ES Diario Oficial de la Unión Europea L 142/26

DECISIÓN DE LA COMISIÓN

de 22 de septiembre de 2004

sobre la ayuda estatal que el Reino Unido prevé ejecutar en favor de British Energy plc

[notificada con el número C(2004) 3474]

(El texto en lengua inglesa es el único auténtico)

(Texto pertinente a efectos del EEE)

(2005/407/CE)

LA COMISIÓN DE LAS COMUNIDADES EUROPEAS,

Visto el Tratado constitutivo de la Comunidad Europea y, en particular, su artículo 88, apartado 2, párrafo primero,

Visto el Acuerdo sobre el Espacio Económico Europeo y, en particular, su artículo 62, apartado 1, letra a),

Habiendo invitado a las partes interesadas a presentar sus observaciones de conformidad con dichas disposiciones (1) y vistas tales observaciones,

Considerando lo siguiente:

I. PROCEDIMIENTO

(1) El 9 de septiembre de 2002, el Gobierno del Reino Unido estableció un paquete de ayuda de rescate para la empresa eléctrica British Energy plc (en lo sucesivo denominada «BE»). El 27 de noviembre de 2002, la Comisión decidió no plantear objeciones al respecto (2). De conformidad con dicha decisión, las autoridades británicas tenían de plazo hasta el 9 de marzo de 2003 para presentar un plan de reestructuración o liquidación de BE o para demostrar que la ayuda había sido reembolsada.

(2) El 7 de marzo de 2003, las autoridades británicas notificaron a la Comisión un plan de reestructuración, que fue registrado como asunto de ayuda estatal número NN 45/2003, ya que algunas medidas de reestructuración que posiblemente contenían ayuda habían entrado en vigor. El 13 de marzo de 2003 se presentó más información y una reunión entre representantes de la Comisión y las autoridades británicas se celebró el 28 de marzo de 2003. El 21 de abril de 2003 la Comisión envió a las autoridades británicas una petición de información, a la que las autoridades británicas respondieron el 2 de mayo de 2003.

(3) Por carta de 23 de julio de 2003, la Comisión informó al Reino Unido que había decidido incoar el procedimiento establecido en el artículo 88, apartado 2, del Tratado CE con respecto a la ayuda.

(4) La decisión de la Comisión de incoar el procedimiento se publicó en el Diario Oficial de la Unión Europea (3). La Comisión invitó a las partes interesadas a presentar sus comentarios.

(5) Mediante carta de 22 de agosto de 2003, registrada el mismo día en la Comisión, las autoridades británicas remitieron a la Comisión sus comentarios sobre la incoación del procedimiento.

(6) La Comisión recibió observaciones de partes interesadas, que remitió al Reino Unido con el fin de que éste pudiera presentar alegaciones al respecto. Estas alegaciones fueron enviadas mediante carta de 29 de octubre de 2003, registrada en la Comisión el 30 de octubre de 2003.

(7) La Comisión se reunió con las autoridades del Reino Unido el 7 de octubre de 2003. Posteriormente, el Reino Unido presentó información mediante carta de 5 de noviembre de 2003, registrada el 10 de noviembre de 2003. Se celebró otra reunión el 28 de noviembre de 2003. La Comisión envió una petición de información al Reino Unido el 5 de diciembre de 2003 a la que el Reino Unido respondió el 22 de diciembre de 2003. Otra nueva reunión tuvo lugar el 2 de febrero de 2004. El Reino Unido presentó información el 4 de febrero y el 10 de marzo de 2004. El 22 de marzo de 2004 se celebró otra reunión más. La Comisión remitió una nueva petición el 19 de abril de 2004, a la que el Reino Unido respondió el 11 de mayo de 2004. Se celebró otra reunión el 7 de junio de 2004, se presentaron nuevos datos el 1 de julio de 2004 y otra reunión tuvo lugar el 29 de julio de 2004. El Reino Unido presentó información suplementaria el 23 de agosto de 2004.

II. DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA AYUDA

1. Beneficiario de la ayuda

a) Grupo British Energy plc

(8) BE es una empresa productora de electricidad que fue privatizada por las autoridades británicas en 1996. A excepción de tres participaciones especiales que las autoridades británicas mantienen (una en BE y una en cada una de sus dos principales filiales británicas), BE es propiedad de inversores privados.

(9) En el momento de la privatización, los elementos básicos de la empresa BE eran seis centrales nucleares en Inglaterra y dos en Escocia. BE continúa explotando estas centrales, que tienen una potencia total registrada de 9 820 MW, de los que 7 281 están en Inglaterra y el País de Gales y 2 539 en Escocia. BE es el único operador privado de centrales nucleares en el Reino Unido; suministra electricidad al mercado al por mayor y a determinados grandes clientes industriales y comerciales pero no al mercado minorista.

(10) Desde la privatización, BE participa al 50 % en una empresa a riesgo compartido en Estados Unidos (llamada «Amergen»), con el fin de comprar y gestionar centrales nucleares estadounidenses, y se hizo con el 82,4 % de la empresa Bruce Power LP, en Ontario, Canadá. En el Reino Unido, BE adquirió en 1999 la empresa de distribución de energía eléctrica South Wales Electricity (que vendió en 2000) y, en 2000, la central térmica de carbón de Eggborough, de 1 970 MW, para tener mayor flexibilidad y como medida de seguridad ante el envejecimiento de sus centrales nucleares.

(11) De las ocho centrales nucleares del Reino Unido, siete son reactores modernos enfriados por gas («RAG»), con diseño y tecnología exclusivos del Reino Unido. El octavo, Sizewell B, es un reactor de agua a presión («PWR»), de un diseño y una tecnología muy difundidos internacionalmente.

(12) Las principales filiales británicas de BE son: — British Energy Generation Ltd («BEG»), que posee y gestiona las seis centrales nucleares de Inglaterra y tiene licencia para suministrar directamente a las empresas, — British Energy Generation (UK) Ltd («BEGUK»), que posee y explota las dos centrales nucleares de Escocia, — Eggborough Power (Holdings) Ltd («EPL»), que posee y explota la central térmica de carbón de Eggborough, en Inglaterra, — British Energy Power & Energy Trading Ltd («BEPET»), que vende toda la producción de BE (excepto la destinada directamente a las empresas) y gestiona los riesgos de mercado.

b) Últimos acontecimientos

(13) Como consecuencia de la caída sustancial de los precios de la electricidad en el mercado en el que BE actúa, junto con su falta de cobertura y las paradas imprevistas de las centrales, los ingresos generados por las centrales eléctricas de BE disminuyeron notablemente durante 2002. El alto porcentaje que los costes fijos de las centrales nucleares (4) suponen en la estructura de costes de BE tampoco le ofrece margen para responder a la bajada de precios mediante una reducción de costes.

(14) La caída de precios de 8,56 libras esterlinas (GBP) por MWh registrada en los dos años anteriores a 2002 equivale a una reducción anual de ingresos de 642 millones GBP de una producción de 75 TWh (producción de las centrales eléctricas de BE en el ejercicio financiero). Ni los contratos de suministro ni las ventas directas de electricidad han atenuado suficientemente el efecto de esta caída de precios en los ingresos de BE.

(15) Por todo ello, la situación de liquidez de BE se deterioró perceptiblemente durante el verano de 2002, reduciéndose sus reservas desde 231 millones GBP a principios de abril de 2002 hasta solamente 78 millones a finales de agosto de 2002, y esta disminución se aceleró a partir de finales de junio de 2002. Además de la reducción significativa de fondos, BE registró notables mermas de efectivo entre septiembre de 2002 y marzo de 2003 debido, entre otras causas, a pagos a British Nuclear Fuel Limited («BNFL»), en virtud de sus contratos de gestión del combustible, a grandes inversiones de capital en su central canadiense de Bruce Power y al reembolso del primer tramo de sus bonos, previsto para el 25 de marzo de 2003.

(16) El 5 de septiembre de 2002, debido a una fallida oferta de bonos realizada durante el verano y a la preocupación por su capacidad para acceder a sus facilidades bancarias no utilizadas, el consejo de administración de BE fue asesorado legalmente en el sentido de que la empresa no podría utilizar sus facilidades de crédito. Debido a que los directores no estaban en condiciones de afirmar su creencia de que la empresa podría devolver los créditos, utilizarlos habría equivalido a operar sin ninguna perspectiva razonable de evitar una liquidación por insolvencia. Esto llevó a BE a pedir ayuda financiera a las autoridades británicas para evitar el procedimiento de insolvencia. Esa ayuda financiera fue aprobada como ayuda de salvamento mediante decisión de la Comisión de 27 de noviembre de 2002.

(17) La decisión recogía el compromiso del Gobierno británico de notificar a la Comisión, a más tardar en un plazo de seis meses desde la autorización de la ayuda de salvamento, un plan de liquidación o reestructuración o de probar que los créditos se habían reembolsado íntegramente y/o que la garantía se había terminado. El 7 de marzo de 2003, el Gobierno británico notificó el plan de reestructuración de BE a la Comisión.

2. Plan de reestructuración

a) Origen de las dificultades de BE

(18) El Gobierno británico explica el origen de las dificultades de BE del siguiente modo:

(19) A diferencia de otras grandes empresas privadas productoras de electricidad, BE no cuenta con un negocio de venta al por menor que ofrezca una protección natural para el riesgo que conllevan los precios de venta de electricidad al por mayor. En vez de ello, BE vende fundamentalmente su electricidad al por mayor y una pequeña parte a grandes consumidores industriales y comerciales.

(20) La posición de BE en el mercado de suministro al por menor a los grandes consumidores industriales y comerciales no le protegió contra la caída de los precios al por mayor, en un mercado completamente abierto a la competencia desde 1994, en el que existe una competencia basada en los precios ofrecidos a unos consumidores muy atentos a este factor y en el que la bajada de precios también se repercute en gran parte a los clientes de forma directa. Por consiguiente, no ha habido ningún aumento en los márgenes que compense los efectos de la caída de los precios al por mayor.

(21) La estructura de costes de las centrales nucleares se caracteriza por costes fijos muy altos y costes variables bajos (5).

(22) Algunos de los costes fijos de BE son propios de las centrales nucleares. En primer lugar, los gastos de cierre definitivo de las centrales nucleares no guardan relación con la producción, excepto por lo que se refiere a su calendario, basado en la coordinación de los cierres. En segundo lugar, los costes de gestión del combustible (reprocesamiento, almacenamiento y destrucción final del combustible agotado) son también costes fijos para el combustible ya cargado en el reactor.

(23) Por otra parte, los costes variables de las nucleares son inferiores a los de otras instalaciones de la red, incluidas otras centrales eléctricas de base.

(24) La caída de los precios de mercado ha supuesto una fuerte reducción del margen que BE obtiene por encima de sus costes variables. Por lo tanto se redujeron considerablemente los fondos disponibles para cubrir sus altos costes fijos, que son principalmente costes financieros y responsabilidades derivadas de actuaciones pasadas. Esto ha supuesto dificultades para hacer frente a los pagos a acreedores, lo que ha requerido una reestructuración financiera de su actividad empresarial.

(25) Además de los costes fijos a largo plazo derivados de responsabilidades nucleares, BE también sufrió altos costes fijos a corto plazo en forma de gastos de financiación, incrementados a consecuencia de la devolución de capital a los accionistas, a las compras de Eggborough y en Norteamérica, y al coste de los acuerdos de compra de energía.

(26) La pérdida de ingresos de BE tras la bajada de los precios al por mayor de la electricidad se agravó por importantes cortes imprevistos en sus centrales Torness 2 y Dungeness B. El 13 de agosto de 2002, BE anunció que, tras los graves cortes en Torness, el objetivo de producción nuclear en el Reino Unido se había reducido desde 67,5 a 63 TWh (± 1 TWh).

b) Medidas de reestructuración

(27) El paquete de reestructuración consiste en las siguientes siete medidas, acordadas entre BE, sus principales acreedores (incluida la empresa estatal de tratamiento de combustible nuclear, BNFL), y el Gobierno británico: — Medida A : Medidas de financiación de responsabilidades nucleares, — Medida B : Medidas relativas al ciclo de combustible acordadas con BNFL, — Medida C : Medidas relativas a períodos de carencia, — Medida D : Paquete de reestructuración para los acreedores significativos, — Medida E : Introducción de una nueva estrategia comercial, — Medida F : Venta de activos para ayudar a financiar la reestructuración, — Medida G : Aplazamiento del pago de impuestos locales.

(28) Estas medidas se describen con mayor detalle en los considerandos 29 a 102.

(29) Las responsabilidades nucleares surgen fundamentalmente de la necesidad de reprocesar o almacenar y deshacerse del combustible nuclear agotado («responsabilidades finales») y de desmontar las centrales nucleares al final de su vida útil («responsabilidades de cierre definitivo»).

(30) Para algunas de las responsabilidades finales, BE tiene contratos con BNFL para la prestación de servicios de gestión del combustible agotado («responsabilidades derivadas de contratos»), que representan cantidades que BE está obligada contractualmente a pagar a BNFL en el futuro por el reprocesamiento y almacenamiento de combustible de las centrales RAG y otros servicios de gestión del combustible agotado. Los contratos cubren el reprocesamiento y almacenamiento del combustible agotado y de los residuos asociados de las centrales RAG hasta por lo menos 2038 ó 2086. Estos contratos establecen fundamentalmente un precio fijo, corriendo BNFL con todos los riesgos técnicos asociados al almacenamiento y reprocesamiento del combustible. La propiedad de todo el combustible agotado y de la mayor parte de los residuos asociados sigue correspondiendo a BE durante la vigencia de los contratos.

(31) Hay otras responsabilidades finales, que pueden asociarse o no al mismo combustible agotado, para las que actualmente no existe ningún contrato de servicios («responsabilidades para las que no existe contrato») y que se refieren principalmente a la destrucción final del combustible agotado, el plutonio, el uranio y los residuos procedentes del reprocesamiento de combustible RAG, del almacenamiento y destrucción final de combustible PWR agotado, incluida la construcción de un almacén seco en Sizewell B, y al almacenamiento y destrucción de residuos operativos.

(32) Las responsabilidades de cierre definitivo corresponden a costes de vaciado de combustible, descontaminación y desmantelamiento de las centrales nucleares una vez que han dejado de generar electricidad. Normalmente, el cierre definitivo se realiza en tres etapas: — Etapa 1: vaciado del combustible del reactor poco después del cierre de la central y eliminación del combustible, — Etapa 2: demolición de edificios auxiliares y reforzamiento y consolidación frente a los agentes atmosféricos del conjunto de reactores, tras lo cual éstos son objeto de mantenimiento y vigilancia, generalmente durante largos períodos, — Etapa 3: desmontaje del reactor para poder reutilizar el emplazamiento (se produce, como mínimo, después de 85 años de finalizada la generación de electricidad en las centrales RAG y de 50 años en las centrales PWR).

(33) Hasta ahora se han establecido diversos mecanismos para financiar las responsabilidades nucleares. En el momento de la privatización se estableció un fondo separado, el Nuclear Decommissioning Fund (Fondo de Cierre Definitivo de Centrales Nucleares, NDF), en forma de empresa limitada por acciones propiedad de un consorcio independiente. Su finalidad es constituir un fondo segregado destinado a cubrir parte de las responsabilidades de cierre definitivo. Se esperaba que la financiación de las demás responsabilidades nucleares fuera cubierta por los flujos operativos derivados de las operaciones de BE. Sin embargo, como consecuencia de la caída de ingresos de BE, estos acuerdos no son suficientes para financiar las responsabilidades nucleares.

(34) El Gobierno británico incluye en su plan de reestructuración varios instrumentos para asumir el coste financiero de al menos parte de las responsabilidades nucleares. Estos nuevos instrumentos serán establecidos junto con nuevas disposiciones para que BE contribuya con fondos a los costes de las responsabilidades nucleares y a la gestión de éstas.

(35) El plan de reestructuración prevé que el NDF existente sea ampliado o complementado por un nuevo fondo, el Nuclear Liabilities Fund (Fondo de Responsabilidades Nucleares, NLF), que en principio debería ser una empresa limitada por acciones propiedad de un consorcio independiente. El NLF debería cubrir los costes de las responsabilidades para las que no existe contrato y las responsabilidades de cierre definitivo correspondientes a: a) todo el combustible RAG cargado en los reactores de BE antes de la fecha en que se cumplieron todas las condiciones previas a la reestructuración, incluida la decisión de la Comisión sobre el plan de reestructuración («fecha efectiva de reestructuración») para todo el combustible PWR, así como al almacenamiento y tratamiento de los residuos operativos de las centrales; b) todas las responsabilidades de cierre definitivo de la fase 1 de BE; c) todas las responsabilidades de cierre definitivo de las fases 2 y 3 de BE en la medida en que el valor acumulado del NDF sea insuficiente para cubrir las responsabilidades por cierre definitivo de las etapas 2 y 3 para hacer frente a los pagos.

(36) Una vez ejecutada la reestructuración, BE contribuirá al NLF mediante el pago de: a) contribuciones fijas por cierre definitivo de 20 millones GBP anuales (actualizadas con arreglo al índice de precios al consumo «RPI»); estas contribuciones disminuirán paralelamente al cierre de las centrales; b) 150 000 GBP (actualizadas con arreglo al RPI) por tonelada de combustible PWR cargada en el reactor Sizewell B tras la fecha en que se cumplan todas las condiciones previas a la fecha efectiva de reestructuración. Según las autoridades británicas, este importe es comparable a los precios internacionales de tratamiento del combustible agotado; c) 275 millones GBP de nuevos bonos al NFL, que serán de alta cualificación y sin garantía; d) cantidades que inicialmente ascienden a un 65 % de la tesorería neta consolidada de BE después de impuestos y costes de financiación y después de financiar las reservas de efectivo («pagos NLF»). Estos pagos se denominan en lo sucesivo «efectivo restante» (cash sweep). Los administradores del NLF también tendrán derecho, en determinadas ocasiones, a convertir todos o parte de los pagos NLF en acciones de BE. En la medida en que estas acciones sean ostentadas por el NLF, no tendrán derecho de voto, ya que de otro modo representarían el 30 % o más de los derechos de voto de BE.

(37) El porcentaje de la tesorería en el que se basan los pagos NLF puede ajustarse en determinadas ocasiones sobre una base justa y razonable, de modo que los accionistas se beneficien de la tesorería retenida y de los ingresos de nuevas suscripciones de acciones de BE y que el NLF y los accionistas no se vean afectados desfavorablemente por ninguna escisión, problema de garantías para los accionistas u otras acciones corporativas.

(38) El pago de las contribuciones fijas de 20 millones GBP anuales (actualizado y reducido a medida que avance el cierre de centrales) al NLF o al NDF para las responsabilidades de cierre definitivo se acelerará con arreglo al valor actual neto (con un tipo de descuento apropiado al NLF o al NDF, según los casos) y será inmediatamente debido y pagadero en caso de insolvencia de BEG o BEGUK. Los pagos acelerados serán garantizados por todas las principales empresas del grupo BE y por cargas sobre sus activos.

(39) Los administradores del NLF no tendrán ningún papel o deber aparte de la gestión del fondo y de sus inversiones, y de realizar los pagos de los gastos justificados. Esto incluirá evaluar si sería beneficioso que el NLF difiriera pagos NLF o los convirtiera NLF en capital. Los administradores del NLF no tendrán poder para revisar responsabilidades y requisitos de financiación o para fijar las contribuciones de BE.

(40) El Gobierno británico tomará las siguientes cuatro medidas en relación con la financiación de las responsabilidades nucleares:

— Asunción de las responsabilidades de BE de conformidad con los contratos históricos para combustible agotado

(41) El Gobierno británico se compromete a asumir las responsabilidades de BE en virtud de los contratos entre BE y BNFL («contratos históricos para combustible agotado») relativos a: i) reprocesamiento y almacenamiento de combustible RAG agotado cargado en los reactores antes de la fecha efectiva de reestructuración, ii) otros servicios de mantenimiento de la vasija, gestión del óxido y transporte por ferrocarril en virtud de contratos con BNFL.

(42) Estos compromisos no cubren los pagos por combustible cargado en centrales RAG tras la fecha efectiva de reestructuración, cuyos costes continuarán siendo asumidos por BE conforme a los nuevos contratos resultantes de las negociaciones comerciales entre BE y BNFL. No cubren los pagos por el combustible PWR, que no es reprocesado por BNFL sino gestionado directamente (de hecho, almacenado) por BE.

— Compromiso de cubrir cualquier déficit en la financiación de NLF para las responsabilidades de cierre definitivo de la fase 1 y las responsabilidades para las que no existe contrato

(43) El Gobierno británico se compromete a cubrir los déficit en la financiación del NLF para las responsabilidades de cierre definitivo de fase 1 y para las responsabilidades no contratadas (incluido el coste de construir el almacén seco de Sizewell B y de la eliminación definitiva del combustible).

— Compromiso para cubrir el déficit de financiación NLF para responsabilidades de cierre definitivo de las fases 2 y 3

(44) El Gobierno británico se compromete a cubrir cualquier déficit en la financiación en el NLF en relación con las fases 2 y 3 del cierre definitivo.

— Exención fiscal específica

(45) Estos compromisos del Gobierno británico se considerarán como activo en el balance de BE con un crédito correspondiente en la cuenta de pérdidas y ganancias. En circunstancias normales, estos compromisos serían imponibles. Según el Gobierno británico, esto requeriría que el Gobierno aumentara el nivel de ayuda facilitada a BE en el proceso de reestructuración por el importe del impuesto que generaría el compromiso con el fin de asegurarse de que BE fuera solvente tras su reestructuración.

(46) Para evitar esto, las autoridades británicas están introduciendo normas específicas sobre exenciones fiscales mediante la Ley de la Electricidad. Sin estas normas se generaría un importe imponible de aproximadamente 3 152 millones GBP. Según el Gobierno británico, estas normas garantizan que en el futuro no se conceda a BE ninguna reducción fiscal asimétrica. Cualquier aumento posterior del valor de la empresa, debido a cambios de precios o a una revalorización, sería imponible hasta alcanzar el nivel de la reducción fiscal obtenida por BE al registrarse el gasto adicional en las cuentas de pérdidas y ganancias.

(47) El cuadro 1 contiene una evaluación de las autoridades británicas sobre los instrumentos de ayuda descritos anteriormente. Estos cálculos del valor están sujetos a una considerable incertidumbre ya que tanto los costes de las responsabilidades nucleares como la contribución de BE a estos costes son muy inciertos y la descarga de las responsabilidades ocurrirá durante plazos sumamente largos. Por ejemplo, BE no debería comenzar a desmontar una RAG hasta después de por lo menos 85 años de finalizada la producción de electricidad, mientras que la gestión del combustible agotado debe continuar indefinidamente. Además hay muchas tareas, incluido el cierre definitivo de las RAG, para las cuales hasta ahora no se cuenta con experiencia directa. El valor calculado de la ayuda ha cambiado desde la notificación. Las razones principales son el aumento del efectivo restante debido a mejoras en los resultados previstos de BE, el impacto de la inflación, la puesta al día de las cantidades debidas en virtud de contratos históricos de combustible agotado, los mayores volúmenes de combustible agotado de centrales RAG resultado de posponer la fecha efectiva de reestructuración y el aumento del valor de los activos de que dispone el Fondo para el Cierre Definitivo de Centrales Nucleares para reflejar el valor de mercado más reciente. Cuadro 1 Evaluación de los instrumentos de ayuda de la medida A, basada en proyecciones a julio de 2004 (6) (en millones GBP) Datos originales Proyecciones actuales Valor actual neto (descontando un 5,4 % nominal (7)) Pagos al contado futuros totales (no descontados) Valor actual neto (descontando un 5,4 % nominal (7)) Pagos al contado futuros totales (no descontados) Compromiso para contratos históricos de combustible agotado 2 185 3 218 2 377 3 067 Compromiso para responsabilidades para las que no existe contrato 750 3 166 951 3 375 Compromiso para responsabilidades de cierre definitivo 879 4 917 1 115 5 062 Cantidades aportadas por BE al NLF – 1 432 – 1 845 – 2 007 – 2 510 Importes netos a pagar la Secretaría de Estado 197 6 238 59 5 927 Exención fiscal 916 946 1 047 1 077 Total 3 298 10 402 3 483 10 071 Datos originales: Flujos de caja a marzo de 2003, a precios de diciembre de 2002. Proyecciones actuales: Flujos de caja a marzo de 2004, a precios de 2004.

(48) BNFL facilita combustible nuclear a BE para todos sus reactores RAG y procesa o almacena el combustible agotado (8).

(49) Como parte del plan de reestructuración, BNFL, que es el mayor acreedor de BE, ha acordado modificar sus contratos con BE tanto por lo que se refiere al suministro de combustible como al tratamiento del combustible agotado.

(50) Los acuerdos de suministro de combustible previos a la reestructuración entre BE y BNFL datan de 1997 y 1995 para BEG y BEGUK, respectivamente, y en principio debían seguir vigentes hasta el 31 de marzo de 2006, pero con la intención de renegociarlos y ampliarlos a partir de esa fecha por lo que se refiere BEG y con opción a ampliación en el caso de BEGUK.

(51) El coste del suministro de combustible incluía un importe fijo anual y otro variable adicional por elemento de combustible entregado. Los precios eran fijos pero se ajustaban de conformidad con el índice de inflación.

(52) Las condiciones renegociadas de suministro de combustible entraron en vigor el 1 de abril de 2003 mediante adiciones a los acuerdos previos. Las nuevas condiciones también formarán la base de nuevos acuerdos de suministro, con posterioridad al 31 de marzo de 2006, que cubrirán toda la vida efectiva de las centrales RAG y entrarán en vigor el 1 de abril de 2006.

(53) Con arreglo a las nuevas condiciones, el pago anual fijo de los acuerdos previos se reducirá a 5 millones GBP y habrá otro descuento, ligado a los precios mínimos de la electricidad pero limitado a 15 millones GBP (tanto a precios de 2003 como sujeto al RPI). Los precios seguirán siendo iguales a los de los contratos previos.

(54) Por lo que se refiere al suministro de combustible a partir del 1 de abril de 2006, y siempre que por lo menos 4 de las 7 centrales RAG sigan abiertas, el importe fijo pagado por BE será de 25,5 millones GBP, menos el descuento descrito anteriormente, con una parte variable (como en el caso de los contratos existentes) equivalente a 191 000 GBP por tonelada de uranio. Estos precios están expresados a precios de julio de 2002 y se actualizarán de conformidad con el RPI.

(55) Durante el período en que solamente 3 o menos centrales sigan abiertas, el precio podrá fijarse con arreglo a las recomendaciones de un equipo conjunto BE y BNFL, tras un estudio del programa de optimización de la vida útil de la fábrica de combustible de BNFL.

(56) En 1995, los antecesores legales de BEG y BEGUK (Nuclear Electric y Scottish Nuclear, respectivamente) firmaron contratos a largo plazo con BNFL para el almacenamiento y reprocesamiento de combustible irradiado de centrales RAG y servicios relacionados. BEGUK (entonces Scottish Nuclear) firmó otro contrato en 1995 para el almacenamiento a largo plazo de todo el combustible RAG que superara la cantidad ya contratada para reprocesamiento. En 1997, BEG también firmó otro contrato para servicios de gestión del combustible agotado, relativo a todo el combustible irradiado RAG de los reactores de BEG que superara al entregado en virtud del contrato de 1995. En lo sucesivo nos referiremos a todos los susodichos contratos como los «acuerdos existentes de gestión del combustible agotado». Estos acuerdos estipulan la prestación de servicios al menos hasta 2038 ó 2086 (dependiendo de la categoría de residuos).

(57) Conforme a los acuerdos existentes de gestión del combustible agotado, BE sigue siendo propietaria de todo el combustible agotado. Finalmente, se pedirá a BEG y BEGUK que admitan los desechos vitrificados de alto nivel de radiación, el combustible agotado, ciertos residuos de nivel intermedio y uranio y plutonio reprocesados, procedentes de los almacenes de BFL, para que se encarguen de su destrucción.

(58) El precio de estos acuerdos es básicamente fijo pero ajustado a la inflación y, en el caso de los compromisos de almacenamiento y reprocesado, se basa en las toneladas de combustible entregadas. El precio de los contratos iniciales de 1995 también incorpora importes para el cierre definitivo de la planta de reprocesamiento de óxido térmico (THORP) de Sellafield, en la que se reprocesa el combustible RAG. Dada la naturaleza de los servicios prestados por BNFL, BE se compromete a proceder a pagos continuados por el combustible entregado, independientemente de si se han resuelto los contratos relativos al combustible no entregado.

(59) Los pagos mensuales en virtud de los contratos de almacenamiento y reprocesamiento de 1995 son fijos y seguirán ejecutándose hasta la finalización de los contratos en 2086. Los pagos para el contrato de 1997 se basan en el calendario y el tonelaje de las entregas de combustible a BNFL. Estos pagos fijos corresponden a una cantidad total desembolsada de acuerdo con un calendario fijo.

(60) El acuerdo renegociado de gestión del combustible agotado (en lo sucesivo denominado «nuevo acuerdo de gestión del combustible agotado») se aplica diferentemente dependiendo de si el combustible gestionado se cargó antes o después de la fecha efectiva de reestructuración.

(61) Las revisiones significativas para el combustible cargado antes de la fecha efectiva de reestructuración serán las siguientes: a) los plazos para los pagos serán acortados, de tal forma que el valor actual neto de los pagos futuros, computado utilizando los tipos de descuento del sector público británico, no experimenten cambios; b) se modificarán las cláusulas de resolución de los contratos de forma que, en caso de que BE fuera insolvente a pesar de la reestructuración, los contratos se resolverían sin recurrir a BE. Las autoridades británicas han indicado que en este caso sería probablemente necesario continuar gestionando este combustible en las instalaciones de BNFL en Sellafield y que el Gobierno británico o NLF deberían llegar a acuerdos contractuales a ese efecto con BNFL o cualquier empresa sucesora. En este caso, las autoridades británicas han dicho que esperarían que estos nuevos acuerdos se basaran en un estudio de todas las circunstancias pertinentes, incluidas las condiciones contractuales existentes.

(62) Las revisiones significativas para el combustible cargado en la fecha efectiva de reestructuración o después de ella serán las siguientes: a) la titularidad del combustible agotado pasará a BNFL en el momento en que asuma el riesgo de gestionarlos (es decir, en el momento en que le sea entregado), después de lo cual BE no tendrá ninguna otra responsabilidad al respecto; b) el pago por los servicios correspondientes al combustible agotado en el momento de la carga del combustible no irradiado en los reactores de BE y no en una etapa posterior (por ejemplo, a la entrega del combustible agotado a BNFL) y se basará en un plan de cargas con conciliación anual; c) el precio de base para el combustible agotado será de 150 000 GBP por tonelada de uranio, pagadero al cargarse el combustible no irradiado, a precios de 2003 y posteriormente se actualizará de acuerdo con el RPI. Anualmente se procederá también a un ajuste al alza o a la baja según una fórmula basada en la cantidad de electricidad generada por las centrales RAG y el valor de la electricidad en Inglaterra y el País de Gales, ofreciendo así a BE una protección contra las fluctuaciones del precio de la electricidad. El precio de base para la gestión del combustible agotado es de unas 0,6 GBP/MWh, antes del ajuste.

(63) El cuadro 2 muestra el efecto para BE de los cambios en los contratos de suministro de combustible con BNFL, según lo calculado por las autoridades británicas con arreglo a tres posibles evoluciones del mercado de la electricidad. Cuadro 2 Efecto de los cambios en los contratos de suministro de combustible por BNFL (en millones GBP) Cálculo del ahorro por suministro de combustible Año a 31 de marzo 2004 2005 2006 2007 2008 Costes previos a la reestructuración — Hipótesis de los bancos e hipótesis alta 221 247 232 203 213 — Hipótesis baja 216 241 227 198 208 Costes posteriores a la reestructuración — Hipótesis de los bancos 206 231 218 188 201 — Hipótesis alta 207 231 227 198 207 — Hipótesis baja 200 220 205 176 186 Ahorro — Hipótesis de los bancos 15 16 14 15 12 — Hipótesis alta 14 16 5 5 6 — Hipótesis baja 16 21 22 22 22

(64) Las autoridades británicas afirman que hacer cálculos exactos del ahorro para BE después de 2006 es difícil porque los contratos de suministro de combustible previos a la reestructuración estaba previsto que concluyeran en 2006. Cualquier cálculo del beneficio para BE de los cambios tendría por ello que tener en cuenta de algún modo el beneficio para BNFL de prorrogar los contratos hasta que finalizara la vida útil de las centrales de BE, que se refleja en los precios de los nuevos contratos. Teniendo en cuenta estas incertidumbres, las autoridades británicas indican que el cálculo interno hecho por BE del ahorro durante la vida útil de las centrales sería de 239 millones GBP (sin descuentos) y de 140 millones (descontando a un tipo real del 3,5 % (9)). El cuadro 3 muestra el efecto para BE de los cambios en los contratos de combustible agotado de BNFL, según lo calculado por las autoridades británicas con arreglo a las mismas tres hipótesis (10). El valor actual neto se computa utilizando el tipo de descuento del sector público británico del 3,5 % real. Este cuadro recoge solamente el impacto de los cambios de precios en los contratos para el combustible cargado en la fecha efectiva de reestructuración o posteriormente. El impacto de los cambios en los contratos para combustible cargado antes de la fecha efectiva de reestructuración es difícil de cuantificar puesto que sólo se materializaría en caso de que BE fuera insolvente. Además, el beneficio para BE de la transferencia de la titularidad del combustible agotado y de las responsabilidades correspondientes es difícil de calcular, según las autoridades británicas. Las autoridades británicas, sin embargo, afirman que un cálculo subjetivo del beneficio para BE de esta transferencia de titularidad giraría en torno a 1 421 millones GBP (sin descontar) y a 148 millones GBP (descontando un 5,4 % nominal). Este beneficio no está incluido en el cuadro 3. Cuadro 3 Impacto en términos de valor actual neto en los futuros contratos de combustible agotado de centrales RAG (11) (en millones GBP) Valor actual neto Pagos totales sin descuento Previo a la reestructuración — Hipótesis de los bancos 592 1 117 Posterior a la reestructuración — Hipótesis de los bancos 418 558 — Hipótesis alta 881 1 204 — Hipótesis baja 3 4 Ahorros — Hipótesis de los bancos 174 559 — Hipótesis alta – 289 – 87 — Hipótesis baja 589 1 113

(65) Originalmente, las empresas que ahora son BEG y BEGUK adquirían compuestos de uranio para transferirlos a BNFL y para su utilización en la producción y fabricación de combustible nuclear para sus centrales RAG. La actual empresa BEGUK transfirió entonces sus contratos de compra a BNFL. Estos contratos preexistentes eran a largo plazo y, en cualquier caso, sólo suficientes para las cantidades relativamente pequeñas de material requeridas por BEGUK. Por lo tanto, el cambio sólo proporciono a BNFL una base limitada para desarrollar una unidad empresarial dedicada a la compra y suministro de compuestos de uranio.

(66) Como parte de la renegociación entre BE y BNFL de los contratos de suministro futuro de combustible nuclear por BNFL a BE, se acordó que BEG también debería transferir sus contratos de compra de uranio a BNFL, que sería así responsable de las futuras actividades de compra de compuestos de uranio para producir combustible nuclear destinado a las centrales RAG de BEG.

(67) Al mismo tiempo, BNFL comprará las existencias de compuestos de uranio de BEG, cuyo valor contable estimado es de 67 millones GBP.

(68) Como parte del plan de reestructuración, BE ha alcanzado acuerdos sobre períodos de carencia, bajo ciertas condiciones, de los pagos debidos a BNFL y a varios acreedores financieros significativos (en lo sucesivo denominados «acreedores significativos») entre los que se encuentran la mayoría de los tenedores de los bonos 2003, 2006 y 2016 en libras esterlinas emitidos por BE (en lo sucesivo denominados «obligacionistas»), el sindicato bancario Eggborough, incluido el Royal Bank of Scotland (en lo sucesivo denominado «RBS»), como proveedores de cartas de crédito (que en lo sucesivo se denominarán, conjuntamente, «acreedores bancarios») y las contrapartes de tres de los acuerdos de compra de electricidad (en lo sucesivo denominados «PPA») y los contratos para diferencias: Teaside Power Limited (en lo sucesivo denominada «TPL»), Total Fina Elf («TFE») y Enron (en lo sucesivo denominados, colectivamente, «contrapartes PPA»).

(69) Conforme a los acuerdos sobre períodos de carencia, el período de carencia comienza el 14 de febrero de 2003 y termina no antes del 30 de septiembre de 2004 o en caso de que ocurriera un acontecimiento que lo diera por concluido o de que se completara la reestructuración. Durante este período, BNFL y los acreedores significativos han acordado con BE no tomar ninguna medida para promover procedimientos de insolvencia o acelerar cualquier cantidad debida y pagadera por BE.

(70) Las obligaciones de los acreedores significativos de BE y BNFL en virtud de los acuerdos sobre períodos de carencia se describen en los considerandos 71 a 73.

(71) De conformidad con los acuerdos sobre períodos de carencia: a) continuarán pagándose intereses a los obligacionistas y a los bancos Eggborough de conformidad con los acuerdos existentes; b) se pagará un interés del 6 % anual a RBS (con respecto a su carta de crédito) por una cantidad de 34 millones GBP y a las contrapartes PPA con respecto a los importes solicitados (RBS 37,5 millones GBP; TPL 159 millones GBP; TFE 85 millones GBP; Enron 72 millones GBP); c) se pagarán a EPL cantidades atribuibles a sus costes de funcionamiento y gastos de capital; d) BE continuará comprando electricidad a TPL a precios fijos a niveles basados en la curva actual de precios futuros de la electricidad hasta que finalice la reestructuración; e) el interés corresponderá a BNFL por lo que se refiere a las cantidades debidas conforme a los acuerdos existentes de gestión de combustible agotado a partir del 1 de abril de 2003 y será dispensado si la reestructuración tiene lugar. Las cantidades correspondientes a los acuerdos existentes de gestión del combustible agotado cargado antes de la fecha efectiva de reestructuración se congelarán en la medida en que excedan los importes pagaderos en caso de que los nuevos acuerdos hubieran sido efectivos a partir del 1 de abril de 2003 y se renunciará a las mismas si la reestructuración tiene lugar.

(72) De conformidad con los acuerdos sobre períodos de carencia: a) a partir de noviembre de 2002 y hasta el 31 de marzo de 2003, BNFL congelará todos los pagos debidos conforme a los acuerdos existentes sobre gestión de combustible agotado. A partir del 1 de abril de 2003, BNFL podrá aplicar la carencia a la diferencia entre los pagos debidos con arreglo a los acuerdos existentes y nuevos de gestión de combustible agotado; b) los obligacionistas aplicarán la carencia al principal debido por los bonos de 2003; c) los bancos Eggborough aplicarán la carencia a los reembolsos de principal y a otros pagos debidos en virtud del Acuerdo de capacidad y transmisión (Capacity and Tolling Agreement, CTA), excepto los incluidos en las obligaciones continuadas de BE; d) RBS aplicará la carencia a todas las cantidades relativas a la contraindemnización de RBS, la garantía compuesta o la carta de crédito; e) las contrapartes PPA aplicarán la carencia a todas las cantidades derivadas de los PPA, excepto las incluidas en las obligaciones de BE que sigan vigentes.

(73) Las obligaciones de un acreedor significativo de conformidad con su acuerdo de aplicar la carencia a los pagos dejarán de aplicarse si se produce alguna de las siguientes situaciones y un acreedor significativo comunica la terminación a BE: a) impago de las cantidades no retrasadas debidas a un acreedor significativo que se prolongue durante más de 20 días hábiles; b) presentación de una petición de quiebra o de administración judicial por lo que se refiere a BE o a cualquiera de sus filiales; c) solicitud por escrito del Gobierno británico de reembolso del Acuerdo de facilidad de crédito o de cualquier otra facilidad de sustitución procedente de bancos comerciales garantizada por el Gobierno británico y de la correspondiente contraindemnización por BE y sus filiales en favor del Gobierno británico; d) no obtención de las aprobaciones indispensables de la Facilidad de Crédito Eggborough, RBS, el sindicato bancario de TPL o Enron. e) presentación por BE o cualquiera de sus filiales de documentos que establezcan una distribución a los acreedores significativos diferente a la acordada por los acreedores significativos.

(74) El cuadro 4 establece, según lo afirmado por las autoridades británicas, el ahorro que para BE representarían los acuerdos sobre períodos de carencia en caso de que la fecha efectiva de reestructuración fuera el 31 de marzo de 2004. Cuadro 4 Ahorro para BE gracias a los acuerdos sobre períodos de carencia (en millones GBP) Cierre a marzo de 2003 Cierre a marzo de 2004 BNFL 132 265 Obligacionistas 110 0 Bancos de Eggborough 47 40 TPL 13 33 TFE 3 14 Enron 4 19 Impacto del IVA 0 – 8 Impacto del interés – 9 – 21 Impacto del período de carencia 300 342 Ahorro acumulado 300 642

(75) Además de los acuerdos sobre períodos de carencia, el plan de reestructuración prevé que las demandas de los acreedores significativos sean reestructuradas y reprogramadas. El 14 de febrero de 2003, BE alcanzó un acuerdo no vinculante con los acreedores significativos para comprometer y asignar sus demandas.

(76) Las responsabilidades de los acreedores significativos a comprometer, según lo reflejado en los estados financieros no auditados de BE para los seis meses hasta el 30 de septiembre de 2002, eran las siguientes: — Obligacionistas: 408 millones GBP, — Acreedores bancarios: 490 millones GBP, — Contrapartes PPA: 365 millones GBP.

(77) Con arreglo a lo acordado, las cantidades demandadas en relación con las PPA se han establecido desde entonces en 316 millones GBP a efectos del paquete de reestructuración.

(78) Las responsabilidades se reestructurarán y reprogramarán del siguiente modo: a) se emitirán 275 millones GBP de nuevos bonos para obligacionistas, acreedores bancarios, RBS, TPL, TFE y Enron; b) se firmará un nuevo acuerdo de capacidad y transmisión revisado con los bancos de Eggborough que les reportará un rendimiento financiero equivalente a 150 millones GBP en nuevos bonos; c) se asignarán acciones ordinarias de BE a obligacionistas, acreedores bancarios, RBS, TPL, TFE y Enron.

(79) BE ha revisado su estrategia comercial, intentando reducir su exposición a riesgos de producción y de precios. Las revisiones constituyen uno de los elementos del paquete de reestructuración que incrementan la solidez financiera de BE.

(80) BE es uno de los mayores productores de electricidad del Reino Unido ya que supone más del 20 % de la producción. Obtiene la electricidad mediante centrales nucleares (83 % por capacidad) y de carbón (17 %) y puede producir aproximadamente 75 TWh anuales.

(81) La empresa de comercialización de BE, BEPET es responsable de vender la electricidad generada por BE, de gestionar la exposición de BE a las fluctuaciones de precios en el mercado eléctrico y de maximizar los precios de venta obtenidos. Como el 83 % de la capacidad de generación de BE es nuclear, un elemento clave para BEPET es la venta de esta producción principalmente continua.

(82) La central térmica de carbón de Eggborough es también un elemento importante en la cartera de valores negociables ya que ofrece flexibilidad de producción para ajustarse a los cambiantes niveles de la demanda y representa un «seguro» valioso en caso de parón nuclear. Es decir, ofrece flexibilidad con respecto a los grandes clientes industriales y comerciales y también forma parte de su comercio al por mayor.

(83) Para gestionar la exposición de BE a los precios de mercado maximizando el precio de venta logrado, BEPET vende su producción futura, de forma que cuando se produce la electricidad, BEPET, como hacen otros productores, intenta tener vendida el 100 % de su generación para evitar la exposición a los precios muy volátiles del mecanismo de equilibrio. Al vender por adelantado, la empresa puede asegurarse de que los volúmenes futuros de producción se venden al precio actual y de que, en algunos casos, los precios de la producción futura son fijos.

(84) BEPET tiene varias redes a través de las cuales puede vender la electricidad generada por BE y vende el 32 % de su generación total a través del Departamento de Ventas Directas (Direct Supply Business, DSB), que ha crecido orgánicamente y representa un elemento clave de la estrategia empresarial de BE.

(85) La posición de BE en el mercado al por menor supone una pequeña parte de su producción eléctrica en comparación con otros productores británicos significativos. El crecimiento de BE en este mercado se guía por el objetivo de diversificar los canales de distribución de su producción y no por un objetivo en cuanto al mercado al por menor en sí mismo. BE logra un margen bruto de aproximadamente el 2 % (12) en sus ventas directas, dato que refleja la naturaleza competitiva de este mercado.

(86) Las razones de las dificultades financieras sufridas por BE en septiembre de 2002 fueron 3 acuerdos de compra de electricidad firmados en el pasado que generaron un beneficio inferior al previsto. Estos acuerdos se incluyeron en el compromiso con los acreedores significativos alcanzado como parte del paquete de reestructuración.

(87) El primero es el contrato con TFE. En comparación con los precios de mercado actuales, el precio de este contrato es muy alto. El acuerdo se concluyó en 1997, en un momento en que los precios eran en general mucho más altos que los actuales, y generó sustancialmente pérdidas para BE con un importe debido a TFE que asciende a 85 millones GBP.

(88) El segundo se refiere a un contrato de permuta con Enron, de 1 de abril de 1996, que es un instrumento financieramente establecido basado en la diferencia entre los precios de grupo en períodos de alto y bajo consumo. El contrato fue concluido por BE antes de su adquisición de Eggborough y se veía como una protección frente a la diversidad del creciente segmento de negocio de BE consagrado a los consumidores industriales y comerciales. El importe debido a Enron reconocido con respecto a esta PPA en el paquete de reestructuración es de 72 millones GBP.

(89) El tercero se refiere a un acuerdo heredado por la adquisición por BE, en 1999, de SWALEC, con TPL. El contrato se firmó originalmente el 26 de junio de 1991 y básicamente produjo pérdidas. El importe debido a TPL reconocido relativo a esta PPA en el paquete de reestructuración es de 159 millones GBP.

(90) Como parte del paquete de reestructuración, BE ha decidido asegurar más ventas de su producción a precios fijos a medio plazo. Según el Gobierno británico, la ejecución de esta estrategia reducirá la volatilidad de la tesorería y reforzará la viabilidad financiera de la empresa a largo plazo.

(91) Según la nueva estrategia, las ventas futuras a precios fijos de la producción harán que la empresa venda anticipadamente una mayor proporción de su producción en los próximos tres a cinco años a precio fijo, de tal forma que BEPET establece el valor de una mayor proporción de su generación futura.

(92) Los objetivos clave de la nueva estrategia comercial son: i) limitar los riesgos de precios logrando más contratos a precio fijo, ii) mantener canales de venta viables para grandes volúmenes de generación, iii) conseguir fondos adicionales para mantener reservas financieras adecuadas.

(93) Desde que la nueva estrategia se articuló a principios de diciembre de 2002, BE ha logrado vender o ampliar 14,8 TWh adicionales de ventas directas a empresas de 2003 a 2006 mediante la renovación de contratos anuales y algunas prórrogas de acuerdos plurianuales. Hasta el 6 de marzo de 2003, BE también había mantenido negociaciones con varias contrapartes al por mayor a propósito de operaciones estructuradas.

(94) El 6 de febrero de 2003, se firmó un contrato significativo con British Gas Trading Limited para la venta de aproximadamente 10 TWh anuales hasta el 1 de abril de 2007, más de la mitad de ellos a precio fijo.

(95) Los nuevos contratos con BNFL también ofrecen a BE cierta protección frente a los precios de la electricidad debido al precio variable, ligado a los precios de la electricidad, a pagar por el suministro de combustible para las centrales RAG y por los servicios de gestión del combustible agotado. A los precios de mercado actuales, los nuevos acuerdos con BNFL protegen aproximadamente el 60 % de la producción de las centrales RAG de BE, unos 58TWh anuales.

(96) BE propone centrarse en los siguientes objetivos en su estrategia a medio plazo: a) asegurarse de que sus centrales nucleares funcionen con arreglos a criterios de seguridad y de rendimiento mundialmente aceptados; b) aumentar la seguridad sin dejar de mejorar la productividad y la competitividad; c) reducir la exposición a los precios al por mayor de la electricidad en el Reino Unido pero manteniendo un acceso fiable al mercado; esto se logrará a través de una mezcla de condiciones contractuales, una generación flexible gracias a Eggborough y DSB, y centrándose fundamentalmente en el sector de los consumidores industriales y comerciales. d) desarrollar un negocio rentable de energías renovables para apoyar la competitividad del DSB. e) apoyar de forma continuada las actividades de seguridad patrocinadas por la UE en la antigua Unión Soviética y Europa del Este.

(97) El 23 de diciembre de 2002, BE anunció que había llegado a un principio de acuerdo para deshacerse de su participación del 82,4 % en Bruce Power, repartiéndola del siguiente modo: 79,8 % para un consorcio compuesto por Cameco, BPC Generation Infrastructure Trust y TransCanada PipeLines Limited (en lo sucesivo denominadas, conjuntamente, «el consorcio») y 2,6 % para Power Worker's Union Trust No 1 y BE. Además, el consorcio acordó adquirir el 50 % de la participación de BE en Huron Wind, un proyecto de aerogeneradores en Ontario. La venta de Bruce Power y de Huron Wind al consorcio concluyó el 14 de febrero de 2003 y al finalizar BE recibió 678 millones CAD en efectivo. Además, BE espera recibir hasta 140 millones CAD condicionados a que se vuelvan a poner en marcha dos centrales de Bruce A y se desbloqueen cuentas de garantía.

(98) Los ingresos iniciales de 275 millones GBP, menos ciertas cantidades para costes de transacción, se han ingresado en una cuenta abierta a nombre de DTI con arreglo al Acuerdo de facilidad de crédito de salvamento (en lo sucesivo denominado «CFA»).

(99) Exelon Generation Company, LLC («Exelon») y British Energy Investment Ltd. solicitaron ofertas para sus intereses respectivos en AmerGen con vistas a la venta. El 22 de diciembre de 2003, los accionistas de BE aprobaron el traspaso a Exelon Generation Company LLC del 50 % de la participación de BE en Amergen. BE recibió aproximadamente 277 millones USD en efectivo.

(100) Varias autoridades locales han acordado posponer sin intereses el pago de impuestos municipales debidos por BE.

(101) Según la información enviada por las autoridades británicas, estas autoridades son: — Lancaster City Council, por la planta de Heysham, por 1 775 240 GBP, — District Council de Shepway, por la planta de Dungeness, por 578 524 GBP, — Hartlepool Borough Council, por la planta de Hartlepool, por 447 508 GBP, — North Ayrshire Council, por la planta de Hunterston, por 735 947 GBP, — East Lothian Council, por la planta de Torness, por 765 986 GBP.

(102) En total, 4 303 205 GBP en pagos de este tipo fueron pospuestos desde noviembre de 2002 a febrero de 2003. En cuanto a la medida G, los impuestos fueron pagados íntegramente por BE en febrero de 2003 y los correspondientes intereses de 65 656,24 GBP por retrasos de pago se hicieron efectivos el 7 de octubre de 2003. El tipo de interés aplicado es el de referencia de la Comisión para el Reino Unido del 6,01 % hasta el 31 de diciembre de 2002 y del 5,42 % posteriormente.

c) Implicaciones financieras del paquete de reestructuración

(103) Antes de presentar los efectos del plan de reestructuración en la viabilidad de BE, las autoridades británicas describieron los principios económicos que rigen la generación nuclear. Para evaluar los aspectos económicos de las actividades de generación de BE, la notificación distingue entre costes variables y costes fijos en el funcionamiento de las centrales de BE. Las centrales nucleares se caracterizan por costes fijos muy altos y costes variables comparativamente bajos, en especial los costes marginales a corto plazo. Según las autoridades británicas, puesto que la decisión de producir electricidad es motivada por el nivel de costes variables y como las centrales nucleares tienen costes marginales a corto plazo más bajos, explotar centrales nucleares es económicamente racional.

(104) Por ello, las autoridades británicas sostienen que si la reestructuración de BE tiene éxito, la empresa no será estructuralmente deficitaria ya que el plan puede abordar los problemas que originaron las dificultades y lograr la viabilidad a largo plazo. En especial, se mejorará la estrategia comercial de BE para intentar compensar su posición no cubierta, aliviar algunos de sus altísimos costes fijos al hacerse cargo de las responsabilidades nucleares históricas y permitirle acumular suficientes reservas de efectivo para asegurar sus actividades.

(105) El objetivo del plan de reestructuración es reestructurar los costes y responsabilidades de BE y establecer una estructura estable de capital para que BE continúe actuando a largo plazo como entidad financieramente viable. Para ello el Gobierno británico asume que en un determinado plazo la empresa debe ser rentable con una tesorería positiva y capacidad de financiar de forma continuada sus actividades.

(106) Los siguientes componentes del plan de reestructuración fueron desarrollados para lograr el objetivo de viabilidad financiera: a) venta de la participación de BE en Bruce Power y AmerGen para aumentar los recursos de la empresa, consolidarla y reducir el ámbito de su actividad; b) reducción de la actual base de costes de BE mediante negociaciones comerciales con acreedores significativos para comprometer sus demandas históricas y firmar acuerdos de carencia hasta la reestructuración, a cambio de una combinación de nueva deuda y nuevas participaciones en BE tras realizarse la reestructuración; c) asunción de los costes de determinadas responsabilidades nucleares por el Gobierno británico y renegociación de contratos iniciales y suplementarios sobre combustible nuclear con BNFL; los nuevos acuerdos comerciales con BNFL también han reducido la exposición BE a movimientos adversos de los precios de la electricidad; d) ejecución de una nueva estrategia comercial para reducir la exposición de BE a los riesgos del mercado de la electricidad al por mayor y a los movimientos de precios.

(107) Según las autoridades británicas, el plan de reestructuración se ha desarrollado teniendo en cuenta un requisito clave de la viabilidad: la capacidad de la empresa de financiar sus actividades. Puesto que la empresa tendría dificultades para obtener financiación en los mercados bancario o de obligaciones, particularmente considerando el número relativamente pequeño número de prestamistas dispuestos a facilitar financiación a una empresa de producción de energía nuclear, el plan de reestructuración debe ser considerado como una alternativa a la financiación exterior para crear e incrementar reservas de efectivo. Estas reservas deberían permitir a la empresa firmar contratos de suministro de electricidad que requieren una cobertura colateral y hacer frente a déficit de efectivo sin necesidad de basarse en financiación exterior. Por consiguiente, el plan prevé crear dos reservas: una reserva colateral de efectivo y una reserva para cortes de suministro y liquidez. Aunque se pensó en dos reservas separadas, está previsto que ambas sean fungibles de tal forma que la de cortes de suministro y liquidez pueda cubrir requisitos colaterales adicionales y viceversa. Esto debe suponer un fortalecimiento adicional de BE.

(108) BE ha tomado varias medidas para mejorar su situación de liquidez: a) reducción del impacto de la estacionalidad gestionando los perfiles de pago siempre que sea posible; b) iniciativas de contención de costes; c) asegurar los activos exigibles derivados de ventas directas.

(109) Además BE aplicó una planificación empresarial que dio lugar a proyecciones financieras actualizadas y realizó un estudio detallado de los problemas que plantearía el funcionamiento de su plan.

(110) Hasta el 31 de marzo de 2004, las reservas de efectivo consistían en dos fuentes de fondos: los acuerdos sobre medidas relativas a períodos de carencia (medida C) y la venta de activos (medida F), después de reembolsados los pagos pendientes conforme al CFA.

(111) Las autoridades británicas han desarrollado tres hipótesis para tener en cuenta las variables a las cuales la posición financiera BE es particularmente sensible: producción y precios. Las proyecciones fueron revisadas por Deloitte & Touche en su calidad de asesores sobre economía y energía del Gobierno británico. Los supuestos sobre producción y gastos de capital incorporados han sido revisados por WS Atkins en su calidad de consejero técnico de BE y Citigroup, y por Stone & Webster Consultants Inc., en calidad de consejero técnico del Gobierno británico.

(112) El estudio ha tenido en cuenta tres cambios principales desde la notificación original de marzo de 2003: nivel de precios de la electricidad, programa de mejora del rendimiento (PIP), dirigido a mejorar la fiabilidad de las centrales nucleares, y el comercio colateral.

(113) Los precios de la electricidad han evolucionado perceptiblemente estos últimos meses. Según las autoridades británicas, actualmente superan las 28 GBP/MWh, en comparación con 16,4 en marzo de 2003. Las claves de los cambios en las previsiones sobre los precios son los movimientos en los precios subyacentes del combustible (carbón, gas, petróleo), la asignación de un precio al carbono introducida por el sistema europeo de emisiones contaminantes, y los márgenes de capacidad de reserva.

(114) Tradicionalmente, las centrales nucleares de BE han tenido un rendimiento inferior a las de otros países. Las más antiguas se han resentido de la falta de inversiones y todas podrían ser profundamente mejoradas y presentan un importante de riesgo de cortes de suministro a corto plazo. Por lo tanto BE ha desarrollado planes de recuperación de las centrales. Los beneficios del PIP deberían proceder de cambios de cultura empresarial y organizativos y de una mayor inversión en capital y personal. Ello debería resultar, con el tiempo, en más fiabilidad de las centrales y una mayor producción.

(115) BE también ha tenido en cuenta el reciente y significativo aumento de los requisitos colaterales resultantes de los incrementos de los precios de mercado.

(116) Para determinar el impacto en la posición financiera de BE de las alternativas con respecto a producción y precios de la electricidad, BE ha considerado una hipótesis positiva y otra negativa que tienen en cuenta la evolución de los precios de la electricidad, los beneficios del PIP y otras proyecciones derivadas: a) la hipótesis «positiva», que constituye la base del presupuesto de BE para el año y se utiliza para fijar objetivos; es bastante parecido a la hipótesis positiva descrita en la decisión de incoar el procedimiento; b) la hipótesis «realista», que constituye la base para los datos ofrecidos al público y en el prospecto que debe publicarse a efectos de la cotización en bolsa; puede considerarse una «hipótesis bancaria»; en este caso los precios se derivan de la curva de futuros, utilizando un modelo que incorpora las previsiones de BE sobre costes de combustible y precios del carbón; c) la hipótesis «negativa», o peor caso razonable, que tiene en cuenta las incertidumbres relativas a precios y producción; en este caso, los precios se basan en una curva desarrollada por BE.

(117) El Gobierno británico toma como base para probar la viabilidad de BE las grandes cifras de la empresa y ha presentado los siguientes cálculos para el período 2005-2010: Cuadro 5 Margen de maniobra (en millones GBP) Hipótesis realista/Hipótesis bancaria 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Reserva de liquidez […] (14) Impacto de la estacionalidad y de los activos exigibles Margen fuera de estacionalidad Impacto acumulativo del efectivo, la producción y las vulnerabilidades colaterales (13) Margen fuera de vulnerabilidades Impacto acumulativo de intervenciones sobre el efectivo y colaterales Margen de intervenciones Hipótesis negativa Reserva de liquidez Impacto de la estacionalidad y de los activos exigibles Margen fuera de estacionalidad Impacto acumulativo del efectivo, la producción y las vulnerabilidades colaterales Margen fuera de vulnerabilidades Impacto acumulativo de intervenciones sobre el efectivo y colaterales Margen de intervenciones

(118) Las autoridades británicas también han facilitado una previsión de pérdidas y ganancias para el período 2005-2009 en la hipótesis realista. Cuadro 6 Cuenta de pérdidas y ganancias en la hipótesis realista Previsiones a 5 años Cuenta de pérdidas y ganancias 2005 2006 2007 2008 2009 Producción nuclear TWh […] Ingresos Venta de electricidad Ventas diversas Ingresos totales Costes de funcionamiento Combustible Personal Materiales y servicios Capital destinado a cubrir pérdidas Depreciación y amortización Costes de funcionamiento totales Beneficios/pérdidas de explotación Contribuciones de nuevasactividades (beneficio antes de intereses e impuestos) AmerGen (antes de revaloración) Beneficio antes de cargas financieras e impuestos Cargas financieras Revalorización (neta) Interés neto y otras cargas financieras Cargas financieras totales Beneficio antes de impuestos 17 171 186 336 355 Intereses minoritarios (parte de PBT) 0 0 0 0 0 Beneficio antes de impuestos (e indemnización al Gobierno) 17 171 186 336 355 Movimiento de la indemnización al Gobierno 0 – 96 – 133 – 206 – 156 Beneficio antes de impuestos (e imprevistos) 17 75 53 130 199 Imprevistos 4 068 0 0 – 40 0 Beneficio antes de impuestos (después de imprevistos) 4 085 75 53 90 199 Impuestos 0 0 0 – 26 – 87 Beneficio después de impuestos e imprevistos (antes de impuestos sobre imprevistos) 4 085 75 53 64 112 Fuente: BE. Nota: Las cifras para 2004/2005 son proforma, es decir, que para que la comparación resulte más fácil, a efectos contables los costes de combustible y la revalorización reflejan los nuevos contratos de combustible aunque éstos no serán técnicamente efectivos hasta la fecha efectiva de reestructuración.

(119) Este cálculo muestra que el beneficio antes de impuestos, los intereses minoritarios, los compromisos del Gobierno británico y las partidas extraordinarias mejoran desde 17 millones GBP en 2005 a entre 171 y 355 millones en los años siguientes. En 2005 la partida extraordinaria se refiere a la inclusión contable del compromiso del Gobierno británico de financiar las responsabilidades nucleares mencionadas en la medida A.

(120) El beneficio antes de impuestos se ve reducido sustancialmente por las contribuciones al NLF a partir de 2005. Sin embargo, estas contribuciones representan el 65 % de los flujos de efectivo disponibles después del servicio de la deuda y no son pagaderas cuando las tesorerías son negativas o se requieren transferencias para mantener los niveles requeridos de reservas de efectivo.

(121) Un análisis de las proyecciones financieras de BE demuestra que en la hipótesis realista se espera que el negocio reestructurado genere beneficios y flujos de efectivo para mantener a los diversos interesados y que se hagan contribuciones significativas para la descarga de las responsabilidades para las que no existe contrato y de las responsabilidades de cierre definitivo antes de cualquier dividendo para los accionistas.

3. Razones para incoar el procedimiento

(122) En su decisión de incoar el procedimiento, la Comisión observó que el plan de reestructuración confería una ventaja competitiva selectiva a BE en un sector en donde existe un comercio intracomunitario. Las medidas A y G afectan directamente a los presupuestos de las autoridades centrales o locales del Reino Unido, por lo que se trata de recursos del Estado y constituyen ayuda estatal en el sentido del artículo 87, apartado 1, del Tratado. Es también posible que la medida B y, por lo menos en parte, la C, impliquen recursos estatales ya que la empresa estatal BNFL no habría actuado con arreglo al principio del inversor privado en una economía de mercado. Por lo tanto parece que estas medidas también constituyen ayuda estatal en el sentido del artículo 87, apartado 1, del Tratado.

(123) La Comisión analizó la ayuda habida cuenta de las Directrices comunitarias sobre ayudas de Estado de salvamento y de reestructuración de empresas en crisis (15) (en lo sucesivo denominadas «las Directrices»).

(124) Este análisis planteó las siguientes dudas sobre la compatibilidad de la ayuda con el mercado común:

(125) La Comisión tenía dudas sobre si el plan restauraría la viabilidad de BE en un plazo razonable, ya que parte de las medidas lo son a muy largo plazo (hasta por lo menos el año 2086). Además, la mejora de la posición de BE parecería ser debida solamente al apoyo exterior concedido por el Gobierno y los acreedores principales, en vez de a su reestructuración interna. Por otro lado, en caso de ayuda estatal, la renegociación de los precios de suministro de combustible y gestión del combustible agotado con BNFL podría considerarse como ayuda de funcionamiento a largo plazo para las centrales nucleares, lo que sería incompatible con el requisito de que BE se enfrente al mercado sólo con sus propias fuerzas después de finalizada la reestructuración, y con el principio de que quien contamina paga.

(126) La Comisión tenía dudas al respecto de si la ayuda podría autorizarse sin medidas destinadas a compensar su impacto en los competidores. La Comisión reconoció que es probable que no hubiera capacidad excesiva estructural en el mercado pertinente o que fuera muy pequeña, pero Comisión consideró que, teniendo en cuenta la naturaleza muy competitiva del mercado y el alto importe de la ayuda, era probable que algún tipo de medida compensatoria fuera necesaria para que la ayuda fuera compatible, incluso si dicha medida no consistiera en cerrar centrales irreversiblemente.

(127) La Comisión tenía dudas sobre si la ayuda se restringió al mínimo necesario. A este respecto, la Comisión observó que el plan preveía un mecanismo por el cual BE participaría en los costes de reestructuración con un porcentaje de su tesorería libre. Sin embargo, considerando en especial la gran incertidumbre sobre las cantidades de ayuda a conceder, la Comisión no estaba entonces en condiciones de evaluar si la ayuda se limitaba al mínimo.

(128) Por todo ello la Comisión concluyó que había dudas sobre si el plan de reestructuración cumplía los criterios establecidos en las Directrices y si la ayuda concedida o que iba a ser concedida por el Gobierno británico a BE podía considerarse como un sistema compatible con el mercado común. La Comisión por lo tanto decidió incoar el procedimiento establecido en el artículo 88, apartado 2, del Tratado.

(129) En la misma Decisión, la Comisión también añadió que se incoaba el procedimiento sin perjuicio de la aplicación del Tratado Euratom. Algunas medidas, especialmente las A y B, deben ser evaluadas teniendo en cuenta los objetivos del Tratado Euratom. Por lo tanto, la Comisión pidió que el Reino Unido facilitara toda la información que pudiera ayudar a evaluar las medidas, en especial las A y B, habida cuenta de los objetivos de dicho Tratado.

III. COMENTARIOS DE PARTES INTERESADAS

(130) Tras la publicación de la decisión de incoar el procedimiento y en el plazo previsto en la misma, la Comisión recibió comentarios de 20 terceros, incluyendo a la propia BE. Estos comentarios pueden resumirse del siguiente modo:

(131) BE subraya que el caso es inusual debido a la forma en que funciona el mercado de la electricidad y a la estructura económica de las centrales nucleares.

(132) BE subraya el hecho de que ya no podría pagar los costes del pasado que suponen las responsabilidades nucleares debido a la sustancial caída de los precios de la electricidad ocurrida en el Reino Unido. Conforme al plan de reestructuración, BE también debería hacer grandes contribuciones para cubrir los costes del pasado. Por lo que se refiere a los costes de cierre definitivo y a las otras responsabilidades nucleares no cubiertas por los nuevos contratos con BNFL, se hará una contribución a través del NDF/NLF. Otras medidas que afectan a BE y a sus inversores incluyen la venta de los activos norteamericanos, la pérdida por los accionistas preexistentes de la totalidad de su inversión y el acuerdo de los mismos, así como la emisión de nuevos bonos.

(133) BE subraya que una liquidación a tanto alzado en favor del beneficiario no sería practicable, especialmente porque algunos de estos costes se contraerán en un futuro muy lejano. Rechazar el plan de reestructuración de BE porque la eximiría de una vez por todas de determinadas responsabilidades definidas, aunque no cuantificables hoy en día, crearía un precedente contra la aprobación de la ayuda de reestructuración necesaria por la existencia de costes del pasado.

(134) BE considera que no pueden sacarse conclusiones de una comparación de los acuerdos con los acreedores privados. En especial, en el caso de BNFL una parte importante de su negocio principal se vería amenazada y quizás sería inviable si el funcionamiento de las centrales de BE resultara inviable.

(135) BE subraya que BNFL adoptó una postura sumamente dura y quizá sólo se vio retenido por la consideración de que de otro modo BE sería declarada insolvente. Las condiciones que se renegociaron eran lo mínimo que BE creía que podía ser obtenido comercialmente aunque serían sólidas tras la reestructuración. Según BE, la Comisión pudo haber entendido mal la naturaleza comercial de los nuevos contratos con BNFL debido a una mala comprensión de los hechos y en especial de su cronología. BE aporta un anexo a sus alegaciones que muestra porqué cree que los precios de los nuevos contratos no le son particularmente favorables.

(136) BE recuerda que el problema que debía abordar el plan de reestructuración consistía, esencialmente, en que con los nuevos precios al por mayor de la electricidad, mucho más bajos, BE ya no podría asumir los «costes del pasado». Según BE, el plan de reestructuración abordaba con éxito este problema.

(137) Con respecto al efecto del paquete de ayuda en la competencia, BE sostiene que porque los costes marginales a corto plazo (SRMC) de las centrales nucleares de BE son muy inferiores a los de cualquier otro proveedor básico, sus centrales siempre tienen que estar en funcionamiento. Pero el nivel exacto de los SRMC de BE es irrelevante para determinar los precios de la electricidad, que reflejan el mayor SRMC del proveedor marginal.

(138) BE explica que las centrales nucleares son técnica y económicamente inflexibles y que su explotación, excepto como central de base es poco rentable. En cuanto a su estrategia comercial, BE explica que la economía de la generación nuclear le fuerza a centrarse en la venta de su producción anticipadamente en los mercados de futuros.

(139) En opinión de BE, no hay exceso de capacidad de generación de electricidad en Gran Bretaña. En cuanto a las medidas compensatorias, BE sostiene que exigir el cierre anticipado de alguna de sus centrales nucleares sería económicamente ineficaz puesto que el objetivo del paquete de ayuda es preservar la capacidad nuclear de BE que, en términos de producción de electricidad con el mínimo gasto de recursos, es la más efectiva del mercado británico. Además invadiría el ejercicio por el Gobierno británico de su competencia en relación con el suministro de energía en el Reino Unido y aumentaría la emisión de gases nocivos para la atmósfera.

(140) BNFL es una empresa estatal del sector nuclear que suministra y reprocesa o almacena el combustible nuclear de las centrales RAG de BE. Aparte de sus actividades en el ciclo de combustible, BNFL también explota algunas centrales nucleares Magnox y desarrolla actividades de concepción de centrales nucleares.

(141) Las observaciones de BNFL se concentran en la cuestión de la existencia de ayuda a BE en las medidas B y C. BNFL afirma que todas sus intervenciones en el plan de reestructuración de BE respetaron el principio del inversor privado en una economía de mercado y por lo tanto no contienen ningún elemento de ayuda.

(142) BNFL explica que siguiendo la recomendación de sus asesores financieros (NM Rothschild & Sons Limited, «Rothschild») concluyó, ya en abril de 2002, que un «paquete de salvamento ordenado» con valor para BNFL era preferible a permitir que BE fuera declarada insolvente, dada la muy vulnerable posición de BNFL como mayor acreedor de BE, su falta de seguridad y la debilidad de su posición legal. BNFL añade que, sin embargo, su consejo de administración aceptó una reestructuración de los contratos existentes con BE a condición de que BE no fuera mantenida en la solvencia a toda costa y que cualquier paquete propuesto a BE estableciera la prioridad de BNFL, dado su propio déficit.

(143) BNFL da detalles de las propuestas y contrapropuestas sucesivas de cada parte, así como la opinión de Rothschild sobre las mismas. BNFL también establece con gran detalle la cronología y contenido de las conversaciones celebradas con BE, que muestran que BNFL ya se mostró dispuesta a ayudar a BE antes de que BE se dirigiera al Gobierno británico pidiendo ayuda pero se dio cuenta de que esto no sería posible sin un plan general de reestructuración. Las discusiones empezaron ya en mayo de 2000, cuando BE pidió por vez primera (sin éxito) que se aplicase la cláusula de dificultades especialmente gravosas incluida en los contratos. Las nuevas negociaciones se iniciaron durante 2002.

(144) BNFL también subraya que no tuvo ninguna implicación en las discusiones entre BE y el Gobierno británico. Basándose en el análisis de sus asesores jurídicos y financieros independientes, BNFL concluyó que proceder a una reestructuración solvente redundaba en su interés comercial y el 28 de noviembre de 2002 llegó a un acuerdo final con BE sobre plazos y condiciones. Sólo después de concluir dicho acuerdo tuvo conocimiento con detalle de la implicación del Gobierno británico.

(145) La comparación hecha por BNFL entre los plazos acordados el 3 de septiembre y los plazos finales concluye que hay considerables semejanzas entre ambos acuerdos y que el resultado final fue perceptiblemente más próximo a la posición inicial de BNFL que a la de BE.

(146) BNFL da detalles de su evaluación de los beneficios comerciales que obtendría con la reestructuración solvente en comparación con la insolvencia de BE, basándose en el análisis realizado por los asesores financieros y jurídicos. Así, percibió considerables riesgos en caso de insolvencia de BE, en especial debido a que BE registraba grandes préstamos no documentados entre empresas del grupo BE y a que los contratos de BNFL con BE eran en gran medida únicos y no podía extraerse ningún precedente claro de insolvencias previas. Además, como único acreedor beneficiario de la seguridad en las centrales nucleares de BE, el Gobierno británico habría jugado un papel central en el proceso de insolvencia. Sin embargo BNFL no tuvo ningún indicio sobre cuál sería el planteamiento probable del Gobierno durante un hipotético procedimiento de insolvencia.

(147) Aunque se habría podido esperar que el papel de BNFL como proveedor clave de BE la situaría en una posición fuerte de negociación en el caso de una declaración de insolvencia, su capacidad de amenazar creíblemente con paralizar el suministro de bienes y servicios a BE se vio socavada por varios factores. En especial, BNFL observa que, como mayor acreedor, BE sería el mayor perdedor si las centrales nucleares de BE fueran cerradas a consecuencia de la puesta en práctica de dicha amenaza. Además, no está claro si legalmente podría terminar los contratos y devolver a BE el combustible agotado y los residuos ya recibidos, al no estar permitido por la legislación británica sobre seguridad nuclear. Finalmente, como empresa responsable de servicios nucleares, BNFL tenía que continuar prestando servicios a BE en la medida en que no hacerlo no sería seguro o incluso podría ser percibido como no seguro para terceros.

(148) El análisis de BNFL sobre la insolvencia de BE se centró en tres posibilidades: cierre de las centrales nucleares de BE, lo que supondría una recuperación mínima; asunción por BNFL de la propiedad de las centrales de BE, lo que significaría asumir todas las responsabilidades nucleares de BE, algo muy aventurado y poco atractivo; y asunción por el Gobierno británico de la propiedad y petición a los acreedores existentes para que aceptasen una rebaja muy sustancial.

(149) Por lo tanto, la reestructuración solvente propuesta parecía ser más atractiva comercialmente al reducir la exposición de BNFL a BE y ofrecer una fuente mayor y más cierta de ingresos para BNFL que la insolvencia. Por lo tanto se considera que BNFL actuó de la misma manera que cualquier otro acreedor privado.

(150) Finalmente, BNFL comparó el beneficio de otros acreedores importantes con el suyo para asegurarse de que las condiciones que le ofrecían eran razonables. Para proteger más su posición, BNFL también se cercioró de incluir una cláusula en el acuerdo final que permitía la retirada de las concesiones sugeridas en caso de que se ofrecieran a cualquier otro acreedor condiciones más favorables. Rothschild actualizó su análisis una vez establecidas las condiciones detalladas acordadas por BE con otros acreedores importantes y confirmó que los acuerdos de BNFL no parecían peores que los aplicables a otros acreedores importantes. Además, ninguno de los acuerdos contractuales revisados entrará en vigor a menos que la reestructuración haya sido ejecutada hasta el final.

(151) Por lo que se refiere a la medida C, BNFL afirma que, con la ayuda de Rothschild, comprobó que no cedió más en lo relativo a los períodos de carencia que otros acreedores significativos. Cuando BNFL fue consciente de que otros acreedores obtenían condiciones más favorables en el marco de los acuerdos sobre períodos de carencia (aunque la posición de BNFL no era directamente comparable a la de otros acreedores importantes de BE), consideró si debía plantearse la renegociación y pedir intereses pero concluyó que era poco probable que BE pudiera pagarle intereses y generar el suficiente excedente de efectivo durante el período de carencia para que pudiera procederse a la reestructuración solvente. Además, a pesar de su posición en el marco de los acuerdos sobre períodos de carencia, BNFL lograría una mejor recuperación global si una reestructuración solvente tuviera lugar.

(152) BNFL afirma que su decisión de firmar acuerdos con BE fue una decisión autónoma y no dirigida por el Gobierno británico y que el hecho de ser una empresa estatal no basta para considerar que sus decisiones las toma el Gobierno británico. Aunque el Gobierno británico sea el único accionista de BNFL, la empresa tiene autonomía en sus operaciones comerciales corrientes y debe comportarse sobre una base comercial. BNFL adjunta un documento en que explica su personalidad jurídica. BNFL añade que durante sus negociaciones con BE mantuvo a su accionista (DTI) informado, como ocurre en cualquier situación comercial en que una empresa cuenta con un accionista de control. DTI indicó a BNFL que solamente aprobaría (en el marco de los acuerdos de gestión empresarial) los acuerdos revisados con BE basados en cláusulas comerciales para BNFL.

(153) Greenpeace Limited es la rama británica de Greenpeace International. Dos de sus principales actividades son una campaña para abandonar la energía nuclear y la promoción del uso de recursos energéticos limpios y renovables en el Reino Unido.

(154) Greenpeace afirma que limitar las contribuciones de BE a financiar la medida A de las responsabilidades nucleares constituye una ayuda de explotación injustificable a BE y/o a sus accionistas, como medio de incrementar el atractivo de BE para los inversores del mercado.

(155) Según Greenpeace, las medidas B y C constituyen una ayuda de explotación injustificable puesto que consagran el apoyo en curso o previsto de BNFL, que actúa como Estado o a las órdenes del Estado, en las siguientes circunstancias: a) BNFL es una empresa en crisis que sobrevive solamente gracias a la ayuda estatal; b) BNFL participó en negociaciones tripartitas con el Gobierno y BE que condujeron al paquete de reestructuración de BE inmediatamente después de la negativa de BNFL a modificar las condiciones de sus contratos con BE; por lo tanto Greenpeace pidió a la Comisión que exigiera a BNFL presentar copias de sus documentos internos para comprobar si BNFL tenía conocimiento de las discusiones de BE con el Gobierno británico; c) en cualquier caso, los acuerdos carecen de auténtico carácter comercial; según Greenpeace, los contratos de BNFL con BE no son ni fueron desde un principio acuerdos comerciales y se parecen más bien a un dispositivo artificial concebido para garantizar a BNFL unos ingresos; el paquete de ayuda de reestructuración continúa facilitando a BNFL estos ingresos; d) los precios renegociados no reflejan los costes reales del servicio prestado sino que están ligados a los precios al por mayor; puesto que la ventaja conferida por los contratos está en curso y es ampliable, la ayuda implica un apoyo a largo plazo a BE y no es un beneficio único concebido para restaurar su viabilidad; por lo tanto el beneficio es «operativo» y no «ayuda de reestructuración» y no puede ser compatible con el mercado común.

(156) Greenpeace respalda todas las dudas de la Comisión y concluye que la ayuda es incompatible con el Tratado CE. Subraya, en especial, que la ayuda de reestructuración no solamente tendría efectos en los operadores existentes sino que también impediría la llegada de nuevas empresas porque éstas se verían impedidas de explotar sus propias eficiencias. Además, apoyar a los operadores de energía nuclear sería contrario a la declaración del Gobierno sobre la diversidad de las fuentes de energía, incluidas las energías renovables.

(157) En cuanto al problema del exceso de capacidad, Greenpeace opina que el «margen de planificación» utilizado por la Red Nacional para prever la necesidad de generación futura y contar con una garantía de capacidad no es el dato apropiado a tener en cuenta para evaluar si existe exceso de capacidad en el mercado. Según Greenpeace, es probable que ya exista en el mercado un exceso significativo de capacidad estructural y se espera que aumente.

(158) Greenpeace duda de que el cierre de algunas centrales de BE fuera más caro para los contribuyentes, ya que existen dudas sobre la capacidad de BE para contribuir a pagar sus responsabilidades existentes. Greenpeace añade que a corto plazo no hay ninguna razón para creer que el Reino Unido no pudiera lograr sus objetivos en el marco del Protocolo de Kioto.

(159) Greenpeace afirma que según informes encargados por ella, es factible y seguro cerrar centrales nucleares inmediata o progresivamente y concluye que un cierre parcial o gradual de las centrales de BE puede dar como resultado una menor intensidad de la ayuda requerida.

(160) Greenpeace opina que el Tratado Euratom no impide aplicar un análisis de ayuda estatal de conformidad con el Tratado CE. A falta de normas sectoriales aplicables a la ayuda a la industria nuclear en el Tratado Euratom, deberían aplicarse por lo tanto las disposiciones generales sobre ayuda estatal existentes en el Tratado CE. Greenpeace se remite a los asuntos conjuntos 188/80 y 190/80, Francia y otros contra Comisión (16), y afirma que las medidas de ayuda se refieren a asuntos que podrían estar regulados por el Tratado Euratom, solamente en la medida en que se refieran a la seguridad de las instalaciones nucleares para su cierre definitivo. Greenpeace concluye que las medidas en cuestión no son necesarias para lograr los objetivos declarados y que prolongar cualquier ayuda de explotación no puede considerarse necesario para preservar la seguridad en circunstancias en que existe una alternativa segura y viable de cierre total o parcial organizado de las centrales de BE. Según Greenpeace, la Comisión debería aplicar las Directrices comunitarias sobre ayudas estatales en favor del medio ambiente (17).

(161) Powergen es una de las principales empresas del sector eléctrico en Inglaterra y el País de Gales. Tiene una cuota del 11 % de la capacidad de generación (BE, 14 %) y gran parte de su electricidad se destina a clientes industriales y comerciales, así como a PYME y clientes residenciales. Es propiedad de E-ON.

(162) Powergen se opone al paquete de ayuda. Afirma que la ayuda permitirá a BE seguir operando centrales nucleares que de otro modo habrían cerrado. A este respecto, Powergen no comparte la opinión de las autoridades británicas de que las centrales seguirían funcionando en cualquier caso y teme que la ayuda permita a BE ofrecer precios artificialmente bajos para ganar cuota en el mercado de suministro a grandes empresas e incorporarse al negocio del suministro a clientes domésticos. BE también puede financiar inversiones en generación no nuclear.

(163) Con respecto a las medidas compensatorias, Powergen desea ser consultada sobre cualquier medida que se decida y sugiere tres posibles:

(164) En primer lugar, adelantar el cierre del reactor nuclear Dungeness B a abril de 2004. Según Powergen, si ello se hiciera saber con suficiente antelación, el mercado tendría tiempo para aumentar la capacidad correspondiente y mantener un margen suficiente.

(165) En segundo lugar, limitar la ayuda, prohibiendo la subvención cruzada entre activos deficitarios de BE (centrales RAG) y otras actividades de BE, constituir los negocios de BE de generación y suministro en entidades separadas con contabilidad independiente, e imponer controles específicos sobre el uso de los fondos por BE para asegurarse de que no desviará fondos del Estado para financiar sus responsabilidades nucleares u otros usos. Estas medidas deberían continuar mientras se aplicaran las medidas del plan de reestructuración.

(166) En tercer lugar, impedir la distorsión de la competencia en el mercado al por menor de la electricidad, prohibiendo a BE la venta a precio inferior al coste (el de adquirir electricidad en el mercado al por mayor más otros costes relacionados con las ventas), imponiendo un límite a su cuota de mercado para su negocio de suministro industrial y comercial (se sugiere un límite del 20 %), y prohibiendo a BE incorporarse a nuevos mercados al por menor. Estas medidas deberían tener vigencia mientras la tengan las medidas del plan de reestructuración y su eficacia debería ser revisada por la Comisión después de 5 años de aplicación.

(167) Con respecto a la vuelta a la viabilidad, Powergen afirma que las hipótesis consideradas por las autoridades británicas para afirmar la viabilidad futura de BE son demasiado optimistas, en especial por lo que se refiere a la disponibilidad de las centrales de BE si se considera la experiencia del pasado.

(168) Finalmente, Powergen considera que «está bien establecido que las normas sobre ayuda estatal del Tratado CE se aplican a la industria nuclear, a pesar de la existencia del Tratado Euratom» y se refiere al mismo caso de 1990 ya mencionado por Greenpeace.

(169) InterGen es una gran empresa de producción eléctrica con actividades en todos los continentes. Posee una cuota del 2 % de la capacidad de generación en Inglaterra y el País de Gales, con dos centrales en funcionamientos y una en construcción (BE tiene el 14 %). Vende la mayoría de su electricidad en el mercado al por mayor, parte de ella mediante contratos a largo plazo. También opera en el mercado del gas. Es propiedad conjunta de Shell y Bechtel.

(170) Intergen afirma que en el Reino Unido existe preocupación por la seguridad del suministro y que la seguridad nuclear podría ser gestionada por administradores judiciales. Hace hincapié en el hecho de que la ayuda a BE le ha perjudicado y continúa haciéndolo y en que otros competidores de InterGen, como Teeside Power Limited, que se cuenta entre los acreedores de BE, también se ven favorecidos con respecto a InterGen en el marco del plan de reestructuración. InterGen afirma que en caso de que la Comisión autorice la ayuda, debería ser compensada, junto con sus filiales, por los perjuicios sufridos.

(171) Este tercero afirma que algunas noticias de prensa sugerían un precio de reprocesamiento, antes de la reestructuración de BE, de aproximadamente 1 000 GBP/kg de metal pesado. Tras la reestructuraba de BE un precio de unas 150 GBP/kg fue acordado entre BNFL y BE, es decir, un 85 % inferior al del acuerdo original. Añade que los contratos de reprocesamiento iniciales entre BNFL y BE eran a precio de coste más un valor, lo que significa que los clientes de base sólo podían obtener el contrato de reprocesamiento si aceptaban (a prorrata) los supuestos de los costes totales del reprocesamiento más un beneficio. En este contexto, si los costes de reprocesamiento acordados con los clientes de base sólo cubren los costes a un nivel de 1 000 GBP/kg de metal pesado, esto significa que el nuevo precio acordado ahora con BE no puede en modo alguno cubrir los costes. Incluso en el caso de nuevos contratos, el precio asciende a 1 000 GBP/kg (a precios de 2003).

(172) Así concluye que estos precios indican que BNFL no actuó como un inversor privado en una economía de mercado en sus negociaciones con BE, a menos que BNFL estuviera dispuesta a ampliar estas condiciones favorables a otros clientes.

(173) Drax es el mayor productor de electricidad a base de carbón en Europa Occidental. Antes formaba parte de AES Corporation, un grupo de energía estadounidense con intereses en la generación, distribución y suministro de electricidad en todo el mundo. El 5 de agosto, AES cedió el control de Drax a sus acreedores y el 30 de agosto de 2003 Drax anunció que había firmado un acuerdo exclusivo con International Power plc para participar en la reestructuración de Drax.

(174) Según Drax, las medidas A, B y G constituyen ayuda estatal en el sentido del artículo 87, apartado 1, del Tratado CE y está de acuerdo en que las medidas D, E y F no constituyen ayuda. Drax opina que la cantidad de ayuda es difícil de calcular. Por lo que se refiere a la medida A, cree que su importe podría ser considerablemente mayor que lo actualmente estimado, debido a que las responsabilidades de cierre definitivo son desconocidas en el Reino Unido y que es poco probable que BE contribuyera a los costes de las responsabilidades nucleares. El Gobierno británico seguirá siendo siempre responsable final de las responsabilidades finales y de cierre definitivo y nunca permitirá que BE quiebre. Drax opina que la propia exención fiscal debería notificarse como ayuda.

(175) En lo relativo a la renegociación de los contratos con BNFL, Drax creía que ningún inversor privado habría acordado nunca condiciones tan poco comerciales que desembocarían en significativas pérdidas presentes y futuras, con independencia de la cláusula de dificultades especialmente gravosas y del hecho de que BE es su mayor cliente. Está claro que la renegociación perjudicó seriamente a la posición de BNFL ya que supondrá una reducción del pago fijo del acuerdo de suministro de combustible de entre 5 y 20 millones GBP por año. Esta opinión es confirmada por el informe de cuentas 2004 de BNFL. Además, parece que incluso si BE fuera sometida a administración judicial, sus centrales continuarían funcionando y teniendo la misma necesidad de suministro de combustible y de servicios de gestión, procesamiento y eliminación del combustible agotado. La cuestión debería ser entonces si el administrador habría podido conseguir estas condiciones de BNFL. Además, BNFL podría optar a otras oportunidades empresariales si su negocio con BE se redujera. BNFL no está organizada sobre la base del principio de inversor de mercado. Por lo tanto la medida B constituye ayuda estatal.

(176) Drax opina que el acuerdo sobre períodos de carencia de BNFL contenido en la medida C también constituye ayuda estatal puesto que BNFL no recibe intereses durante el período de carencia, a diferencia de los otros acreedores participantes.

(177) Drax hizo observaciones respecto a la compatibilidad del paquete de ayuda. No cuestiona el hecho de que BE sea una empresa en crisis, pero opina que la posición no cubierta de BE es enteramente debida a una decisión curiosa por parte de sus gestores de vender su negocio al por menor. Además, BE podría haber reducido sus costes cerrando algunas o todas sus centrales, porque es más caro explotarlas que cerrarlas temporalmente.

(178) Con respecto a restaurar la viabilidad, Drax opina que el plan propuesto no es realmente un plan de reestructuración. Además, BE está y siempre estará en una posición distinta a la de sus competidores ya que continuará generando electricidad y vendiéndola en el mercado a cualquier precio y ejercerá una presión a la baja permanente sobre el precio en detrimento de los demás competidores.

(179) Drax se opone al uso por el Gobierno británico de los costes marginales a corto plazo como medida apropiada de la viabilidad de BE. La reestructuración alivia a BE de las responsabilidades por los costes principales de un productor nuclear. La decisión de una empresa sobre si es o no oportuno incorporarse a un mercado particular o continuar efectivamente compitiendo en dicho mercado se basará en si puede, durante un período razonable, cubrir sus costes medios y obtener un rendimiento razonable por su capital invertido. Este no es el caso de BE, a quien se le protege contra todos los riesgos comerciales.

(180) Con respecto a la duración de la ayuda, Drax opina que la financiación de responsabilidades ampliables tan lejanas en el futuro no es compatible con las Directrices. También sostiene que no se puede considerar que la ayuda operativa en curso se limite al mínimo necesario. Además, por lo que se refiere a la propia contribución de BE, Drax observa que hay incertidumbre sobre los ingresos por la venta de activos y que la contribución de BE al NLF procede de la tesorería ayudada que no puede tenerse en cuenta.

(181) En lo tocante al exceso de capacidad y a la compensación a acreedores, Drax observa que el margen de capacidad del 20 % citado en la decisión de incoar el procedimiento solamente se refiere a la demanda máxima de invierno. Según NGC, el margen de capacidad por encima de la máxima media de invierno es del 20,3 %. Según Drax, sería un planteamiento racional de cualquier gestor de BE suspender parte de la capacidad de producción durante los meses de verano, lo que daría lugar a un ahorro neto.

(182) Drax cree que hay varias medidas compensatorias y/o enmiendas al plan de reestructuración que en cierta manera garantizarían que la reestructuración sea conforme a las Directrices y ofrezca compensaciones para los competidores que no reciben ayuda. Drax propone las siguientes: a) Sacar a BE del mercado competitivo creando un sistema de compra obligatoria de energía nuclear a un precio fijo que sería similar a la obligación aplicable a las energías renovables. BE nunca podrá ser reestructurada correctamente para poder competir en igualdad de condiciones en el mercado con empresas no ayudadas. La mejor solución, si la generación de BE no puede retirarse del mercado, es que sea separada del mercado competitivo. Debería regularse el precio de la electricidad generada por las nucleares y podría fijarse según el coste del capital y otros parámetros tradicionales de regulación de precios. Esto solventaría las preocupaciones del Gobierno británico sobre la seguridad del suministro y la seguridad nuclear y ya no habría ninguna distorsión de la competencia. b) Reducir la duración y reequilibrar el riesgo de los contratos de BNFL en favor de BNFL. c) Abandono de Eggborough. d) Prohibición de otras adquisiciones o de actuar como líder de mercado. e) Obtener un compromiso del Gobierno británico sobre el principio de ayuda única e irrepetible.

(183) Drax también hizo observaciones respecto a la relación con el Tratado Euratom y opina que los Tratados CE y Euratom persiguen objetivos complementarios y no contrapuestos.

(184) También fueron presentados comentarios por: TUSNE [Trade Unionists for Safe Nuclear Energy (within a Balanced Energy Policy)] (18), el Sr. Robert Freer (19), The UK Chemical Industries Association («CIA») (20), John Hall Associates («JHA») (21), Energy Intensive Users Group («EIUG») (22), Terra Nitrogen (23), Energywatch (24), Teollisuuden Voima Oy («TVO») (25), National Grid Transco (26), Royal Academy of Engineering (27), Enfield Energy Centre Limited («EECL») (28), Energy Information Centre Ltd («EIC») (29), Major Energy Users' Council Ltd («MEUC») (30) y otra tercera parte que solicitó el anonimato.

(185) TUSNE, Robert Freer, CIA, JHA, EUIG, Terra Nitrogen, EIC y MEUC han mostrado su