR, más EDR, más interconexión

                  Sí

                  2023

                  98

                  N.D

                  N.D

                  8h

                  CFD baja emisión de carbono, más interconexión

                  Sí

                  2023

                  100

                  53

                  32

         Cuadro 10

         Operaciones de infraestructura de referencia

                  Sponsor

                  Antin Infrastructure Partners

                  CDP Capital

                  Brookfield Renewable Energy Partners

                  Borealis,
                  First State EDIF

                  Fund Target
                  Equity IRR

                  15 %

                  16 %

                  9 – 12 %

                  9 – 15 %

                     Fuente: Comunicación del Reino Unido «Respuestas a las preguntas de la Comisión recibidas el 16 de septiembre de 2014» basada en sitios web de los fondos, Preqin, comunicados de prensa. Nota: las TIR objetivo de los fondos se indican antes de tasas y gastos. Tipos de cambio utilizados: GBP EUR: 1: 1,26, GBP CAD: 1: 1,81. TIR nominal de los fondos propios después de impuestos de HPC utilizada a efectos de comparación. TIR objetivo de Borealis: 9-12 por ciento, TIR objetivo de First State EDIF: 10-15 por ciento

         Cuadro 11

         Selección de cálculos reglamentarios del rendimiento autorizados

                  Transporte de electricidad (Ofgem (1))

                  Ofwat (2)-PR09

                  Ofwat-PR 14 (no finalizado) (3)

                     Nota

                  Período

                  2013-2021

                  2010-2015

                  2015-2020

                     Real

                  Coste del capital apalancado (después de impuestos)

                  7,00 por ciento

                  7,10 por ciento

                  5,65 por ciento

                  Coste de la deuda (real, antes de impuestos)

                  2,92 por ciento

                  3.60 por ciento

                  2,75 por ciento

                  Apalancamiento nocional

                  60,0 por ciento

                  57,5 por ciento

                  62,5 por ciento

                  WACC vanilla

                  4,55 por ciento

                  5,10 por ciento

                  3,85 por ciento

                  Hipótesis de inflación

                  3,50 por ciento

                  3,50 por ciento

                  3,50 por ciento

                     Costes/rendimientos nominales admitidos (cálculo geométrico)

                  Coste del capital apalancado

                  10,7 por ciento

                  10,8 por ciento

                  9,3 por ciento

                  Coste de la deuda (antes de impuestos)

                  6,5 por ciento

                  7,2 por ciento

                  6,3 por ciento

                  WACC vanilla*

                  8,2 por ciento

                  8,8 por ciento

                  7,5 por ciento

                     Nominal (cálculo aritmético)

                  Coste del capital apalancado*

                  10,5 por ciento

                  10,6 por ciento

                  9,2 por ciento

                  Coste de la deuda (antes de impuestos)*

                  6,4 por ciento

                  7,1 por ciento

                  6,3 por ciento

                  WACC vanilla

                  8,1 por ciento

                  8,6 por ciento

                  7,3 por ciento

                  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

         Cuadro 12

         Proyecto de producción de energía nuclear de referencia

                  Proyecto

                  Ontario Power Authority

                  Tecnología

                  Reacondicionamiento de la central nuclear Bruce Power

                  Apalancamiento

                  20-40 por ciento

                  Coste real de la deuda (antes de impuestos)

                  6,20 por ciento

                  TIR objetivo del capital (nominal, después de impuestos)

                  13,7-18 por ciento (12,8-17,1 por ciento ajustado al tipo de interés corriente del Reino Unido)

                  TIR objetivo del proyecto

                  10,6-13,8 por ciento (9,7-12,9 por ciento ajustado al tipo de interés corriente del Reino Unido)

                  Horizonte de inversión (vida del activo)

                  25 años

                  Volumen de la inversión

                  4 000 millones CAD

                  Nivel de seguridad de ingresos

                  CFD de precio fijo durante el resto de la vida útil de la central (25 años)

                  Nivel de riesgo de construcción

                  Más bajo-reacondicionamiento, no nueva construcción, sobrecostes compartidos

                  Nivel de riesgo operativo

                  Más bajo-sobrecostes de personal compartidos, transferencia del coste del combustible

                  Nivel de riesgo de financiación

                  Más bajo-proyecto de inversión más reducido, período más breve

                  Capital contingente requerido

                  Desconocido

                     Fuente: Comunicación del Reino Unido «Respuestas a las preguntas de la Comisión recibidas el 16 de septiembre de 2014», basada en documentos públicos (Informe de auditoría de Bruce Power — abril de 2007, p. 14: confirmado como tasa de retorno del proyecto en la carta de CIBC World Markets Inc. al Ministerio de Energía, Ontario, 17 de octubre de 2005, http://www.rds.ontarioenergyboard.ca/webdrawer/webdrawer.dll/webdrawer/rec/67137/view/PWU_Exhibit_K11.3_fairness_opinion_bruce_20080613.pdf.PDF, Carta de CIBC World Markets Inc. al Ministerio de Energía, Ontario, 17 de octubre de 2005, http://www.rds.ontarioenergyboard.ca/webdrawer/webdrawer.dll/webdrawer/rec/67137/view/PWU_Exhibit_K11.3_fairness_opinion_bruce_20080613.pdf.PDF; Bruce Power Fairness Opinion (CIBC World Markets Inc.) — octubre de 2005, p. 5.

         Cuadro 13

         Proyectos de acuerdo de adquisición de energía (PPA) de referencia

                  Tecnología

                  TGCC

                  Proyectos PPA

                  Apalancamiento

                  < 80 por ciento

                  Desconocido

                  Coste de la deuda

                  Desconocido

                  Desconocido

                  Retorno objetivo del capital (nominal, después de impuestos)

                  > 13 por ciento

                  Retorno objetivo del proyecto (nominal, después de impuestos)

                  9-15 por ciento (6)

                  Horizonte de inversión (vida de los activos)

                  25 años

                  Varios

                  Volumen de la inversión

                  Varios

                  Varios

                  Grado de seguridad de ingresos

                  PPA 20 años

                  PPA

                  Nivel de riesgo de construcción en comparación con HPC

                  Más bajo-basado en un contrato EPC, tecnología bien conocida

                  Desconocido, pero probablemente menor

                  Nivel de riesgo operativo en comparación con HPC

                  Más bajo

                  Desconocido

                  Nivel de riesgo de financiación

                  Más bajo-período de construcción más breve

                  Desconocido, pero probablemente menor

                  Capital contingente requerido

                  Desconocido

                  Desconocido

                  Referencias

                      (4)

                      (5)

                     Fuente: Comunicación del Reino Unido, cuadro 2 — sobre la tasa de retorno, 10 de septiembre, así como (1) y (2) infra.

         Cuadro 14

         Comparación de liquidaciones reguladas: Rendimientos autorizados sobre los activos regulados para los servicios públicos (agua y electricidad) del Reino Unido en recientes controles de precios reglamentarios

                  Regulador

                  Ofwat

                  Ofgem

                  CC

                  Ofgem

                  CC

                  CAA

                  ORR

                  Determinación

                  PR14 (no final) (7)

                  WPD 14 (8)

                  NIE 2014 final (9)

                  RIIO T1 2012 (NGET) (10)

                  Bristol W 2010 (11)

                  HAL 2014 Final (12)

                  NR 2013 (13)

                  Apalancamiento

                  62,50 por ciento

                  65 por ciento

                  45 por ciento

                  60 por ciento

                  60 por ciento

                  60 por ciento

                  62,50 por ciento

                  Coste real de la deuda (antes de impuestos)

                  2,8 por ciento

                  2,6 por ciento

                  3,1 por ciento

                  2,9 por ciento

                  3,9 por ciento

                  3,2 por ciento

                  3,0 por ciento

                  Coste real del capital (después de impuestos)

                  5,7 por ciento

                  6,4 por ciento

                  5,0 por ciento

                  7,0 por ciento

                  6,6 por ciento

                  6,8 por ciento

                  6,5 por ciento

                  WACC vanilla real

                  3,8 por ciento

                  3,9 por ciento

                  4,1 por ciento

                  4,6 por ciento

                  5,0 por ciento

                  4,7 por ciento

                  4,3 por ciento

                  Inflación

                  3,5 por ciento

                  3,5 por ciento

                  3,5 por ciento

                  3,5 por ciento

                  3,5 por ciento

                  3,5 por ciento

                  3,5 por ciento

                  Coste nominal de la deuda (antes de impuestos)

                  6,2 por ciento

                  6,1 por ciento

                  6,6 por ciento

                  6,4 por ciento

                  7,4 por ciento

                  6,7 por ciento

                  6,5 por ciento

                     Coste nominal del capital (después de impuestos)
                      (14)

                     9,2 por ciento

                     9,9 por ciento

                     8,5 por ciento

                     10,5 por ciento

                     10,1 por ciento

                     10,3 por ciento

                     10,0 por ciento

                  WACC vanilla nominal

                  7,3 por ciento

                  7,4 por ciento

                  7,6 por ciento

                  8,1 por ciento

                  8,5 por ciento

                  8,2 por ciento

                  7,8 por ciento

                  Previsión de los analistas sobre el retorno del capital (ex ante)

                  Alrededor 14 por ciento (15)

                  Horizonte de inversión (16) — Duración del control de precios

                  5

                  8

                  3

                  8

                  5

                  5

                  5

                  Volumen de la inversión: Valor de los activos regulados (RAV) (17)
                      (18)
                      (19)

                  70m — 11 700 millones (20) (valores estimados 2014-2015)

                  5 900 millones (2014) (21)

                  Alrededor de 950 millones GBP (previsión en control de precios) (22)

                  2 200 millones — 14 800 millones (previsiones gama de RAV de compañías sobre control de precios) (23)

                  390 millones (2013) (24)

                  14 900 millones (25)

                  45 000 millones (2013) (26)

                  Grado de seguridad de ingresos

                  Más que HPC — véase la respuesta a la pregunta 2c — Comunicación de NNBG sobre la tasa de retorno, 10 de septiembre

                  Grado de riesgo de construcción

                  Menos que HPC. Véanse los pormenores del debate, considerandos 124 — 131-NNBG Comunicación sobre la tasa de retorno, 10 de septiembre

                  Grado de riesgo operativo

                  Menos que HPC. Véanse los pormenores del debate, considerandos 132 — 135-NNBG Comunicación sobre la tasa de retorno, 10 de septiembre

                  Grado de riesgo de financiación

                  Menos que HPC. Véanse los pormenores del debate, considerandos 136 — 139-NNBG Comunicación sobre la tasa de retorno, 10 de septiembre

                  Otros riesgos

                  Menos que HPC. Véanse los pormenores del debate sobre la diferencia en los modelos de negocio fundamentales; diversificación de los activos; y riesgos tecnológicos en los considerandos 113 — 122 Comunicación sobre la tasa de retorno de NNBG, 10 de septiembre

                  Capital contingente requerido

                  Ninguno

         Cuadro 15

         Estimaciones del coste del capital para las empresas pertenecientes al grupo industrial «Servicios públicos (generales)» en la Unión Europea

                  (porcentaje)

                  Nombre de la empresa

                  País

                  Coste del capital en USD

                  Coste antes de impuestos de la deuda en USD

                  Coste después de impuestos de la deuda en USD

                  Coste del capital en USD

                  E.ON SE (DB:EOAN)

                  Alemania

                  8,25

                  4,04

                  3,19

                  5,78

                  RWE AG (DB:RWE)

                  Alemania

                  7,95

                  4,54

                  3,59

                  5,54

                  Centrica plc (LSE:CNA)

                  Reino Unido

                  6,99

                  4,44

                  3,11

                  6,04

                  Veolia Environnement SA (ENXTPA:VIE)

                  Francia

                  11,62

                  5,44

                  4,30

                  6,46

                  National Grid plc (LSE:NG.)

                  Reino Unido

                  9,37

                  4,44

                  3,11

                  6,33

                  Suez Environnement Company SA (ENXTPA:SEV)

                  Francia

                  9,97

                  4,94

                  3,90

                  6,38

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

                  Italia

                  13,72

                  7,44

                  5,88

                  8,68

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

                  Italia

                  12,65

                  5,94

                  4,69

                  7,94

                  MVV Energie AG (XTRA:MVV1)

                  Alemania

                  8,31

                  4,04

                  3,19

                  5,70

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

                  Italia

                  12,15

                  6,44

                  5,09

                  7,68

                  Iren SpA (bit:IRE)

                  Italia

                  13,85

                  7,94

                  6,27

                  8,80

                  Mainova AG (DB:MNV6)

                  Alemania

                  6,96

                  5,54

                  4,38

                  6,30

                  Gelsenwasser AG (DB:WWG)

                  Alemania

                  6,09

                  5,54

                  4,38

                  6,08

                  Telecom Plus plc (LSE:TEP)

                  Reino Unido

                  6,45

                  4,94

                  3,46

                  6,44

                  Compagnie Parisienne de Chauffage Urbain (ENXTPA:CHAU)

                  Francia

                  7,73

                  4,94

                  3,90

                  6,33

                  Zespól Elektrocieplowni Wroclawskich KOGENERACJA Spólka Akcyjna (WSE:KGN)

                  Polonia

                  7,44

                  5,39

                  4,26

                  6,94

                  Fintel Energia Group SpA (bit:FTL)

                  Italia

                  9,88

                  8,94

                  7,06

                  9,02

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

                  Portugal

                  19,97

                  7,64

                  6,04

                  10,05

                  GDF SUEZ SA (ENXTPA:GSZ)

                  Francia

                  8,70

                  4,44

                  3,51

                  5,74

                  Burgenland Holding Aktiengesellschaft (WBAG:BHD)

                  Austria

                  6,08

                  5,54

                  4,38

                  6,08

                     Fuente: http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/datasets/Eurocompfirm.xls (obtenido el 14 de junio de 2014)

                     [Los WACC presentados son nominales (en USD, utilizando la tasa libre de riesgo USD = 3,04 por ciento) y después de impuestos. Para las distintas definiciones utilizadas por Damodaran, véase: http://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/New_Home_Page/datafile/variable.htm]

         (1)  Propuestas finales para National Grid Electricity Distribution y 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.

         Fuente: Presentación de EDF Energy a funcionarios de la Comisión, 15 de julio de 2014, diapositiva «Comparison of HPC with UK regulated utilities».

         (4)  En ofertas para contratos del Independent Water and Power Producer (IWPP) en Abu Dhabi, que incluyen un acuerdo de adquisición de electricidad/agua de precio fijo a 20 años con indexación a la inflación, «la tasa interna de retorno nominal sobre el capital no podrá ser inferior al 13 por ciento». Estos proyectos implicarán normalmente la construcción de capacidad TGCC tecnológicamente madura con arreglo a un contrato EPC (de ingeniería y adquisición), llave en mano, precio fijo y plazo cierto, con disposiciones para compensar a los inversores por cualquier retraso y desviación con respecto a las condiciones del contrato. Véase Independent water and power producers, Abu Dhabi Regulation & Supervision Bureau, http://rsb.gov.ae/assets/documents/231/infoiwpp.pdf. (Fuente: Comunicación del Reino Unido)

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

         (6)  Si bien en su comunicación el Reino Unido menciona unas tasas de retorno nominales después de impuestos del 9-15 por ciento a partir de la fuente que se indica en (2), la Comisión observa que esta información parece pasar por alto los proyectos regulados y de concesión mencionados en dicha fuente. La Comisión entiende, sobre la base de (2), que las actividades reguladas y de concesión de GDF-Suez deberían obtener tasas de retorno nominales, después de impuestos, de alrededor del 5-13 por ciento, situándose la gama más probable por debajo del 10 por ciento.

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

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

         (9)  https://assets.digital.cabinet-office.gov.uk/media/535a5768ed915d0fdb000003/NIE_Final_determination.pdf. La Comisión observa que, si bien el cuadro 13.10 del citado documento ofrece una estimación «baja» y «elevada» para los indicadores financieros notificados, la comunicación del Reino Unido parece basarse solo en las estimaciones «elevadas».

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

         (11)  No se proporcionó la fuente en la comunicación.

         (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)  Los valores nominales se calculan mediante un enfoque aritmético. Un enfoque geométrico añadiría un 0,1-0,2 por ciento al coste nominal del capital y a las estimaciones de la WACC vanilla nominal.

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

         (16)  En la comunicación se interpretaba la duración del horizonte de inversión como la duración del período de control de precios. No obstante, en ella se señala que la vida de los activos de las inversiones realizadas por compañías reguladas a menudo comprende múltiples períodos de control de precios, con lo que tienen «vidas útiles» de hasta 60 años.

         (17)  El valor atribuido por el regulador al capital empleado en las actividades del licenciatario.

         (18)  Cuando los valores RAV fuente se expresan en términos de precios históricos, se han convertido a precios corrientes utilizando el índice ONS RPI (salvo indicación contraria).

         (19)  Cabe señalar que el gasto en inversión de compañías reguladas se destina a proyectos múltiples y diversos que normalmente constituyen solo una pequeña parte de su 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, página 100

         (23)  Previsiones de Ofgem para RAV al final del período de control de precios. Obsérvese que, al inicio de este período, se estima que SHETL tiene un RAV de 700 millones (que está previsto que aumente hasta 3 600 millones de aquí a 2020-2021): https://www.ofgem.gov.uk/ofgem-publications/53747/sptshetlfpsupport.pdf (páginas 36 y 37) y https://www.ofgem.gov.uk/ofgem-publications/53602/4riiot1fpfinancedec12.pdf (páginas 8 y 9)

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

         Fuente: Basado en la comunicación del Reino Unido «Asunto de ayuda estatal SA.34974 Hinkley Point C — Respuestas a las preguntas de la Comisión recibidas el 16 de septiembre de 2014».

      ANEXO B

         GARANTÍA DE CRÉDITO

         Cuadro 16

         Información de referencia

      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.

         Cuadro 17

         Distribución simulada de la curva de rendimiento a 10 años

                  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 %

         Análisis de sensibilidad de IUK

      […]

         Rendimientos de los bonos del Gobierno del Reino Unido por vencimiento

         Gráfico 1

         Rendimiento de los bonos del Gobierno del Reino Unido a 10, 20 y 30 años

         Estructura temporal en USD de los diferenciales de rendimiento para las sociedades BB

         Figura 3

         Estructura temporal en USD de los diferenciales de rendimiento para las sociedades BB no financieras

         Nota: Los datos constituyen una pantalla de Bloomberg de 21 de agosto de 2014.

      ANEXO C

         COMPROMISOS CONTRAÍDOS POR EL REINO UNIDO

      COMPROMISO DE NEGOCIACIÓN

         Definición

      Por «empresa del grupo EDF» se entenderá un miembro del mismo grupo de empresas que EDF Energy.

         Condiciones operativas

                  [ ].1

                  NNBG y EDF Energy velarán individualmente por que, en todo acuerdo de servicios de mercado para la venta de la producción de HPC suscrito con cualquier empresa del grupo EDF (en lo sucesivo, «contraparte del ASM»), durante el tiempo en que cualquier empresa del grupo EDF sea accionista (directo o indirecto) de NNBG, la contraparte del ASM se comprometa a:

                              A)

                              consignar todas las operaciones realizadas para vender la producción prevista de HPC en un registro de NNBG separado;

                              B)

                              fijar el precio de todas las operaciones realizadas con cualquier empresa del grupo EDF para vender la producción prevista de HPC al precio de mercado del producto de que se trate en el momento de la operación;

                              C)

                              realizar a precio de mercado todas las operaciones bilaterales con la producción prevista de HPC con cualquier otra cartera de activos perteneciente a cualquier empresa del grupo EDF o que sea comercializada por cualquier empresa del grupo EDF, y a

                              D)

                              proporcionar a NNBG (autorizando que esta la proporcione a la contraparte del CFD, al secretario de Estado y a la Comisión Europea) la información que pueda razonablemente exigir NNBG para informar a la contraparte del CFD, al secretario de Estado y a la Comisión Europea sobre el cumplimiento por la contraparte del ASM de las letras A), B) y C) anteriores.

                  [ ].2

                  NNBG facilitará, y EDF Energy procurará que NNBG facilite, a más tardar el [ߦ] día hábil de cada año civil, a la contraparte del CFD (autorizando que esta lo facilite al secretario de Estado y a la Comisión Europea), un informe escrito sobre el cumplimiento por la contraparte del ASM de las letras A), B) y C) de la cláusula [ߦ].1 en el año civil anterior.

            MECANISMO DE REPARTO DE LOS BENEFICIOS SOBRE FONDOS PROPIOS
      1.   Síntesis de la cláusula

                  1.1.

                  Se dispondrá de un mecanismo de reparto de los beneficios sobre fondos propios con dos componentes distintos:

                              A)

                              un dispositivo para determinar los beneficios del proyecto por encima de determinados niveles como resultado de un rendimiento excepcional del proyecto con respecto a las hipótesis de base originales («dispositivo “beneficios del proyecto”»), y

                              B)

                              un dispositivo para determinar los beneficios por encima de determinados niveles, derivados de las ventas de capital de los accionistas originales («dispositivo “ventas de capital”»).

                  1.2.

                  El importe de los beneficios sobre fondos propios se compartirá con la contraparte del CFD y dependerá del nivel de la TIR del capital realizada en el momento pertinente. Todos los umbrales tendrán en cuenta el coste de los fondos propios comprometidos, determinado de conformidad con el modelo:
                  Modelo IUK HPC […] por hoja de trabajo «DECC Output»

                              A)

                              si la TIR del capital realizada es superior a la TIR del capital en el modelo que incluye el coste del capital comprometido (11,4 %, términos nominales) a partir del modelo:
                              Modelo IUK HPC […] por hoja de trabajo «DECC Output», facilitado a la Comisión el 19 de septiembre de 2014, pero es inferior o igual al umbral establecido en la letra B) infra, todo beneficio por encima del umbral TIR del capital se compartirá con la contraparte del CFD, que recibirá un 30 % del mismo, y

                              B)

                              si la TIR del capital realizada es superior tanto al i) 13,5 % (en términos nominales) como al ii) 11,5 % (términos reales, pero teniendo en cuenta la inflación medida por el IPC), todo beneficio por encima de dicho umbral se compartirá con la contraparte del CFD, que recibirá un 60 % del mismo.

                  1.3.

                  No habrá un doble cómputo entre los dispositivos.

                  1.4.

                  A continuación se exponen más detalles sobre la forma en que funcionarán los dispositivos. Además, habrá un conjunto de compromisos en apoyo de estas obligaciones, que podrá incluir una garantía.

            2.   Mecanismo pertinente — Dispositivo «beneficios del proyecto»

                  2.1.

                  Tras haberse activado por primera vez el dispositivo «beneficios del proyecto», si se requiriera una nueva aportación de capital en cualquier período, esta aportación se tendrá en cuenta al calcular los beneficios de los accionistas.

                  2.2.

                  El dispositivo «beneficios del proyecto» determina los beneficios obtenidos por encima del umbral pertinente (tal como se expone en el punto 1.2 supra) como resultado del rendimiento excepcional del proyecto con respecto a las hipótesis de base originales.

                  2.3.

                  Para determinar si se ha alcanzado un umbral en cualquier período, la TIR del capital acumulado realizada hasta la fecha se calculará mediante un modelo financiero actualizado durante la vida del proyecto. El cálculo de la parte de los beneficios sobre fondos propios se efectuará en el mismo período en que se alcance el umbral.

                  2.4.

                  Una vez activado el dispositivo «beneficios del proyecto», la contraparte del CFD tendrá derecho al porcentaje pertinente de las distribuciones de los accionistas en dicho período y todos los períodos futuros (hasta que se alcance el siguiente umbral, en cuyo caso el porcentaje de reparto se ajustará en consecuencia).

                  2.5.

                  El derecho de la contraparte del CFD a los beneficios de los accionistas será efectivo durante toda la vida del proyecto HPC, desde el momento en que se haya activado el dispositivo «beneficios del proyecto» por primera vez.

            3.   Mecanismo pertinente — Dispositivo «ventas de capital»

                  3.1.

                  También se activará un dispositivo «reparto de beneficios sobre fondos propios» cuando se produzca una venta directa o indirecta de acciones o préstamos de accionistas (si procede) por parte de los accionistas originales de NNBG en cualquier momento durante la vida del proyecto HPC. Se seguirán las etapas siguientes:
                  A)   Etapa 1— Para cada inversor, establecer la aportación de capital y el precio de referencia (extraídos del modelo financiero adecuado).
                  B)   Fase 2— En el momento en que se produzca una venta/enajenación de un tramo equity por cualquier inversor, establecer la TIR de la venta del capital realizada por ese inversor sobre la venta/enajenación del tramo.
                  C)   Fase 3— La TIR de la venta de capital realizada por el inversor que venda el tramo equity se calcula teniendo en cuenta el producto bruto real de la venta/enajenación de dicho tramo, las aportaciones efectivas de capital proporcionales a ese tramo vendido/enajenado y los dividendos/reembolsos del principal y los intereses de los préstamos de los accionistas (proporcionales al tramo vendido/enajenado) a ese inversor de NNBG.
                  D)   Etapa 4— Si la TIR de la venta de capital es superior a cualquiera de los umbrales señalados en el punto 1.2 supra, el reparto de los beneficios sobre fondos propios se calculará de la manera siguiente.
                  E)   Etapa 5— Calcular el importe teórico de efectivo que debería haber obtenido el accionista por la misma venta de capital, el cual, si se hubiera utilizado para calcular la TIR del capital como en la etapa 3 supra, habría dado lugar a que la TIR de la venta de capital realizada fuera igual al umbral pertinente.
                  F)   Etapa 6— La diferencia positiva, en su caso, entre el importe real del producto de la venta utilizado en la etapa 3 supra y el importe teórico del producto de la venta de capital calculado en la etapa 5 supra es, entonces, el beneficio sobre fondos propios excedentario a repartir entre los accionistas de NNBG y la contraparte del CFD.

                  3.2.

                  Estos cálculos se llevan a cabo para cada venta/enajenación de capital con independencia de cualquier venta/enajenación de capital anterior, sin tomar en consideración si las ventas/enajenaciones de capital anteriores dieron lugar a un reparto de beneficios en favor de la contraparte del CFD.

                  3.3.

                  Las ventas/enajenaciones de capital por inversores secundarios (es decir, los que compraron/adquirieron capital como terceros en condiciones de mercado a los inversores en capital originales) quedarán exentas de este dispositivo si tales inversores secundarios vendieran/enajenaran posteriormente ese capital («capital secundario»).

            4.   Disposiciones de apoyo a los mecanismos de reparto de los beneficios sobre fondos propios

                  4.1.

                  Las disposiciones antielusión garantizarán que las operaciones no estén concebidas para frustrar la finalidad de los dispositivos «beneficios del proyecto» o «ventas de capital».

                  4.2.

                  Para apoyar el mecanismo de reparto de los beneficios sobre fondos propios, se tomarán medidas para garantizar los pagos a la contraparte del CFD en circunstancias en las que exista una infracción de los dispositivos «beneficios del proyecto» o «ventas de capital», o bien un incumplimiento de los compromisos antielusión.

            5.   Litigios

      Todo litigio en relación con el mecanismo de reparto de los beneficios sobre fondos propios se resolverá de conformidad con un proceso similar de resolución de litigios, tal como se establece en el contrato HPC.
      MECANISMO DE REPARTO DE LOS BENEFICIOS DE LA CONSTRUCCIÓN
      1.   Síntesis de la cláusula

                  1.1.

                  El mecanismo de reparto de los beneficios de la construcción, aplicado a través de la reducción del precio de ejercicio, tiene por objeto distribuir los ahorros obtenidos cuando los costes de construcción resulten inferiores a lo previsto en el modelo financiero acordado para el proyecto HPC. Este mecanismo funcionará en una dirección, es decir: el precio de ejercicio no aumentará en caso de que los costes de construcción sean superiores a lo previsto.

                  1.2.

                  El cálculo inicial del reparto de beneficios tendrá lugar en la fecha más temprana de las siguientes: i) la fecha correspondiente a seis meses después de la fecha de puesta en marcha del reactor dos; ii) el décimo aniversario de la fecha de puesta en marcha del reactor uno, y iii) (en su caso) la fecha posterior a la fecha de puesta en marcha del reactor uno en la que las partes acuerden que el reactor dos no alcanzará su fecha de puesta en marcha. El cálculo final del reparto de beneficios se realizará en el sexto aniversario de la fecha del cálculo inicial del reparto de beneficios (o en una fecha anterior si todas las solicitudes de reembolso relacionadas con la construcción se han liquidado antes de esa fecha).

                  1.3.

                  A continuación se detalla el modo de funcionamiento del mecanismo.

            2.   Mecanismo pertinente

                  2.1.

                  En una fecha no anterior a un período determinado antes de cada fecha de conciliación inicial y de cada fecha de conciliación final, NNBG proporcionará a la contraparte del CFD un informe escrito.

                  2.2.

                  Cada informe deberá:

                              2.2.1.

                              exponer, de manera razonablemente detallada:

                                          a)

                                          el importe agregado de los costes de construcción hasta la fecha del informe, expresado en libras esterlinas;

                                          b)

                                          el importe agregado de los costes de construcción que se prevea razonablemente que serán generados, pagados o acumulados por NNBG, expresado en libras esterlinas, a condición de que tales costes de construcción se limiten a los costes de construcción que sería adecuado y razonable que fueran generados, pagados o acumulados por NNBG para cumplir los requisitos normativos sin incurrir en costes o gastos excesivos;

                                          c)

                                          los calendarios de construcción reales de NNBG, y

                                          d)

                                          los calendarios de construcción estimados de NNBG para cualquier período posterior a la fecha del informe correspondiente;

                              2.2.2.

                              acreditar, de manera razonablemente detallada, las medidas adoptadas para garantizar que el importe de los costes de construcción que se prevé que serán generados, pagados o acumulados por NNBG tras la fecha del informe se limitarán a los costes de construcción que sería adecuado y razonable que fueran generados, pagados o acumulados por NNBG para cumplir los requisitos normativos sin incurrir en costes o gastos;

                              2.2.3.

                              incluir, si el informe, o cualquiera de sus partes, es elaborado por o con la asistencia de uno o varios terceros, datos relativos a esos terceros y copias de los informes elaborados por dichos terceros, e

                              2.2.4.

                              indicar el ajuste consiguiente (en su caso) del precio de ejercicio.

                  2.3.

                  El informe proporcionará información justificativa pertinente e irá acompañado de un certificado de los administradores que acredite la información contenida en el informe.

                  2.4.

                  La contraparte del CFD podrá solicitar más información justificativa de NNBG dentro de un plazo determinado. En caso de que la contraparte del CFD presente tal solicitud, NNBG deberá proporcionar la información dentro de un plazo determinado a partir de la fecha de solicitud.

                  2.5.

                  La contraparte del CFD notificará a NNBG si acepta o no el informe facilitado por NNBG dentro de un plazo determinado. Si NNBG y la contraparte del CFD no pudieran llegar a un acuerdo, cualquiera de las partes podrá remitir el asunto para su resolución independiente.

                  2.6.

                  Si NNBG no proporcionara un informe a la contraparte del CFD, esta podrá recabar el dictamen de una empresa independiente de consultoría de costes en cuanto a los costes de construcción y los calendarios de construcción y dicho dictamen se utilizará en lugar del informe.

                  2.7.

                  NNBG prestará a la contraparte del CFD y a sus asesores profesionales (incluidos los consultores de costes) la asistencia que la contraparte del CFD pueda solicitar razonablemente para el análisis del informe y la verificación de los costes de construcción.

                  2.8.

                  El modelo financiero se actualizará con los calendarios de construcción y los costes de construcción revisados, tal como se expongan en el informe o según recomienden los consultores de costes, y se volverá a aplicar para determinar el precio de ejercicio revisado. La diferencia entre los precios de ejercicio que resulten de la aplicación del modelo financiero utilizando los costes y calendarios de construcción previstos y de su nueva aplicación utilizando los costes y calendarios de construcción revisados determinará la magnitud de los beneficios de construcción, expresada en GBP/MWh. La contraparte del CFD tendrá derecho a tomar el 50 % de los beneficios de construcción calculados con arreglo al ejercicio mencionado (porcentaje que aumentará al 75 % en relación con cualquier beneficio de construcción superior a […] GBP, en términos nominales), reduciendo en dicha cantidad el precio de ejercicio vigente en ese momento.

                  2.9.

                  Si, en cualquier momento durante el período comprendido entre las fechas de conciliación inicial y final, NNBG identificara costes de construcción o calendarios de construcción diferentes de los costes y calendarios correspondientes utilizados en la actualización del modelo y que dieran lugar a ahorros respecto de los costes de construcción, NNBG podrá decidir proceder a pagos intermedios a la contraparte del CFD por un importe igual a la totalidad o una parte de esos ahorros adicionales de los costes de construcción.