DE Amtsblatt der Europäischen Union L 142/26

ENTSCHEIDUNG DER KOMMISSION

vom 22. September 2004

über die staatliche Beihilfe des Vereinigten Königreichs zugunsten von British Energy plc

(Bekannt gegeben unter Aktenzeichen K(2004) 3474)

(Nur der englische Text ist verbindlich)

(Text von Bedeutung für den EWR)

(2005/407/EG)

DIE KOMMISSION DER EUROPÄISCHEN GEMEINSCHAFTEN —

gestützt auf den Vertrag zur Gründung der Europäischen Gemeinschaft, insbesondere auf Artikel 88 Absatz 2,

gestützt auf das Abkommen über den Europäischen Wirtschaftsraum, insbesondere auf Artikel 62 Absatz 1 Buchstabe a,

nach Aufforderung an alle Interessierten, ihre Bemerkungen gemäß den genannten Vorschriften abzugeben (1), und unter Berücksichtigung dieser Bemerkungen,

in Erwägung nachstehender Gründe:

I. VERFAHREN

(1) Am 9. September 2002 schnürte die britische Regierung ein Beihilfenpaket zur Rettung des britischen Stromversorgungsunternehmens British Energy plc („BE“). Am 27. November 2002 beschloss die Kommission, keine Einwände gegen das Vorhaben zu erheben (2) die britischen Behörden bis zum 9. März 2003 Zeit, um einen Umstrukturierungs- oder Liquidationsplan für BE vorzulegen oder nachzuweisen, dass die Beihilfe zurückgezahlt wurde.

(2) Am 7. März 2003 unterbreiteten die britischen Behörden der Kommission einen Umstrukturierungsplan. Die Vorlage der britischen Regierung wurde als staatliche Beihilfe unter der Nummer NN 45/03 registriert, da mit der Durchführung einiger Umstrukturierungsmaßnahmen, die möglicherweise Beihilfeelemente enthielten, bereits begonnen worden war. Am 13. März 2003 wurden weitere Einzelheiten mitgeteilt. Am 28. März 2003 fand ein Treffen zwischen Kommissionsvertretern und Vertretern der britischen Regierung statt. Am 21. April 2003 richtete die Kommission an die britischen Behörden ein Auskunftsverlangen, auf das diese am 2. Mai 2003 antworteten.

(3) Mit Schreiben vom 23. Juli 2003 teilte die Kommission der britischen Regierung ihren Beschluss mit, wegen der fraglichen Beihilfe ein Verfahren nach Artikel 88 Absatz 2 EG-Vertrag einzuleiten.

(4) Der Beschluss der Kommission über die Einleitung des Verfahrens wurde im Amtsblatt der Europäischen Union zusammen mit einer Aufforderung an alle Interessierten, sich zu der Maßnahme zu äußern, veröffentlicht (3).

(5) Die britischen Behörden übermittelten der Kommission mit Schreiben vom 22. August 2003 (Eingangsvermerk vom selben Tag) ihre Bemerkungen zu der Verfahrenseröffnung.

(6) Auch vom begünstigten Unternehmen und von dritter Seite gingen Stellungnahmen ein, die der britischen Regierung übermittelt wurden, der damit Gelegenheit zur Erwiderung gegeben wurde. Die Bemerkungen der britischen Behörden erhielt die Kommission mit Schreiben vom 29. Oktober 2003 (Eingangsvermerk vom 30. Oktober 2003).

(7) Am 7. Oktober 2003 traf die Kommission mit Vertretern des Vereinigten Königreichs zusammen. Im Anschluss an das Treffen übermittelten die britischen Behörden in einem Schreiben vom 5. November 2003 (Eingangsvermerk vom 10. November 2003) weitere Einzelheiten. Ein erneutes Treffen fand am 28. November 2003 statt. Am 5. Dezember 2003 richtete die Kommission ein Auskunftsverlangen an das Vereinigte Königreich, das hierauf am 22. Dezember 2003 antwortete. Am 2. Februar 2004 fand ein weiteres Treffen statt, auf das am 4. Februar 2004 ein weiteres Schreiben des Vereinigten Königreichs folgte. Am 10. März 2004 wurden der Kommission neue Fakten übermittelt, woraufhin am 22. März 2004 ein erneutes Treffen stattfand. Am 19. April 2004 richtete die Kommission ein neuerliches Auskunftsverlangen an die britischen Behörden, die hierauf am 11. Mai 2004 antworteten. Am 7. Juni 2004 trafen sich Vertreter der Kommission und der britischen Behörden, und am 1. Juli 2004 wurden der Kommission neue Fakten mitgeteilt. Am 29. Juli 2004 fand nochmals ein Treffen statt, und am 23. August 2004 übermittelten die britischen Behörden erneut zusätzliche Auskünfte.

II. DIE BEIHILFE

1. Beihilfeempfänger

a) Die British Energy plc group

(8) BE ist ein Stromerzeuger, der im Jahr 1996 privatisiert wurde. Das Unternehmen befindet sich abgesehen von drei Sonderaktien des Staates an der Muttergesellschaft und jeder der beiden großen Tochterunternehmen im Vereinigten Königreich nunmehr vollständig in privatem Besitz.

(9) Zum Zeitpunkt der Privatisierung waren die wichtigsten Bestandteile des Geschäfts von BE sechs Kernkraftwerke in England und zwei Kernkraftwerke in Schottland. Diese Anlagen mit einer Gesamtleistung von 9 820 MW (davon 7 281 MW in England und Wales und 2 539 MW in Schottland) werden nach wie vor von BE betrieben. BE ist der einzige private Betreiber von Kernkraftwerken im Vereinigten Königreich. Er liefert Strom an Wiederverkäufer und gewerbliche Großabnehmer, nicht jedoch an Endkunden.

(10) Nach der Privatisierung beteiligte sich BE zu 50 % an Amergen, einem Gemeinschaftsunternehmen in den USA, über das der Kauf und Betrieb von Kernkraftwerken in den USA abgewickelt werden soll, und erwarb eine 82,4 %ige Beteiligung an dem Leasingvertrag von Bruce Power LP in Ontario, Kanada. Im Vereinigten Königreich erwarb BE 1999 das (im Jahr 2000 wiederverkaufte) Endkundengeschäft von South Wales Electricity und im Jahr 2000 das Kohlekraftwerk Eggborough mit einer Leistung von 1 970 MW, um mehr Flexibilität zu gewinnen und sich gegen den Ausfall seiner Kernkraftwerke abzusichern.

(11) Von den acht Kernkraftwerken, die BE im Vereinigten Königreich betreibt, sind sieben mit fortgeschrittenen gasgekühlten Reaktoren ausgerüstet (AGR-Reaktoren), eine britische Konstruktion und Technik. Der achte Reaktor Sizewell B ist ein Druckwasserreaktor („DWR“), eine Technik, die überall in der Welt angewandt wird.

(12) Die wichtigsten Tochtergesellschaften von BE im Vereinigten Königreich sind: — British Energy Generation Ltd („BEG“), Eigentümerin und Betreiberin von sechs Kernkraftwerken in England und Inhaberin einer Lizenz für die Direktversorgung mit Strom, — British Energy Generation (UK) Ltd („BEGUK“), Eigentümerin und Betreiberin von zwei Kernkraftwerken in Schottland, — Eggborough Power (Holdings) Ltd („EPL“), Eigentümerin und Betreiberin des Kohlekraftwerks Eggborough in England und — British Energy Power & Energy Trading Ltd („BEPET“), Vertriebsorganisation für die gesamte BE-Produktion (mit Ausnahme des Direktversorgungsgeschäfts) und zuständig für den Bereich Marktrisiken.

b) Jüngste Entwicklung

(13) Infolge des Einbruchs der Strompreise, fehlender Absicherungsmaßnahmen und des unvorhergesehenen Ausfalls von Kernkraftwerken gingen die mit Kernkraftwerken erwirtschafteten Einnehmen von BE im Jahr 2002 drastisch zurück. Der hohe Fixkostenanteil (4) an der Kostenstruktur der Kernkraftwerke ließ BE wenig Spielraum, um auf die niedrigeren Preise durch Kostensenkungen zu reagieren.

(14) In den beiden Vorjahren war der Strompreis um 8,56 GBP/MWh gesunken, was einem jährlichen Einnahmerückgang von 642 Mio. GBP bei einer jährlichen Stromerzeugung von 75 TWh in den Kernkraftwerken von BE entspricht. Die Auswirkungen dieses Preiseinbruchs auf die Einnahmen von BE konnten weder durch Stromhandelsverträge noch durch Direktverkäufe hinreichend abgefedert werden.

(15) Dies hatte zur Folge, dass sich der Überschusssaldo von BE im Sommer 2002 drastisch verringerte; so ging der Kassenbestand von 231 Mio. GBP Anfang April 2002 auf nur 78 Mio. GBP Ende August 2002 zurück, wobei sich die rückläufige Tendenz ab Ende Juni 2002 noch verstärkte. Der ohnehin stark geschmolzene Kassenmittelsaldo drohte im Zeitraum zwischen September 2002 und März 2003 wegen der fälligen Zahlungen an British Nuclear Fuel Limited („BNFL“) im Rahmen der Verträge über die Entsorgung abgebrannter Brennelemente, größerer Investitionsausgaben für das Kernkraftwerk Bruce Power in Kanada und der Tilgung der ersten Rate der zum 25. März 2003 fälligen Anleihen noch weiter abzunehmen.

(16) Am 5. September 2002 wurde dem BE-Board nach einer fehlgeschlagenen Anleiheemission und der Befürchtung, dass die nicht ausgeschöpften Bankfazilitäten nicht zur Verfügung stehen könnten, von seinen Rechtsberatern mitgeteilt, dass das Unternehmen die eingeräumten Kredite nicht würde in Anspruch nehmen können. Da die Geschäftsleitung nicht mehr guten Glaubens versichern konnte, dass das Unternehmen die Kredite würde zurückzahlen können, hätte die Inanspruchnahme der Kredite bedeutet, dass die Geschäfte weitergeführt worden wären, ohne dass die Aussicht bestanden hätte, die Zahlungsunfähigkeit mit Sicherheit vermeiden zu können. Um ein Insolvenzverfahren zu vermeiden, baten die Board-Mitglieder den Staat um eine Finanzhilfe, die von der Kommission mit Entscheidung vom 27. November 2002 als Rettungsbeihilfe genehmigt wurde.

(17) Dabei wurde den britischen Behörden zur Auflage gemacht, der Kommission spätestens sechs Monate nach Genehmigung der Rettungsbeihilfe die Liquidation des Unternehmens zu melden oder ihr einen Umstrukturierungsplan vorzulegen bzw. nachzuweisen, dass die Kredite vollständig zurückgezahlt wurden und/oder die Bürgschaft beendet wurde. Am 7. März 2003 legten die britischen Behörden der Kommission einen Umstrukturierungsplan für BE vor.

2. Der Umstrukturierungsplan

a) Ursprung der Schwierigkeiten von BE

(18) Die britische Regierung hat den Ursprung der Schwierigkeiten von BE wie folgt beschrieben:

(19) Anders als die anderen großen privaten Stromerzeuger besitzt BE kein Einzelhandelsgeschäft, das eine natürliche Absicherung für das Großhandelspreisrisiko darstellt. BE verkauft seinen Strom vor allem auf dem Großhandelsmarkt und einen kleinen Teil an industrielle und gewerbliche Großbetriebe.

(20) Die Stellung von BE auf dem Markt der Direktversorgung von industriellen und gewerblichen Großabnehmern verschaffte ihm keine Absicherung gegen den Einbruch der Großhandelspreise. Dieser Markt ist seit 1994 vollständig dem Wettbewerb geöffnet; er ist durch Wettbewerb und preisbewusste Kunden geprägt. Außerdem sind die Preise auf diesem Markt gesunken, wobei die Preissenkungen weitgehend direkt an die Kunden weitergegeben wurden. Folglich gab es keinen Anstieg der Einzelhandelsspannen, der die sinkenden Großhandelspreise ausgeglichen hätte.

(21) Die Kostenstruktur von Kernkraftwerken ist durch sehr hohe unvermeidbare Kosten und geringe vermeidbare Kosten (5) geprägt.

(22) Einige der unvermeidbaren Kosten von BE entstehen nur bei Kernkraftwerken. Erstens sind die Kosten für die Stilllegung von Kernkraftwerken produktionsunabhängig, außer in zeitlicher Hinsicht, weil sie vom Zeitpunkt der Stilllegung der Kraftwerke abhängig sind. Zweitens sind auch die Kosten für die Entsorgung abgebrannter Brennelemente — d. h. die Kosten für ihre Wiederaufbereitung, Lagerung und endgültige Entsorgung — nicht vermeidbar für Brennelemente, die bereits im Reaktor eingebaut sind.

(23) Hingegen sind die vermeidbaren Kosten von Kernkraftwerken niedriger als die anderer Anlagen im System, einschließlich anderer Grundlastkraftwerke.

(24) Die sinkenden Marktpreise haben dazu geführt, dass die Gewinnmarge von BE nach Abzug der vermeidbaren Kosten nur noch gering ist. Dadurch standen BE sehr viel weniger Mittel zur Deckung der hohen unvermeidbaren Kosten zu Verfügung, bei denen es sich überwiegend um Finanzierungskosten und alte nukleare Verbindlichkeiten handelt. Dies hat zu Schwierigkeiten bei der Erfüllung von Zahlungsverpflichtungen gegenüber Gläubigern geführt, die eine finanzielle Umstrukturierung des Unternehmens erforderlich machten.

(25) Neben den langfristigen unvermeidbaren Kosten aufgrund der Verbindlichkeiten für die nukleare Entsorgung litt BE auch unter hohen kurzfristig unvermeidbaren Kosten in Form von Finanzierungskosten, die infolge des Rückkaufs eigener Aktien, des Erwerbs von Eggborough, der Beteiligungen in Nordamerika und der Kosten der Stromabnahmevereinbarungen zugenommen hatten.

(26) Die Einnahmeverluste von BE aufgrund der sinkenden Großhandelsstrompreise wurden durch größere unvorhersehbare Betriebspausen in den Kraftwerken Torness 2 und Dungeness B verschärft. Am 13. August 2002 gab BE bekannt, dass wegen der Ausfälle in Torness die Sollleistung der Kernkraftwerke im Vereinigten Königreich von 67,5 TWh auf 63 TWh (± 1 TWh) zurückgegangen war.

b) Die Umstrukturierungsmaßnahmen

(27) Das Umstrukturierungspaket besteht aus sieben Maßnahmen, die zwischen BE, seinen Hauptgläubigern (einschließlich der staatlichen Brennelementebehandlungsgesellschaft BNFL) und der britischen Regierung vereinbart wurden: — Maßnahme A : Maßnahmen zur Finanzierung der Entsorgung; — Maßnahme B : Vereinbarungen mit BNFL hinsichtlich des Brennelementezyklus; — Maßnahme C : Moratorium; — Maßnahme D : Vereinbarung eines Umschuldungspakets mit den Hauptgläubern; — Maßnahme E : Einführung einer neuen Handelsstrategie; — Maßnahme F : Verkauf von Vermögenswerten zur Finanzierung der Umstrukturierung; — Maßnahme G : Stundung lokaler Steuern.

(28) Auf diese Maßnahmen wird in den Erwägungsgründen 29 bis 102 näher eingegangen.

(29) Nukleare Verbindlichkeiten entstehen, wenn abgebrannte Brennelemente aufbereitet oder gelagert und endgültig entsorgt („Entsorgungsverbindlichkeiten“) und Kernkraftwerke am Ende ihrer Nutzung abgebaut werden müssen („Stilllegungsverbindlichkeiten“).

(30) Für einen Teil der Entsorgungsverbindlichkeiten hat BE mit BNFL Dienstleistungsverträge über die Aufbereitung abgebrannter Brennelemente geschlossen („geregelte Verbindlichkeiten“). Geregelte Verbindlichkeiten sind die Beträge, die BE an BNFL in Zukunft für die Wiederaufbereitung und/oder Lagerung abgebrannter Brennelemente aus fortgeschrittenen gasgekühlten Reaktoren (AGR) und für andere Dienstleistungen im Zusammenhang mit der Entsorgung abgebrannter Brennelemente zu zahlen hat. Die Verträge betreffen die Aufbereitung und Lagerung abgebrannter Brennelemente und damit verbundener Abfallprodukte aus den AGR-Kraftwerken bis mindestens 2038 bzw. 2086. Sie sehen einen Festpreis vor, wobei alle technischen Risiken in Verbindung mit der Lagerung und Wiederaufbereitung der abgebrannten Brennelemente bei BNFL liegen. Alle abgebrannten Brennelemente und der größte Teil des Abfalls bleiben für die Laufzeit der Verträge Eigentum von BE.

(31) Hinzu kommen andere Entsorgungsverbindlichkeiten, die mit den gleichen abgebrannten Brennelementen verbunden sein können, aber nicht müssen und für die es derzeit noch keine vertragliche Regelung gibt („ungeregelte Verbindlichkeiten“). Noch nicht vertraglich geregelt ist die endgültige Entsorgung von abgebrannten Brennelementen, Plutonium, Uran und von Abfällen, die sich aus der Aufbereitung von AGR-Brennelementen ergeben, die Lagerung und endgültige Entsorgung abgebrannter DWR-Brennelemente einschließlich des Baus eines Trockenlagers in Sizewell B und die Lagerung und Entsorgung der während des Betriebs anfallenden Abfälle.

(32) Stilllegungsverbindlichkeiten umfassen die Kosten für die Entnahme der Brennelemente, die Dekontaminierung und den Abriss der Kernkraftwerke, nachdem diese keinen Strom mehr erzeugen. Üblicherweise erfolgt die Stilllegung in folgenden drei Phasen: — Phase 1: Entnahme der Brennelemente aus dem Reaktor kurz nach Abschaltung des Kraftwerks und Abtransport der Brennelemente aus dem Kraftwerk, — Phase 2: Abriss nicht mehr benötigter Nebengebäude und Absicherung des Reaktorkomplexes, u. a. auch gegen Wettereinflüsse, wonach dieser in der Regel über einen langen Zeitraum unterhalten und überwacht wird, und — Phase 3: Abriss des Reaktors, um den Standort wieder nutzbar zu machen (frühestens 85 Jahre nach dem Ende der Stromerzeugung bei AGR-Kraftwerken und 50 Jahre bei DWR-Kraftwerken).

(33) Bisher wurden mehrere Regelungen zur Finanzierung der nuklearen Entsorgungskosten getroffen. Bei der Privatisierung wurde ein eigener Fonds, der Kernkraftstilllegungsfonds („NDF“) in Form einer Aktiengesellschaft im Besitz einer unabhängigen Treuhandgesellschaft gegründet. Ihr Ziel bestand darin, eigene Mittel zur Deckung der Stilllegungskosten zu beschaffen. Die Finanzierung aller anderen nuklearen Entsorgungskosten sollte aus dem laufenden Geschäft von BE gedeckt werden. Angesichts des Rückgangs der Einnahmen von BE sind diese Regelungen jedoch nicht ausreichend, um die nuklearen Entsorgungskosten zu finanzieren.

(34) Die britische Regierung hat in ihren Umstrukturierungsplan eine Reihe von Instrumenten aufgenommen, um die finanzielle Haftung zumindest für einen Teil der Finanzierung der nuklearen Entsorgungskosten zu übernehmen. Diese neuen Instrumente sollen gleichzeitig mit der Neuregelung des Beitrags von BE zu den Entsorgungskosten eingeführt werden.

(35) Der Umstrukturierungsplan sieht vor, dass der bestehende NDF in einen neuen Fonds, den Fonds für nukleare Verbindlichkeiten („NLF“), erweitert oder durch diesen ergänzt wird. Der NLF ist als Aktiengesellschaft im Besitz einer unabhängigen Treuhandgesellschaft geplant. Er soll die Kosten nicht geregelter Verbindlichkeiten und Stilllegungsverbindlichkeiten in Bezug auf Folgendes decken: a) alle AGR-Brennelemente, die vor dem Termin, an dem alle Bedingungen der Umstrukturierung erfüllt sind, einschließlich der Entscheidung der Kommission über den Umstrukturierungsplan („Termin der tatsächlichen Umstrukturierung“), in Reaktoren von BE geladen wurden, und alle DWR-Brennelemente sowie die Lagerung und Entsorgung betriebsbedingter Abfälle aus den Kraftwerken, b) alle Stilllegungsverbindlichkeiten der Phase 1 von BE und c) alle Stilllegungsverbindlichkeiten der Phasen 2 und 3 von BE, soweit der entstandene Wert des NDF unzureichend ist, um die Stilllegungsverbindlichkeiten der Phasen 2 und 3 bei Fälligkeit von Zahlungen zu decken.

(36) Nach Anlaufen der Umstrukturierung wird BE folgende Beiträge zum NLF leisten: a) feste Stilllegungsbeiträge von 20 Mio. GBP jährlich — gebunden an den Einzelhandelspreisindex —, die jedoch auslaufen, wenn Kraftwerke stillgelegt werden; b) 150 000 GBP, gebunden an den Einzelhandelspreisindex, für jede Tonne DWR-Brennelemente, die in den Reaktor Sizewell B nach dem Termin der tatsächlichen Umstrukturierung geladen wird. Nach Angaben der britischen Behörden entsprechen 150 000 GBP pro Tonne den internationalen Kosten für die Entsorgung abgebrannter Brennelemente; c) 275 Mio. GBP neuer Anleihen für den NFL. Die neuen Anleihen werden hochrangig und ungesichert sein; d) Zahlungen, die sich anfangs auf 65 % des konsolidierten Netto-Cashflows von BE nach Steuern und Finanzierungskosten und nach der Finanzierung der Liquiditätsreserve belaufen („die NLF-Zahlungen“). Diese Zahlungen werden im Folgenden als „die Cashflow-Zahlungen“ bezeichnet. Die Treuhänder des NLF haben außerdem das Recht, zu gegebener Zeit die NLF-Zahlungen vollständig oder teilweise in Aktien von BE umzuwandeln. Solange diese Aktien vom NLF gehalten werden, sind sie stimmrechtslos, soweit sie eine Schwelle von 30 % der Stimmrechte von BE überschreiten.

(37) Der Prozentsatz des Cashflow, auf dem die NLF-Zahlungen beruhen, kann zu gegebener Zeit angemessen angepasst werden, so dass den Aktionären der einbehaltene Cashflow und die Erlöse der Ausgabe neuer BE-Aktien zufließen, und dem NLF und den Aktionären keine Nachteile aus einer etwaigen Entfusionierung, Ausgabe von Wertpapieren an Aktionäre oder anderen unternehmerischen Vorgehensweisen erwachsen.

(38) Die Zahlung der festen Beiträge von 20 Mio. GBP jährlich (indexiert und im Zuge der Stilllegung von Kraftwerken auslaufend) an NLF oder NDF für Stilllegungsverbindlichkeiten wird beschleunigt, um den Netto-Gegenwert zu erreichen (abgezinst zu einem angemessenen Abzinszungssatz für NLF bzw. NDF) und wird im Fall der Insolvenz von BEG oder BEGUK unmittelbar fällig. Die beschleunigte(n) Zahlung(en) wird (werden) von allen wichtigen Unternehmen der BE-Gruppe gewährleistet und durch Belastung ihrer Vermögenswerte besichert.

(39) Die Treuhänder des NLF haben keine Aufgaben oder Verpflichtungen neben der Verwaltung des Fonds und der Tätigung von Zahlungen bei fälligen Ausgaben. Dazu zählt die Entscheidung, ob es für den NLF vorteilhaft wäre, NLF-Zahlungen aufzuschieben oder diese Zahlungen in Eigenkapital umzuwandeln. Die Treuhänder haben keine Befugnis, Verbindlichkeiten oder Finanzierungserfordernisse zu überprüfen oder die Beiträge von BE festzusetzen.

(40) Die britische Regierung wird folgende vier Maßnahmen zur Finanzierung der nuklearen Verbindlichkeiten ergreifen:

— Übernahme der Verantwortung für die Verbindlichkeiten von BE aus alten Verträgen über abgebrannte Brennelemente

(41) Die britische Regierung übernimmt die Verantwortung für die Verbindlichkeiten von BE aus Verträgen zwischen BE und BNFL („alte Verträge über abgebrannte Brennelemente“), die i) die Aufbereitung und/oder Lagerung abgebrannter AGR-Brennelemente betreffen, die in die Reaktoren geladen wurden, bevor die Umstrukturierung anlief, sowie ii) andere Dienstleistungen wie Behälterwartung, Oxid-Management und Schienentransport im Rahmen bestehender Verträge mit BNFL.

(42) Diese Verpflichtung erstreckt sich nicht auf Zahlungen für Brennelemente, die in AGR geladen wurden, nachdem die Umstrukturierung anlief. Diese Kosten werden weiter von BE im Rahmen neuer Verträge getragen, die sich aus Verhandlungen zwischen BE und BNFL ergeben. Sie erstreckt sich auch nicht auf Zahlungen für DWR-Brennelemente, da DWR nicht von BNFL aufbereitet, sondern direkt von BE gelagert wird.

— Verpflichtung, Finanzierungslücken des NLF für Stilllegungsverbindlichkeiten und nicht geregelte Verbindlichkeiten der Phase 1 zu decken

(43) Die britische Regierung verpflichtet sich, Finanzierungslücken des NLF für Stilllegungsverbindlichkeiten und nicht geregelte Verbindlichkeiten der Phase 1 (einschließlich der Kosten für den Bau des Trockenlagers und Brennelementeendlagers Sizewell B) zu decken.

— Verpflichtung, Finanzierungslücken des NLF für Stilllegungsverbindlichkeiten der Phasen 2 und 3 zu decken

(44) Die britische Regierung verpflichtet sich, Finanzierungslücken des NLF hinsichtlich der Phasen 2 und 3 der Stilllegung zu decken.

— Spezifische Steuernichtanrechnung

(45) Die genannten Zusagen der britischen Regierung werden in der Bilanz von BE als Aktivposten erfasst, der in der Gewinn- und Verlustrechnung aktiviert wird. Normalerweise wäre die Zusage steuerpflichtig. Nach Angaben der britischen Regierung würde dies bedeuten, dass die britische Regierung die Höhe der Beihilfe an BE während des Umstrukturierungsprozesses um den Betrag der Steuern aus der Erfüllung der Zusage auffüllen müsste, um zu gewährleisten, dass BE nach der Umstrukturierung zahlungsfähig ist.

(46) Um dies zu vermeiden, führen die britischen Behörden spezifische Steuernichtanrechnungsvorschriften im Rahmen des Stromversorgungsgesetzes ein. Ohne diese Vorschriften würden steuerpflichtige Einnahmen von ca. 3,152 Mrd. GBP anfallen. Nach Angaben der britischen Regierung wurden die Steuerbefreiungsvorschriften so abgefasst, dass BE in Zukunft keine asymmetrischen Steuerbefreiungen gewährt werden. Zukünftige Erhöhungen des Werts der Zusage durch Preisänderungen oder Wertsteigerung werden steuerpflichtig sein, so dass sie der Steuernichtanrechnung von BE entsprechen, wenn die zusätzlichen Aufwendungen in der Gewinn- und Verlustrechnung ausgewiesen werden.

(47) Tabelle 1 enthält eine Bewertung der beschriebenen Beihilfeinstrumente durch die britischen Behörden. Diese Schätzungen des Werts sind mit erheblicher Unsicherheit behaftet. Sowohl die Kosten der befreiten nuklearen Verbindlichkeiten als auch der Beitrag von BE zu diesen Kosten sind höchst ungewiss. Die Verbindlichkeiten werden über extrem lange Zeiträume abgelöst. So geht BE beispielsweise davon aus, dass mit dem Abriss eines AGR frühestens 85 Jahre nach Einstellung der Stromerzeugung begonnen wird, während die Entsorgung abgebrannter Brennelemente unbegrenzt fortgesetzt werden muss. Außerdem gibt es für viele Aufgaben, wie die Stilllegung von AGR, bisher noch keine konkreten Erfahrungen. Der geschätzte Wert der Beihilfe hat sich seit der Anmeldung geändert. Hauptgründe sind höhere Einnahmen aus den Cashflow-Zahlungen aufgrund von Verbesserungen des voraussichtlichen Geschäftsergebnisses von BE, die Auswirkungen der Inflation, die Aktualisierung der im Rahmen der Zusage für alte Verträge über abgebrannte Brennelemente fälligen Beträge, die größere Menge alter abgebrannter Brennelemente wegen des späteren Termins für das Anlaufen der Umstrukturierung und der höhere Wert der Vermögenswerte des Kernkraft-Stilllegungsfonds, der dem aktuellen Marktwert Rechnung trägt. Tabelle 1 Bewertung der Beihilfeinstrumente der Maßnahme A auf der Grundlage der Vorausschätzungen von Juli 2004 (6) (Mio. GBP) Ursprüngliche Vorlage Aktuelle Vorausschätzungen Nettozeitwert (NPV) (abgezinst zu 5,4 % nominal (7)) Gesamte zukünftige Bargeldzahlungen (nicht abgezinst) NPV (abgezinst zu 5,4 % nominal (7)) Gesamte zukünftige Bargeldzahlungen (nicht abgezinst) Verpflichtung für alte Verträge für über abgebrannte Brennelemente 2 185 3 218 2 377 3 067 Verpflichtung für nicht geregelte Verbindlichkeiten 750 3 166 951 3 375 Verpflichtung für Stilllegungsverbindlichkeiten 879 4 917 1 115 5 062 Beiträge von BE zum NLF – 1 432 – 1 845 – 2 007 – 2 510 Vom Ministerium zu zahlende Nettobeträge 197 6 238 59 5 927 Steuernichtanrechnung 916 946 1 047 1 077 Insgesamt 3 298 10 402 3 483 10 071 Ursprüngliche Vorlage: Cashflow bewertet zum März 2003 In Preisen vom Dezember 2002. Aktuelle Vorausschätzungen: Cashflow bewertet zum März 2004 in Preisen vom März 2004.

(48) BNFL versorgt BE mit Brennelementen für alle AGR-Reaktoren und bereitet diese Brennelemente auf oder lagert sie, wenn sie abgebrannt sind (8).

(49) Als Teil des Umstrukturierungsplans hat BNFL, der größte Gläubiger von BE, eingewilligt, seine Verträge mit BE sowohl hinsichtlich der Lieferung von Brennelementen als auch der Aufbereitung abgebrannter Brennelemente zu ändern.

(50) Die Brennelementelieferverträge zwischen BE und BNFL aus der Zeit vor der Umstrukturierung wurden 1997 und 1995 für BEG bzw. BEGUK geschlossen. Sie sollten ursprünglich bis 31. März 2006 gelten, jedoch ab diesem Termin für BEG neu verhandelt und verlängert und für BEGUK möglicherweise verlängert werden.

(51) Die Gebühren für die Lieferung von Brennelementen umfassten einen jährlichen Festbetrag und eine variable Gebühr für jedes gelieferte Brennelement. Die Gebühren wurden vorbehaltlich der Anpassung an den Inflationsindex vereinbart.

(52) Die neu ausgehandelten Brennelementelieferverträge traten am 1. April 2003 durch Zusätze zu den alten Verträgen in Kraft. Die neuen Bedingungen werden auch die Grundlage der neuen Nutzungsdauervereinbarungen für die Lieferung von AGR-Brennelementen nach dem 31. März 2006 bilden, die ab 1. April 2006 in Kraft treten.

(53) Nach den neuen Bedingungen wird der Festbetrag der alten Vereinbarungen auf 5 Mio. GBP jährlich gesenkt, und es wird ein weiterer an die Grundlaststrompreise geknüpfter Abschlag eingeführt, der jedoch auf 15 Mio. GBP begrenzt ist (beides zu Preisen von 2003 und gebunden an den Verbraucherpreisindex). Ansonsten gelten die Preise der alten Verträge.

(54) Sofern mindestens vier der sieben AGR-Kraftwerke am Netz bleiben, wird BE für die Brennelementelieferungen nach dem 1. April 2006 einen Festbetrag von 25,5 Mio. GBP zu zahlen haben, abzüglich des genannten Abschlags, mit einer variablen Gebühr (wie in den bestehenden Verträgen) von 191 000 GBP pro Tonne Uran. Diese Preise sind in Geldwerten vom Juli 2002 ausgedrückt und an den Verbraucherpreisindex gebunden.

(55) Für die Zeit, wenn nur drei oder weniger Kraftwerke am Netz sein werden, kann der Preis auf der Grundlage von Empfehlungen einer gemeinsamen Arbeitsgruppe von BE und BNFL gemäß einer Untersuchung des Optimierungsprogramms für das Ende der Nutzungsdauer der Brennelementefabrik von BNFL festgesetzt werden.

(56) Im Jahr 1995 schlossen die Rechtsvorgänger von BEG und BEGUK („Nuclear Electric“ bzw. „Scottish Nuclear“) langfristige Verträge mit BNFL über die Lagerung und Aufbereitung verstrahlter AGR-Brennelemente und diesbezügliche Dienstleistungen. BEGUK (damals „Scottish Nuclear“) schloss in jenem Jahr einen weiteren Vertrag über die langfristige Lagerung aller AGR-Brennelemente, die über die vereinbarte Menge hinaus anfallen. 1997 schloss auch BEG einen weiteren Vertrag über Entsorgungsdienstleistungen für abgebrannte Brennelemente, der für alle während der Nutzungsdauer der Reaktoren von BEG anfallenden verstrahlten AGR-Brennelemente über die nach dem Vertrag von 1995 hinausgehenden Elemente galt. Alle genannten Verträge werden im Folgenden als „die bestehenden Vereinbarungen über die Entsorgung abgebrannter Brennelemente“ zusammengefasst. Diese sehen die Erbringung von Dienstleistungen bis mindestens 2038 oder 2086 (je nach Art des Abfalls) vor.

(57) Nach den bestehenden Entsorgungsvereinbarungen bleibt BE Eigentümer aller abgebrannten Brennelemente. BEG und BEGUK werden einmal verpflichtet sein, von BNFL die in Glas verschweißten hochradioaktiven Abfälle, abgebrannten Brennelemente, bestimmte mittelaktive Abfälle und wieder aufbereitetes Uran und Plutonium zurückzunehmen, um ihren Verpflichtungen für deren Entsorgung nachzukommen.

(58) Die Preise in diesen Vereinbarungen sind im Wesentlichen Festpreise, die an die Inflation angepasst werden, und im Fall der Lagerung und Wiederaufbereitung von der Menge der Brennelemente abhängen. Die Preise der ursprünglichen Verträge von 1995 enthalten auch Beträge für die Stilllegung der Thermaloxid-Wiederaufarbeitungsanlage THORP in Sellafield, in der AGR-Brennelemente wiederaufbereitet werden. Angesichts der Art der von BNFL erbrachten Dienstleistungen ist BE verpflichtet, die Zahlungen für gelieferte Brennelemente unabhängig davon fortzusetzen, ob es die Verträge für nicht gelieferte Brennelemente beendet.

(59) Die Zahlungsströme für die Lagerungs- und Wiederaufbereitungsverträge von 1995 sind gebunden und erfolgen in monatlichen Zahlungen bis zur Erfüllung der Verträge im Jahr 2086. Dem Zahlungsstrom für den Vertrag von 1997 liegen Zeitplan und Menge der an BNFL gelieferten Brennelemente zugrunde. Die Zahlungen haben die Form eines Pauschalbetrags, der nach einem festgelegten Plan gezahlt wird.

(60) Die neu ausgehandelte Vereinbarung über die Entsorgung abgebrannter Brennelemente (nachstehend „die neuen Vereinbarungen über die Entsorgung abgebrannter Brennelemente“) sieht eine unterschiedliche Regelung vor, je nachdem, ob die entsorgten Brennelemente vor oder nach dem Termin der tatsächlichen Umstrukturierung geladen wurden.

(61) Die wichtigsten Änderungen für Brennelemente, die vor dem Termin der tatsächlichen Umstrukturierung geladen wurden, sind: a) Der Zeitplan für die Zahlungen wird so verkürzt, dass der Nettozeitwert der künftigen Zahlungen, der gemäß den Abzinsungssätzen für die britische öffentliche Hand berechnet wird, unverändert bleibt. b) Die Vertragsbeendigungsklauseln werden so geändert, dass die Verträge ohne Rückgriff auf BE auslaufen, falls es trotz der Umstrukturierung insolvent werden sollte. Die britischen Behörden haben erklärt, dass es in diesem Fall wahrscheinlich wäre, dass diese Brennelemente am Standort Sellafield von BNFL weiter entsorgt werden und dass die britische Regierung oder der NLF entsprechende vertragliche Vereinbarungen mit BNFL oder einem Nachfolgeunternehmen eingehen müssten. Die britischen Behörden gehen für diesen Fall davon aus, dass für diese neuen Vereinbarungen eine Überprüfung sämtlicher zu diesem Zeitpunkt maßgeblicher Umstände, einschließlich der geltenden Vertragsbedingungen, vorgenommen wird.

(62) Die wichtigsten Änderungen für Brennelemente, die an dem tatsächlichen Zeitpunkt der Umstrukturierung oder danach geladen werden, sind: a) Das Eigentum an den abgebrannten Brennelementen geht zu dem Zeitpunkt auf BNFL über, zu dem BNFL das Risiko für deren Entsorgung übernimmt (d. h. mit der Lieferung der abgebrannten Brennelemente an BNFL). Nach diesem Zeitpunkt entstehen BE keine weiteren Verpflichtungen für diese Brennelemente. b) Die Zahlungen für die Entsorgung der abgebrannten Brennelemente erfolgen in Bezug auf den Zeitpunkt, zu dem die unverstrahlten Brennelemente in die Reaktoren von BE geladen werden, und nicht zu einem späteren Zeitpunkt (beispielsweise der Lieferung abgebrannter Brennelemente an BNFL) entsprechend einem jährlich abgestimmten Ladeplan. c) Der Grundpreis für abgebrannte Brennelemente beläuft sich auf 150 000 GBP pro Tonne Uran, zahlbar beim Einladen der nicht verstrahlten Brennelemente zu Preisen von 2003. Danach ist der Preis an den Verbraucherpreisindex gebunden. Jedes Jahr wird der Preis nach einer Formel entsprechend der von AGR-Kraftwerken erzeugten Strommenge und des Werts von Grundlaststrom in England und Wales nach oben oder unten angepasst, um BE vor Schwankungen des Strompreises zu schützen. Der Grundpreis für die Entsorgung abgebrannter Brennelemente liegtbei 0,6 GBP/MWh vor der Anpassung nach oben oder unten.

(63) Tabelle 2 zeigt die Auswirkungen von Änderungen an den Brennelementelieferverträgen mit BNFL für BE, die von den britischen Behörden nach drei Szenarien für die Entwicklung des Strommarkts ermittelt wurden. Tabelle 2 Auswirkungen von Änderungen der Brennelementelieferverträge mit BNFL (Mio. GBP) Berechnung der Einsparungen bei der Lieferung von Brennelementen Jahr bis 31. März 2004 2005 2006 2007 2008 Kosten vor der Umstrukturierung — Banken und Aufwärtsfall 221 247 232 203 213 — Abwärtsfall 216 241 227 198 208 Kosten nach der Umstrukturierung — Banken 206 231 218 188 201 — Aufwärtsfall 207 231 227 198 207 — Abwärtsfall 200 220 205 176 186 Einsparungen — Banken 15 16 14 15 12 — Aufwärtsfall 14 16 5 5 6 — Abwärtsfall 16 21 22 22 22

(64) Die britischen Behörden haben erklärt, dass genaue Angaben zu den Einsparungen von BE nach 2006 schwierig wären, da das Auslaufen der Brennelementelieferverträge für 2006 geplant ist. Eine Ermittlung des Vorteils der Änderungen für BE müsste daher dem Vorteil Rechnung tragen, der BNFL aus der Verlängerung der Verträge bis zum Ende der Nutzungsdauer der Kraftwerke von BE erwächst und der sich in den neuen Vertragspreisen niederschlägt. Angesichts dieser Ungewissheiten belaufen sich laut britischen Behörden die Kosteneinsparungen während der Nutzungsdauer der Kraftwerke nach internen Schätzungen von BE auf 239 Mio. GBP (nicht abgezinst) bzw. 140 Mio. GBP (abgezinst zu einem Realzins von 3,5 % (9)). Tabelle 3 zeigt die von den britischen Behörden geschätzten Auswirkungen für BE der Änderungen an den Verträgen mit BNFL über abgebrannte AGR-Brennelemente gemäß den drei möglichen Szenarien (10). Der Nettozeitwert ist anhand des für die öffentliche Hand geltenden Abzinsungssatzes von 3,5 % real berechnet. Diese Tabelle geht nur auf die Auswirkungen der Preisänderungen für Brennelemente ein, die zum Zeitpunkt der tatsächlichen Umstrukturierung oder danach geladen wurden. Die Auswirkungen der Vertragsänderungen für Brennelemente, die vor dem Zeitpunkt der tatsächlichen Umstrukturierung geladen wurden, sind schwer zu bestimmen, da sie nur eintreten würden, wenn BE insolvent wird. Außerdem sei der Vorteil der Übertragung des Eigentums an abgebrannten Brennelementen und der damit verbundenen Verbindlichkeiten auf BNFL für BE nach Angaben der britischen Behörden schwer abzuschätzen. Laut britischen Behörden liegt der Vorteil dieser Eigentumsübertragung für BE nach unverbindlichen Schätzungen bei etwa 1,421 Mrd. GBP (nicht abgezinst) und 148 Mio. GBP (abgezinst zu 5,4 % nominal). Dieser Vorteil ist in Tabelle 3 nicht enthalten. Tabelle 3 Auswirkungen der Änderungen an zukünftigen Verträgen für abgebrannte AGR-Brennelemente auf den Nettozeitwert (11) (Mio. GBP) Nettozeitwert Nicht abgezinste Zahlungen insgesamt Vor der Umstrukturierung — Banken 592 1 117 Nach der Umstrukturierung — Banken 418 558 — Aufwärtsfall 881 1 204 — Abwärtsfall 3 4 Einsparungen — Banken 174 559 — Aufwärtsfall – 289 – 87 — Abwärtsfall 589 1 113

(65) Ursprünglich erwarben die beiden Vorgängerunternehmen von BEG und BEGUK selbst die Uranverbindungen zur Lieferung an BNFL, das diese für die Herstellung von Brennelementen für die AGR-Kraftwerke verwendete. Das Vorgängerunternehmen von BEGUK übertrug seine Beschaffungsverträge für Uranverbindungen anschließend auf BNFL. Die bestehenden Verträge waren langfristig und nur für die relativ geringen Mengen ausreichend, die von BEGUK benötigt wurden. Diese Änderung war für BNFL eine schwache Grundlage für den Aufbau einer Geschäftseinheit zur Beschaffung und Lieferung von Uranverbindungen.

(66) Als Teil der Neuaushandlung der Verträge zwischen BE und BNFL über die künftige Lieferung von Brennelementen von BNFL an BE wurde vereinbart, dass BEG auch seine Beschaffungsverträge für Uranverbindungen auf BNFL überträgt, das somit für die künftigen Vereinbarungen zur Beschaffung von Uranverbindungen für Brennelemente der AGR-Kraftwerke von BEG verantwortlich wird.

(67) Gleichzeitig wird BNFL die Uranverbindungsbestände von BEG erwerben, deren Buchwert mit bis zu 67 Mio. GBP angesetzt ist.

(68) Als Teil des Umstrukturierungsplans hat BE Vereinbarungen („das Moratorium“) über eine Stundung (unter bestimmten Voraussetzungen) der Zahlungen an BNFL und eine Reihe anderer wichtiger Gläubiger („die Hauptgläubiger“) geschlossen, zu denen die Inhaber der Mehrzahl der von BE in den Jahren 2003, 2006 und 2016 ausgegebenen Sterling-Anleihen zählen („die Anleihegläubiger“), das Eggborough-Bankenkonsortium einschließlich der Royal Bank of Scotland als Akkreditivgeber („RBS“) (zusammen die „Bankkreditgeber“) und die Vertragsparteien von drei Strombezugsverträgen („PPA“) und Ausgleichsverträgen: Teaside Power Limited („TPL“), Total Fina Elf („TFE“) und Enron (nachstehend gemeinsam die „PPA-Vertragsparteien“).

(69) Nach den Moratoriumsvereinbarungen beginnt diese Stillhaltezeit am 14. Februar 2003 und endet frühestens am 30. September 2004 bei Eintritt eines Beendigungsereignisses oder dem Abschluss der Umstrukturierung. Für diesen Zeitraum haben BNFL und die Hauptgläubiger mit BE vereinbart, dass sie keine Schritte zur Einleitung eines Insolvenzverfahrens unternehmen oder zur Beschleunigung der Zahlung der von BE fälligen Beträge unternehmen werden.

(70) Die Verpflichtungen von BE, BNFL und der Hauptgläubiger im Rahmen des Moratoriums werden in den Erwägungsgründen 71 bis 73 beschrieben.

(71) Im Rahmen des Moratoriums a) werden Zinsen an die Anleihegläubiger und die Eggborough-Banken im Rahmen der bestehenden Vereinbarungen weiter gezahlt; b) werden Zinsen von 6 % jährlich an RBS (für die Kreditbesicherung) auf einen Betrag von 34 Mio. GBP und an die PPA-Vertragsparteien auf ihre Forderungsbeträge (RBS 37,5 Mio. GBP; TPL 159 Mio. GBP; TFE 85 Mio. GBP; Enron 72 Mio. GBP) gezahlt; c) erhält EPL Beträge, die für seine Betriebskosten und Investitionsausgaben anfallen; d) bezieht BE bis zum Abschluss der Umstrukturierung Strom von TPL zu Festpreisen gemäß der aktuellen Strompreisentwicklung; e) erwachsen BNFL Zinsen für die im Rahmen der bestehenden Vereinbarungen über die Entsorgung von abgebrannten Brennelementen ab 1. April 2003 geschuldeten Beträge, auf die es verzichtet, wenn die Umstrukturierung stattfindet. Beträge, die im Rahmen der bestehenden Vereinbarungen über die Entsorgung von abgebrannten Brennelementen für Brennelemente auflaufen, die vor dem Termin der tatsächlichen Umstrukturierung geladen wurden, werden eingefroren, soweit sie die Beträge überschreiten, die zu zahlen gewesen wären, wenn die neuen Vereinbarungen über die Entsorgung abgebrannter Brennelemente ab 1. April 2003 wirksam gewesen wären, und es wird darauf verzichtet, wenn die Umstrukturierung stattfindet.

(72) Im Rahmen des Moratoriums a) friert BNFL von November 2002 bis 31. März 2003 alle im Rahmen der bestehenden Vereinbarungen über die Entsorgung abgebrannter Brennelemente fälligen Zahlungen ein. Ab 1. April 2003 stundet BNFL die Zahlung der Differenz zwischen den fälligen Zahlungen nach den bestehenden und den neuen Vereinbarungen über die Entsorgung abgebrannter Brennelemente; b) stunden die Anleihegläubiger die Zahlung der Hauptsumme, die im Rahmen der Anleihen von 2003 fällig wird; c) stunden die Eggborough-Banken die Rückzahlung der Hauptsumme und anderer im Rahmen des Kapazitäts- und Langzeitliefervertrags („CTA“) fälliger Zahlungen mit Ausnahme der Zahlungen, die Teil der fortlaufenden Verpflichtungen von BE sind; d) stundet RBS die Zahlung aller Beträge bezüglich der RBS-Rückbürgschaft, der Kompositbürgschaft oder des Akkreditivs, und e) stunden die PPA-Vertragsparteien die Zahlung aller Beträge, die sich aus den PPA ergeben, mit Ausnahme der Beträge, die Teil der fortlaufenden Verpflichtungen von BE sind.

(73) Die Verpflichtungen eines Hauptgläubigers im Rahmen des Moratoriums enden, wenn der Hauptgläubiger BE die Beendigung mitteilt und eines der folgenden Ereignisse eintritt: a) Es besteht ein Zahlungsverzug von mehr als 20 Geschäftstagen für nicht gestundete an diesen Hauptgläubiger fällige Beträge. b) Ein Liquidations- oder Zwangsverwaltungsantrag wird in bezug auf BE oder eines seiner Tochterunternehmen gestellt. c) Die britische Regierung stellt einen schriftlichen Antrag auf Rückzahlung der Kreditfazilität oder einer von ihr besicherten Ersatzfazilität durch die Geschäftsbanken und der entsprechenden Gegengarantie durch BE und seine Tochterunternehmen zugunsten der britischen Regierung. d) Die erforderlichen Genehmigungen wurden von dem Eggborough-Kreditfazilitätsvermittler, RBS, dem TPL-Bankenkonsortium oder Enron nicht erteilt. e) BE oder eines seiner Tochterunternehmen versendet Unterlagen, nach denen eine andere Verteilung als die gemäß den mit den Hauptgläubern vereinbarten Konditionen vorgesehen ist.

(74) In Tabelle 4 sind die liquiden Mittel aufgeführt, die BE nach Angaben der britischen Behörden im Rahmen der Stillhaltevereinbarungen einspart, falls die tatsächliche Umstrukturierung am 31. März 2004 beginnt. Tabelle 4 Von BE durch Stillhaltevereinbarungen eingesparte liquide Mittel (Mio. GBP) Im März 2003 endendes Jahr Im März 2004 endendes Jahr BNFL 132 265 Anleihegläubiger 110 0 Eggborough-Banken 47 40 TPL 13 33 TFE 3 14 Enron 4 19 MwSt-Auswirkungen 0 – 8 Zinsauswirkungen – 9 – 21 Auswirkungen des Moratoriums 300 342 Kumulative liquide Mittel 300 642

(75) Zusätzlich zu dem Moratorium sieht der Umschuldungsplan vor, dass die Forderungen der Hauptgläubiger umstrukturiert und umgeschuldet werden. Am 14. Februar 2003 schloss BE eine unverbindliche Vereinbarung mit den Hauptgläubigern über einen Kompromiss für die Verteilung ihrer Forderungen.

(76) Die Verbindlichkeiten an die Hauptgläubiger, über die eine Einigung zu erzielen war, beliefen sich gemäß den nicht beglaubigten Abschlüssen von BE für die sechs Monate vor dem 30. September 2002 auf folgende Beträge: — Anleihegläubiger: 408 Mio. GBP, — Kreditbanken: 490 Mio. GBP, — PPA-Vertragspartner: 365 Mio. GBP.

(77) In den Moratoriumsbedingungen wurden die Forderungsbeträge der PPA im Rahmen des Umschuldungspakets seither auf 316 Mio. GBP festgesetzt.

(78) Die Verbindlichkeiten werden wie folgt umgeschuldet: a) 275 Mio. GBP neue Anleihen werden an die Anleihegläubiger, Kreditbanken, RBS, TPL, TFE und Enron ausgegeben; b) mit den Eggborough-Banken wird ein geänderter CTA mit einer finanziellen Rentabilität für die Banken im Wert von 150 Mio. GBP neuer Anleihen vereinbart; c) Stammaktien von BE werden an die Anleihegläubiger, die Kreditbanken, RBS, TPL, TFE und Enron ausgegeben.

(79) BE hat seine Handelsstrategie geändert, um seine Produktions- und Preisrisiken zu senken. Die Änderungen sind Teil des Umstrukturierungspakets zur Stärkung der finanziellen Solidität von BE.

(80) BE ist einer der größten Stromerzeuger im Vereinigten Königreich, der über 20 % zur britischen Stromerzeugung beiträgt. Seine Stromerzeugung besteht zu 83 % der Kapazität aus Kernkraftwerken und zu 17 % der Kapazität aus Kohlekraftwerken. Insgesamt kann BE ca. 75 TWh Strom jährlich erzeugen.

(81) Der Vertriebshändler von BE, BEPET, ist für den Verkauf des von BE erzeugten Stroms verantwortlich. BEPET hat die Aufgabe, die Preisschwankungen des Strommarktes für BE abzufedern und für BE möglichst hohe Verkaufpreise zu erzielen. Da 83 % der Stromerzeugungskapazität von BE aus Kernkraftwerken besteht, konzentriert sich BEPET auf den Verkauf dieser überwiegend kontinuierlichen Produktion.

(82) Das Kohlekraftwerk Eggborough ist ein wichtiger Bestandteil der Produktionspalette. Es bietet Produktionsflexibilität, um auf Änderungen der Nachfrage reagieren zu können, und eine wertvolle „Sicherheit“, falls Kernkraftwerke vom Netz genommen werden müssen. Es bietet auch Flexibilität gegenüber den Großabnehmern in Industrie und Gewerbe und einem Teil des Großhandelsgeschäfts.

(83) Um das Marktpreisrisiko von BE zu begrenzen und gleichzeitig am Markt möglichst hohe Preise zu erzielen, verkauft BEPET die Produktion im Voraus. BEPET versucht wie andere Stromerzeuger, 100 % des zu erzeugenden Stroms verkauft zu haben, um die übliche Volatilität der Preise aufgrund des Ausgleichsmechanismus zu umgehen. Durch den Vorausverkauf kann das Unternehmen sicherstellen, dass die zukünftige Produktion zu den in jenem Zeitpunkt geltenden Preisen verkauft wird, und in einigen Fällen diese Preise festsetzen.

(84) BEPET verfügt über eine Reihe von Kanälen für den Verkauf des von BE erzeugten Stroms. Es verkauft 32 % des gesamten Stroms im Direktvertrieb. Der Direktvertrieb ist organisch gewachsen und bildet ein Kernelement der Geschäftsstrategie von BE.

(85) Auf den Einzelhandelsmarkt entfällt nur ein kleiner Teil der Produktion von BE im Vergleich zu anderen großen Stromerzeugern in Großbritannien. Das Wachstum von BE auf diesem Markt dient vor allem der Diversifizierung der Lieferkanäle für den erzeugten Strom und weniger der Erschließung des Einzelhandelsmarkts. BE erzielt eine Bruttogewinnspanne von ca. 2 % (12) bei seinen Direktverkäufen, was die Wettbewerbslage auf diesem Markt widerspiegelt.

(86) Zu den Gründen für die finanziellen Schwierigkeiten von BE im September 2002 zählten drei preislich überhöhte Strombezugsverträge und Ausgleichsgeschäfte, die es in seiner früheren Handels- und Geschäftstätigkeit eingegangen war. Diese wurden in den Kompromiss einbezogen, der mit den Hauptgläubigern als Teil des Umstrukturierungspakets erzielt wurde.

(87) An erster Stelle ist der Vertrag mit TFE zu nennen. Im Vergleich mit den heutigen Marktpreisen war der Preis im Rahmen dieses Vertrags sehr hoch. Der Vertrag wurde 1997 geschlossen, zu einer Zeit, als die Preise im Durchschnitt deutlich höher waren als heute. Die an TFE fällige Forderung beläuft sich auf 85 Mio. GBP.

(88) An zweiter Stelle folgt der Swap-Vertrag mit Enron vom 1. April 1996, bei dem es sich um ein Finanzvergleichsinstrument handelt, das auf der Differenz zwischen den Poolpreisen zu Spitzenzeiten und zu nachfrageschwachen Zeiten beruht. Der Vertrag wurde von BE vor dem Erwerb von Eggborough geschlossen. Er sollte als Absicherung vor den Schwankungen des zunehmenden Geschäfts mit gewerblichen Abnehmern von BE dienen. Die an Enron für diesen preislich überhöhten Strombezugsvertrag im Rahmen des Umstrukturierungspakets fällige Forderung beläuft sich auf 72 Mio. GBP.

(89) Drittens handelt es sich um den Vertrag mit TPL, den BE 1999 bei der Übernahme von SWALEC übernahm. Der Vertrag wurde ursprünglich am 26. Juni 1991 unterzeichnet. Er ist preislich erheblich überzogen. Der an TPL für diesen Strombezugsvertrag im Rahmen des Umstrukturierungspakets fällige Betrag beläuft sich auf 159 Mio. GBP.

(90) Als Teil des Umstrukturierungspakets hat BE beschlossen, für einen größeren Teil seiner Produktion mittelfristige Festpreisverkäufe einzugehen. Nach Angaben der britischen Regierung wird die Umsetzung dieser Strategie die Volatilität der Geldbewegungen verringern und die längerfristige Rentabilität des Unternehmens stärken.

(91) Nach der neuen Strategie werden Vorausverkäufe der Produktion dazu führen, dass das Unternehmen einen größeren Teil seiner Produktion für die nächsten drei bis fünf Jahre zu einem Festpreis verkauft, womit BEPET den Wert eines größeren Teils des künftig erzeugten Stroms festsetzen kann.

(92) Hauptziele der neuen Handelsstrategie sind i) die Begrenzung von Preisrisiken durch das Eingehen weiterer Festpreisverträge, ii) die Erhaltung einträglicher Vertriebskanäle für erhebliche Strommengen und iii) die Erzeugung zusätzlicher liquider Mittel, um ausreichende finanzielle Reserven zu bilden.

(93) Seit Festlegung der neuen Strategie Anfang Dezember 2002 ist es BE gelungen, zusätzliche 14,8 TWh im Direktvertrieb von 2003 bis 2006 durch die Erneuerung von Jahresverträgen zu verkaufen und einige Mehrjahresverträge zu verlängern. Bis zum 6. März 2003 hat BE auch Verhandlungen mit einer Reihe von Großhandelspartnern über strukturierte Geschäfte geführt.

(94) Am 6. Februar 2003 wurde ein wichtiger Vertrag mit British Gas Trading Limited über den Verkauf von ca. 10 TWh jährlich bis 1. April 2007 unterzeichnet, von denen mehr als die Hälfte zu einem Festpreis abgenommen wird.

(95) Die neuen Verträge mit BNFL gewährleisten auch eine gewisse Strompreissicherung für BE, da sie die Bindung der variablen Preise für AGR-Brennelemente an die Strompreise und Entsorgungsdienstleistungen für abgebrannte AGR-Brennelemente vorsehen. Bei den aktuellen Marktpreisen gewährleisten die neuen Vereinbarungen mit BNFL eine teilweise Absicherung für ca. 60 % der AGR-Produktion von BE von ca. 58 TWh jährlich.

(96) BE will sich in seiner mittelfristigen Strategie auf folgende Ziele konzentrieren: a) Betrieb seiner Kernkraftwerke gemäß des weltweiten Sicherheits- und Leistungsniveaus; b) Erhöhung der Sicherheit und Verbesserung von Produktivität und Wettbewerbsfähigkeit; c) Aufrechterhaltung eines zuverlässigen Marktzugangs und Abbau der Abhängigkeit von den Großhandelspreisen. Dies soll über die Vertragsbedingungen, den Zugang zur flexiblen Stromerzeugung durch Eggborough, den Direktvertrieb und die Konzentration auf die gewerblichen Abnehmer erreicht werden; d) Entwicklung eines rentablen Geschäfts mit erneuerbaren Energiequellen zur Verbesserung der Wettbewerbsfähigkeit des Direktvertriebs; e) Fortsetzung der Mitwirkung an den von der EU geförderten Aktivitäten zur Verbesserung der Reaktorsicherheit in der ehemaligen Sowjetunion und in Osteuropa.

(97) Am 23. Dezember 2002 erklärte BE, dass es folgende verbindliche Zusagen über den Verkauf seiner Beteiligung von 82,4 % an Bruce Power gemacht hatte: 79,8 % an ein Konsortium aus Cameco, BPC Generation Infrastructure Trust und TransCanada PipeLines Limited (zusammen das „Konsortium“) und 2,6 % an die Power Workers’ Union Trust No1 und The Society. Außerdem stimmte das Konsortium zu, die 50 %-Beteiligung von BE an Huron Wind, einem Windkraftprojekt in Ontario zu kaufen. Der Verkauf von Bruce Power und Huron Wind an das Konsortium wurde am 14. Februar 2003 geschlossen. BE erhielt dafür 678 Mio. CAD in bar. Darüber hinaus erwartet BE, bis zu 140 Mio. CAD zu erhalten, die vom Neustart von zwei Bruce A-Einheiten abhängig sind und sich auf Anderkonten befinden.

(98) Der ursprüngliche Erlös von 275 Mio. GBP wurde abzüglich bestimmter Beträge für Transaktionskosten auf ein Konto zu Lasten von DTI eingezahlt, das von DTI im Rahmen der Vereinbarung über die Rettungskreditfazilität („CFA“) genehmigt wurde.

(99) Exelon Generation Company, LLC („Exelon“) und British Energy Investment Ltd. haben Angebote für ihre jeweiligen Beteiligungen an AmerGen im Hinblick auf einen Verkauf von AmerGen eingeholt. Am 22. Dezember 2003 haben die Aktionäre von BE dem Verkauf der 50 %-Beteiligung von BE an AmerGen an Exelon Generation Company LLC zugestimmt. BE erhielt ca. 277 Mio. USD in bar.

(100) Eine Reihe lokaler Behörden hat der zinsfreien Stundung der Zahlung von Körperschaftssteuern durch BE zugestimmt.

(101) Nach Angaben der britischen Behörden handelt es sich dabei um folgende Behörden: — Lancaster City Council für das Kraftwerk Heysham, in Höhe von 1 775 240 GBP; — Shepway District Council für das Kraftwerk Dungeness in Höhe von 578 524 GBP; — Hartlepool Borough Council für das Kraftwerk Hartlepool in Höhe von 447 508 GBP; — North Ayrshire Council für das Kraftwerk Hunterston in Höhe von 735 947 GBP; — East Lothian Council für das Kraftwerk Torness in Höhe von 765 986 GBP.

(102) Insgesamt wurden Ratenzahlungen von 4 303 205 GBP von November 2002 auf Februar 2003 verschoben. Hinsichtlich der Maßnahme G wurden die Steuern von BE im Februar 2003 vollständig gezahlt und die Zinsen von 65 656,24 GBP für den Zahlungsverzug am 7. Oktober 2003 gezahlt. Die Zinsen wurden anhand des Bezugszinssatzes für das Vereinigte Königreich von 6,01 % bis zum 31. Dezember 2002 und 5,42 % für die Zeit danach berechnet.

c) Finanzielle Auswirkungen des Umstrukturierungspakets

(103) Vor der Erläuterung der Auswirkungen des Umstrukturierungsplans auf die Rentabilität von BE gingen die britischen Behörden auf die wirtschaftlichen Aspekte der Stromerzeugung aus Kernkraft ein. Bei der Analyse der wirtschaftlichen Aspekte der Stromerzeugungstätigkeit von BE wird in der Anmeldung zwischen den vermeidbaren Kosten und den nicht vermeidbaren Kosten für den Betrieb der Kraftwerke von BE unterschieden. Kernkraftwerke sind geprägt durch sehr hohe nicht vermeidbare Kosten und vergleichsweise niedrige vermeidbare Kosten, insbesondere kurzfristige Grenzkosten. Nach Angaben der britischen Behörden ist der Betrieb von Kernkraftwerken wirtschaftlich sinnvoll, da die Entscheidung Strom zu erzeugen, durch die Höhe der vermeidbaren Kosten bestimmt wird und Kernkraftwerke die niedrigsten kurzfristigen Grenzkosten haben.

(104) Die britischen Behörden machen geltend, dass BE bei einer erfolgreichen Umstrukturierung keine strukturellen Verluste mehr erzielen würde. Der Plan sei geeignet, die Ursachen der Schwierigkeiten von BE zu beseitigen und langfristig die Rentabilität wiederherzustellen. Er werde insbesondere die Geschäftsstrategie von BE verbessern, die darin besteht, die nicht abgesicherte Position auszugleichen, BE von einem Teil seiner sehr hohen Fixkosten durch die Übernahme alter Nuklearverbindlichkeiten zu entlasten und BE in die Lage zu versetzen, ausreichende Barreserven aufzubauen, um seinen Fortbestand zu sichern.

(105) Das Ziel des Umstrukturierungsplans von BE ist die Umstrukturierung seiner Kosten und Verbindlichkeiten und die Schaffung einer stabilen Kapitalstruktur, damit es als rentables Unternehmen langfristig tätig bleiben kann. Die britische Regierung geht davon aus, dass BE als finanziell lebensfähig anzusehen ist, wenn das Unternehmen rentabel ist, einen positiven Kapitalfluss hat und seine Tätigkeit fortlaufend finanzieren kann.

(106) Folgende Bestandteile des Umstrukturierungsplans wurden entwickelt, um die finanzielle Lebensfähigkeit zu erzielen: a) Verkauf der Anteile von BE an Bruce Power und AmerGen, um Liquiditätsreserven im Unternehmen aufzubauen, die finanzielle Solidität zu verbessern und das Spektrum der Geschäftstätigkeiten zu verringern; b) Verringerung der Kostenbasis von BE durch Verhandlungen mit den Hauptgläubigern, um einen Kompromiss über ihre alten Forderungen zu erzielen und ein Moratorium bis zum Abschluss der Umstrukturierung zu vereinbaren im Austausch gegen neue Schulden und eine neue Beteiligung an BE nach Abschluss der Umstrukturierung; c) die Übernahme der Kosten bestimmter nuklearer Verbindlichkeiten durch die britische Regierung und die Neuaushandlung von Front-End- und Back-End-Brennelementebezugsverträgen mit BNFL; die neuen Geschäftsvereinbarungen mit BNFL haben das Risiko ungünstiger Strompreisentwicklungen für BE gemindert; d) Umsetzung einer neuen Handelsstrategie, um die mit dem Großhandelsstrommarkt und der Preisentwicklung für BE verbundenen Risiken zu mindern.

(107) Nach Angaben der britischen Behörden wurde der Umstrukturierungsplan entwickelt, um eine wesentliche Anforderung an die finanzielle Rentabilität zu erfüllen, und zwar die Fähigkeit des Unternehmens, seine Aktivitäten zu finanzieren. Da das Unternehmen wahrscheinlich Schwierigkeiten haben würde, eine Finanzierung von Banken oder über den Anleihemarkt zu erlangen, insbesondere angesichts der relativ kleinen Zahl von Kreditgebern, die bereit wären, ein Kernenergieunternehmen zu finanzieren, muss der Umstrukturierungsplan als Alternative zu einer externen Finanzierung angesehen werden. Der Plan sieht die Schaffung und den Aufbau von Barreserven vor. Diese Barreserven sollen das Unternehmen in die Lage versetzen, Stromhandelsverträge zu schließen, die Sicherheiten erfordern, und eine Verknappung liquider Mittel ohne Rückgriff auf eine externe Finanzierung zu überstehen. Der Umstrukturierungsplan sieht die Bildung von zwei Reserven vor: eine Barsicherheitsreserve und eine Betriebsausfall- und Liquiditätsreserve. Die Reserven dieser zwei getrennten Pools sollen fungibel sein, so dass die Abschaltungs- und Liquiditätsreserve in Anspruch genommen werden kann, um zusätzliche Anforderungen an die Stellung von Sicherheiten zu erfüllen und umgekehrt. Dadurch soll die finanzielle Solidität von BE weiter verbessert werden.

(108) BE hat folgende Maßnahmen unternommen, um seinen Kassenmittelbestand zu verbessern: a) Dämpfung der Auswirkungen saisonaler Schwankungen durch die Steuerung der Zahlungsmodalitäten, wo immer dies möglich ist, b) weitere Kostensenkungsinitiativen, c) Unterlegung von Direktvertriebsforderungen durch Wertpapiere.

(109) Darüber hinaus hat BE eine Unternehmensplanung durchgeführt, die zu einer Aktualisierung der finanziellen Vorausschätzungen geführt hat, und hat die Fragen im Zusammenhang mit der Leistung seiner Anlagen eingehend geprüft.

(110) In der Zeit bis 31. März 2004 wurden die Barreserven aus zwei Quellen aufgebaut: die Stillhaltevereinbarung (Maßnahme C) und der Verkauf von Vermögenswerten (Maßnahme F) nach Rückzahlung der ausstehenden Verbindlichkeiten aus der Rettungsbeihilfe in Form der Kreditfazilität.

(111) Die britischen Behörden haben drei finanzielle Szenarien entwickelt, um den variablen Größen Rechnung zu tragen, von denen die Finanzlage von BE besonders abhängt: Stromerzeugungsleistung und Strompreise. Die Finanzplanzung wurde von Deloitte & Touche in ihrer Eigenschaft als Wirtschafts- und Energiemarktberater der britischen Regierung überprüft. Die Annahmen für Produktion und Investitionsausgaben in der Unternehmensplanung wurden von WS Atkins in ihrer Eigenschaft als technische Berater von BE und Citigroup überprüft sowie von Stone & Webster Management Consultants Inc. in ihrer Eigenschaft als technische Berater der britischen Regierung.

(112) Bei der Überprüfung wurde drei wichtigen Änderungen seit der ursprünglichen Anmeldung im März 2003 Rechnung getragen, nämlich der Höhe der Strompreise, dem Leistungsverbesserungsprogramm (Performance Improvement Programme — PIP) zur Verbesserung der Zuverlässigkeit von Kernkraftwerken und der Stellung von Sicherheiten für Handelstätigkeiten.

(113) Die Strompreise haben sich in den letzten Monaten erheblich geändert. Nach Angaben der britischen Behörden liegen die Strompreise derzeit über 28 GBP/MWh im Vergleich zu 16,4 GBP/MWh im März 2003. Hauptfaktoren für Änderungen bei den Strompreisvorausschätzungen sind die Entwicklung der Brennstoffpreise (Kohle, Gas, Öl), die durch das europäische Emissionshandelssystem eingeführte Preisbelastung für Kohlenstoff und die Kapazitätsreservespannen.

(114) Die Kernkraftwerke von BE waren im internationalen Vergleich stets weniger leistungsfähig. Die ältesten Kraftwerke litten unter Investitionsdefiziten, und in allen Kraftwerken besteht ein Bedarf an Verbesserungen sowie ein hohes kurzfristiges Ausfallrisiko. BE hat daher Sanierungspläne für die Kraftwerke entwickelt. Das PIP soll Vorteile aufgrund von Veränderungen in der Unternehmenskultur und -organisation und erhöhten Investitionen in Kapital und Personal bringen. Dies soll im Laufe der Zeit zur Verbesserung der Zuverlässigkeit der Kraftwerke und zu Produktionssteigerungen führen.

(115) BE hat dem jüngsten deutlichen Anstieg der Besicherungsanforderungen aufgrund der gestiegenen Marktpreise Rechnung getragen.

(116) Um die Auswirkungen alternativer Annahmen für Stromerzeugung und Strompreise auf die Finanzlage von BE zu ermitteln, hat BE einen „Aufwärtsfall“ und einen „Abwärtsfall“ erwogen, die beide der Entwicklung der Strompreise, den Vorteilen aufgrund des PIP und dem voraussichtlichen Besicherungsbedarf Rechnung tragen: a) der „Aufwärtsfall“, der die Grundlage des Jahreshaushalts von BE bildet und der Festsetzung der Leistungsziele dient; er entspricht weitgehend dem in dem Beschluss zur Einleitung des Verfahrens beschriebenen Aufwärtsfall; b) der „Wiedernotierungsfall“, der die Grundlage für öffentliche Erklärungen und Veröffentlichungen im Börsenprospekt ist; er ist als ein „Bankfall“ zu sehen. Die Preise im Wiedernotierungsfall leiten sich aus den Zukunftsprojektionen bei Anwendung eines Marktmodells ab, das die Erwartungen von BE hinsichtlich der Brennstoffkosten und der Emissionspreise einbezieht; c) das zu erwartende „Worst-Case-Szenario“ (RWC) entspricht dem Abwärtsfall und berücksichtigt Unsicherheiten bei Preisen und Stromausstoß; die RWC-Preise ergeben sich aus der von BE entwickelten Preiskurve.

(117) Die britische Regierung hat beim Test der Rentabilität von BE die Zahlen des Unternehmens für seine Liquiditätsreserve zugrunde gelegt. Sie ist dabei zu folgenden Vorausschätzungen für die Zeit von 2005 bis 2010 gelangt: Tabelle 5 Liquiditätsreserven (Mio. GBP) Wiedernotierungsfall/Bankfall 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Liquiditätsreserve […] (14) Auswirkungen saisonaler Schwankungen und der Debitorenfazilität Liquiditätsreserve nach saisonalen Schwankungen Kumulative Auswirkungen der Schwachpunkte bei Barmitteln, Ausstoß und Besicherungen (13) Liquiditätsreserven nach Überwindung der Schwachpunkte Kumulative Auswirkungen der Maßnahmen zu Barmitteln und Besicherungen Liquiditätsreserven nach Durchführung der Maßnahmen RWC/Abwärtsfall Liquiditätsreserve Auswirkungen saisonaler Schwankungen und der Debitorenfazilität Liquiditätsreserven nach Abbau der saisonalen Schwankungen Kumulative Auswirkungen der Maßnahmen zu Barmitteln und Besicherungen Liquiditätsreserven nach Überwindung der Schwachpunkte Kumulative Auswirkungen der Maßnahmen zu Barmitteln und Besicherungen Liquiditätsreserven nach Durchführung der Maßnahmen

(118) Die britischen Behörden haben eine hochgerechnete Gewinn- und Verlustrechnung für die Zeit von 2005 bis 2009 für den Wiedernotierungsfall vorgelegt. Tabelle 6 Gewinn- und Verlustrechnung im Wiedernotierungsfall 5-jähriger Vorausschätzungszeitraum Gewinn- und Verlustrechnung 2005 2006 2007 2008 2009 Leistung der Kernkraftwerke in TWh […] Einnahmen Stromverkäufe Verschiedene Verkäufe Einnahmen insgesamt Betriebliche Aufwendungen Brennstoffkosten Personalkosten Material und Dienstleistungen GuV zugeordnetes Kapital Abschreibungen und Amortisierung Betriebliche Aufwendungen insgesamt Betriebsergebnis/(Verlust) Beiträge aus neuen Geschäftstätigkeiten (PBIT): AmerGen (vor Neubewertung) Gewinn vor Finanzierungskosten und Steuern Finanzierungskosten Neubewertung (netto) Nettozinsen und sonstige Finanzierungskosten Finanzierungskosten insgesamt Gewinn vor Steuern 17 171 186 336 355 Minderheitsbeteiligungen (Anteil am Gewinn vor Steuern) 0 0 0 0 0 Gewinn vor Steuern (und Leistungen an den britischen Staat) 17 171 186 336 355 Veränderung in den Leistungen an den britischen Staat 0 – 96 – 133 – 206 – 156 Gewinn vor Steuern (und außerordentliche Posten) 17 75 53 130 199 Außerordentliche Posten 4 068 0 0 – 40 0 Gewinn vor Steuern (nach außerordentlichen Posten) 4 085 75 53 90 199 Steuern 0 0 0 – 26 – 87 Gewinn nach Steuern und außerordentlichen Posten (vor Steuern auf außerordentliche Posten) 4 085 75 53 64 112 Quelle: BE. Hinweis: Die Zahlen für 2004/2005 wurden virtuell berechnet (d. h., um die Vergleichbarkeit zu erleichtern, entsprechen die Brennstoffkosten und Angaben über Anpassungen den neuen Brennstoffverträgen, obwohl diese erst nach dem Zeitpunkt der tatsächlichen Umstrukturierung wirksam werden).

(119) Dieser Ansatz zeigt, dass sich die Gewinne vor Steuern, die Minderheitsbeteiligungen, die Zusagen der britischen Regierung und die außerordentlichen Posten von 17 Mio. auf 171 Mio. GBP im Jahr 2005 bis 355 Mio. GBP in den darauf folgenden Jahren verbessern. Im Jahr 2005 besteht der außerordentliche Posten aus der buchungstechnischen Berücksichtigung der Zusage der britischen Regierung, die nuklearen Verbindlichkeiten gemäß Maßnahme A zu finanzieren.

(120) Ab 2005 wird der Gewinn vor Steuern durch die Beiträge zum NLF deutlich zurückgehen. Diese Beiträge machen 65 % des nach dem Schuldendienst verfügbaren Kapitalflusses aus und sind nicht zu zahlen, wenn der Kapitalfluss negativ ist oder Überweisungen zur Erhaltung der angestrebten Liquiditätsreservehöhe erforderlich werden.

(121) Eine Analyse der finanziellen Vorausschätzungen von BE zeigt, dass das umstrukturierte Geschäft im Wiedernotierungsfall voraussichtlich Gewinne und einen Cashflow zur Bedienung der verschiedenen Interessierten abwirft; sie zeigt auch, dass voraussichtlich erhebliche Beiträge zur Erfüllung der nicht geregelten Verbindlichkeiten und Stilllegungsverbindlichkeiten vor etwaigen Dividendenzahlungen aufzuwenden sein müssen.

3. Gründe für die Einleitung des Verfahrens

(122) In ihrem Beschluss zur Einleitung des Verfahrens hat die Kommission festgestellt, dass der Umstrukturierungsplan BE einen selektiven Wettbewerbsvorteil in einer Branche verschafft, in der es innergemeinschaftlichen Handel gibt. Die Maßnahmen A und G betreffen direkt die Haushalte der zentralen und lokalen britischen Behörden und damit staatliche Mittel. Es handelt sich daher um staatliche Beihilfen im Sinne von Artikel 87 Absatz 1 EG-Vertrag. Es ist auch möglich, dass Maßnahme B und — zumindest teilweise — Maßnahme C aus staatlichen Mitteln gewährt wurden, sofern das staatliche Unternehmen BNFL sich nicht wie ein marktwirtschaftlich handelnder privater Geldgeber verhalten hat. Offenbar handelt es sich auch bei diesen Maßnahmen um staatliche Beihilfen im Sinne von Artikel 87 Absatz 1 EG-Vertrag.

(123) Die Kommission hat die Beihilfe nach Maßgabe der Leitlinien für die Beurteilung von staatlichen Beihilfen zur Rettung und Umstrukturierung von Unternehmen in Schwierigkeiten (15) (nachstehend „die Leitlinien“) geprüft.

(124) Diese Prüfung ergab folgende Bedenken hinsichtlich der Vereinbarkeit der Beihilfe mit dem Gemeinsamen Markt:

(125) Die Kommission bezweifelte, dass der Plan innerhalb eines angemessenen Zeitraums zur Wiederherstellung der Rentabilität von BE führen wird. Einige der Maßnahmen haben eine sehr lange Laufzeit (mindestens bis 2086). Überdies hängt die Verbesserung der Lage von BE offenbar allein von externen Hilfen der Regierung und der Hauptgläubiger und nicht einer umfassenden internen Umstrukturierung ab. Falls es sich um eine staatliche Beihilfe handelt, könnte die Neuaushandlung der Preise mit BNFL für Brennelementelieferungen und die Entsorgung abgebrannter Brennelemente als dauerhafte Betriebsbeihilfe für Kernkraftwerke angesehen werden, die mit der Anforderung, dass BE nach Abschluss der Umstrukturierung auf dem Markt aus eigener Kraft bestehen muss, ebenso unvereinbar wäre wie mit dem Verursacherprinzip.

(126) Die Kommission hatte Zweifel, ob die Beihilfe genehmigt werden kann, ohne Maßnahmen vorzusehen, um deren Auswirkungen auf die Wettbewerber auszugleichen. Sie erkannte an, dass es wahrscheinlich keine oder nur sehr geringe Überschusskapazitäten auf dem betreffenden Markt gibt. Angesichts des starken Wettbewerbs auf diesem Markt und des hohen Beihilfebetrags war es nach ihrem Dafürhalten jedoch wahrscheinlich, dass eine Ausgleichsmaßnahme erforderlich wird, um die Beihilfe mit dem Gemeinsamen Markt vereinbar zu machen, auch wenn diese Ausgleichsmaßnahme nicht aus der endgültigen Stilllegung von Kernkraftwerken bestehen sollte.

(127) Die Kommission bezweifelte auch, dass sich die Beihilfe auf das Mindestmaß beschränkt. Sie stellte hierzu fest, dass der Plan einen Mechanismus vorsieht, nach dem BE sich in Höhe eines Prozentsatzes seines freien Cashflows an den Umstrukturierungskosten beteiligt. Angesichts der sehr ungewissen Höhe der zu gewährenden Beihilfen konnte die Kommission zu jenem Zeitpunkt jedoch nicht ermessen, ob sich die Beihilfe auf das Mindestmaß beschränkt.

(128) Aus den dargelegten Gründen kam die Kommission zu dem Schluss, dass zu bezweifeln ist, ob der Umstrukturierungsplan den Kriterien der Leitlinien entspricht und ob die Maßnahmen der britischen Regierung zugunsten von BE für mit dem Gemeinsamen Markt vereinbar angesehen werden können. Die Kommission beschloss daher, ein Verfahren nach Artikel 88 Absatz 2 EG-Vertrag einzuleiten.

(129) Die Kommission fügte hinzu, dass der Beschluss zur Einleitung des Verfahrens einer Anwendung des Euratom-Vertrags nicht vorgreift. Einige Maßnahmen, insbesondere die Maßnahmen A und B waren im Licht der Ziele des Euratom-Vertrags zu beurteilen. Die Kommission ersuchte das Vereinigte Königreich daher um Übermittlung sämtlicher Informationen, die der Beurteilung der Maßnahmen, insbesondere der Maßnahmen A und B im Hinblick auf die Ziele des Euratom-Vertrags dienen können.

III. BEMERKUNGEN VON INTERESSIERTEN

(130) Nach der Veröffentlichung des Beschlusses zur Einleitung des Verfahrens und innerhalb der darin vorgesehenen Frist gingen bei der Kommission 20 Bemerkungen von Interessierten und von BE ein. Diese können wie folgt zusammengefasst werden:

(131) BE macht geltend, dass der Fall angesichts der Funktionsweise des Strommarkts und der wirtschaftlichen Verfassung von Kernkraftwerken außergewöhnlich sei.

(132) BE betont, dass die Kosten aus der Vergangenheit in Form seiner nuklearen Verbindlichkeiten nach dem deutlichen Rückgang der Strompreise im Vereinigten Königreich nicht mehr von BE getragen werden könnten. Nach dem Umstrukturierungsplan sei es dazu verpflichtet, erhebliche Beiträge zu den Kosten der Vergangenheit zu leisten. Zu den Kosten der Stilllegung und der sonstigen nuklearen Verbindlichkeiten, die von den neuen Verträgen mit BNFL nicht erfasst werden, werde über den NDF/NLF ein Beitrag geleistet. Weitere Maßnahmen, die BE und seine Geldgeber betreffen, sind der Verkauf der nordamerikanischen Vermögenswerte, der Verlust aller Investitionen der vorhandenen Anteilsinhaber, die Abfindung der vorhandenen Geldgeber und die Ausgabe neuer Anleihen.

(133) BE erklärt, dass die Zahlung eines Pauschalbetrags an den Empfänger nicht praktikabel wäre, weil einige der Kosten erst in sehr ferner Zukunft fällig werden. Eine Ablehnung des Umstrukturierungsplans mit der Begründung, dass er BE ein für allemal von bestimmten, zur Zeit jedoch nicht bezifferbaren Verbindlichkeiten entbindet, würde hingegen einen Präzedenzfall gegen die Genehmigung von Umstrukturierungsbeihilfen schaffen, die aufgrund von Kosten der Vergangenheit notwendig werden.

(134) BE ist der Ansicht, dass aus einem Vergleich mit Vereinbarungen mit den privaten Gläubigern keine Rückschlüsse gezogen werden könnten. Im Fall von BNFL wäre ein erheblicher Teil seines Kerngeschäfts bedroht und würde möglicherweise verloren gehen, wenn der Betrieb der Kraftwerke von BE ausfiele.

(135) BE betont, dass BNFL eine äußerst harte Haltung eingenommen habe und vielleicht nur von der Erwägung zurückgehalten wurde, dass BE hätte insolvent werden können. Die neu ausgehandelten Bedingungen waren nach Ansicht von BE das Mindeste, was wirtschaftlich erzielt werden musste, um nach der Umstrukturierung ein solides Unternehmen bleiben zu können. Nach Auffassung von BE hat die Kommission möglicherweise den geschäftlichen Gehalt der neuen Verträge mit BNFL, die Fakten und deren zeitliche Abfolge missverstanden. BE erläutert in einem Anhang zu seinem Vorbringen, warum nach seiner Ansicht die Preise nach den neuen Verträgen nicht sehr zu seinen Gunsten sind.

(136) BE erinnert daran, dass der Umstrukturierungsplan das Problem lösen sollte, dass BE angesichts nunmehr viel niedrigerer Großhandelsstrompreise die „Kosten der Vergangenheit“ nicht mehr tragen konnte. Laut BE wird dieses Problem durch den Umstrukturierungsplan gelöst.

(137) Hinsichtlich der Auswirkungen des Beihilfepakets auf den Wettbewerb argumentiert BE, dass die Kernkraftwerke von BE ständig in Betrieb bleiben müssen, da die kurzfristigen Grenzkosten seiner Kernkraftwerke wesentlich niedriger seien als die aller anderen Grundlastanbieter. Die genaue Höhe der kurzfristigen Grenzkosten von BE sei jedoch nicht maßgeblich für die Ermittlung der Strompreise, in denen sich die höheren kurzfristigen Grenzkosten eines kleineren Anbieters widerspiegelten.

(138) Nach Ansicht von BE sind Kernkraftwerke technisch und wirtschaftlich unflexibel und ist deren Betrieb nur als Grundlastanbieter wirtschaftlich. Zu seiner Vertriebsstrategie erklärt BE, dass es durch die wirtschaftliche Logik der Stromerzeugung aus Kernkraft veranlasst werde, seine Produktion überwiegend im Voraus längerfristig auf den Markt zu bringen.

(139) Nach Ansicht von BE bestehen keine Überkapazitäten bei der Stromerzeugung in Großbritannien. Im Hinblick auf Ausgleichsmaßnahmen sei es wirtschaftlich ineffizient, die vorzeitige Stilllegung eines seiner Kernkraftwerke zu verlangen, da das Ziel des Beihilfepakets darin bestehe, die Kernkraftkapazität von BE zu erhalten, die angesichts der Erzeugung von Strom mit einem Mindestmaß vermeidbarer Ausgaben die kostengünstigste Kapazität auf dem britischen Markt sei. Außerdem würde man damit in die Zuständigkeit der britischen Regierung bei der Wahl der Energieversorgungsquellen des Vereinigten Königreichs eingreifen und dem Ausstoß umweltschädlicher Gase Vorschub leisten.

(140) BNFL ist ein staatliches Unternehmen, das im Kernkraftbereich tätig ist. Es liefert die AGR-Brennelemente an BE, bereitet sie auf oder lagert sie. Neben seiner Tätigkeit im Brennelementekreislauf betreibt BNFL auch einige Magnox-Kernkraftwerke und ist in der Entwicklung von Kernkraftwerken tätig.

(141) Die Bemerkungen von BNFL konzentrieren sich auf die Frage, ob in den Maßnahmen B und C eine Beihilfe an BE enthalten ist. BNFL betont, dass seine Beiträge zum Umstrukturierungsplan von BE dem Prinzip eines marktwirtschaftlich handelnden privaten Geldgebers entsprächen und folglich keine Beihilfen seien.

(142) BNFL erklärt, dass sein Finanzberater (NM Rothschild & Sons Limited — „Rothschild“) es bereits im April 2002 davon überzeugt habe, dass ein für BNFL wertvolles „geordnetes Rettungspaket“ sinnvoller sei als eine Insolvenz von BE angesichts der anfälligen Position von BNFL als Hauptgläubiger von BE, seiner mangelnden Absicherung und der Schwäche seiner rechtlichen Position. Sein Board habe zwar einer Umstrukturierung der bestehenden Verträge mit BE zugestimmt, jedoch unter der Bedingung, dass BE nicht um jeden Preis solvent gehalten wird, und dass mit dem Hilfspaket, das BE vorgeschlagen wird, der geschäftliche Vorteil für BNFL angesichts seines eigenen Bilanzdefizits nachgewiesen werden müsse.

(143) BNFL schildert im Einzelnen die aufeinander folgenden Vorschläge und Gegenvorschläge beider Seiten und die betreffenden Stellungnahmen von Rothschild. Es fügt in allen Einzelheiten die zeitliche Abfolge und den Inhalt der Gespräche zwischen BE und BNFL hinzu, aus denen hervorgeht, dass sich BNFL bereits zur Hilfe bereit erklärt hatte, bevor BE die britische Regierung um Hilfe bat, aber feststellen musste, dass eine Hilfsmaßnahme ohne einen allgemeinen Umstrukturierungsplan nicht möglich sein würde. Die Gespräche wurden bereits im Mai 2000 aufgenommen, als BE zum ersten Mal — erfolglos — die Anwendung der in den Verträgen vorgesehenen Härteklausel beantragte. Neue Gespräche wurden im Laufe des Jahres 2002 aufgenommen.

(144) BNFL betont, dass es nicht an den Gesprächen zwischen BE und der britischen Regierung beteiligt war. Gemäß der Einschätzung seiner unabhängigen Rechts- und Finanzberater kam BNFL zu dem Schluss, dass eine Beteiligung an der Umstrukturierung in seinem eigenen Geschäftsinteresse war, weshalb es am 28. November 2002 eine Einigung mit BE über die endgültigen Bedingungen erzielte. Erst nach der Einigung über die endgültigen Bedingungen mit BE seien BNFL die Einzelheiten der Beteiligung der britischen Regierung bekannt geworden.

(145) Der Vergleich der Bedingungen vom 3. September mit den endgültigen Bedingungen legte BNFL den Schluss nahe, dass sich beide Papiere stark ähnelten und dass das endgültige Ergebnis der Ausgangsposition von BNFL deutlich näher kam als der von BE.

(146) BNFL erläutert im Einzelnen seine Bewertung der geschäftlichen Vorteile der Umstrukturierung im Vergleich zur Insolvenz von BE auf der Grundlage der von den Finanz- und Rechtsberatern erstellten Analyse. Darin werden erhebliche Risiken für BNFL im Fall der Insolvenz von BE festgestellt, die insbesondere auf die Tatsache zurückzuführen seien, dass BE erhebliche nicht ausgewiesene Darlehenssalden zwischen verschiedenen Unternehmen seiner Gruppe aufwies, dass die vertraglichen Vereinbarungen von BNFL mit BE in vielfacher Hinsicht einzigartig waren und dass kein klarer Präzedenzfall aus früheren Insolvenzen abgeleitet werden könne. Außerdem würde der britischen Regierung als einzigem Gläubiger, der von der Besicherung der Kernkraftwerke von BE einen Vorteil haben würde, eine zentrale Rolle für das Ergebnis der Insolvenz zukommen. BNFL hatte jedoch keine Erkenntnisse über das wahrscheinliche Vorgehen der britischen Regierung in einem Insolvenzverfahren.

(147) Während man erwarten könnte, dass die Rolle von BNFL als Hauptlieferant von BE im Fall einer Insolvenz ihm eine starke Verhandlungsposition verliehen hätte, wurde seine Fähigkeit, glaubwürdig drohen zu können, die Lieferung von Waren und Dienstleistungen an BE einzustellen, durch eine Reihe von Faktoren untergraben. BNFL weist darauf hin, dass es als größter Gläubiger von BE der Hauptverlierer gewesen wäre, wenn die Kernkraftwerke von BE als Folge der Ausübung dieser Drohung stillgelegt würden. Außerdem sei zu bezweifeln, dass es die Verträge rechtmäßig beenden und bereits erhaltene abgebrannte Brennelemente und Abfälle an BE zurückschicken könnte, da dies die Rechtsvorschriften über die Sicherheit kerntechnischer Anlagen nicht zulassen würden. Schließlich musste BNFL als verantwortungsbewusstes kerntechnisches Dienstleistungsunternehmen BE weiter Dienstleistungen erbringen, da es ein Sicherheitsrisiko wäre, dies nicht zu tun, und auch von Dritten als solches angesehen werden könnte.

(148) BNFL hat die Insolvenz von BE auf drei mögliche Ergebnisse hin untersucht, nämlich die Stilllegung der Kernkraftwerke von BE, die eine minimale Beitreibung ergeben würde, den Übergang der Kernkraftwerke von BE in das Eigentum von BNFL, was bedeuten würde, dass es alle nuklearen Verbindlichkeiten von BE übernehmen müsste, was sehr risikoträchtig und unattraktiv ist, und den Übergang in das Eigentum der britischen Regierung, die die Gläubiger auffordern würde, erhebliche Abschreibungen hinzunehmen.

(149) Die vorgeschlagene Umstrukturierung erschien daher wirtschaftlich attraktiver, da sie die Abhängigkeit von BNFL gegenüber BE reduziert und BNFL einen höheren und sichereren Einnahmenfluss als die Insolvenz bietet. Es ist daher davon auszugehen, dass BNFL sich wie ein privater Gläubiger verhalten hat.

(150) Schließlich hat BNFL die Rendite anderer Hauptgläubiger mit seiner eigenen Rendite verglichen, um sicher zu stellen, dass die Bedingungen für BNFL akzeptabel sind. Um seine Position weiter abzusichern, erwirkte BNFL die Aufnahme einer Klausel in die endgültigen Bedingungen, nach der die geplanten Zugeständnisse zurückgenommen werden können, wenn einem anderen Hauptgläubiger günstigere Bedingungen als BNFL eingeräumt werden. Rothschild aktualisierte seine Bewertung, als die genauen Bedingungen, die BE mit anderen Hauptgläubigern vereinbarte, feststanden, und es bestätigte, dass die Vereinbarungen mit BNFL nicht ungünstiger seien als die mit anderen Hauptgläubigern erzielten. Überdies treten die geänderten Vertragsvereinbarungen erst und nur dann in Kraft, wenn die Umstrukturierung abgeschlossen ist.

(151) Hinsichtlich Maßnahme C erklärt BNFL, dass es mit Hilfe von Rothschild geprüft habe, ob es im Rahmen des Moratoriums weitergehende Konzessionen zur Schuldenstundung als die anderen Hauptgläubiger macht. Als BNFL bekannt wurde, dass andere Gläubiger im Rahmen der Stillhaltevereinbarung günstigere Bedingungen als BNFL erreichten (auch wenn die Position von BNFL nicht direkt mit der der anderen Hauptgläubiger von BE vergleichbar ist), erwägte es Neuverhandlungen, um Zinsen zu verlangen. Es kam zu dem Schluss, dass es unwahrscheinlich sei, dass BE Zinsen an BNFL zahlen und genügend überschüssige Liquidität erwirtschaften könnte, um die Umstrukturierung zu ermöglichen. Ungeachtet seiner Position im Rahmen des Moratoriums würde BNFL insgesamt eine bessere Lösung erreichen, wenn die Umstrukturierung durchgeführt wird.

(152) BNFL erklärt, dass seine Entscheidung, Vereinbarungen mit BE zu treffen, eigenständig und nicht auf Anweisung der britischen Regierung getroffen wurde. Die Tatsache, dass BNFL ein staatliches Unternehmen ist, reiche nicht aus, um davon auszugehen, dass Entscheidungen von BNFL der britischen Regierung zuzurechnen sind. Auch wenn die britische Regierung der einzige Aktionär von BNFL ist, ist BNFL in seinem täglichen Geschäft von der britischen Regierung unabhängig und verpflichtet, marktwirtschaftlich zu handeln. BNFL hat Unterlagen zu seinem Rechtsstatus beigefügt und erläutert, dass es seinen Aktionär (das Industrie- und Handelsministerium — DTI) während der Verhandlungen mit BE über die Gespräche auf dem Laufenden gehalten hat. Es bezeichnet dies als übliches Verhalten für ein Unternehmen, das von einem Mehrheitsaktionär kontrolliert wird. Das DTI machte BNFL darauf aufmerksam, dass es geänderte Vereinbarungen mit BE (im Rahmen seiner Befugnisse gegenüber BNFL) nur genehmigen werde, wenn diese für BNFL nach unternehmerischen Grundsätzen erzielt werden.

(153) Greenpeace Limited ist die britische Zweigstelle von Greenpeace International, die sich für den Ausstieg aus der Kernenergienutzung und die Förderung der Nutzung sauberer und erneuerbarer Energiequellen im Vereinigten Königreich einsetzt.

(154) Greenpeace macht geltend, dass Maßnahme A durch die Begrenzung der Beiträge von BE zur Finanzierung der nuklearen Verbindlichkeiten eine nicht zu rechtfertigende Betriebsbeihilfe für BE und/oder seine Aktionäre und ein Mittel zur Verbesserung der Attraktivität von BE für die Investoren sei.

(155) Laut Greenpeace sind die Maßnahmen B und C nicht zu rechtfertigende Betriebsbeihilfen, die eine Förderung durch BNFL bedinge, das als Vertreter des Staates oder auf Veranlassung des Staates handele, wobei a) BNFL ein in Schwierigkeiten befindliches Unternehmen sei, das nur durch staatliche Beihilfen am Leben erhalten werde; b) BNFL an Dreiparteien-Verhandlungen mit der Regierung und BE beteiligt gewesen sei, die zur Formulierung des Umstrukturierungspakets von BE unmittelbar nach der Weigerung von BNFL führten, die Bedingungen seiner Verträge mit BE zu ändern; Greenpeace fordert die Kommission daher auf, BNFL zu ersuchen, Kopien interner Unterlagen vorzulegen, um zu sehen, ob BNFL in die Gespräche zwischen BE und der britischen Regierung eingeweiht war; c) die Vereinbarungen keine wirklich wirtschaftlichen Vereinbarungen und die Verträge von BNFL mit BE von Anfang an keine wirtschaftlichen Vorkehrungen gewesen seien; sie ähnelten vielmehr einer künstlichen Konstruktion, um BNFL einen sicheren Einnahmenstrom zu verschaffen; das Umstrukturierungsbeihilfepaket verschaffe BNFL weiterhin diesen Einnahmenstrom; d) die neu verhandelten Preisbedingungen nicht die tatsächlichen Kosten der erbrachten Dienstleistungen widerspiegeln, sondern an die Großhandelspreise geknüpft seien; da der Vorteil aufgrund der Verträge dauerhaft im Rahmen einer unbefristeten Vereinbarung gewährt wird, bedinge die Beihilfe eine langfristige Förderung von BE und nicht die einmalige Förderung zur Wiederherstellung der Rentabilität; es handele sich daher um eine „Betriebsbeihilfe“ und nicht um eine „Umstrukturierungsbeihilfe“, die nicht mit dem Gemeinsamen Markt vereinbar sein kann.

(156) Greenpeace teilt alle Zweifel der Kommission und kommt zu dem Schluss, dass die Beihilfe mit dem EG-Vertrag unvereinbar sei. Es weist insbesondere darauf hin, dass die Umstrukturierungsbeihilfe sich nicht nur auf vorhandene Marktteilnehmer auswirke, sondern auch den Einstieg neuer Unternehmen verhindere, da andere etablierte Unternehmen und neue Unternehmen daran gehindert würden, ihre eigene Effizienz zu nutzen. Die Förderung der Kernenergieunternehmen decke sich außerdem nicht mit der Erklärung der Regierung zur Diversität der Energiequellen, einschließlich der erneuerbaren Energiequellen.

(157) Hinsichtlich der Frage der Überkapazitäten ist Greenpeace der Ansicht, dass die von National Grid bei der Planung des Bedarfs für die künftige Stromerzeugung zugrunde gelegte „Planungsmarge“ zur Gewährleistung einer sicheren Kapazität keine geeignete Grundlage sei, um festzustellen, ob auf dem Markt Überkapazitäten vorhanden sind. Nach Ansicht von Greenpeace ist wahrscheinlich schon jetzt eine erhebliche strukturelle Überkapazität auf dem relevanten Markt vorhanden, die sich noch erhöhen werde.

(158) Greenpeace bezweifelt, dass die Stilllegung eines Teils der Kraftwerke von BE für die Steuerzahler teurer wäre, da die Fähigkeit von BE, zur Begleichung seiner vorhandenen Verbindlichkeiten beizutragen, zweifelhaft sei. Für Greenpeace gäbe es kurzfristig keinen Grund für die Annahme, dass das Vereinigte Königreich nicht in der Lage wäre, seine Ziele im Rahmen des Kyoto-Protokolls zu erreichen.

(159) Laut Greenpeace sei es nach den von ihm in Auftrag gegebenen Studien sowohl praktikabel als auch sicher, Kernkraftwerke sofort oder schrittweise stillzulegen. Es kommt zu dem Schluss, dass eine teilweise oder schrittweise Stilllegung der Kraftwerke von BE geringere Beihilfen bedingen könnte.

(160) Greenpeace ist der Ansicht, dass der Euratom-Vertrag einer Prüfung des Vorliegens einer staatlichen Beihilfe nach dem EG-Vertrag nicht entgegensteht. Wenn der Euratom-Vertrag keine branchenspezifischen Regeln für Beihilfen an die Kernenergiewirtschaft enthält, sollten die allgemeinen Bestimmungen des EG-Vertrags für staatliche Beihilfen anwendbar sein. Greenpeace zitiert die verbundenen Rechtssachen 188 und 190/80, Frankreich und andere gegen die Kommission (16). Es bringt vor, dass sich die Beihilfemaßnahmen auf Fragen bezögen, die nur in dem Maße unter den Euratom-Vertrag fallen könnten, wie sie die Sicherheit kerntechnischer Anlagen und die Sicherheitsaspekte der Stilllegung betreffen. Es gelangt zu dem Schluss, dass die fraglichen Maßnahmen nicht notwendig seien, um die genannten Ziele zu erreichen, und dass die Fortsetzung von Betriebsbeihilfen nicht als notwendig angesehen werden könne, um die Sicherheit zu gewährleisten, wenn es eine sichere, praktikable Möglichkeit einer vollständigen oder teilweisen Stilllegung der Kraftwerke von BE gibt. Laut Greenpeace sollte die Kommission den Gemeinschaftsrahmen für staatliche Umweltschutzbeihilfen heranziehen (17).

(161) Powergen ist einer der größten Stromversorger in England und Wales. Es hat einen Anteil von 11 % an der Stromerzeugungskapazität (BE hat einen Anteil von 14 %), und beliefert vor allem große gewerbliche Abnehmer sowie KMU und Privatkunden. Es befindet sich im Besitz von E-ON.

(162) Powergen ist gegen das Beihilfepaket. Nach seiner Ansicht wird die Beihilfe BE die Möglichkeit geben, den Betrieb seiner Kernkraftwerke fortzusetzen, die es andernfalls hätte stilllegen müssen. Powergen bestreitet die Auffassung der britischen Behörden, dass die Kraftwerke in jedem Fall weiter betrieben würden. Es befürchtet, dass die Beihilfe BE in die Lage versetzen wird, künstlich niedrige Preise anzubieten, um Marktanteile an der Versorgung von Großkunden zu gewinnen und in die Belieferung von Privatkunden einzusteigen. BE könnte auch in der Lage sein, Investitionen in die Stromerzeugung aus anderen Quellen als der Kernenergie zu finanzieren.

(163) Powergen bittet, zu den Ausgleichsmaßnahmen angehört zu werden und schlägt drei mögliche Maßnahmen vor:

(164) Erstens: Vorziehen der Stilllegung des Kernkraftwerks Dungeness B auf April 2004. Laut Powergen hätte der Markt genügend Zeit, die nötige Kapazität aufzubauen, um eine ausreichende Marge zu erhalten, wenn diese vorzeitige Stilllegung lange genug im Voraus bekannt gemacht würde.

(165) Zweitens: Abgrenzung der Beihilfe durch das Verbot der Quersubventionierung zwischen den verlustträchtigen Bereichen von BE (AGR-Kraftwerke) und anderen Geschäftsbereichen von BE, Aufteilung der Stromerzeugung und -lieferung in getrennte Unternehmen mit getrennter Buchführung und Auferlegung spezifischer Kontrollen für die Verwendung liquider Mittel durch BE, um zu gewährleisten, dass vom Staat gezahlte Mittel zur Finanzierung der nuklearen Altlasten nicht für andere Zwecke verwendet werden. Diese Maßnahmen sollten solange in Kraft bleiben, wie die Maßnahmen des Umstrukturierungsplans in Kraft sind.

(166) Drittens: Verhinderung von Wettbewerbsverfälschungen auf dem Einzelhandelsstrommarkt durch ein Verbot, dass BE Strom zu einem unter den Kosten liegenden Preis anbietet (den Kosten des Erwerbs von Strom auf dem Großhandelsmarkt zuzüglich anderer damit verbundener Kosten), Begrenzung des Marktanteils von BE im Industrie- und Handelsgeschäft (eine Begrenzung auf 20 % wird vorgeschlagen) und Verbot, dass BE neue Einzelhandelsmärkte erschließt. Diese Maßnahmen sollten solange in Kraft bleiben, wie die Maßnahmen des Umstrukturierungsplans in Kraft sind, und ihre Effizienz sollte von der Kommission fünf Jahre nach der Einführung überprüft werden.

(167) Powergen erklärt zur Wiederherstellung der Rentabilität, dass die Szenarien der britischen Behörden zur Ermittlung der künftigen Rentabilität von BE zu optimistisch seien, insbesondere was die Verfügbarkeit der Kraftwerke von BE im Vergleich zur Vergangenheit angeht.

(168) Schließlich behauptet Powergen, dass im Sinne der ständigen Rechtsprechung die Regeln des EG-Vertrags über staatliche Beihilfen für die Kernindustrie ungeachtet des Euratom-Vertrags gelten. Es bezieht sich hierbei auf dasselbe Urteil von 1990 wie Greenpeace.

(169) InterGen ist ein auf allen Kontinenten weltweit tätiges Stromerzeugungsunternehmen. Mit einem Anteil von 2 % an der Stromerzeugungskapazität in England und Wales hat es zwei Kraftwerke in Betrieb und eines im Bau (BE hat einen Anteil von 14 %). InterGen verkauft den größten Teil seines Stroms auf dem Großhandelsmarkt und einen Teil über langfristige Verträge. Es ist auch auf dem Erdgashandelsmarkt tätig. InterGen befindet sich im gemeinsamen Besitz von Shell und Bechtel.

(170) Laut InterGen bestehen im Vereinigten Königreich Bedenken, ob die Versorgungssicherheit und die kerntechnische Sicherheit von Insolvenzverwaltern gewährleistet werden könnte. Sie behaupten, dass BE InterGen geschädigt habe und weiter schädige und dass Wettbewerber von InterGen wie Teeside Power Limited, die zu den Gläubigern von BE zählen, im Rahmen des Umstrukturierungsplans gegenüber InterGen bevorzugt würden. InterGen beansprucht für sich und sein verbundenes Unternehmen einen Ausgleich für die erlittenen Schäden, falls die Kommission die Beihilfe genehmigen sollte.

(171) Laut diesem Dritten gehe aus früheren Presseveröffentlichungen hervor, dass vor der Umstrukturierung von BE ein Wiederaufbereitungspreis von ca. 1 000 GBP/kg Schwermetall (HM) gezahlt wurde. Nach der Umstrukturierung von BE sei ein Preis von ca. 150 GBP/kg HM zwischen BNFL und BE vereinbart worden, der 85 % unter der ursprünglichen Vereinbarung liegt. Er fügt hinzu, dass die ursprünglichen Wiederaufbereitungsverträge zwischen BNFL und BE auf der Kosten-plus-Regelung beruhten, was bedeutet, dass die Grundlastkunden nur dann eine Wiederaufbereitung vertraglich erlangen konnten, wenn sie der (anteiligen) Übernahme der Vollkosten der Wiederaufbereitung plus einen Gewinnzuschlag zustimmen. Sollten vor diesem Hintergrund die mit den Grundlastkunden vereinbarten Wiederaufbereitungskosten erst ab 1 000 GBP/kg HM kostendeckend sein, so bedeute dies, dass der mit BE neu vereinbarte Preis nur annähernd kostendeckend sein könne. Selbst für Neuverträge betrage der Preis 1 000 GBP/kg HM (Preisstand 2003).

(172) Er kommt zu dem Schluss, dass diese Preise zeigen, dass sich BNFL bei seinen Verhandlungen mit BE nicht wie ein marktwirtschaftlich handelnder privater Geldgeber verhalten habe, es sei denn, BNFL wäre bereit, auch anderen Kunden ähnlich günstige Bedingungen einzuräumen.

(173) Drax ist der größte Erzeuger von Strom aus Kohlekraftwerken in Westeuropa. Es war zuvor Teil der AES Corporation, einer US-amerikanischen Energie-Gruppe, die auf dem Gebiet der Erzeugung, des Vertriebs und der Lieferung von Strom weltweit tätig ist. Am 5. August trat AES Corporation die Kontrolle von Drax an seine Gläubiger ab. Am 30. August 2003 gab Drax bekannt, dass es einen Exklusivvertrag mit International Power plc über eine Beteiligung an seiner Umstrukturierung geschlossen hat.

(174) Laut DRAX sind die Maßnahmen A, B und G staatliche Beihilfen im Sinne von Artikel 87 Absatz 1 EG-Vertrag, die Maßnahmen D, E und F jedoch nicht. Es ist der Ansicht, dass der Beihilfebetrag schwer abzuschätzen sei. DRAX glaubt, dass der Betrag bei der Maßnahme A deutlich höher als die aktuelle Schätzung sein könnte, da die Höhe der Stilllegungsverbindlichkeiten im Vereinigten Königreich nicht bekannt sei und es unwahrscheinlich sei, dass BE zu den Kosten der nuklearen Verbindlichkeiten beitragen werde. Die britische Regierung behalte in jedem Fall die Verantwortung für die Back-end- und Stilllegungsverbindlichkeiten und werde eine Insolvenz von BE nicht zulassen. DRAX ist der Ansicht, dass die Nichtanrechnung der Steuer als eigene Beihilfe angemeldet werden sollte.

(175) DRAX erklärt zur Neuaushandlung der Verträge mit BNFL, dass kein privater Anleger diesen nachteiligen Bedingungen zugestimmt hätte, die ihm erhebliche gegenwärtige und zukünftige Verluste aufbürden, unabhängig von der Härteklausel und der Tatsache, dass BE sein größter Kunde ist. Durch die Neuaushandlung habe BNFL erhebliche Nachteile erlitten. Sie werde zu einem Rückgang der festen jährlichen Zahlungen für die Lieferung von Brennelementen um zwischen 5 Mio. GBP und 20 Mio. GBP führen. Diese Auffassung werde durch den Jahresabschluss von BNFL für 2004 erhärtet. Selbst wenn BE unter Insolvenzverwaltung gestellt würde, würden die Kraftwerke von BE weiter betrieben und hätten den gleichen Bedarf an Brennelementen, Wiederaufbereitung und Entsorgung der abgebrannten Brennelemente. DRAX stellt sich die Frage, ob der Insolvenzverwalter diese Bedingungen mit BNFL hätte aushandeln können. Außerdem könnte BNFL andere Möglichkeiten erkunden, wenn sein Geschäft mit BE eingeschränkt würde. BNFL sei nicht nach dem Grundsatz eines marktwirtschaftlich handelnden Geldgebers organisiert. Folglich handele es sich bei Maßnahme B um eine staatliche Beihilfe.

(176) DRAX ist der Ansicht, dass auch die Stillhaltevereinbarung mit BNFL in Maßnahme C eine staatliche Beihilfe sei, da BNFL anders als die übrigen Gläubiger während der Dauer des Moratoriums keine Zinsen erhalte.

(177) Drax äußert sich weiter zur Vereinbarkeit des Beihilfepakets. Es stellt nicht in Frage, dass BE ein Unternehmen in Schwierigkeiten ist. Es ist jedoch der Ansicht, dass die ungesicherte Position von BE allein auf die ungewöhnliche Entscheidung seiner Geschäftsleitung über den Verkauf des Einzelhandelsgeschäfts zurückzuführen sei. Außerdem hätte BE seine Kosten durch die Stilllegung eines Teils oder aller Kraftwerke senken können, da es teurer sei, Kernkraftwerke zu betreiben, als sie vorübergehend stillzulegen.

(178) Hinsichtlich der Wiederherstellung der Rentabilität ist DRAX der Ansicht, dass der vorgeschlagene Plan kein wirklicher Umstrukturierungsplan sei. Außerdem sei BE in einer anderen Lage als seine Wettbewerber und werde es immer sein. Es werde weiterhin Strom erzeugen, seinen Strom zu jedem Preis auf den Markt bringen und einen ständigen Preissenkungsdruck zum Nachteil seiner Wettbewerber ausüben.

(179) DRAX ist gegen die Verwendung der kurzfristigen Grenzkosten als geeignetes Maß für die Rentabilität von BE durch die britische Regierung. Die Umstrukturierung entlaste BE von den Verbindlichkeiten für die Hauptkosten eines Atomstromerzeugers. Die Entscheidung eines Unternehmens, ob es auf einem bestimmten Markt tätig wird oder den Wettbewerb auf diesem Markt fortsetzt, würde davon abhängen, ob es in einer angemessenen Zeit seine Durchschnittskosten decken und eine angemessene Kapitalrendite erzielen kann. Dies sei bei BE, das von allen geschäftlichen Risiken befreit wurde, nicht der Fall.

(180) Hinsichtlich der Dauer der Beihilfe ist DRAX der Ansicht, dass die Finanzierung unbefristeter Verbindlichkeiten bis weit in die Zukunft nicht mit den Leitlinien vereinbar sei. Es erklärt außerdem, dass fortlaufende Betriebsbeihilfen als nicht auf das Mindestmaß beschränkt angesehen werden können. Zum Eigenbeitrag von BE bemerkt es, dass der Erlös aus dem Verkauf von Vermögenswerten ungewiss sei und dass sich der Beitrag von BE zum NLF aus einem subventionierten Kassenfluss ergebe, der nicht berücksichtigt werden könne.

(181) Zur Frage der Überkapazität und des Ausgleichs für die Gläubiger führt DRAX aus, dass die in dem Beschluss zur Einleitung des Verfahrens genannte Kapazitätsspanne von 20 % nur die Nachfragespitze im Winter betreffe. Laut NGC betrage die Kapazitätsspanne oberhalb der durchschnittlichen Nachfragespitze im Winter 20,3 %. Nach Ansicht von DRAX wäre es sinnvoll, wenn BE einen Teil seiner Stromerzeugungskapazität in den Sommermonaten stilllegen würde. Dies würde zu Nettoeinsparungen führen.

(182) DRAX legt dar, dass eine Reihe von Ausgleichsmaßnahmen und/oder Änderungen des Umstrukturierungsplans dazu beitragen könnten, dass die Umstrukturierung mit den Leitlinien übereinstimmen und nicht geförderten Wettbewerbern einen Ausgleich bieten könnte. DRAX schlägt Folgendes vor: a) BE sollte vom Markt genommen werden, indem ein System der Pflichtabnahme von Kernenergie zu einem Festpreis geschaffen wird, das mit der Abnahmeverpflichtung für erneuerbare Energien vergleichbar sei. BE könne nicht angemessen umstrukturiert werden, um im Wettbewerb mit nicht geförderten Marktteilnehmern bestehen zu können. Sollte die Stromerzeugung von BE nicht vom Markt genommen werden können, bestünde die beste Lösung darin, die Produktion von BE vom Markt abzutrennen. Der Preis des Stroms aus Kernenergie müsste reguliert werden und könnte entsprechend den Kapitalkosten und anderen traditionellen Preisregulierungsparametern festgesetzt werden. Dadurch würde die von der britischen Regierung angestrebte Versorgungssicherheit und die Sicherheit der Kernenergie gewährleistet und der Wettbewerb nicht mehr verfälscht werden; b) Verkürzung der Laufzeit und Neugewichtung des Vertragsrisikos zugunsten von BNFL; c) Veräußerung von Eggborough; d) Verbot weiterer Übernahmen oder der Einnahme der Position eines Marktführers; e) Verpflichtung der britischen Regierung auf den Grundsatz der einmaligen Beihilfe.

(183) Zum Verhältnis zum Euratom-Vertrag äußert DRAX die Ansicht, dass sich die Ziele von EG-Vertrag und Euratom-Vertrag ergänzen und nicht widersprechen.

(184) Bemerkungen wurden auch von den Gewerkschaftern für eine sichere Kernenergie (im Rahmen einer ausgewogenen Energiepol