DE Amtsblatt der Europäischen Union L 109/44

BESCHLUSS (EU) 2015/658 DER KOMMISSION

vom 8. Oktober 2014

über die vom Vereinigten Königreich geplante staatliche Beihilfe SA.34947 (2013/C) (ex 2013/N) zugunsten des Kernkraftwerks Hinkley Point C

(Bekanntgegeben unter Aktenzeichen C(2014) 7142)

(Nur der englische Text ist verbindlich)

(Text von Bedeutung für den EWR)

DIE EUROPÄISCHE KOMMISSION —

gestützt auf den Vertrag über die Arbeitsweise der Europäischen Union, insbesondere auf Artikel 108 Absatz 2 Unterabsatz 1,

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

nach Aufforderung der Beteiligten zur Stellungnahme gemäß den genannten Artikeln (1) und unter Berücksichtigung ihrer Stellungnahmen,

in Erwägung nachstehender Gründe:

1. VERFAHREN

(1) Am 22. Oktober 2013 hat das Vereinigte Königreich nach Vorabkontakten auf elektronischem Wege Maßnahmen zur Unterstützung des neuen Kernkraftwerks Hinkley Point C (im Folgenden „HPC“) angemeldet, die von der Kommission am selben Tag registriert wurden.

(2) Am 18. Dezember 2013 leitete die Kommission wegen der angemeldeten Maßnahmen ein förmliches Prüfverfahren ein, da sie deren Vereinbarkeit mit den Vorschriften über staatliche Beihilfen stark anzweifelte.

(3) Der Beschluss der Kommission über die Einleitung des Verfahrens (im Folgenden „Einleitungsbeschluss“) wurde am 31. Januar 2014 auf der Website der Generaldirektion Wettbewerb und am 7. März 2014 im Amtsblatt der Europäischen Union veröffentlicht. Die Kommission forderte die Beteiligten zur Stellungnahme auf.

(4) Das Vereinigte Königreich übermittelte seine Stellungnahme zum Einleitungsbeschluss am 31. Januar 2014.

(5) Bei der Kommission gingen Stellungnahmen von Beteiligten ein. Sie leitete diese an das Vereinigte Königreich weiter, um ihm Gelegenheit zur Stellungnahme zu geben. Sie hat dessen Bemerkungen mit Schreiben vom 13. Juni bzw. 4. Juli 2014 erhalten.

2. BESCHREIBUNG DER MASSNAHMEN

2.1. „CONTRACT FOR DIFFERENCE“

(6) Die angemeldete Maßnahme besteht vor allem aus einem „Contract for Difference“ (im Folgenden „CfD“), der während des Betriebs von HPC für ausgeglichene Einnahmen sorgen soll. Ursprünglich hatte das Vereinigte Königreich einen Investitionsvertrag angemeldet, der als Vorform des CfD beschrieben wurde. Da die Verhandlungen zwischen dem Vereinigten Königreich und der EDF Energy plc (im Folgenden „EDF“) — die zum Zeitpunkt dieses Beschlusses zu 100 % Begünstigte war — länger dauerten als vorgesehen, wurde der Investitionsvertrag durch einen CfD ersetzt. Die EDF ist die britische Tochtergesellschaft des französischen Stromversorgers Electricité de France.

(7) Das begünstigte Unternehmen ist NNB Generation Company Limited (im Folgenden „NNBG“), zum Zeitpunkt des Beschlusses eine 100 %ige Tochtergesellschaft der EDF. Beim CfD handelt es sich um einen privatrechtlichen Vertrag zwischen der NNBG und der CfD-Vertragspartei, der Low Carbon Contracts Company Ltd. Zwischen dem Secetary of State (d. h. dem zuständigen Ministerium) und den Anteilseignern der NNBG wird noch eine separate Vereinbarung unterzeichnet, die sich nur auf Teile der Vertragsbedingungen des Vorhabens, insbesondere jedoch auf die Teile bezieht, die potenzielle Abschaltereignisse und die Gewinnbeteiligungsmechanismen betreffen.

(8) Im Rahmen des CfD wird die NNBG einen Einnahmenbetrag erhalten, der sich aus der Summe des Großhandelsmarktpreises, zu dem das Unternehmen den Strom verkauft, und einer Differenzzahlung ergibt, die der Differenz zwischen dem zuvor festgelegten Basispreis (Strike Price) und dem für den vorausgegangenen Bezugszeitraum festgestellten Referenzpreis (Reference Price) entspricht.

(9) Liegt der Referenzpreis unter dem Basispreis, zahlt die CfD-Vertragspartei die Differenz zwischen Basis- und Referenzpreis, damit für die NNBG je nach Verkaufsstrategie und erzeugter Leistung letztlich ein relativ stabiles Einnahmenniveau gesichert ist. Liegt der Referenzpreis hingegen über dem Basispreis, ist die NNBG verpflichtet, den Differenzbetrag an die CfD-Vertragspartei zu zahlen. Die NNBG verfügt dementsprechend auch in diesem Fall über ein relativ stabiles Einnahmenniveau.

(10) Der Referenzpreis ist der gewichtete Durchschnitt der Großhandelspreise, den das Vereinigte Königreich für alle im Rahmen von CfD geförderten Betreiber festlegt. Im Fall von NNBG ist der Referenzpreis der Referenzpreis auf dem Grundlastmarkt, der für alle Stromerzeuger im Grundlastbereich gilt. (2)

(11) Konkret wird der Referenzpreis auf dem Grundlastmarkt zurzeit unter Verwendung der von der London Energy Broker's Association (LEBA) und der Rohstoffbörse NASDAQ OMX täglich gemeldeten Preisdaten festgelegt; in Bezug auf den Stromeinkaufspreis erfolgt dies eine Saison (sechs Monate) vor der Lieferung des Stroms, es handelt sich also um einen Preis der Folgesaison („season-ahead price“). (3)

(12) Der Referenzpreis auf dem Grundlastmarkt wird einmal pro Saison sowie unmittelbar vor Beginn jeder Saison berechnet, wenn das arithmetische Mittel der an jedem Tag der vergangenen Saison veröffentlichten täglichen Folgesaisonpreise ermittelt wird. Dieser Durchschnittswert wird gewichtet, damit die zum jeweiligen Referenzindex gehandelte Menge angemessen berücksichtigt wird.

(13) Die NNBG wird zur Einhaltung eines im Voraus festgelegten Mindestleistungsniveaus verpflichtet, muss jedoch keine im Voraus festgelegte Menge erzeugen. Allerdings soll der Lastfaktor des Kraftwerks 91 % betragen. Erreicht die NNBG diesen Wert nicht, wird sie auch nicht die Einnahmen erzielen, die bei diesem Projekt erwartet werden.

(14) Auf der Grundlage der gemessenen erzeugten Leistung wird die NNBG bis zu einem im CfD festzulegenden Höchstbetrag Differenzzahlungen erhalten. Für die über diesen Höchstbetrag hinausgehende und auf dem Markt verkaufte Leistung wird die NNBG keine Zahlungen erhalten. Der von der NNBG erzeugte Strom wird auf dem Markt verkauft.

2.1.1. Funktionsweise des CfD

(15) Der CfD wird mit der CfD-Vertragspartei geschlossen, d. h. mit einer Einrichtung, zu deren Finanzierung alle lizenzierten Stromversorger gemeinsam gesetzlich verpflichtet sind.

(16) Der Abschluss des endgültigen Vertrags ist abhängig von der endgültigen Investitionsentscheidung von EDF/NNBG sowie einer Vereinbarung über die finanziellen Aspekte (einschließlich der Bedingungen einer staatlichen Garantie) und der endgültigen Zustimmung der Vertragsparteien.

(17) Im Rahmen des CfD haften die lizenzierten Stromversorger gemeinsam für die sich aus dem Vertrag ergebenden Verpflichtungen, wobei die Vertragspartei nur insoweit haftbar ist, als ihr von den lizenzierten Stromversorgern oder vom britischen Staat Mittel übertragen wurden. Die Stromversorger würden je nach Marktanteil haften, der anhand des gemessenen Stromverbrauchs bestimmt wird. Im Falle der Nichteinhaltung der Zahlungsverpflichtungen würde das Ministerium eine andere Vertragspartei bestimmen, Zahlungen bei anderen Stromversorgern eintreiben oder Direktzahlungen an die Stromerzeuger leisten.

(18) Unabhängig davon wird die Vertragspartei eine Verrechnungsstelle beauftragen, die einerseits zur Tätigung von Einnahmen (d. h. zum Inkasso gegenüber den Stromversorgern) berechtigt ist, andererseits verpflichtet ist, Zahlungen an die Stromerzeuger zu leisten bzw. von diesen entgegenzunehmen. Die britische Regierung beabsichtigt, eine Tochtergesellschaft von Elexon (das zurzeit als Verrechnungsstelle im Vereinigten Königreich tätig ist und sich vollständig im Besitz des britischen Übertragungsnetzbetreibers National Grid befindet) als Verrechnungsstelle einzusetzen.

(19) Im Rahmen des CfD wird die Vertragspartei des Stromerzeugers Entscheidungen treffen und dabei einen Ermessensspielraum haben, wenn sie beispielsweise feststellt, dass ein Stromerzeuger seine Verpflichtungen erfüllt oder er als Garantie für seine vertraglich zugesagten Zahlungen eine Sicherheit stellen muss oder indem die Vertragspartei in Abhängigkeit von den jeweiligen Marktbedingungen eine Befreiung von bestimmten Verpflichtungen ausspricht. Die Regierung des Vereinigten Königreichs plant die Veröffentlichung weiterer Leitlinien zu den Parametern, die den Ermessensspielraum der Vertragspartei, hinsichtlich der Durchführung des CfD Entscheidungen zu treffen, möglicherweisen eingrenzen.

(20) In Abbildung 1 sind die Aufgaben sämtlicher Stellen dargestellt, die für den CfD vorgesehen sind. Abbildung 1 Aufgaben und Zuständigkeiten bei der Erfüllung des CfD Quelle: Behörden des Vereinigten Königreichs.

2.1.2. Vertragsbedingungen der CfD-Vereinbarung

(21) Das Vereinigte Königreich und EDF haben sich auf die Vertragsbedingungen des CfD geeinigt, die vor der endgültigen Unterzeichnung des Vertrags und der endgültigen Investitionsentscheidung seitens EDF in die Langform des Vertrags aufgenommen werden.

(22) Viele der vereinbarten Vertragsbedingungen entsprechenden denen der CfD für andere Technologien, insbesondere denen für Technologien zur Nutzung erneuerbarer Energiequellen. Sie sind öffentlich zugänglich (4). Andere Bedingungen gelten speziell für den CfD für das Kernkraftwerk HPC.

(23) Im Rahmen der vereinbarten Bedingungen wird der Basispreis auf 92,50 GBP pro MWh festgelegt (zu laufenden Preisen von 2012). Wird eine Investitionsentscheidung zum Bau des neuen Kernkraftwerks Sizewell C getroffen, das baugleich errichtet wird und die Möglichkeit der Übernahme eines Teils der Kosten für die Reaktoren des HPC eröffnet, wird der Basispreis auf 89,50 GBP pro MWh geändert, ebenfalls zu laufenden Preisen des Jahres 2012.

(24) Der Basispreis wird vollständig an den Verbraucherpreisindex (VPI) gekoppelt, wie es auch bei anderen CfD der Fall ist. Die Anpassung des VPI erfolgt einmal im Jahr unter Verwendung des Basisdatums November 2011. Der Basispreis wird in jedem Jahr unter Zugrundelegung des letzten verfügbaren VPI, der vom Nationalen Statistischen Amt (ONS) für Februar veröffentlicht wurde, am ersten Tag der Saison angepasst.

(25) Die Laufzeit des CfD beginnt spätestens mit Beginn des Inbetriebnahmezeitraums des jeweiligen Reaktors, also […] (5) Jahre ab dem vereinbarten Inbetriebnahmedatum. Nach diesem Datum beginnt die Laufzeit des CfD, unabhängig davon, ob das Kraftwerk in Betrieb gegangen ist oder nicht.

(26) Spätester Termin des Vertragsbeginns ist der […] Jahrestag des letzten Tags des Inbetriebnahmezeitraums für den zweiten Reaktor. Wurde bis zu diesem Termin kein Reaktor in Betrieb genommen, kann die CfD-Vertragspartei den Vertrag kündigen. Bei höherer Gewalt oder Anschlussproblemen kann dieser Termin verschoben werden.

(27) Für die Gewinnbeteiligung sind zwei Regelungen getroffen worden. Die erste beruht auf den Baukosten (6) und sieht Folgendes vor: i) Die ersten […] des Gewinns aus der Bauausführung (Nominalwert) werden im Verhältnis 50:50 geteilt, wobei auf die CfD-Vertragspartei und die NNBG jeweils die Hälfte entfällt, und ii) jeglicher über […] (Nominalwert) hinausgehende Gewinn aus der Bauausführung wird im Verhältnis 75:25 geteilt, d. h. 75 % des Gewinns entfallen auf die CfD-Vertragspartei und 25 % auf die NNBG.

(28) Die zweite Gewinnbeteiligungsregelung beruht auf der Höhe der Eigenkapitalrendite. Hierzu wurden zwei Schwellenwerte festgelegt (6):

(29) Der erste Schwellenwert wird festgelegt auf die prognostizierte Höhe des internen Zinsfußes (IRR) des Eigenkapitals, der zum Zeitpunkt dieser Entscheidung anhand des jüngsten Finanzmodells (7) berechnet wird, bzw. auf 11,4 % auf der Grundlage des bereitgestellten Eigenkapitals und nominal. Sämtliche darüber hinausgehenden Gewinne werden im Verhältnis 30 % (CfD-Vertragspartei) zu 70 % (NNBG) aufgeteilt.

(30) Der zweite Schwellenwert wird höher angesetzt, zwischen 13,5 % nominal bzw. 11,5 % real (mit dem VPI deflationiert), der auf demselben unter Buchstabe a genannten Modell beruht. Sämtliche darüber hinausgehenden Gewinne werden im Verhältnis 60 % (CfD-Vertragspartei) zu 40 % (NNBG) aufgeteilt.

(31) Für die Überprüfung der Betriebskosten sind zwei Zeitpunkte festgelegt: 15 bzw. 25 Jahre nach Inbetriebnahme des ersten Reaktors. Dadurch lassen sich die langfristigen Kostenrisiken für beide Seiten senken, und der Basispreis kann in beide Richtungen geändert werden. Mit dieser Regelung kann der Basispreis anhand der bekannten tatsächlichen Kosten und der revidierten Prognosen der künftigen Kosten bei den folgenden Betriebskostenpositionen erhöht oder gesenkt werden, je nachdem, wie es die Fortführung des Betriebs des Kraftwerks erfordert: a) Wechsel der Kernbrennelemente; b) Versicherung; c) Gebühren der Atomaufsichtsbehörde ONR; d) Business Rates; e) bestimmte Übertragungsentgelte; f) Änderungen bei den Kosten für mittelaktive Abfälle/die Endlagerung abgebrannter Brennelemente aufgrund von Änderungen beim Abfallverbringungspreis gemäß dem Abfallverbringungsvertrag; g) Änderungen bei den Kosten für die Entsorgung und Endlagerung abgebrannter Brennelemente; h) Betriebs- und Instandhaltungskosten; i) Modernisierungsmaßnahmen und in der Gewinn- und Verlustrechnung des Stromerzeugers gemäß IFRS verbuchte betriebliche Kosten sowie sämtliche angefallenen Investitionsausgaben.

(32) Sämtliche Kosten im Zusammenhang mit der Auslegung des Kraftwerks, seinem Betrieb, sofern er nicht nach branchenüblichen Standards fachgerecht abläuft, seiner Verfügbarkeit und Kapazität sowie Investitionsausgaben (ohne Instandhaltungskosten), Ausgaben für den Neuanlagenbau (nicht innerhalb eines bestehenden Gebäudes), Finanzierungskosten und bestimmte Abfallverbringungskosten sind von den Betriebskostenüberprüfungen ausgenommen.

(33) Die bei der Überprüfung der Betriebskosten verwendeten revidierten Kostenschätzungen werden auf einem von der NNBG erstellten und von der CfD-Vertragspartei gebilligten Bericht beruhen, in dem Vergleichskosten anderer Kernkraftwerke mit EPR-Technologie sowie anderer Kernkraftwerke mit Druckwasserreaktortechnik in Nordamerika und der EU berücksichtigt werden, die nach branchenüblichen Standards fachgerecht betrieben werden. Die Anpassung des Basispreises wird unter Bezugnahme auf die obere Hälfte der Vergleichskosten berechnet.

(34) Um den sich aus der Finanzierung durch die Anteilseigner und der Besteuerungsstruktur der NNBG ergebenden Änderungen der von ihr zu entrichtenden Steuern Rechnung zu tragen, wird der Basispreis gesenkt (oder es erfolgt die Zahlung einer Pauschalsumme bzw. es werden jährliche Zahlungen an die CfD-Vertragspartei geleistet). In diesem Fall ist eine Erhöhung des Basispreises nicht gestattet.

(35) Einmalig wird eine vorausschauende Bereinigung des Basispreises um die Business Rates vorgenommen, die sich aus der offiziellen Neubewertung seitens der Valuation Office Agency nach Inbetriebnahme des Kraftwerks ergeben. Spätere Änderungen der Business Rates werden im Rahmen der Überprüfungen der Betriebskosten vorgenommen.

(36) Zusätzlich zu der in der allgemeinen CfD-Standardvertragsbedingungen vorgesehenen Bereitstellung von Informationen muss die NNBG bestimmte Garantien in Bezug auf die Informationen geben, die in den der Regierung des Vereinigten Königreichs übermittelten Daten und Modellen zu den Projektkosten enthalten sind. Im Vertrag wird die Verwendung eines vereinbarten Finanzmodells vorgeschrieben werden, um die verschiedenen Basispreise festzulegen sowie weitere aufgrund der Vertragsbedingungen erforderlichen Anpassungen vorzunehmen.

(37) Für die NNBG wird insofern Schutz bestehen, als dass im Zusammenhang mit einen Anspruch begründenden Gesetzesänderungen (Qualifying Change in Law QCIL) bestimmte Kosten erstattet werden.

(38) Bei einer einen Anspruch begründenden Gesetzesänderung handelt es sich um eine diskriminierende Gesetzesänderung (Discriminatory Change in Law), eine spezifische Gesetzesänderung (Specific Change in Law), eine spezifische Änderung des Steuerrechts (Specific Tax Change in Law), eine sonstige Gesetzesänderung (Other Change in Law) oder eine Änderung der Regulierungsgrundlage (Change in Regulatory Basis), die jeweils nicht vorhersehbar ist.

(39) Bei einer diskriminierenden Gesetzesänderung handelt es sich um eine Gesetzesänderung, deren Bedingungen speziell (und nicht nur mittelbar oder daraus folgend oder kraft der unverhältnismäßigen Wirkung einer allgemein anwendbaren Gesetzesänderung) für das Projekt, das Kraftwerk oder die NNBG gelten, ansonsten aber nicht.

(40) Bei einer spezifischen Gesetzesänderung handelt es sich um eine Gesetzesänderung, deren Bedingungen speziell (und nicht nur mittelbar oder daraus folgend oder kraft der unverhältnismäßigen Wirkung einer allgemein anwendbaren Gesetzesänderung) für kerntechnische Anlagen oder einem CfD unterliegende Anlagen gelten.

(41) Eine spezifische Änderung des Steuerrechts ist (i) eine Änderung der Uransteuer oder die Einführung einer solchen oder (ii) eine Gesetzesänderung oder Verfahrensänderung seitens der Steuerbehörde HMRC, aufgrund derer die NNBG steuerlich ungünstiger behandelt wird als bei bestimmten anderen Steuerfestlegungen der HMRC.

(42) Eine Änderung der Regulierungsbasis liegt vor, wenn (i) die Atomaufsichtsbehörde ONR (oder deren Nachfolgerin) für das Kraftwerk keine Bewertung mehr zu der Frage vornimmt, ob ein zur Risikosenkung in Kauf zu nehmender Nachteil in einem krassen Missverhältnis zum damit zu erzielenden Nutzen steht, oder (ii) das zuständige Umweltamt (oder dessen Nachfolger) eine für das Kraftwerk vorgesehene Risikominderungsoption nicht mehr als tragbares Umweltrisiko einstuft, da zwischen den Kosten für deren Umsetzung und den erzielbaren ökologischen Vorteilen ein Missverhältnis besteht.

(43) Ausgleichsleistungen im Zusammenhang mit einen Anspruch begründenden Gesetzesänderungen werden nur dann erbracht, wenn alle aus diesen Änderungen resultierenden Ansprüche den Betrag von 50 Mio. GBP zu laufenden Preisen des Jahres 2012 und indiziert überschreiten. Doppelerstattungen sind nicht zulässig. Die Anpassung des Basispreises erfolgt während der verbleibenden Vertragslaufzeit bei jeder einen Anspruch begründenden Gesetzesänderung nur einmal, und zwar mithilfe des vereinbarten Finanzmodells oder durch Berechnung des Kapitalwerts der erforderlichen Anpassung.

(44) Unter bestimmten Bedingungen erhält die NNBG eine Ausgleichszahlung, wenn es sich um eine „politisch motivierte“ Abschaltung des Kernkraftwerks HPC (durch eine zuständige britische, EU- oder internationale Behörde) aus Gründen handelt, die nicht mit dem Gesundheitsschutz, der nuklearen Sicherheit, der Sicherheit, dem Umweltschutz, der Abfallverbringung oder nuklearen Sicherungsmaßnahmen in Zusammenhang stehen (Anspruch begründende Abschaltung).

(45) Ausgleichszahlungen fallen auch an, wenn das Kraftwerk aus Gründen der nuklearen Haftpflichtversicherung abgeschaltet wird, was zutrifft, wenn die Regierung des Vereinigten Königreichs beispielsweise vom Stromerzeuger vorgeschlagenen alternativen Versicherungsregelungen nicht zustimmt, denen sie normalerweise hätte zustimmen sollen, und dem Stromerzeuger keine anderen genehmigten Versicherungsmöglichkeiten offenstehen.

(46) Neben der Zahlung eines Ausgleichs durch die CfD-Vertragspartei oder die Regierung des Vereinigten Königreichs umfassen die Schutzmaßnahmen im Falle einer einen Anspruch begründenden Abschaltung auch das Recht der Überführung von NNBG in britisches Staatseigentum (und das Recht des Vereinigten Königreichs, eine solche Überführung zu fordern).

(47) Kündigungsgründe gelten nur für die NNBG. Die CfD-Vertragspartei allein kann entscheiden, ob sie den Vertrag aufgrund eines entstandenen Kündigungsgrunds beendet.

2.2. KREDITGARANTIE

(48) Das HPC-Projekt und insbesondere die NNBG werden nicht nur vom CfD profitieren, sondern auch von einer staatlichen Kreditgarantie für die emittierten Schuldverschreibungen.

(49) Die zu begebenden Anleihen werden von der Kreditgarantie abgedeckt, die als Versicherungsvertrag angesehen werden könnte, der die fristgerechte Begleichung der Zinsaufwendungen und Tilgungszahlungen für entsprechend Schuldtitel garantiert, bei denen es sich auf einen Betrag von bis zu 17 Mrd. GBP handeln könnte. (8)

(50) Die Kreditgarantie wird von der Infrastructure UK (im Folgenden „IUK“) gewährt, einer Abteilung im britischen Finanzministerium, die die Verwaltung des Garantiesystems „UK Guarantees“ überwacht. Sie stellt eine nach dem Prinzip der Whole-Business-Verbriefung operierende Kreditfinanzierungsplattform zur langfristigen Finanzierung des HPC dar.

(51) Der IUK zufolge wurde das gesamte Vorhaben so strukturiert, dass eine Einstufung des HPC in eine der Risikokategorie BB+/Ba1 entsprechende Kategorie gerechtfertigt ist. Die Garantiegebühr beläuft sich auf 295 Basispunkte.

(52) Mit dieser Regelung werden die im Rahmen der Finanzierungsstruktur zu begebenden Anleihen durch eine Garantie abgedeckt, die von den Lords Commissioners des britischen Finanzministeriums (das als Garantiegeber fungiert) zu gewähren ist. Darüber hinaus stellen Geschäftsbanken für die Bauzeit eine Überbrückungsfazilität zur Verfügung (für die im Rahmen von UK Guarantees keine Garantie gestellt wird). Das restliche Kapital für das Vorhaben wird von den Anteilseignern zur Verfügung gestellt. Mit Zustimmung des Garantiegebers können der Finanzierungsstruktur auch andere Kapitalquellen hinzugefügt werden.

(53) Zum Zeitpunkt des Beschlusses sind folgende Finanzierungsquellen geplant: a) Basiseigenkapital in Höhe von […] GBP b) (bei Eintritt bestimmter Ereignisse bereitzustellendes) Eventualeigenkapital in Höhe von […] GBP c) Überbrückungsfazilität für die Bauzeit in Höhe von […] GBP d) Anleihen in Höhe von […] GBP.

(54) Die Finanzierungsstruktur ist so gestaltet, dass zunächst das Basiseigenkapital komplett aufgebraucht wird, ehe die Anleihen angetastet werden. Das Eventualeigenkapital bietet die zusätzliche Sicherheit, dass der Tag, an dem der Garantiegeber davon überzeugt ist, dass das HPC in Betrieb genommen wurde und betriebsbereit ist, und an dem alle erforderlichen Reserven vollständig finanziert sind, auch eintreten wird („Abschluss sämtlicher finanzieller Transaktionen“).

(55) Die eigenkapitalbezogenen Verpflichtungen der Anteilseigner werden in einer Vereinbarung über den Eigenkapitalbeitrag dargelegt werden, deren Vertragspartei auch der Garantiegeber sein wird, so dass er die Zusagen hinsichtlich der Bereitstellung des Eigenkapitals ebenfalls erhält.

(56) Um zu gewährleisten, dass mit dem Eigenkapital wie oben beschrieben Verluste aufgefangen werden können, wenn es zu einem Ausfallereignis kommt, haben die Vertragsparteien zwei Bedingungen (die Basisbedingung (9) und die „FFS Failure Condition“ (10)) festgelegt, nach denen der Garantiegeber verlangen kann, dass das Basis- bzw. das Eventualeigenkapital vorzeitig erhöht werden, d. h. umgehend zur Verfügung gestellt und zur Deckung der Anleihen und der gegenüber dem Garantiegeber fälligen Beträge genutzt werden. Mit der Verknüpfung dieser beiden Bedingungen soll gewährleistet werden, dass das Hauptrisiko für die Durchführbarkeit der EPR-Technologie von den Anteilseignern und nicht vom Garantiegeber getragen wird, bis durch den Erfolg vorangegangener Projekte wie Flamanville 3 und Taishan 1 ein objektiver Nachweis dafür vorliegt, dass auch bei diesem Projekt Umsetzungsgewissheit besteht.

(57) In der Zeit bis zum Erfüllen der Basisbedingung gilt eine Verschuldungsgrenze von mindestens der Verschuldungsgrenze für das betreffende Projektzwischenziel und […] % des Basiseigenkapitals abzüglich des Eigenkapitals für die Entwicklungsphase, d. h. […] Mrd. GBP. Tabelle 1 zeigt ein praktisches Beispiel für die Verlustauffangmerkmale des Eigenkapitals: Tabelle 1 Kapitalinanspruchnahme bei Erfüllung und Nichterfüllung der Basisbedingung Quelle: Angaben der IUK vom 12. September 2014 Base Case Drawdown Profile GBP bilion Total Commited Development Equity 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 Cashflow Base Equity 9,23 1,69 — — — — — — 2,10 2,52 2,09 0,83 Contingent Equity 8,00 N/A — — — — — — — — — — Bonds 16,00 N/A 1,50 1,95 2,40 2,90 3,35 2,65 1,25 — — — Balance Sheet Base Equity 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 3,79 6,31 8,39 9,23 Contingent Equity — — — — — — — — — — Bonds 1,50 3,45 5,85 8,75 12,10 14,75 16,00 16,00 16,00 16,00 Memo item Undrawn Base Equity 7,53 7,53 7,53 7,53 7,53 7,53 5,43 2,92 0,83 — Undrawn Committed Equity 15,53 15,53 15,53 15,53 15,53 15,53 13,43 10,92 8,83 8,00 Source: UK Base Case

Base Case Condition Not Met (by 31 December 2020) Total Development Equity 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Cashflow Base Equity 1,69 1,69 — — — — — — Contingent Equity 7,97 N/A — — — 1,97 3,35 2,65 Bonds 6,87 N/A 1,50 1,95 2,40 2,90 — — Balance Sheet Base Equity 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 Contingent Equity — — — 1,97 5,32 7,97 Bonds 1,50 3,45 5,85 6,78 6,78 6,78 Memo item Undrawn Base Equity 7,53 7,53 7,53 7,53 7,53 7,53 Cumulative Cap on Debt 1,50 3,43 5,85 6,78 6,78 6,78 Source: UK Base Case

(58) Ist die Basisbedingung erfüllt, so ist der Schutz des Garantiegebers in der Bauausführungsphase hauptsächlich durch die Höhe des Eventualeigenkapitals geschützt, auf das zur Deckung von Mehrkosten zugegriffen werden kann, sowie durch die Zwischenziele des Projekts, durch die die Höhe der Verschuldung in den einzelnen Phasen begrenzt wird.

(59) Die Zusagen der Anteilseigner in Bezug auf das Basis- und das Eventualeigenkapital sind zu 100 % kreditbesichert, wozu Instrumente wie Garantien der Muttergesellschaft, Akkreditive oder sonstige Formen der Zahlungszusagen, die der Garantiegeber für geeignet hält, herangezogen werden können.

(60) Für die Erfüllung ihrer Verpflichtungen gegenüber der NNBG sowie die Erfüllung der Verpflichtungen der NNBG werden die Anteilseigner für sämtliche Vermögenswerte, Sachanlagen und Unternehmungen Schuldverschreibungen (11) ausgeben, die durch „fixed charges“ (12) und/oder „floating charges“ (13) einschließlich „qualifying floating charges“ (14) besichert sind. Für die Erfüllung der eingegangen Verpflichtungen werden sowohl die NNBG und der Emittent der Schuldverschreibungen, ein eigens dafür gegründetes Unternehmen, für sämtliche Vermögenswerte, Sachanlagen und Unternehmungen umfassende Schuldverschreibungen ausgeben, die durch „fixed charges“ und/oder „floating charges“ einschließlich „qualifying floating charges“ besichert sind. Die Sicherheit wird durch Direktvereinbarungen mit den Vertragsparteien in Bezug auf bestimmte wichtige Verträge erhöht.

(61) Aufgrund der Besonderheit des Vorhabens und der großen Bedeutung, die Sicherheitsfragen zukommt, wird bei der Vollstreckung der Sicherheit die Zustimmung der britischen Aufsichtsbehörde sowie die Tatsache berücksichtigt werden, dass das Verfügungsrecht nur an eine Einrichtung übertragen werden kann, die über eine Lizenz zum Betrieb einer kerntechnischen Anlage am Standort des HPC verfügt bzw. verfügen wird.

(62) Mit den von den Anteilseignern, der NNBG und dem Emittenten gewährten Sicherungsrechten soll sichergestellt werden, dass die besicherten Parteien (15) (i) im Falle der Insolvenz des Schuldners Vorrang vor den Forderungen ungesicherter Gläubiger des Schuldners haben, (ii) weiterhin die Möglichkeit haben, die besicherten Sicherungsgegenstände zu veräußern und den Erlös aus ihrem Verkauf zur Begleichung der offenen besicherten Forderungen zu verwenden, sofern dies die beste Möglichkeit zur Maximierung der eintreibbaren Forderungsbeträge darstellt, und (iii) im Falle der Insolvenz eines Sicherungsnehmers ein Höchstmaß an Kontrolle ausüben und das Sicherungsziel erreichen, indem für die Geschäfte und Vermögenswerte des betreffenden Schuldners ein Zwangsverwalter benannt wird.

(63) Bei den Anleihen wird es sich um unbesicherte Verpflichtungen des Emittenten handeln, doch besteht keine Beteiligung an den dem Emittenten oder anderen Mitgliedern der Unternehmensgruppe HPC zu gewährenden Sicherungsmitteln.

(64) Bezüglich der Rangfolge der Gläubiger kommt hinsichtlich des Erlöses aus der Vollstreckung der von der NNBG gewährten Sicherheit in der Praxis folgende Reihenfolge zur Anwendung: 1. gesetzlich bevorzugte Gläubiger; 2. Vollstreckungskosten (d. h. Kosten der Sicherheitentreuhänder und gegebenenfalls des Insolvenzverwalters); 3. FDP-Gläubiger (16); 4. Gewährer der Überbrückungsfazilität für die Bauzeit; 5. Anleihen und Garantiegeber; 6. unbesicherte Gläubiger der NNBG; 7. NNBG-Anteilseigner.

(65) Diese Rangfolge bei der Verteilung der Vollstreckungserlöse kann ohne die Zustimmung des Garantiegebers nicht geändert werden.

(66) Die Finanzierung der Transaktion wird unter Bezugnahme auf das Erreichen bestimmter Zwischenziele des Projekts in Phasen unterteilt.

(67) In dem Zeitraum nach dem Tag, an dem die höchstmögliche Anzahl Anleihen (keine SZC-Anleihen) ausgegeben wurde, wird das Basiseigenkapital anhand eines Plans zur Verfügung gestellt, wobei das Eventualeigenkapital dazu dient, sämtliche im Zusammenhang mit diesem Plan anfallenden Mehrkosten abzudecken.

(68) Dividenden für die Anteilseigner sind erst nach Abschluss sämtlicher finanzieller Transaktionen zulässig.

(69) Nach Ansicht der britischen Behörden ist die Kreditgarantie nach Abschluss sämtlicher finanzieller Transaktionen weiterhin durch mehrere strukturelle und vertragsbasierte risikomindernde Maßnahmen abgesichert, einschließlich wesentlicher Einschränkungen bei der Fälligkeit von Dividenden und einer Schuldendienstreserve von […] Monaten (die durch Barzahlungen, Garantieakkreditive oder andere zulässige Garantien finanziert werden kann), die sich auf […] Mrd. GBP belaufen könnte. Der Marktstandard bei der Projektfinanzierung dürfte einer Schuldendienstreserve von sechs Monaten entsprechen.

(70) Eine Inanspruchnahme der Kreditgarantie nach Abschluss sämtlicher finanzieller Transaktionen wird vermutlich nur erfolgen, wenn (a) die Betriebsleistung erheblich von den Vorgaben abweicht und somit für den Schuldendienst weniger Cashflow zur Verfügung steht als erwartet, und (b) diese Abweichung die in der Struktur vorgesehene und in beträchtlicher Höhe zur Verfügung stehende Schuldendienstreserve ausschöpft.

(71) Wird die Schuldendienstreserve in Anspruch genommen, ist sie (ungeachtet der Höhe der Inanspruchnahme) vor etwaigen Dividendenzahlungen wieder vollständig aufzufüllen.

(72) Dem Vereinigten Königreich zufolge kann es nur unter sehr speziellen und mit hoher Unwahrscheinlichkeit verbundenen Umständen zu einer Vollstreckung kommen, da zahlreiche strukturelle Schutzmaßnahmen gegen den Eintritt des Sicherungsfalls vorhanden sind, zuvor bestimmte auslösende Ereignisse eintreten müssen und auf potenzielle Abhilfemaßnahmen zurückgegriffen werden kann. Muss dennoch vollstreckt werden, müssen die entsprechenden Umstände unerwartet aufgetreten und sehr ernster Natur sein, wobei davon abgesehen werden sollte, eine zuvor festgelegte Vollstreckungsmaßnahme anzuwenden. Die IUK sei der Auffassung, dass sie zu dem Zeitpunkt, da bestimmte Ereignisse eintreten, zur besseren Wahrung ihrer Interessen Flexibilität bei der Prüfung ihrer Handlungsoptionen benötige. Daher entschied die IUK sich für möglichst viele und flexible Vollstreckungsmöglichkeiten sowie einen gewissen Ermessensspielraum, um zu gegebener Zeit die geeignetste Vollstreckungsart zu bestimmen.

(73) Der Kommission sind die bisher vereinbarten Eckpunkte zur Finanzierung des HPC-Projekts zur Beurteilung vorgelegt worden. Sie enthalten die Einigung der Parteien auf die wichtigsten Vorschriften und Bedingungen der Finanzierungsdokumente, wobei die Endfassung der entsprechenden rechtlichen Entwürfe zum Zeitpunkt dieses Beschlusses noch nicht vorlag. Das Vereinigte Königreich erklärte, dass die übrigen Vorschriften und Bedingungen sowie die endgültigen Finanzierungsdokumente Standardklauseln enthalten werden, wie sie von Kapitalgebern bei ähnlichen Projekten angestrebt werden. Da die Kommission nicht die Gelegenheit hatte, dies zu prüfen, und die Möglichkeit besteht, dass die der Kommission aktuell vorliegende Maßnahme durch die endgültigen Unterlagen abgeändert wird, müssen ihr die Behörden des Vereinigten Königreichs etwaige Änderungen melden.

2.3. VEREINBARUNG MIT DEM MINISTERIUM (SECRETARY OF STATE AGREEMENT)

(74) Im CfD ist vorgesehen, dass die Kapitalgeber der NNBG Anspruch auf eine Ausgleichszahlung haben, sollte die Regierung des Vereinigten Königreichs die Abschaltung des Kernkraftwerks HPC aus politischen Gründen beschließen (und nicht aus Gründen der Gesundheit, der nuklearen Sicherheit, der Sicherheit, des Umweltschutzes, der Abfallverbringung oder aufgrund von Sicherungsmaßnahmen). Diese Zahlungen sollen genauso finanziert werden wie Zahlungen im Rahmen des CfD (d. h. durch die Stromversorgerabgabe). Mit dem CfD soll auch eine Vereinbarung mit dem Ministerium (Secretary of State Agreement) einhergehen, die zwischen den Ministerium und den Kapitalgebern von NNBG geschlossen werden soll.

(75) Mit der Vereinbarung solle sichergestellt, dass für den Fall, dass nach einer politisch bedingten Abschaltung die Vertragspartei bei der Ausgleichszahlung an die Kapitalgeber von NNBG in Verzug geraten sollte, das Ministerium den vereinbarten Ausgleich an die Kapitalgeber zahlen würde. Zusätzliche Ausgleichszahlungen an die NNBG oder seine Investoren würden in der Vereinbarung nicht vorgesehen.

3. STELLUNGNAHMEN BETEILIGTER

(76) Im Zuge der bis zum 7. April 2014 dauernden Konsultation zum Einleitungsbeschluss gingen bei der Kommission zahlreiche Stellungnahmen ein. Eine Beschreibung der für die Bewertung als staatliche Beihilfe relevanten Stellungnahmen findet sich im nachfolgenden Teil.

(77) Auf die Stellungnahmen der Beteiligten wird ohne konkrete Nennung der jeweiligen Stellungnahme in den einschlägigen Teilen der Bewertung eingegangen.

(78) Aufgrund der Vielzahl der eingegangen Stellungnahmen werden diese thematisch zusammengefasst beschrieben.

3.1. EINGEGANGENE STELLUNGNAHMEN ZU DEN MASSNAHMEN ALS DIENSTLEISTUNGEN VON ALLGEMEINEM WIRTSCHAFTLICHEM INTERESSE (DAWI)

(79) Ein Befragter pflichtete der Regierung des Vereinigten Königreichs dahingehend bei, dass die Maßnahmen keine staatlichen Beihilfen beinhalten, indem er auf die vom Vereinigten Königreich vorgelegten Beweise zur Untermauerung ihrer DAWI-Bewertung hinwies.

(80) Eine Partei brachte vor, dass das HPC eine DAWI erbringe, da es eine gemeinwirtschaftliche Verpflichtung erfülle, was dazu führe, dass der Energiebedarf kurz-, mittel- und langfristig gedeckt werde, zudem werde das Projekt klar und transparent durchgeführt und führe für keines der beteiligten Unternehmen zu einem wirtschaftlichen Vorteil. Das HPC werde auch die Versorgungssicherheit verbessern, da die Abhängigkeit von Brennstoffimporten gesenkt werde und weniger fossile Brennstoffe benötigt würden.

(81) Von den Parteien, die die Auffassung des Vereinigten Königreichs, dass die Maßnahme keine staatlichen Beihilfe beinhalte, nicht teilten, merkte ein Befragter an, dass die Maßnahme nicht die Altmark-Kriterien erfülle, da der CfD nur die Ausgleichszahlungen für die Erbringung einer Dienstleistung von allgemeinem wirtschaftlichen Interesse („DAWI“) enthalte.

(82) Mehrere Befragte wiesen darauf hin, dass keine anderen Unternehmen an der Projektausschreibung teilnehmen konnten.

(83) Mehrere Parteien führten an, dass die angemeldete Maßnahme nicht unter den DAWI-Rahmen der EU falle, da das Vereinigte Königreich die gemeinwirtschaftliche Verpflichtung, für die eine Ausgleichszahlung gewährt werden solle, nicht genau definiert habe, und die Bedingungen für die Betrauung mit einem Gemeinwohlauftrag gemäß Artikel 3 Absatz 2 der Richtlinie 2009/72/EG des Europäischen Parlaments und des Rates (17) nicht eingehalten worden seien.

(84) Mehrere Parteien waren der Auffassung, dass die Beihilfemaßnahmen nicht mit den Altmark-Kriterien vereinbar seien, wonach die Stromerzeugung eine gewöhnliche Wirtschaftstätigkeit darstelle, und die Kernenergie daher mit anderen Stromquellen auf einem liberalisierten Strombinnenmarkt konkurrieren sollte; der Maßnahme mangele es an einem Ziel von gemeinsamem Interesse; es gebe offenbar kein objektives Kriterium für die Begründung der Laufzeit von 35 Jahren; Kernkraft und erneuerbare Energieträger würden ungleich behandelt; die Maßnahme basiere auf unbekannten Parametern, und es liege keine Kosten-Nutzen-Analyse vor. Zudem könne die Kernkraft, da sie nur Grundlaststrom erzeugen könne, keine DAWI sein. Zudem bestehe ein großes Risiko der Überkompensation.

3.2. EINGEGANGENE STELLUNGNAHMEN ZUM VORLIEGEN EINER BEIHILFE

(85) Mehrere Befragte machten geltend, dass die Maßnahmen eine staatliche Beihilfe darstellten, da sie bilaterale Verträge zwischen dem Staat und einem Unternehmen beinhalteten; die Zahlungen seien speziell auf das Ziel der Erzeugung von Kernenergie ausgerichtet; der Staatshaushalt werde direkt in die Zahlungen einbezogen, und der Vertrag unterstütze die Kernenergie und räume ihr besondere Bedingungen ein, was über die bei den erneuerbaren Energieträgern übliche Förderung hinausgehe.

(86) Zur Abfallverbringung merkte ein Befragter an, dass beim Abfallverbringungspreis der Übergang von der Zahlung „pro Einheit“ zur Festlegung einer Obergrenze Beihilfen und weitere Subventionen für die Betreiber neuer kerntechnischer Anlagen beinhalten werde.

3.3. EINGEGANGENE STELLUNGNAHMEN ZU DEN ZIELEN VON GEMEINSAMEM INTERESSE, ZUM MARKTVERSAGEN UND ZUR ERFORDERLICHKEIT STAATLICHER MASSNAHMEN

(87) Was die positiven Reaktionen anbelangt, so merkte ein Befragter an, dass die Kernkraft einen wesentlichen Beitrag zur Erzeugung CO2-armen Stroms sowie zur Diversifizierung des Stromerzeugungssektors leisten könne. Auch wenn mit ihr nicht die gesamte in den nächsten Jahrzehnten im Vereinigten Königreich benötigte zusätzliche Kapazität abgedeckt werden könne, so werde sie wahrscheinlich eine entscheidende Rolle dabei spielen, abgeschaltete Kernenergiekapazitäten zu ersetzen und den künftigen Bedarf zu decken.

(88) Mehrere Befragte führten an, dass die Lage im Vereinigten Königreich anders sei als in anderen EU-Mitgliedstaaten, da der Bau von Verbindungsleitungen aufgrund der Insellage nur eingeschränkt möglich sei. Vergleiche mit Finnland oder Frankreich seien unangemessen, da sich die Marktstruktur dort deutlich von der im Vereinigten Königreich unterscheide und in diesen Mitgliedstaaten Langzeitverträge zur Förderung des Baus von Kernkraftwerken abgeschlossen worden seien. Die Unbeständigkeit der Stromerzeugung bei den erneuerbaren Energieträgern könne das Vereinigte Königreich nicht durch die Einfuhr großer Energiemengen aus den Nachbarländern ausgleichen, auch könne es die Probleme, die bei Überproduktion im Bereich der erneuerbaren Energieträger entstehen, nicht einfach außer Acht lassen. Daher werde das Marktversagen in Bezug auf einen europäischen Elektrizitätsbinnenmarkt im Vereinigten Königreich stets größer sein als auf dem europäischen Festland und mehr Abhilfemaßnahmen erfordern. Darüber hinaus werde die Förderung der Kernkraft die Diversifizierung der Energieversorgung und somit die Ausfallsicherheit des britischen Energiesystems erhöhen.

(89) Ein Befragter wies auf spezielle Schwachpunkte im Bereich Kernenergie hin, insbesondere auf die lange Bauzeit und die Laufzeit von Kernkraftwerken, so dass erst in mehr als 30 Jahren, weit nach 2050, mit einer Rendite gerechnet werden könne. Aus Stromausfällen in einigen Mitgliedstaaten sei die Lehre gezogen worden, dass Verlass auf grenzüberschreitende Zusammenschaltung nur eingeschränkt bestehe und kein einziger Übertragungsnetzbetreiber könne Verbundkapazität in dem Maße garantieren, wie dies im Verbundnetz des eigenen Landes möglich sei. Staatliche Beihilfen für das HPC-Projekt würden den Wettbewerb möglicherweise weniger verzerren als die Einführung anderer Maßnahmen wie beispielsweise Kapazitätsmärkte.

(90) Ein Befragter führte aus, dass das HPC das Umweltschutzziel nicht beeinträchtigen werde, da sein Betrieb von den einschlägigen Einrichtungen wie der Atomaufsichtsbehörde (ONR) genau überwacht werde. Darüber hinaus werde es die britischen Umweltschutzverordnungen von 2010 einhalten.

(91) Mehrere Parteien machten geltend, dass es Technologien zur sicheren Lagerung radioaktiver Abfälle gebe.

(92) Mehrere Parteien führten aus, dass die aktuelle Maßnahmenkombination nicht ausreiche, um Investitionen in die Kernkraft voranzutreiben, insbesondere da der CO2-Preis des EHS zu niedrig sei; der britische CO2-Mindestpreis werde die CO2-Preise nicht so stark in die Höhe treiben, dass stärkere Anreize für Investitionen in die Kernenergie entstehen; zudem reiche das Garantiesystem „UK Guarantees“ allein nicht aus, um Investitionen zu fördern, da die Langfristigkeit der Rentabilität der Kernkraft nicht berücksichtigt werde. Die Bilanz der CO2-Emissionen der Kernenergie ähnele der der Windenergie und sei weit niedriger als die der erneuerbaren Energien aus dem Meer, der Photovoltaik und der Biomassetechnologie.

(93) Eine Partei führte aus, dass das Vereinigte Königreich erneuerbare Energieträger zwar fördere, diese Technologien für die Bereitstellung von Grundlaststrom jedoch nicht ausreichten, und das gleichzeitige Angewiesensein auf Erdgas den britischen Markt von fossilen Brennstoffen abhängig mache und geopolitischen Risiken unterwerfe.

(94) Ein Befragter machte geltend, dass die Kommission den ökologischen Nettonutzen des HPC im Vergleich zum aktuellen Energiemix im Vereinigten Königreich bewerten sollte. Anhand dieser Kriterien bewertet, würde das HPC eindeutig einen erheblichen ökologischen Nutzen aufweisen.

(95) Mehrere Parteien führten an, dass die Mitgliedstaaten ihren Energiemix frei wählen können und diese die nötigen Anreize schaffen sollten, ohne die wirksame langfristige private Investitionen in CO2-arme Erzeugungskapazitäten aufgehalten würden. Es sei nicht Aufgabe der Kommission, Entscheidungen dieser Art zu beeinflussen. Darüber hinaus seien mit Kernkraftwerken hohe Anfangsinvestitionen und geringe Grenzkosten verbunden, die zusammen mit der fehlenden Korrelation zwischen den Betriebskosten und den Strommarktpreisen das Vorhandensein eines Risikos bestimmten, das ohne staatliches Einschreiten nicht wirksam auf die Verbraucher übertragen werden könne.

(96) Mehrere Parteien kritisierten Randnummer 337 im Einleitungsbeschluss, vor allem da im Vereinigten Königreich seit der Liberalisierung des Energiemarkts vor 20 Jahren keine neuen Investitionen in Kernkraftwerke getätigt worden seien. Auch die Gefahr sich ändernder Regierungspolitik und andere politische Risiken würden privaten Kapitalgebern Investitionen dieser Art erschweren.

(97) Mehrere Parteien führten an, dass die Investitionskosten rund 75 % der Stromgestehungskosten (18) ausmachten — gegenüber 10 bis 15 % bei Gaskraftwerken ohne CCS-Technologie. Ferner wurde festgestellt, dass für eine kosteneffiziente Verringerung der CO2-Emissionen gemäß entsprechender Modellierung von einem Wert in Höhe von 50 g CO2/kWh bis 2030 ausgegangen worden sei — gegenüber den aktuellen Werten von rund 500 g CO2/kWh —, der sich mit dem geringstmöglichen Kostenaufwand nur erreichen ließe, wenn neue Kernenergiekapazitäten wesentliche Marktanteile erreichten (z. B. 11 bis 18 GW). Der Barwertvorteil eines großangelegten Atomprogramms läge bei 23 Mrd. GBP. Ein langfristiger Vertrag mit einem Kernkraftwerk würde zudem die Effizienz des Stromdispatchings aufrechterhalten, was aufgrund der geringen Grenzkosten sowohl für die Kerntechnik als auch für die Technologien für den Einsatz erneuerbarer Energieträger relevant wäre.

(98) Ein Befragter gab an, dass sowohl innerhalb als auch außerhalb des Vereinigten Königreichs Kapitalgeber aufgrund der fehlenden Förderung der frühzeitigen Entwicklung neuer Technologien wie beispielsweise EPR ein geringeres Interesse an dieser Technologie hätten.

(99) Ein Befragter machte geltend, dass der Euratom-Vertrag nicht unabhängig von der aktuellen Strategie der Kommission angewendet werden könne, da die Kommission nach dessen Artikel 40 regelmäßig Ziele für die Erzeugung von Kernenergie veröffentlichen müsse, und dass die Ziele dieses Vertrags nur im Einklang mit seinen anderen Vorschriften verfolgt werden könnten.

(100) Ein Befragter wies darauf hin, dass vor der Liberalisierung Investitionen im Bereich Kernenergie durch tariffinanzierte Projekte ermöglicht wurden, die Investitionsrisiken beseitigten.

(101) Eine Partei führte aus, dass Kernbrennstoffe aus verschiedenen Quellen stammten, die hinsichtlich der Energiesicherheit sehr hoch eingestuft würden.

(102) Eine Partei stellte fest, dass außer der Kerntechnik keine nachgewiesen CO2-arme Grundlasttechnologien bestehen würden, die ununterbrochen auf gleichbleibendem Kapazitätsniveau betrieben werden könnten. Darüber hinaus seien Kapitalgeber aufgrund des politischen Risikos in der Europäischen Union immer vorsichtiger, extrem große Kapitalmengen in die neue Stromerzeugungsordnung zu investieren. Die Prognosen der Kommission hinsichtlich der Investitionen in neue Kernkraftwerke in den Jahren 2027-2030 seien aufgrund dieser Ungewissheit fraglich.

(103) Mehrere Parteien stellten fest, dass das Vereinigte Königreich über keinen Mechanismus verfüge, der dem finnischen Mankala-Modell ähnele (gemeinsame Investitionen von Energieerzeugern und energieintensiven Wirtschaftszweigen), mit dem das Missverhältnis zwischen dem Risiko der hohen Anfangsinvestitionen und dem langfristigen Preis für den augenblicklichen Strombedarf bewältigt werden könne.

(104) Eine Partei merkte an, dass die meisten Technologien für erneuerbare Energieträger Anfang des 20. Jahrhunderts entstanden seien, weshalb deren Förderung aus Gründen ihrer technologischen Reife weniger gerechtfertigt sei als die Förderung der Kerntechnik.

(105) Mehrere Parteien führten aus, dass die Reaktoren frühestens 2023 in Betrieb genommen würden, weshalb das Kernkraftwerk die vom Vereinigten Königreich als Begründung für die Maßnahmen angeführte Versorgungssicherheit nicht gewährleisten könne.

(106) Eine Partei merkte an, dass die Kerntechnik keine Versorgungssicherheit gewährleiste, da sie die Energieerzeugung von der Einfuhr spaltbaren Kernmaterials abhängig mache. Eine weitere Partei führte an, dass zur Verbesserung der Versorgungssicherheit die Abhängigkeit von der Brennstoffeinfuhr gesenkt werden sollte.

(107) Ein Befragter führte aus, dass die Energiepolitik der britischen Regierung politisch motiviert sei und die Entwicklung von Onshore-Windparks und Solaranlagen einschränke.

(108) Mehrere Befragte äußerten die Auffassung, dass die Kerntechnik die Versorgungssicherheit verschlechtere, da ihr die Flexibilität fehle, die für die Herstellung eines Gleichgewichts zwischen Angebot und Nachfrage im Netz erforderlich sei, und zwar aufgrund von unvorhersehbaren Ausfällen, reduzierten Kapazitäten oder routinemäßigen Wartungen. Ferner verbinde man mit der Kerntechnik unvorhersehbare Schocks, die unzählige Sicherungsmaßnahmen erforderten — im Gegensatz zur Variabilität des Winds, die zum großen Teil als vorhersagbar gelte. Zu guter Letzt ist die Kerntechnik denselben Befragten zufolge ein ungeeignetes Mittel zur Emissionsminderung, da der Brennstoffkreislauf wissenschaftlichen Untersuchungen zufolge zwischen 9- und 25-mal mehr CO2 erzeuge als die Windkraft.

(109) Mehrere Befragte führten aus, dass die Kerntechnik vergleichenden Statistiken zufolge keinen wesentlichen Beitrag zur Minderung der CO2-Emissionen leiste.

(110) Mehrere Parteien stellten fest, dass die Maßnahme keine Energiesicherheit gewährleiste, da sie abgeschaltete Kapazitäten nicht schnell genug ersetze und auf Uranreserven angewiesen sei, die begrenzt seien.

(111) Mehrere Befragte führten aus, dass Subventionen zum Ausschluss anderer, innovativerer und umweltfreundlicherer Produktionstechnologien führten und Subventionen weder berechtigt noch mit dem Verursacherprinzip vereinbar seien. Die Kosten dieser Langzeitmaßnahme müssten künftige Generationen tragen.

(112) Mehrere Befragte betonten, dass einige Mitgliedstaaten, insbesondere Deutschland, Österreich, Irland, Italien u. a., Kernenergie ablehnten bzw. aus der Kernenergie ausgestiegen seien und andere Mitgliedstaaten wie Portugal, Dänemark, Estland und Griechenland gar keine Kernkraft erzeugten, es somit kein gemeinsames Ziel in Bezug auf die Kernenergie geben könne.

(113) Mehrere Befragte stellten fest, dass eine Technologie, die 60 Jahre lang subventioniert werden müsse und von sämtlichen damit verbundenen direkten und indirekten Kosten befreit werde und darüber hinaus einen verbürgten Vertrag mit einer Laufzeit von über 35 Jahren erfordere, nicht als machbar angesehen werden könne.

(114) Eine Partei führte aus, dass die notwendige Entsorgung radioaktiver Abfälle nicht zufriedenstellend gelöst werden könne.

(115) Ein Befragter führte aus, dass das Vereinigte Königreich neue Kernkraftwerke übermäßig befürworte, indem es die vielen Unsicherheiten im Zusammenhang mit der Entsorgung auf sich nehme und den Kapitalgebern Sicherheit verschaffe.

(116) Mehrere Befragte kritisierten die vom Vereinigten Königreich durchgeführte Risikobewertung, da die Kaskade unerwarteter auslegungsüberschreitender Störfälle, die in Fukushima eintraten, sowie weitere größere Nuklearunfälle weder erfasst noch berücksichtigt worden seien. Kritisiert wurden auch die Behauptungen, wonach die höchste Freisetzungsrate in Form der Umgehung des Containments im Falle eines größten anzunehmenden Unfalls/Störfalls (einschließlich eines Terroranschlags) im HPC höchstens 0,03 % des Reaktorkerninventars pro Tag betragen würde.

(117) Mehrere Befragte merkten an, dass es unklar sei, ob das Vereinigte Königreich die Entwicklung neuer Technologien berücksichtigt habe, die die Flexibilität des Stromnetzes verbessern (z. B. dynamische Preisgestaltung, Vereinbarungen zu abschaltbaren Lasten oder zur dynamischen Lastbegrenzung in der Industrie, Bündelung von Dienstleistungen und Nachfrageoptimierung der Haushalte).

(118) Ein Befragter kritisierte, dass das Vereinigte Königreich der Erzeugung der Grundlast so viel Bedeutung beimesse; angesichts der aktuellen Veränderungen im Energiesektor erscheine es fraglich, dass die Grundlast Mitte der 2020er Jahre noch so relevant sein werde wie heute. Demgegenüber werde die Flexibilität des Systems immer wichtiger werden.

(119) Mehrere Parteien merkten an, dass das HPC angesichts der Kraftwerke in Finnland und Frankreich und der beiden weiteren, bereits errichteten Anlagen in China nicht das erste Kernkraftwerk dieser Art (FOAK-Anlage) sein werde, sondern eher das fünfte oder sechste. Ferner seien in Finnland und Frankreich ähnliche Reaktoren ohne staatliche Beihilfen in Auftrag gegeben worden.

(120) Eine Partei führte aus, dass die Solarindustrie in der Lage sei, zu vergleichbaren Kosten jährlich dieselbe Strommenge zu liefern wie das HPC, und dass die Offshore-Windenergie im Jahr 2020 oder kurz danach kostengünstiger sein könne als die Kernenergie.

(121) Eine Partei machte geltend, dass selbst aus den Zahlenangaben der britischen Regierung hervorgehe, dass keine neuen Kernkraftwerke erforderlich seien, anders als es in mehreren Dokumenten und Reden hieß, in denen fälschlicherweise behauptet worden sei, dass sich der Strombedarf — entgegen Untersuchungen der Regierung zum langfristigen Strom- und Kapazitätsbedarf bis 2025 — verdoppeln oder sogar verdreifachen könnte.

3.4. STELLUNGNAHMEN ZUR ANGEMESSENHEIT UND ZUM ANREIZEFFEKT DER MASSNAHMEN

(122) Was die positiven Reaktionen anbelangt, so merkten mehrere Befragte an, dass die Kernkraft einen wesentlichen Beitrag zur Erzeugung CO2-armen Stroms sowie zur Diversifizierung des Stromerzeugungssektors leisten könne. Auch wenn mit ihr nicht die gesamte in den nächsten Jahrzehnten im Vereinigten Königreich benötigte zusätzliche Kapazität abgedeckt werden könne, so werde sie wahrscheinlich eine entscheidende Rolle dabei spielen, abgeschaltete Kernenergiekapazitäten zu ersetzen und den künftigen Bedarf zu decken.

(123) Mehrere Befragte führten aus, dass private Investitionen ohne staatliche Maßnahmen nur auf die kurzfristige Erzielung von Renditen ausgerichtet seien, was den Bau neuer Kernkraftwerke verhindere.

(124) Ein Befragter argumentierte, dass für die Betreiber ohne Beihilfen kein Anreiz bestehe, in neue Kernkraftwerke zu investieren, und dass der erfolgreiche Abschluss des ersten Projekts die Kosten weiterer Projekte erheblich senken werde. Ferner könnten die Reaktoren der dritten Generation nicht mit den bestehenden Anlagen verglichen werden, und private Investitionen in die Kernenergie seien ohne eine langfristig ausgerichtete Preisstabilität unmöglich.

(125) Mehrere Befragte behaupteten, dass das britische Programm zum Bau neuer Kernkraftwerke sich positiv auf die Beschäftigung im Vereinigten Königreich und in Europa auswirken werde.

(126) Mehrere Befragte stellten fest, dass aufgrund der Beihilfe hochspezialisierte Fachkräfte ihr Kompetenzniveau halten und neue Techniken entwickeln könnten, was auch für die Abschaltung der aktuell in Betrieb befindlichen Reaktoren entscheidend sei. Ferner äußerten sie sich zu den positiven Auswirkungen, die die Beihilfe auf die Akteure der Versorgungskette haben werde.

(127) Mehrere Befragte wiesen darauf hin, dass britische Unternehmen einen diversifizierten Energiemix nachdrücklich befürworten und insbesondere Kern-, Wind- und Wasserkraft fördern würden. Durch das britische Programm entstehe ein stabileres Investitionsumfeld für Unternehmen, insbesondere für Strom-Großverbraucher.

(128) Mehrere Befragte stellten fest, dass der vorgeschlagene Mechanismus im Vergleich zu den aktuell nur für die erneuerbaren Energieträger genutzten grünen Zertifikaten den Vorteil der Begrenzung der Überkompensation aufweise.

(129) Mehrere Parteien merkten an, dass der Staat verpflichtet sei, den Investoren Anreize für Diversifizierungsentscheidungen zu verschaffen, da liberalisierte Märkte die Vorteile der Versorgungssicherheit eines Mitgliedstaats nicht internalisieren könnten.

(130) Eine Partei kritisierte den Standpunkt der Kommission, dass CfD-Verträge die meisten Marktrisiken aus der Welt schafften, da Einspeisetarife zur Förderung erneuerbarer Energieträger in vielen Mitgliedstaaten allgemein üblich seien und es keinen Grund für eine Sonderbehandlung der Kernkraft gebe.

(131) Mehrere Befragte argumentierten, dass die Kerntechnik nicht umweltfreundlich, nicht erneuerbar, sondern endlich und äußerst kostspielig sei, obwohl es sich um eine reife Technologie ohne Lerneffekt handele.

3.5. STELLUNGNAHMEN ZUR VERHÄLTNISMÄSSIGKEIT DER MASSNAHMEN

(132) Eine Partei merkte an, dass die CfD-Regelung das Risiko zwar senke, die NNBG jedoch weiterhin einem Grundrisiko aussetze und Überkompensation verhindere, weil Zahlungen nur erfolgten, wenn der Referenzpreis unter dem Basispreis liege. Ferner werde die in Abhängigkeit von den Beteiligungserträgen gewährte Gewinnbeteiligung eine Überkompensation begrenzen, und der NNBG werde keine feste Einnahmen- oder Gewinnhöhe garantiert. Zudem trage der CfD zur Preisstabilisierung bei, was zu einem besseren Investitionsumfeld führe.

(133) Mehrere Parteien führten an, dass der Basispreis mit dem Basispreis anderer CO2-armer Technologien und nicht mit den Kosten von Gaskraftwerken verglichen werden sollte und dass statt des aktuellen Preisniveaus eher das künftige Preisniveau berücksichtigt werden sollte.

(134) Mehrere Parteien merkten an, dass der CfD für das HPC eine Laufzeit von 35 Jahren habe, während sich die Laufzeit von Verträgen im Bereich erneuerbare Energieträger üblicherweise auf höchstens 15 Jahre belaufe. Das Kernkraftwerk werde jedoch 60 Jahre in Betrieb sein, Anlagen für erneuerbare Energieträger hingegen 20 bis 25 Jahre, was gemessen an der Betriebsdauer einem geringeren Subventionsanteil entspreche. Durch die CfD werde das Vereinigte Königreich davor geschützt, höher ausfallende Baukosten tragen zu müssen.

(135) Eine Partei legte eine Kostenschätzung vor, wonach der Kostenrahmen nach der Errichtung der ersten Anlage erheblich sinken werde, nämlich auf 60-75 GBP pro MWh im Jahr 2030. Zudem werde der Basispreis der angemeldeten Maßnahme auf die in ihrer Analyse angegebene Spanne fallen, nämlich auf 85 bis 100 GBP pro MWh.

(136) Mehrere Parteien waren der Ansicht, dass derzeit nur sehr wenige Technologien als kostengünstiger erachtet werden, von denen keine einzige künftig signifikante Strommengen liefern könne.

(137) Mehrere Parteien stellten fest, dass die Kernkraft bei Berücksichtigung sämtlicher Systemkosten der erneuerbaren Energieträger zum vom Vereinigten Königreich angegebenen Basispreis eine viel kostengünstigere Option sei.

(138) Eine Partei argumentierte, dass ein Beschluss der Kommission, bei kerntechnischen Projekten keine Mechanismen nach Art des CfD zuzulassen, wesentliche Auswirkungen auf die Fähigkeit der Behörde für die Stilllegung kerntechnischer Anlagen (NDA) haben könne, eine Lösung für den Umgang mit dem im Vereinigten Königreichs zu zivilen Zwecken eingesetztem Plutonium durchzusetzen. Die mit den Entsorgungskosten verbundene Belastung des Steuerzahlers sei dank der britischen Regierung minimal/gering.

(139) Mehrere Befragte führten aus, dass Investitionsbeihilfen nicht von den Betriebsbeihilfen abgezogen würden.

(140) Ein Befragter war der Ansicht, dass alle Verträge und Vertragsänderungen mit Auswirkungen auf die Finanzierung sowie die praktischen Vorkehrungen für die Abschaltung und die Entsorgung und Endlagerung von Abfällen und abgebrannten Brennelementen für die Öffentlichkeit einsehbar sein und vom Parlament kontrolliert werden müssten. Zudem seien wichtige Informationen über die Kostenmodellierung nicht veröffentlicht worden.

(141) Mehrere Parteien äußerten Bedenken, dass das Vereinigte Königreich der NNBG zusätzliche Beihilfen gewähren könnte, einschließlich in Form einer Regelung zur Einschränkung der Haftung der Betreiber kerntechnischer Anlagen. Manche Parteien waren auch der Ansicht, dass bei anderen Technologien als der Kerntechnik eine uneingeschränkte Haftung gelte, während bei der Kerntechnik nur eine beschränkte Haftung zum Tragen komme.

(142) Eine weitere Form der Förderung, die möglicherweise von der angemeldeten Beihilfe ausgeschlossen werde, sei die Unterschätzung der Kosten der Entsorgung und Endlagerung radioaktiver Abfälle im Rahmen des Abfallverbringungsvertrags (Waste Transfer Contract), zu dessen Unterzeichnung das Vereinigte Königreich neue Betreiber kerntechnischer Anlagen verpflichten möchte. In ähnlicher Weise waren manche Parteien der Ansicht, dass die angeblich nicht vollständige Berücksichtigung der Stilllegungskosten gegen das Verursacherprinzip verstoße.

(143) Ausgehend von den Erfahrungen mit den Modellen des Europäischen Druckwasserreaktors EPR in Finnland und Frankreich äußerte ein Befragter Bedenken hinsichtlich potenzieller Mehrkosten.

(144) Finanzielle Unterstützung der derzeitigen Betreiber kerntechnischer Anlagen im Vereinigten Königreich werde bereits durch etliche Finanzinstrumente gewährt, beispielsweise durch Haftungsbeschränkungen, Übernahme kommerzieller Risiken, Subventionen für die Entsorgung radioaktiver Abfälle und Subventionen für Vorkehrungen zur Abwehr terroristischer Anschläge.

(145) Mehrere Parteien äußerten, dass die Beihilfe zu einer Übertragung des wirtschaftlichen Risikos von der Unternehmung auf die Steuerzahler und zu einer Festschreibung führe, wodurch die Energiepreise in den nächsten 35 Jahren steigen würden.

(146) Mehrere Parteien führten aus, dass der Basispreis zu hoch sei und das HPC das teuerste Kraftwerk aller Zeiten werde. Durch Verzerrungen würden zusätzliche Kosten entstehen.

(147) Eine Partei führte aus, dass die Beurteilung der Verhältnismäßigkeit erst endgültig sein könne, nach dem die Vorschriften über die Gewinnbeteiligung und die Überprüfung der Kosten vollständig mitgeteilt worden seien.

(148) Eine Partei stellte dar, dass der Basispreis höher sei als der Preis, den Deutschland für seine Onshore-Windenergie zahle.

(149) Eine Partei führte aus, dass die Annahme richtig sei, dass normalerweise nicht von einem deutlichen Absinken der Kosten des EPR ausgegangen werden könne, solange die Technik gefördert werde, und dass der Reaktor keine neue Technologie darstelle.

(150) Mehrere Parteien argumentierten, dass eine ganze Reihe neu entstehender Technologien für den Einsatz erneuerbarer Energien sich als viel kostenwirksamer erweisen könnten als das HPC und dass ein aktueller Bericht von Carbon Connect (19) Schätzungen enthalte, wonach die Einnahmen von EDF und anderen Investoren beim HPC viel höher seien als bei anderen Projekten, da mit Eigenkapitalrenditen von rund 19 % bis 21 % gerechnet werde, was höher sei als die erwarteten Eigenkapitalrenditen bei Projekten im Rahmen der Private Finance Initiative. Würden die Kosten der Vollversicherung gegen Atomunfälle berücksichtigt, würden die wirtschaftlichen Argumente für die Kernkraft im Vergleich zu anderen CO2-armen Quellen wesentlich an Überzeugungskraft verlieren. Laut einem aktuellen Bericht des Rechnungsprüfungsausschusses des Unterhauses und der Behörde für die Stilllegung kerntechnischer Anlagen belaufen sich die Kosten für nukleare Altlasten auf über 2,5 Mrd. GBP jährlich bzw. auf 42 % des Gesamthaushalts des Ministeriums für Energie und Klimawandel.

(151) Mehrere Parteien führten an, dass hinreichender Verdacht auf Überkompensation bestehe.

(152) Würde der Basispreis über 35 Jahre in einen äquivalenten Basispreis über 15 Jahre umgerechnet, so eine Partei, würde er in konstanten Preisen von 2012 rund 117 GBP pro MWh betragen bzw. mehr als 20 % über dem Basispreis für Onshore-Windkraft liegen und 10 bis 15 % über dem für die Umwandlung von Biomasse. Ferner könne davon ausgegangen werden, dass die Kosten für Onshore-Windkraft im Jahr 2023 aufgrund stärkerer Nutzung weiter gesunken sein werden, wodurch die Differenz noch deutlicher zum Tragen komme.

(153) Mehrere Parteien führten aus, dass die Preise für alternative Technologien und insbesondere für Technologien für den Einsatz erneuerbarer Energieträger künftig wahrscheinlich sinken werden, was zu einer relativen Überkompensation des HPC-Projekts führe.

(154) Eine Partei brachte vor, dass das Vereinigte Königreich sich auf dem Markt nicht nach einer gleichwertigen Kapazität oder Leistung für denselben Zeitraum umgesehen habe. In Frankreich und Finnland würden die Preise für Strom aus Kernenergie 45 bis 50 EUR pro MWh betragen. Berichten von Finanzanalysten zufolge werde EDF beim Eigenkapital jährlich einen internen Zinsfuß in Höhe von 25 bis 35 % erzielen. Durch CfD-Verträge werde es für die Kernenergie leichter als für die erneuerbaren Energieträger, den Referenzpreis zu erzielen, zudem werde eine Kombination aus CO2-Mindestpreis und Kapazitätsmarkt Investitionen in neue kerntechnische Anlagen fördern.

3.6. STELLUNGNAHMEN ZU POTENZIELLEN WETTBEWERBSVERZERRUNGEN UND BEEINTRÄCHTIGUNGEN DES HANDELS ZWISCHEN MITGLIEDSTAATEN

(155) Was die positiven Reaktionen anbelangt, so merkten mehrere Parteien an, dass die Maßnahme keine wesentlichen Auswirkungen auf den Wettbewerb oder den Handel zwischen Mitgliedstaaten haben werde, da sie sich nicht wesentlich auf das Verbraucherwohl auswirken und keine höheren Einzelhandelspreise nach sich ziehen werde. Zudem sei die NNBG den Marktkräften und Anreizen, auf dem Großhandels-Strommarkt zu konkurrieren, ausgesetzt.

(156) Mehrere Parteien führten aus, dass gleiche Ausgangsbedingungen für alle CO2-armen Technologien geschaffen werden und sich die Subventionen für neue kerntechnische Anlagen in Einklang mit den aktuellen Förderstrategien für erneuerbare Energieträger befinden sollten. Zudem sollte Technologieneutralität gewahrt werden, weshalb die Kerntechnik nicht diskriminiert werden dürfe.

(157) Mehrere Parteien stellten fest, dass die Maßnahmen Investitionen in erneuerbare Energieträger nicht verdrängen könnten, da für sie ebenfalls CfD-Verträge abgeschlossen würden. Zudem werde die Beihilfe vielmehr als Katalysator für neue Investitionen in Energieerzeugungstechnologien fungieren.

(158) Eine Partei stellte fest, dass das HPC eine installierte Kapazität von knapp über 3 GW haben werde, während der britische Markt insgesamt in Kürze 80 GW erreichen werde. So gesehen wäre die Marktverzerrung durch die Beihilfe nicht signifikant (d. h. 4 %).

(159) Mehrere Parteien merkten an, dass mit dem Zugewinn aus anderen Energieträgern als neuen kerntechnischen Anlagen keine Kapazität erreicht werden könne, die hoch genug sei, um sie als machbare Optionen in Betracht ziehen zu können. Insbesondere könnten Gewinne aus der Laststeuerung nicht als sicher gelten, werde die Energieeffizienz zusätzliche Maßnahmen erfordern und die Zusammenschaltung einen wesentlichen Beitrag zur effizienten Ressourcennutzung leisten, wobei die Haupthindernisse politischer und ordnungspolitischer Art sein würden.

(160) Mehrere Befragte behaupteten, dass die Maßnahmen den Wettbewerb verzerren. Dies geschehe durch die Verdrängung alternativer Technologien und insbesondere die Diskriminierung bzw. das Ersetzen von Investitionen in Technologien für erneuerbare Energieträger. Zudem werde der Handel im Binnenmarkt verzerrt, da die Importeure mit dem subventionierten Preis für die Kernenergie nicht konkurrieren könnten, was zu einem künstlichen Überangebot in anderen Mitgliedstaaten führe.

(161) Ein Befragter wies darauf hin, dass die Beihilfe den Wettbewerb zwischen bestehenden und neuen Kernkraftwerken verzerre, da Letztere eine Betriebsbeihilfe erhielten, Erstere jedoch nicht. Eine weitere Partei führte aus, dass Technologieneutralität gewahrt werden müsse, weshalb die Kernenergie nicht diskriminiert werden dürfe.

(162) Eine Partei stellte fest, dass der Markt, an dem Technologien für erneuerbare Energieträger teilnehmen können, aufgrund der Subventionierung der Kernenergie wahrscheinlich schrumpfe und es dadurch schwerer werde, neue Kapazitäten für die Stromerzeugung mit erneuerbaren Energieträger in der EU zu schaffen.

(163) Eine Partei kritisierte das Sachverständigengutachten von Prof. Green und Dr. Staffell vor allem, weil die darin verwendete Methode weder eine Wohlfahrtsanalyse noch eine Bewertung eventueller Wettbewerbsverzerrungen ermögliche; mit den Annahmen dieser Sachverständigen könne auf Fälle von Versagen des Finanzmarkts nicht reagiert werden; die Annahme der Exogenität der gewichteten durchschnittlichen Investitionskosten (WACC) sei unbegründet, zudem würden in diesem Gutachten Lernprozesse, die externen Kosten von CO2-Emissionen, die Vielfalt des Angebots und die Marktmacht außer Acht gelassen.

(164) Eine Partei führte aus, dass die Beihilfe das Ungleichgewicht zwischen den Gesamtkosten anderer Energietechnologien und denen der Kerntechnik zum Nachteil der Verbraucher und des erforderlichen Steueraufkommens deutlich größer werden lasse. Zudem erlange EDF eine marktbeherrschende Stellung auf dem britischen Energiemarkt, insbesondere wenn die Verlängerung der Betriebsdauer bestehender Kernkraftwerke genehmigt würde.

(165) Eine Partei führte aus, dass die Zahlung der CfD-Differenzen anhand der gemessenen erzeugten Leistung zu Wettbewerbsverzerrungen führen könne, da die Stromerzeuger Strom sogar zu Negativpreisen verkaufen könnten, weil der CfD positive Einkünfte sichere.

(166) Eine Partei argumentierte, dass der Umfang der Beihilfe Investitionen in künftige Verbindungsleitungen untergrabe, einschließlich der Verbindungsleitungen zwischen Schottland und Island (Stromgewinnung aus Erdwärme) und zwischen England und den nordischen Ländern (Stromgewinnung aus Erdwärme, Wind, Gezeiten).

3.7. STELLUNGNAHMEN ZUR KREDITGARANTIE

(167) Mehrere Befragte führten aus, dass eine Überkompensation nicht auszuschließen sei, da das Beihilfepaket neben dem CfD eine Kreditgarantie umfasse.

3.8. WEITERE STELLUNGNAHMEN

(168) Mehrere Befragte berichteten von Wildschweinen, bei denen im März 2013 eine hohe Strahlenbelastung nachgewiesen worden sei, 27 Jahre nach dem Störfall von Tschernobyl. Mehrere Befragte baten um Durchführung einer zweiten Konsultation nach Abschluss der angemeldeten Maßnahme.

(169) Mehrere Befragte wiesen darauf hin, dass die Regierung des Vereinigten Königreichs in ihrem Wahlprogramm zugesagt habe, kerntechnische Anlagen nicht mit öffentlichen Mitteln zu subventionieren.

(170) Eine Partei stellte fest, dass das Vereinigte Königreich sich nach wie vor auf den, wie das Vereinigte Königreich es nenne, erfolgreichen Abschluss von Prozessen im Zusammenhang mit dem Neubau von Anlagen stütze, die wesentlichen Unsicherheiten hinsichtlich des Standorts, der Bestimmung und des Betriebs einer geologischen Endlagerstätte jedoch außer Acht lasse, um sie in entsprechende Pläne einzubeziehen und die einschlägigen Kosten zu bestimmen. Zudem kritisierte sie die aktuellen Vorschläge des Vereinigten Königreichs zur Entsorgung und Endlagerung radioaktiver Abfälle.

4. STELLUNGNAHME DES VEREINIGTEN KÖNIGREICHS

(171) Das Vereinigte Königreich übermittelte seine Stellungnahme auf den Einleitungsbeschluss am 31. Januar 2014. Die britische Stellungnahme enthielt u. a. folgende Analysen: a) Modellierungen des Ministeriums für Energie und Klimawandel und eine Analyse alternativer Szenarien; b) einen Bericht von Oxera über Marktversagen, Verhältnismäßigkeit und mögliche Wettbewerbsverzerrungen; c) eine Studie von Pöyry zu möglichen Verzerrungen im Binnenmarkt und Alternativen zu neuen Kernkraftwerken; d) einen Bericht von Redpoint über die Entwicklung des britischen Stromsektors; e) eine Beschreibung des Kostenfeststellungs- und -überprüfungsverfahrens unter Beteiligung von KPMG und LeighFisher; f) einen Bericht von KPMG über mögliche Wettbewerbsverzerrungen; g) Benchmarkingarbeiten zur Rendite.

(172) In seiner Stellungnahme bekräftigt das Vereinigte Königreich im Großen und Ganzen den Standpunkt, den es in der Anmeldung dargelegt hatte. Insbesondere seien neue Kernkraftwerke ein wichtiger Bestandteil des neuen britischen Energiemix und würden dazu beitragen, eine sichere und diversifizierte Stromversorgung ohne CO2-Ausstoß zu tragbaren Kosten zu erreichen.

(173) Die Argumente des Vereinigten Königreichs werden im Folgenden ausführlich dargelegt.

4.1. STELLUNGNAHMEN ZUM VORLIEGEN EINER STAATLICHER BEIHILFE UND ZU DAWI

(174) Das Vereinigte Königreich machte geltend, dass die angemeldete Maßnahme nach den Altmark-Kriterien für den CfD und nach der Garantiemitteilung (20) für die Garantie keine Beihilfe darstelle. Dagegen vertritt das Vereinigte Königreich weiterhin die Auffassung, dass die Beihilfe im DAWI-Rahmen (21) mit dem Binnenmarkt vereinbar sei. Andernfalls wäre die Beihilfe nach Artikel 107 Absatz 3 Buchstabe c AEUV mit dem Binnenmarkt vereinbar.

(175) Hinsichtlich der ersten Altmark-Voraussetzung, d. h. des Vorliegens einer Dienstleistung von allgemeinem wirtschaftlichem Interesse („DAWI“) macht das Vereinigte Königreich geltend, dass die Errichtung von HPC innerhalb eines vorgegebenen Zeitplans und sein Betrieb im Rahmen des CfD eine DAWI zur Erreichung der Ziele der britischen Regierung von allgemeinem Interesse darstellt.

(176) Das Vereinigte Königreich stellt die Definition der DAWI klar. Die DAWI bestehe aus der Sicherung von Investitionen in Kernkraftkapazitäten der neuen Generation, die innerhalb eines festgelegten Zeitrahmens bereitzustellen seien. Kein marktwirtschaftlich handelnder privater Kapitalgeber würde innerhalb des im CfD festgelegten Zeitrahmens in ein Kernkraftwerk der neuen Generation investieren. Nach Aussage des Vereinigten Königreichs liegen bedeutende Fälle von Marktversagen hinsichtlich der Errichtung neuer Kernkraftwerke vor, die die Konstellation der Dienstleistung von allgemeinem wirtschaftlichem Interesse rechtfertigen.

(177) Dem Vereinigten Königreich zufolge wird in der Stromrichtlinie (22) anerkannt, dass die gemeinwirtschaftlichen Verpflichtungen gemäß Artikel 3 Absatz 2 die notwendige langfristige Bereitstellung von Kapazität zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit berücksichtigen können. Es bestehe kein Grund, diese Basis auf gemeinwirtschaftliche Verpflichtungen in Bezug auf die Bereitstellung von Reservekapazität zu beschränken. Das HPC werde zur langfristigen Planung der Versorgungssicherheit im Vereinigten Königreich beitragen, da mit ihm eine erhebliche Erzeugungskapazität auf langfristiger Basis, wie dies in Artikel 3 Absatz 2 der Stromrichtlinie vorgesehen sei, entstehe, nämlich für den Zeitraum von 35 Jahren, in dem die Differenzzahlungen im Rahmen des CfD geleistet würden. Dass die Inbetriebnahme von HPC möglicherweise nicht rechtzeitig genug erfolge, um das niedrige Kapazitätsniveau, mit dem bis 2020 gerechnet werde, auszugleichen, sei in Anbetracht der nicht kurz-, sondern langfristigen Orientierung des Gemeinwohlziels nicht entscheidend. Die Beweggründe für das Projekt würden durch den Umstand, dass im Vereinigten Königreich vor der Inbetriebnahme des HPC Kapazitätsengpässe entstehen könnten, nicht untergraben. Ohne weitere Maßnahmen würde das Land sogar in den gesamten 2020er Jahren und darüber hinaus unter Engpässen leiden und müsste einen Energiemix konzipieren, der diesen Herausforderungen kontinuierlich begegnet.

(178) Durch einen bedeutenden Beitrag zur langfristigen Versorgungssicherheit des Vereinigten Königreichs bei CO2-arm erzeugtem Strom würden die Investitionen in neue Kernkraftwerkskapazitäten gelenkt, die innerhalb eines konkreten Zeitrahmens bereitgestellt und betrieben würden, und deren Betrieb im Rahmen des CfD auf ein allgemeines oder öffentliches Interesse abstelle, das als DAWI bezeichnet werden könne. Der Regierung des Vereinigten Königreichs zufolge wird neue Grundlastkapazität und werden insbesondere neue Kernkraftprojekte nicht von unter normalen Marktbedingungen handelnden Unternehmen in einem Zeitraum bereitgestellt, der zur Wahrung der britischen Gemeinwohlinteressen ausreicht.

(179) Das Vereinigte Königreich führt an, dass der CfD als Beauflagung von NNBG mit einer spezifischen Gemeinwohlverpflichtung zu betrachten sei. Die genaue Definition und der obligatorische Charakter der Gemeinwohlverpflichtung im Rahmen der DAWI ließen sich aus den strengen Klauseln, mit denen die Einhaltung des festgelegten Zeitrahmens durch NNBG gesichert werden soll, in Kombination mit der Tatsache herleiten, dass es angesichts der entstehenden hohen versunkenen Kosten „kein Zurück“ gebe, sobald die NNBG mit dem Bau des Kraftwerks begonnen habe.

(180) In Bezug auf die zweite Altmark-Voraussetzung macht das Vereinigte Königreich geltend, dass die Parameter zur Berechnung des Referenzpreises und die potenziellen Anpassungen des Basispreises im Grundsatz vereinbart worden und im CfD vor dessen Inkrafttreten objektiv und transparent aufgeführt seien.

(181) Hinsichtlich der dritten Altmark-Voraussetzung führt das Vereinigte Königreich an, dass laut Rechtsprechung in Anbetracht der Ermessensfreiheit eines Mitgliedstaats bei der Bestimmung einer gemeinwirtschaftlichen Aufgabe und der Bedingungen für deren Umsetzung der Umfang der von der Kommission auszuübenden Kontrolle hinsichtlich der Erforderlichkeit und Verhältnismäßigkeit des Ausgleichs im Sinne der dritten Altmark-Voraussetzung auf offenkundige Fehler beschränkt sei. (23) Nach Auffassung des Vereinigten Königreichs ist die Maßnahme verhältnismäßig und minimiert der CfD-Mechanismus automatisch die Höhe der staatlichen Unterstützung, da die Differenzzahlung nur dann geleistet werde, wenn der Marktreferenzpreis unter dem Basispreis liege, und eine Zahlung in umgekehrter Richtung erfolge, wenn der Marktreferenzpreis den Basispreis übersteigt. Der CfD werde einige Schutzvorkehrungen gegen überhöhte Ausgleichszahlungen enthalten.

(182) In Bezug auf die vierte Altmark-Voraussetzung ist das Vereinigte Königreich der Ansicht, dass mit dem Kriterium sicherstellt werden soll, dass der für die Erbringung einer DAWI gewährte Ausgleich der normalen marktüblichen Vergütung für eine derartige Dienstleistung entspricht. Im vorliegenden Fall dürfe das Fehlen eines geeigneten Vergleichsmaßstabs eine Anwendung der vierten Altmark-Voraussetzung nicht verhindern. Die Kommission müsse das Bestehen eines Vorteils anhand der in diesem Fall verfügbaren objektiven und nachprüfbaren Faktoren ermitteln. Nach Auffassung des Vereinigten Königreichs sollten die Kostenfeststellungs- und -überprüfungsarbeiten externer Berater, mit denen die Plausibilität der Kostenschätzungen von NNBG für die Erbringung der DAWI nachgewiesen worden sei, ausreichen, um die vierte Altmark-Voraussetzung als erfüllt zu betrachten.

(183) Die Kreditgarantie verschafft einem Unternehmen nach Ansicht des Vereinigten Königreichs keinen Vorteil, da sie zu wirtschaftlichen Bedingungen gemäß dem Grundsatz des marktwirtschaftlich handelnden Kapitalgebers gestellt werde. Die Kreditgarantie und die Bedingungen des CfD dienten unterschiedlichen Zwecken. Der CfD sei eine langfristige vertragliche Vereinbarung zum Ausgleich von Unsicherheiten bei der Entwicklung der Großhandelspreise vorbehaltlich der Entwicklung des Basisobjekts. Die Kreditgarantie würde wie kommerzielle Kreditgarantien von Finanzversicherern einen breiteren Zugang zu Kapitalmärkten für langfristige Darlehen und Anleihen erleichtern. Die Entgelthöhe und die Genehmigung der Kreditgarantie richteten sich maßgeblich nach dem Risiko innerhalb des Gesamtprojekts, einschließlich der Bedingungen des CfD. Das Gegenteil träfe jedoch nicht zu: Durch eine Garantie werde das Risikoprofil zwischen Kapitalgebern und dem Garantiegeber neu aufgeteilt, das Projektrisikoprofil jedoch nicht verändert. Das Vereinigte Königreich ist nicht der Ansicht, dass das Projektunternehmen aus der Kombination von CfD und Kreditgarantie zusätzliche Unterstützung erhalten würde.

(184) Was die Vereinbarung mit dem Ministerium über einen Ausgleich für die Abschaltung aus politischen Gründen betrifft, so führt das Vereinigte Königreich an, dass alle CfD Bestimmungen über Ausgleichszahlungen für die Kapitalgeber für den Fall einer Ansprüche begründenden Abschaltung („qualifying shutdown event“) enthalten werden, zum Beispiel für den Fall einer Gesetzesänderung, die (je nach Technologie) die Stilllegung der gesamten Anlage zur Folge hat, oder für den Fall, dass die Regierung des Vereinigten Königreichs ihre Zustimmung zum Wiederanfahren der Anlage im Anschluss an einen festgelegten Zeitraum nach der Abschaltung versagt. Die direkte Vereinbarung zwischen dem Ministerium und den Kapitalgebern von NNBG sei eine zusätzliche und gesonderte Vereinbarung, die als Ergänzung zu den Bestimmungen über die einen Anspruch begründende Abschaltung dienen soll. Mit der Vereinbarung solle sichergestellt, dass für den Fall, dass nach einer politisch bedingten Abschaltung die Vertragspartei bei der Ausgleichszahlung an die Kapitalgeber von NNBG in Verzug geraten sollte, das Ministerium den vereinbarten Ausgleich an die Kapitalgeber zahlen würde. Zusätzliche Ausgleichszahlungen an die NNBG oder ihre Investoren seien nicht vorgesehen.

(185) Das Vereinigte Königreich macht des Weiteren geltend, dass die Vereinbarung notwendig sei, da bei der Kernenergie besondere Risiken für eine politisch bedingte Abschaltung bestünden.

(186) Das Vereinigte Königreich beabsichtige nicht, jedem CfD eine Ministeriumsvereinbarung beizufügen, da dies fallweise für jedes Projekt geklärt werden sollte. Es sei jedoch möglich, dass die Beweggründe für eine direkte Vereinbarung vielleicht auf andere Projekte zutreffen, einschließlich auf neue Technologien — vor allem, wenn es sich um besonders große, kontroverse und/oder mit ähnlichen Regelungen zur Abschaltung ausgestattete Projekte handele.

(187) Dem Vereinigten Königreich zufolge würden Ausgleichszahlungen praktisch der Wiederherstellung der Ausgangslage für die Kapitalgeber von NNBG dienen und sollten nicht als staatliche Beihilfe betrachtet werden.

(188) Das Vereinigte Königreich macht weiter geltend, dass die Maßnahme, wenn sie dennoch staatliche Beihilfe beinhalte, im DAWI-Rahmen mit dem Binnenmarkt vereinbar wäre.

(189) Bei den Investitionen in Kernkraftkapazitäten der neuen Generation, die innerhalb eines festgelegten Zeitrahmens bereitzustellen und zu betreiben seien, und bei deren Betrieb im Rahmen des Investitionsvertrags über einen Differenzzahlungszeitraum von 35 Jahren handele es sich um eine Dienstleistung von allgemeinem wirtschaftlichen Interesse. Darüber hinaus seien in den CfD-Regelungen die notwendigen Elemente für einen Akt, mit dem die Betrauung erfolge, sowie die einschlägigen Gemeinwohlverpflichtungen und die Höhe des Ausgleichs aufgeführt.

(190) Da der Betrauungszeitraum 35 Jahre betrage (entspricht dem Differenzzahlungszeitraum) und damit kürzer sei als der vollständige Abschreibungszeitraum von 60 Jahren für das HPC, sei der Betrauungszeitraum in Anbetracht der in Frage stehenden DAWI gerechtfertigt.

(191) Im Hinblick auf das öffentliche Auftragswesen führt das Vereinigte Königreich an, dass die Kommission von einem Regelverlauf des Auswahl- und Verhandlungsverfahrens ausgehen sollte, sofern die Prüfung nicht die Fehlerhaftigkeit des Verfahrens ergebe. Die Vorschriften für die öffentliche Auftragsvergabe in Richtlinie 2004/17/EG des Europäischen Parlaments und des Rates (24) und Richtlinie 2004/18/EG (25) des Europäischen Parlaments und des Rates zur Vergabe öffentlicher Bauaufträge, Lieferaufträge und Dienstleistungsaufträge für die in Frage stehende Maßnahme würden in diesem Falle nicht gelten, da es nicht um Bauaufträge, Lieferaufträge und Dienstleistungsaufträge seitens der britischen Regierung oder einer anderen staatlichen Stelle im Sinne dieser Richtlinien gehe. Aus den gleichen Gründen sei Artikel 8 der Stromrichtlinie nicht auf die angemeldete Maßnahme anwendbar. Dennoch gibt das Vereinigte Königreich an, dass die bislang von der britischen Regierung eingehaltenen Verfahren bei der Ermittlung geeigneter Kapitalgeber im Rahmen des Programms zur Reform des Elektrizitätsmarkts auf klaren, transparenten und nichtdiskriminierenden Regelungen basierten und hinsichtlich Transparenz und Nichtdiskriminierung einem Ausschreibungsverfahren gleichwertig seien. Darüber hinaus müssten die genauen Bedingungen eines Vertrags wie dem über das HPC einzeln ausgehandelt werden, damit sie die Merkmale der konkreten Investition widerspiegeln.

(192) Was die Diskriminierung anbelangt, so würde die Regierung des Vereinigten Königreichs, sollte sie ein anderes Unternehmen mit der gleichen DAWI für neue Kernstromerzeugungskapazität betrauen, dafür sorgen, dass die gleiche Methodik zur Berechnung des Referenzpreises und des Basispreises herangezogen wird. Die genauen Bedingungen des jeweiligen Investitionsvertrags könnten aufgrund der einmaligen Produktmerkmale jedoch unterschiedlich sein. Dennoch wären mögliche Abweichungen objektiv begründet und würden keine Diskriminierung darstellen.

(193) Hinsichtlich der Anforderungen an die Ausgleichszahlung führt das Vereinigte Königreich an, dass der Basispreis auf der Grundlage der von NNBG veranschlagten Bau- und Betriebskosten, einschließlich eines nicht garantierten angemessenen Gewinns, errechnet wurde, wobei die NNBG-Kosten nachgewiesen und unabhängig geprüft worden seien.

(194) Nach Ansicht des Vereinigten Königreichs wären zu der Maßnahme keine zusätzlichen Anforderungen erforderlich, da sie unter keinen der Fälle des DAWI-Rahmens einzuordnen sei und keine Gründe für den Schluss vorlägen, dass die Maßnahme zu gravierenden Verfälschungen des Wettbewerbs auf dem Binnenmarkt führt oder den Handel zwischen Mitgliedstaaten in derartigem Maße beeinträchtigt. Vom privaten Sektor würden keine ähnlichen Dienstleistungen in Konkurrenz zu der DAWI erbracht und seien auch in naher Zukunft nicht zu erwarten. Die Kommission habe in einem früheren Beschluss anerkannt, dass eine öffentliche Förderung des Stromsektors in einem Land in geografisch isolierter Lage (Irland) nur geringe Auswirkungen auf den Handel hat und den Interessen der Gemeinschaft nicht zuwiderläuft (26). Das Gleiche gelte für den britischen Stromsektor.

(195) Weitere Anmerkungen im Vorbringen des Vereinigten Königreichs: i) An mehreren Stellen in seinem Vorbringen weist das Vereinigte Königreich darauf hin, dass das Ziel der Maßnahme darin besteht, Investitionen in die CO2-arme Stromerzeugung, insbesondere in neue Kernkraftkapazitäten, anzustoßen und in Gang zu setzen. ii) Der CfD für das HPC solle es ermöglichen, Hindernisse für das Projekt so effizient wie möglich aus dem Weg zu räumen, darunter durch einen gewissen Schutz vor bestimmten Risiken, vor allem im Zusammenhang mit den Unwägbarkeiten künftiger Strompreise. iii) Die Kosten von NNBG könnten aus vielerlei Gründen höher als erwartet oder die Einnahmen niedriger als erwartet ausfallen (wenn beispielsweise der angestrebte Umfang der Erzeugungskapazität nicht erreicht wird oder die realisierten Preise für den Verkauf von Strom niedriger sind als der Marktreferenzpreis). iv) NNBG werde es freistehen, den erzeugten Strom entweder auf dem Spotmarkt oder auf Vertragsbasis zu verkaufen. Es werde nicht gefordert, dass NNBG nur auf dem Spotmarkt verkauft.

4.2. STELLUNGNAHMEN ZU DEN ZIELEN VON GEMEINSAMEM INTERESSE

(196) Das Vereinigte Königreich macht geltend, dass es die gemeinsamen EU-Ziele Verringerung der CO2-Emissionen, Versorgungssicherheit und diversifizierte Versorgung zu geringstmöglichen Kosten verfolgt und es wie andere Mitgliedstaaten vor der Herausforderung stehe, diese umzusetzen.

(197) Das Vereinigte Königreich stellt fest, dass Energieeffizienz, Laststeuerung, Zusammenschaltung und besseres Funktionieren der Ausgleichsmärkte zwar wichtig seien, die Ziele damit allein aber nicht erreicht werden könnten, auch wenn all dies eingeführt sei. Die Zuständigkeit für die Festlegung des Energiemix liege bei den Mitgliedstaaten, und das Vereinigte Königreich habe sich für die Kernkraft als Bestandteil seines Energiemix entschieden.

(198) Die Kernenergie trage zur Verringerung der CO2-Emissionen bei, da es sich um eine Technologie mit geringem CO2-Ausstoß handele, und wie die Würdigung des Vereinigten Königreichs zeige, stelle sie zusammen mit erneuerbaren Energieträgern und mit CCS-Technologie ausgestatteten Kraftwerksanlagen ein Element des kostengünstigsten Weges zur Verringerung der CO2-Emissionen dar.

(199) Sich allein auf andere Technologien zu stützen, wäre riskant. Insbesondere wären nach Einschätzung des Vereinigten Königreichs bei Wegfall der Kernenergie entweder 14 GW Windenergie an Land, 11 GW Offshore-Windenergie oder 5 GW Energie aus GuD-Anlagen (27) zusätzlich zu der vorhandenen oder derzeit geplanten Kapazität notwendig, um die Nachfrage im selben Zeitraum zu decken.

(200) Nach Auffassung des Vereinigten Königreichs ist für ein zuverlässiges und ausgeglichenes Stromnetz zudem ein diversifizierter Erzeugungsmix erforderlich.

(201) Außerdem führt das Vereinigte Königreich an, dass seine Kernenergiepolitik mit der Verfolgung eines Ziels von gemeinsamem Interesse im Rahmen des Euratom-Vertrags in Einklang stehe.

4.3. STELLUNGNAHMEN ZUM MARKTVERSAGEN UND ZUR ERFORDERLICHKEIT STAATLICHER MASSNAHMEN

(202) Das Vereinigte Königreich macht geltend, dass die Stromerzeugung, konkret die CO2-arme Stromerzeugung, sowie die Stromerzeugung in neuen Kernkraftanlagen von mehreren Fällen von Marktversagen betroffen seien.

(203) Insbesondere führt das Vereinigte Königreich die folgenden Fälle von Marktversagen an, die für Strommärkte im Allgemeinen charakteristisch seien: a) Verbleibende CO2-Externalitäten. Mit den derzeitigen politischen Strategien (einschließlich des Emissionshandelssystems EHS aufgrund des niedrigen Preises der CO2-Emissionszertifikate) gebe es keine ausreichend langfristige Gewissheit oder ausreichend starke Preissignale zur vollständigen Internalisierung der negativen Externalitäten der Stromerzeugung (d. h. die gleichzeitige Erzeugung von CO2-Emissionen), was die Förderung neuer Investitionen in die Kernenergie erschwere. b) Positive Externalitäten, die dazu führen, dass Sicherheit und Diversifizierung der Versorgung durch den Markt nicht hinreichend bereitgestellt werden. Die Verfügbarkeit von Strom weise für öffentliche Güter charakteristische Merkmale auf, was eine unkorrekte Einpreisung von Knappheit und letztendlich „Fehlsummen“ zur Folge habe, d. h. es komme zur Unterversorgung mit Erzeugungskapazität und zu mangelnder Versorgungssicherheit. Dies sei darauf zurückzuführen, dass private Investitionsentscheidungen im Bereich Stromerzeugung weder die volkswirtschaftlichen Kosten potenzieller Stromausfälle noch die Auswirkungen der Erzeugungsverfügbarkeit auf das Netz und auf andere Nutzer des Netzes berücksichtigten, so dass die Risiken und Vorteile einzelner Technologien nicht mit dem volkswirtschaftlichen Optimum abgestimmt würden, wobei selbstredend alles für die Gastechnologie getan werde, alle anderen Technologien hingegen benachteiligt würden, so dass die Diversifizierung der Versorgung auf der Strecke bleibe. c) Unzureichende Anreize zur Erzielung von Lerneffekten aus der Einführung neuer und nicht ausgereifter Technologien. Dies führe zu unzureichenden Investitionen in FOAK-Anlagen und neue Technologien. d) Finanzmarktversagen, was die Verfügbarkeit von Mitteln für Energieinfrastrukturprojekte einschränke. Es würde keine Projektfinanzierung für die Kernkraft zur Verfügung stehen, da die Risikotransfermärkte unvollständig seien und keine Instrumente zum Schutz vor diesen Risiken bereitstünden. Langfristige Verträge für die Stromversorgung hätten im Vergleich zur Investitionshöhe zu kurze Laufzeiten, während die Preisschwankungen sehr groß seien und langfristige Preisprognosen einen hohen Unsicherheitsfaktor aufwiesen.

(204) Das Vereinigte Königreich macht auch geltend, dass bestimmte zusätzliche Fälle von Marktversagen insbesondere im Bereich Kernenergie vorliegen und die Hürden für Investitionen in diese Technologie noch weiter erhöhen: e) Exposition gegenüber politischen Risiken und f) ungesicherte Exposition gegenüber Strompreisrisiken, bei der es sich um eine akutere Version des in Buchstabe d genannten allgemeinen Marktversagens handele und die dem notwendigen extrem hohen Investitionsniveau bei der Kernenergieerzeugung geschuldet sei.

(205) Das Vereinigte Königreich führt an, dass dieses Marktversagen nicht nur rein theoretisch ist, wie der Umstand zeige, dass seit der Liberalisierung des Marktes keine Investitionen in neue Kernkraftwerke im Vereinigten Königreich getätigt wurden.

(206) Das Vereinigte Königreich erklärt, dass die im Einleitungsbeschluss genannten Modellierungsarbeiten und insbesondere die Prognosen von Redpoint und vom britischen Ministerium für Energie und Klimawandel, wonach neue Kernkraftanlagen bis 2027 oder 2030 ans Netz gehen würden, nicht zuverlässig seien.

(207) Das Vereinigte Königreich hat seine Modellierung mit neueren Daten aktualisiert, wonach auf kommerzieller Basis neue Kernenergie frühestens 2032, möglicherweise nicht vor 2050, zur Verfügung stehen werde. Modellierungen stellten die Wirklichkeit zwangsläufig vereinfacht dar, und nicht sämtliche Risiken und Unwägbarkeiten könnten berücksichtigt werden, denen Investoren in der Realität ausgesetzt seien.

(208) Nach Auffassung des Vereinigten Königreichs würde das ausschließliche Vertrauen auf die Kräfte des Marktes mit dem Risiko einhergehen, das der Beitrag neuer Kernkraftkapazität zur Erreichung der britischen Ziele um mehrere Jahre hinausgeschoben wird und potenziell höhere Kosten verursacht. Selbst eine kurze Verzögerung von drei bis vier Jahren würde einen Wohlfahrtsverlust mit sich bringen, den das Vereinigte Königreich auf bis zu 30 Mrd. GBP beziffert.

(209) Außerdem bestreitet das Vereinigte Königreich, dass andere Projekte in ähnlichen Märkten ohne ein gewisses Maß an staatlicher Intervention oder Förderung durchgeführt würden.

4.4. STELLUNGNAHMEN ZUR ANGEMESSENHEIT UND ZUM ANREIZEFFEKT DER MASSNAHMEN

(210) In seiner Erwiderung auf den Einleitungsbeschluss hielt das Vereinigte Königreich an seiner Ansicht fest, dass der CfD das geeignetste Instrument zur Förderung von Investitionen in neue Kapazitäten der CO2-armen Stromerzeugung und insbesondere in neue Kernenergiekapazitäten sei.

(211) Mit dem CfD werde es möglich, das Preisschwankungsrisiko aufgrund unvollständiger Risikotransfermärkte und fehlender geeigneter marktbasierter Sicherungsinstrumente effizient zu teilen oder zu übertragen. CfD-Verträge würden das Risiko einer unbesicherten Großhandelspreisvolatilität mindern, indem die Ungewissheit hinsichtlich des von NNBG realisierbaren Verkaufspreises des erzeugten Stroms verringert werde. Dabei biete der CfD die Gewissheit, dass nach der Investition eine angemessene Rendite erzielt wird.

(212) Das Vereinigte Königreich stellt fest, dass der CfD im Vergleich zu alternativen Mechanismen wie einer Standardeinspeiseprämie das angeführte Marktversagen zu für die Verbraucher geringeren Kosten beheben werde, da Preisobergrenzen gelten würden und somit die staatliche Förderung verringert werde, wenn die Großhandelspreise über dem Basispreis liegen. Während bei einer festen Einspeiseprämienregelung der gleiche Betrag für jede Stromeinheit unabhängig vom Großhandelspreisniveau gezahlt werde, würden CfD-Verträge das Risiko einer Überkompensation bei hohen Großhandelspreisen begrenzen.

(213) Das Vereinigte Königreich betont zudem, dass der CfD ein marktbasiertes Instrument sei, weil für den Begünstigten die Verpflichtung bestehe, Strom zu den herrschenden Großhandelspreisen auf den Markt zu bringen. Damit würden kommerzielle Anreize für die NNBG aufrechterhalten, den erzeugten Strom entsprechend der normalen Funktionsweise des Marktes zu verkaufen. Insbesondere würde die NNBG bei einer Abweichung vom Referenzpreis — beispielsweise durch den Verkauf von Strom zu Preisen unterhalb des Referenzpreises — geringere Einnahmen verzeichnen, da die Differenzzahlung auf der Grundlage dieses Preises berechnet werde. Die Begünstigten würden dennoch einem gewissen Wettbewerbsdruck vonseiten anderer Marktteilnehmer unterliegen.

(214) Die britische Regierung hält überdies an ihrer Ansicht fest, dass die Kombination aus CfD und Kreditgarantie das geeignete Instrument sei.

(215) Nach Auffassung des Vereinigten Königreichs würde eine Kreditgarantie allein die Ungewissheit der Kapitalanleger hinsichtlich der künftigen Entwicklung der Großhandelspreise nicht verringern, was ein höheres Förderniveau erfordern würde und höhere Kosten für die Verbraucher zur Folge hätte. Die Kreditgarantie wäre auf die Behebung von Problemen bei der Kreditaufnahme auf den Kapitalmärkten in der für Investitionen in neue Kernkraftkapazität erforderlichen erheblichen Höhe gerichtet.

(216) Die Kreditgarantie würde den Kapitaleignern im Vergleich zum Schutzangebot des Marktes keinen zusätzlichen Schutz vor den Projektrisiken bieten und löst daher nicht das Problem, Eigenkapitalgeber zu finden. Kapitalgeber wären ohne die Einnahmensicherheit aufgrund eines CfD nicht bereit, sehr hohe Beträge zum Basis- bzw. Eventualeigenkapital beizusteuern.

(217) Des Weiteren stellte das Vereinigte Königreich fest, dass das Projekt HPC das einzige Kernkraftprojekt im Land sei, das sich in einem diskussionsreifen Stadium befinde, so dass es unangebracht gewesen wäre, einen echte Ausschreibung zu initiieren.

4.5. STELLUNGNAHMEN ZUR VERHÄLTNISMÄSSIGKEIT DER MASSNAHMEN

(218) In seiner Stellungnahme hielt das Vereinigte Königreich an seiner Ansicht fest, dass der Basispreis so niedrig wie möglich angesetzt worden sei, um Anreize für die angestrebten Investitionen zu schaffen, und auf der Grundlage eines strikten Kostenfeststellungs- und -überprüfungsverfahrens, einer Einschätzung der Renditehöhe, die von den Kapitalgebern billigerweise in Bezug auf das HPC-Projekt angestrebt werden könnte, und einer schwierigen Verhandlungsrunde mit EDF festgelegt worden sei.

(219) Das Vereinigte Königreich machte geltend, dass die Kapitalgeber für das HPC im Rahmen des CfD weiterhin erhebliche Risiken eingehen, insbesondere Baukostenrisiken, aber auch einige Betriebsrisiken und ein Mengenrisiko in Sachen Verfügbarkeit. Sie würden das Risiko von Baumehrkosten und Bauverzögerungen tragen, da die CfD-Vergütung erst beginne, wenn Strom verkauft wird, d. h. wenn das Kraftwerk in Betrieb gegangen sei. Sollte die NNBG die Anlage nicht innerhalb des vorgegebenen Zeitrahmens für die Inbetriebnahme errichten, so würde sie Gefahr laufen, dass sich die Laufzeit des CfD verkürzt, da diese von diesem Stichtag an berechnet wird. Wird der Bau nicht vor Ablauf des spätesten Termins für den Vertragsbeginn abgeschlossen, so wäre das Vereinigte Königreich berechtigt, den CfD einseitig zu kündigen.

(220) Darüber hinaus müssten die Kapitalgeber entsprechend den Festlegungen der Kreditgarantie dennoch Kapital in erheblicher Höhe für das Projekt und zur Deckung von Mehrkosten bereitstellen, wobei das Eigenkapital in Bezug auf diese Risiken nicht durch die Garantie geschützt sei.

(221) Die Höhe des Basispreises werde unter Bezug auf die Kosten berechnet, mit denen die NNBG für das Projekt rechnet, wobei ein angemessener Gewinn einkalkuliert werde. Allerdings könnten die Kosten nach Angaben des Vereinigten Königreiches höher oder die Einnahmen geringer als erwartet ausfallen, so dass die NNBG Ergebnisrisiken ausgesetzt sei.

(222) Das Vereinigte Königreich stellt fest, dass der CfD vor Überkompensation schütze, weil die Stromerzeuger eine Zahlung an die Stromversorger leisten müssten, sobald die Großhandelsmarktpreise den Basispreis übersteigen. Es verweist auch auf weitere Sicherungsmaßnahmen gegen Überkompensation in Form der Regelung für die in Abhängigkeit von der Bauausführung bzw. den Beteiligungserträgen gewährte Gewinnbeteiligung, womit dafür gesorgt werde, dass jeder Vorteil für die NNBG mit den Stromversorgern und letztendlich den Verbrauchern geteilt werde, während gleichzeitig ausreichende Anreize für die NNBG weiterbestehen, eine Realisierung dieser Vorteile anzustreben. Alle Nachteile würden jedoch allein von der NNBG getragen.

(223) Das Vereinigte Königreich macht geltend, dass künftige Anpassungen des Basispreises im Anschluss an eine einen Anspruch begründende Gesetzesänderung und an Überprüfungen der Betriebskosten nur unter begrenzten und vorbestimmten Umständen gelten und sich auf ausgewählte Kosten beziehen würden. Die Überprüfungen der Betriebskosten würden zudem als Begrenzung der Überkompensation fungieren, da der Basispreis nach unten korrigiert werde, sobald diese Kosten niedriger als geschätzt ausfallen.

(224) Das Vereinigte Königreich bekräftigt seine Ansicht, dass die Garantie zu marktüblichen Bedingungen bereitgestellt und somit keine staatliche Beihilfe darstellen würde.

4.6. STELLUNGNAHMEN ZUM POTENZIAL FÜR WETTBEWERBSVERZERRUNGEN UND BEEINTRÄCHTIGUNGEN DES HANDELS ZWISCHEN MITGLIEDSTAATEN

(225) Das Vereinigte Königreich machte geltend, dass der CfD keine wesentlichen Auswirkungen auf den Wettbewerb und den Handel zwischen Mitgliedstaaten hat und legte zur Untermauerung seiner Behauptung Berichte von KPMG, Oxera und Pöyry vor.

(226) Das CfD-Instrument würde eine Verfälschung des Wettbewerbs zwischen den Stromerzeugern minimieren, indem die Exposition von NNBG gegenüber den Kräften des Marktes aufrechterhalten werde und Anreize für eine Wettbewerbstätigkeit des Unternehmens im Stromgroßhandelsmarkt bestehen blieben. Die NNBG werde keine Garantie für die Erzielung des Referenzpreises erhalten und die erzeugte Leistung im Wettbewerb um den bestmöglichen Preis verkaufen müssen, wobei ihr die gleichen Anreize zur Verfügung stehen würden wie anderen Marktteilnehmern.

(227) Das Vereinigte Königreich machte geltend, dass der CfD keine wesentliche Wettbewerbsverfälschung bewirke, da NNBG o