ES Diario Oficial de la Unión Europea L 109/44

DECISIÓN (UE) 2015/658 DE LA COMISIÓN

de 8 de octubre de 2014

relativa a la medida de ayuda SA.34947 (2013/C) (ex 2013/N) que el Reino Unido tiene previsto ejecutar en favor de la central nuclear de Hinkley Point C

[notificada con el número C(2014) 7142]

(El texto en lengua inglesa es el único auténtico)

(Texto pertinente a efectos del EEE)

LA COMISIÓN EUROPEA,

Visto el Tratado de Funcionamiento de la Unión Europea, y, en particular, su artículo 108, apartado 2, párrafo primero,

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

Después de haber emplazado a los interesados para que presentaran sus observaciones (1), de conformidad con los citados artículos, y teniendo en cuenta dichas observaciones,

Considerando lo siguiente:

1. PROCEDIMIENTO

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

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

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

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

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

2. DESCRIPCIÓN DE LAS MEDIDAS

2.1. CONTRATO POR DIFERENCIAS

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

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

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

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

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

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

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

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

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

2.1.1. Funcionamiento general del mecanismo del CFD

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

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

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

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

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

(20) La figura 1 explica los papeles respectivos de cada uno de los agentes previstos en el funcionamiento del sistema del CFD. Figura 1 Funciones y responsabilidades en la ejecución del CFD Fuente: Autoridades británicas.

2.1.2. Condiciones del CFD

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

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

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

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

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

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

(27) Se dispondrá de dos mecanismos de «reparto de beneficios». El primero se refiere a los costes de construcción (6) y establece lo siguiente: i) los primeros […] de beneficios de construcción (valor nominal) se repartirán al 50 por ciento entre la contraparte del CFD y NNBG, y ii) todo beneficio superior a […] (valor nominal) se repartirá sobre una base 75:25, un 75 por ciento para la contraparte del CFD y un 25 por ciento para NNBG.

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

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

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

(31) Habrá dos fechas de renegociación de los gastos de explotación. La primera, 15 años después y la segunda, 25 años después, de la fecha de entrada en servicio del primer reactor. Las renegociaciones permitirán atenuar los riesgos relativos a los costes a largo plazo para las dos partes y darán lugar a modificaciones del PE en ambas direcciones. El mecanismo permitirá aumentar o reducir el PE sobre la base de los costes reales conocidos y las previsiones revisadas de los costes futuros de las siguientes partidas de gastos de explotación, en cada caso entera y exclusivamente necesarios para la explotación continuada de la central: a) recarga inicial de combustible nuclear; b) seguros; c) tasas de la ONR (Office for Nuclear Regulation); d) impuestos sobre bienes inmuebles comerciales; e) determinados gastos de transmisión; f) modificaciones de los costes de eliminación de los residuos de actividad media/del combustible usado debido a modificaciones del precio de transferencia de residuos en el marco del contrato de transferencia de residuos; g) modificaciones de los costes de gestión del combustible usado y de desmantelamiento; h) costes de explotación y mantenimiento; i) costes de reacondicionamiento y de explotación en efectivo realizados a través de la cuenta de resultados del productor de conformidad con las NIIF y todos los gastos de capital en que se haya incurrido.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

2.2. GARANTÍA DE CRÉDITO

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

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

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

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

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

(53) Las fuentes de financiación previstas en el momento de la Decisión son las siguientes: a) capital de base por un importe de […] GBP; b) capital contingente por un importe de […] GBP; c) instrumento de financiación temporal para la construcción por un importe de hasta […] GBP; d) bonos por un importe de […] GBP.

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

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

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

(57) Durante el período inmediatamente anterior al cumplimiento de la condición de referencia, se fija un tope para el importe de deuda utilizado, que será el mínimo de los importes siguientes: el tope intermedio de la deuda para el hito pertinente del proyecto y […] por ciento del capital de base menos el capital de desarrollo, es decir, […] mil millones GBP. El cuadro 1 muestra un ejemplo práctico de características de absorción de pérdidas del capital: Cuadro 1 Perfil de utilización de referencia e incumplimiento de la condición de referencia Fuente: Comunicación de IUK de 12 de septiembre de 2014. Base Case Drawdown Profile GBP bilion Total Commited Development Equity 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 Cashflow Base Equity 9,23 1,69 — — — — — — 2,10 2,52 2,09 0,83 Contingent Equity 8,00 N/A — — — — — — — — — — Bonds 16,00 N/A 1,50 1,95 2,40 2,90 3,35 2,65 1,25 — — — Balance Sheet Base Equity 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 3,79 6,31 8,39 9,23 Contingent Equity — — — — — — — — — — Bonds 1,50 3,45 5,85 8,75 12,10 14,75 16,00 16,00 16,00 16,00 Memo item Undrawn Base Equity 7,53 7,53 7,53 7,53 7,53 7,53 5,43 2,92 0,83 — Undrawn Committed Equity 15,53 15,53 15,53 15,53 15,53 15,53 13,43 10,92 8,83 8,00 Source: UK Base Case

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

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

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

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

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

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

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

(64) En términos de prelación de los acreedores, el producto de la ejecución de la garantía constituida por NNBG se destinará en la práctica en el siguiente orden de prioridad: 1) los acreedores preferentes por ley; 2) los costes de ejecución de la garantía (es decir, los costes de los administradores de la garantía y de cualquier persona designada en caso de insolvencia); 3) los acreedores del FDP (16); 4) los proveedores de financiación puente para la construcción; 5) los bonos y el garante; 6) los acreedores no cubiertos de NNBG; 7) los accionistas de NNBG.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

2.3. ACUERDO DEL SECRETARIO DE ESTADO

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

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

3. OBSERVACIONES DE LAS PARTES INTERESADAS

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

3.2. OBSERVACIONES RECIBIDAS SOBRE LA EXISTENCIA DE LA AYUDA

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

3.5. OBSERVACIONES RECIBIDAS SOBRE LA PROPORCIONALIDAD DE LAS MEDIDAS

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

3.7. OBSERVACIONES RECIBIDAS SOBRE LA GARANTÍA DE CRÉDITO

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

3.8. OTRAS OBSERVACIONES RECIBIDAS

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

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

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

4. OBSERVACIONES DEL REINO UNIDO

(171) El Reino Unido envió su respuesta a la Decisión de incoación el 31 de enero de 2014. En ella incluía varios análisis, entre ellos los siguientes: a) trabajos de modelización del DECC y análisis de escenarios contrafactuales; b) un informe de Oxera sobre las deficiencias del mercado, la proporcionalidad y posibles falseamientos de la competencia; c) un estudio de Pöyry sobre posibles distorsiones del mercado interior y alternativas a nuevas instalaciones nucleares; d) un informe de Redpoint sobre la evolución del sector británico de la electricidad; e) una descripción del proceso de identificación y verificación de costes, con la participación de KPMG y LeighFisher; f) un informe de KPMG sobre posibles falseamientos de la competencia; g) evaluación comparativa sobre la tasa de retorno.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

(195) Observaciones adicionales de las autoridades británicas: i) Las autoridades británicas ponen de manifiesto en varias partes de su escrito que el objetivo de la medida es incentivar o liberar inversiones en favor de la producción de energía con baja emisión de carbono, en particular, una nueva instalación nuclear. ii) El CFD de HPC ha sido concebido para eliminar los obstáculos al proyecto con la mayor eficiencia posible, en particular mediante la protección contra determinados riesgos, especialmente los derivados de la incertidumbre sobre los futuros precios de la electricidad. iii) Los costes de NNBG pueden ser superiores a lo previsto o sus ingresos inferiores a lo previsto por numerosos motivos (por ejemplo, en caso de no alcanzar los niveles de producción previstos o si los precios obtenidos por la venta de electricidad son inferiores al PR del mercado). iv) NNBG podrá vender su electricidad en el mercado al contado o mediante contrato. No existe ningún requisito que obligue a esta empresa a venderla exclusivamente en el mercado al contado.

4.2. OBSERVACIONES RECIBIDAS SOBRE LOS OBJETIVOS DE INTERÉS COMÚN

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

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

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

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

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

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

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

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

(203) En concreto, señala las siguientes deficiencias del mercado, que serían características de los mercados de la electricidad en general: a) externalidad del carbono residual. Las políticas actuales (en particular, el régimen de comercio de derechos de emisión, RCCDE, debido al bajo nivel de precios de los derechos de emisión de carbono) no proporcionan suficiente certeza a largo plazo o señales de precios suficientemente fuertes como para internalizar plenamente las externalidades negativas que caracterizan a la producción de electricidad (es decir, la producción simultánea de emisiones de carbono), lo que dificulta el fomento de nuevas inversiones en tecnología nuclear; b) externalidades positivas que conducen a un déficit de seguridad del suministro y de diversidad del suministro por el mercado. La disponibilidad de electricidad tiene características de bien público, lo que da lugar a una tarificación incorrecta de la escasez y, en último término, a falta de fondos –es decir, déficit de producción y seguridad del suministro. Ello se debe a que las decisiones de inversión privada en producción de electricidad no tienen en cuenta ni los costes sociales de las posibles averías ni los efectos de la disponibilidad de la producción en la red y en otros usuarios de la red, con lo que los riesgos y beneficios de las diferentes tecnologías no están en consonancia con el óptimo social, estando el gas naturalmente protegido y todas las demás tecnologías penalizadas, lo que, en última instancia, da lugar a una menor diversidad del suministro; c) incentivos insuficientes para lograr los beneficios de aprendizaje derivados del despliegue de tecnologías nuevas e inmaduras. Esta deficiencia conduciría a un déficit de inversiones en tecnologías FOAK y nuevas; d) las deficiencias de los mercados financieros, que limitan los fondos disponibles para los proyectos de infraestructura energética. No se dispone de financiación para proyectos de producción de energía nuclear, ya que los mercados de transferencia del riesgo son incompletos y no existen instrumentos para protegerse contra tales riesgos. Los contratos a largo plazo para el suministro de electricidad se enmarcan en horizontes temporales más cortos en comparación con los niveles de inversión, mientras que la volatilidad de los precios es muy elevada y las previsiones de precios a largo plazo están sujetas a un alto grado de incertidumbre.

(204) El Reino Unido declara, además, que existen determinadas deficiencias adicionales en el mercado, en particular en el caso de la energía nuclear, que agravan las barreras a la inversión en esta tecnología: e) la exposición al riesgo político, y f) la ausencia de cobertura del riesgo derivado del precio de la electricidad, lo cual viene a ser una versión más grave de la deficiencia de mercado general señalada en la letra d) supra, debido a los niveles extremadamente elevados de las inversiones necesarias en la producción de energía nuclear.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

4.5. OBSERVACIONES RECIBIDAS SOBRE LA PROPORCIONALIDAD DE LAS MEDIDAS

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

5. OBSERVACIONES DE EDF

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

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

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

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

(236) Según se