FR Journal officiel de l'Union européenne L 109/44

DÉCISION (UE) 2015/658 DE LA COMMISSION

du 8 octobre 2014

concernant la mesure d'aide SA.34947 (2013/C) (ex 2013/N) que le Royaume-Uni envisage de mettre à exécution à titre de soutien en faveur de l'unité C de la centrale nucléaire de Hinkley Point

[notifiée sous le numéro C(2014) 7142]

(Le texte en langue anglaise est le seul faisant foi)

(Texte présentant de l'intérêt pour l'EEE)

LA COMMISSION EUROPÉENNE,

vu le traité sur le fonctionnement de l'Union européenne (TFUE), et notamment son article 108, paragraphe 2, premier alinéa,

vu l'accord sur l'Espace économique européen, et notamment son article 62, paragraphe 1, point a),

après avoir invité les parties intéressées à présenter leurs observations conformément auxdits articles (1) et vu ces observations,

considérant ce qui suit:

1. PROCÉDURE

(1) À la suite de contacts de prénotification, le Royaume-Uni a notifié des mesures à l'appui de la nouvelle unité C de la centrale nucléaire de Hinkley Point (ci-après «HPC») le 22 octobre 2013 par notification électronique, enregistrée par la Commission le jour même.

(2) La Commission a ouvert une procédure formelle d'examen sur les mesures notifiées le 18 décembre 2013 car elle avait de sérieux doutes quant à leur compatibilité avec les règles relatives aux aides d'État.

(3) Sa décision d'ouvrir la procédure (ci-après la «décision d'ouvrir la procédure») a été publiée sur le site web de la direction générale de la concurrence le 31 janvier 2014 et au Journal officiel de l'Union européenne le 7 mars 2014. La Commission a invité les parties intéressées à présenter leurs observations.

(4) Le Royaume-Uni a transmis ses observations sur la décision d'ouvrir la procédure le 31 janvier 2014.

(5) La Commission a reçu des observations de la part des parties intéressées. Elle les a transmises au Royaume-Uni, qui a eu la possibilité de réagir et a présenté ses observations par lettres datées du 13 juin et 4 juillet 2014.

2. DESCRIPTION DES MESURES

2.1. CONTRAT D'ÉCART COMPENSATOIRE

(6) La mesure notifiée consiste, premièrement, en un contrat d'écart compensatoire (ci-après le «CEC») offrant un soutien au revenu durant la phase opérationnelle de HPC. Le Royaume-Uni avait initialement notifié un contrat d'investissement, qui était défini comme une forme antérieure du CEC. Les négociations ayant duré plus longtemps que prévu entre le Royaume-Uni et la société entièrement détenue par le bénéficiaire au moment de la présente décision, EDF Energy plc (ci-après «EDF»), le contrat d'investissement a été intégralement remplacé par un CEC. EDF est la filiale britannique de la compagnie d'électricité française Électricité de France.

(7) Le bénéficiaire est NNB Generation Company Limited (ci-après «NNBG»), qui, au moment de la décision, est contrôlée exclusivement par EDF. Le CEC est un accord de droit privé entre NNBG et la contrepartie du contrat, Low Carbon Contracts Company Ltd. Un accord distinct sera signé entre le secrétaire d'État et les actionnaires de NNBG. Cet accord distinct ne portera que sur certaines parties des conditions de la transaction, en particulier celles relatives à d'éventuelles fermetures et aux mécanismes de partage des gains.

(8) En vertu du CEC, NNBG recevra un niveau de revenus qui sera déterminé par la somme du prix du marché de gros auquel elle vend l'électricité et d'un paiement compensatoire correspondant à la différence entre le prix d'exercice (ci-après le «PE») prédéterminé et le prix de référence (ci-après le «PR») observé au cours de la période de référence précédente.

(9) Lorsque le PR sera inférieur au PE, la contrepartie du CEC paiera la différence; NNBG recevra ainsi à terme des revenus relativement stables, sous réserve de sa stratégie de vente et de son volume de production. Inversement, lorsque le PR sera supérieur au PE, NNBG sera tenue de payer la différence à la contrepartie du CEC. Par conséquent, dans ce cas également, elle recevra des revenus relativement stables.

(10) Le PR est une moyenne pondérée des prix de gros fixés par le Royaume-Uni pour tous les opérateurs soutenus par un CEC. Dans le cas de NNBG, le PR pertinent est le PR du marché de l'électricité de base, qui s'applique à tous les opérateurs producteurs d'électricité de base (2).

(11) En particulier, le PR du marché de l'électricité de base est actuellement fixé sur la base des données quotidiennes sur les prix communiquées par la London Energy Broker's Association (LEBA) et la bourse de marchandises NASDAQ OMX, en relation avec le prix d'achat de l'électricité une saison (c'est-à-dire six mois) avant la livraison, ou le prix pour la prochaine saison (3).

(12) Il est calculé une fois par saison, et immédiatement avant chaque saison, lorsque la moyenne arithmétique des prix quotidiens pour la prochaine saison publiés chaque jour de la saison précédente est mesurée. Cette moyenne est pondérée de manière à conférer un poids proportionnel au volume traité en Bourse à chaque indice de référence.

(13) NNBG sera tenue de maintenir un niveau de performance minimal prédéterminé mais pas d'assurer un niveau de production prédéterminé. Elle sera notamment tenue d'opérer à un facteur de charge de 91 pour cent. Si elle n'atteint pas ce facteur de charge, il est implicitement prévu qu'elle n'obtiendra pas le niveau de revenus qu'elle espère recevoir grâce au projet.

(14) NNBG recevra des paiements compensatoires sur la base de sa production mesurée à hauteur d'un niveau maximal de production (ci-après «plafond»), qui sera fixé dans le CEC. Aucun paiement ne sera effectué pour la production vendue sur le marché au-delà de ce plafond. L'électricité produite par NNBG sera vendue sur le marché.

2.1.1. Fonctionnement global du mécanisme prévu par le CEC

(15) Le CEC sera conclu avec la contrepartie du contrat, c'est-à-dire une entité qui sera financée par une obligation statutaire liant solidairement tous les fournisseurs agréés.

(16) La conclusion du contrat final se fera sous réserve de la décision d'investissement finale d'EDF/NNBG, ainsi que d'un accord sur les modalités de financement (dont les conditions d'une garantie de dettes du gouvernement britannique) et des approbations finales des parties.

(17) Dans le cadre du CEC, les fournisseurs agréés sont solidairement responsables de toute obligation découlant du contrat, et la contrepartie du contrat n'est responsable que dans la mesure où des fonds ont lui été transférés par les fournisseurs agréés ou par le gouvernement britannique. Chaque fournisseur sera responsable sur la base de sa part de marché, définie par la consommation électrique mesurée. Dans ce cadre, en cas de non-respect des obligations de paiement, le secrétaire d'État désignera une contrepartie différente, collectera les paiements auprès d'autres fournisseurs ou paiera les producteurs directement.

(18) Séparément, la contrepartie confiera à un agent de règlement le pouvoir de collecter les revenus (c'est-à-dire le pouvoir de collecter les paiements auprès des fournisseurs) d'une part, et l'obligation d'effectuer les paiements aux producteurs et de recevoir leurs paiements d'autre part. Le gouvernement britannique envisage de désigner une filiale d'Elexon (l'organe faisant actuellement office d'agent de règlement au Royaume-Uni, et intégralement détenu par le gestionnaire du réseau de transport d'électricité national) en tant qu'agent de règlement.

(19) La contrepartie du producteur dans le CEC sera habilitée à prendre des décisions et à exercer un pouvoir discrétionnaire, par exemple en décidant qu'un producteur se conforme à ses obligations ou doit constituer des garanties en relation avec ses paiements prévus par le contrat, ou à supprimer certaines exigences, en fonction des conditions de marché spécifiques. Le gouvernement britannique envisage de fournir des orientations supplémentaires concernant les paramètres susceptibles de limiter le pouvoir discrétionnaire de la contrepartie de prendre des décisions ayant trait à l'exécution du CEC.

(20) Le diagramme 1 explique les rôles respectifs de chacun des agents envisagés dans la mise en œuvre du système prévu par le CEC. Diagramme 1 Rôles et responsabilités dans l'exécution du CEC Source: Autorités britanniques.

2.1.2. Conditions du CEC

(21) Le Royaume-Uni et EDF ont convenu des conditions du CEC. Ces conditions se traduiront en un contrat détaillé avant la signature finale du contrat et la décision d'investissement finale d'EDF.

(22) Bon nombre des conditions convenues reflètent celles du CEC pour d'autres technologies, et notamment celles des énergies renouvelables. Ces conditions sont publiques (4). D'autres conditions sont spécifiques au CEC conclu pour HPC.

(23) Selon les conditions convenues, le PE sera fixé à 92,50 GBP par MWh en prix nominaux de 2012. Si une décision d'investissement visant à la construction de la nouvelle centrale nucléaire Sizewell C est adoptée, sur la base des mêmes caractéristiques et offrant la possibilité de partager certains coûts associés aux réacteurs de HPC, le PE sera porté à 89,50 GBP par MWh, également en termes nominaux de 2012.

(24) Le PE sera totalement indexé sur l'indice des prix à la consommation (ci-après l'«IPC»), comme pour les autres CEC. L'ajustement de l'IPC se fera sur une base annuelle, avec une date de référence fixée au mois de novembre 2011. Chaque année, le PE sera ajusté le premier jour de la saison en référence au dernier IPC disponible publié par l'Office des statistiques nationales (Office for National Statistics — ONS) pour le mois de février.

(25) Le CEC aura pour date ultime d'entrée en vigueur le délai de mise en service cible pour chaque réacteur, qui est de […] (5) années à compter de la date de mise en service cible convenue. Après cette date, le CEC entrera en vigueur que la centrale soit ou non opérationnelle.

(26) La date d'échéance sera celle du […] anniversaire du dernier jour du délai de mise en service cible fixé pour le deuxième réacteur. Si aucun des réacteurs n'a été mis en service au plus tard à la date d'échéance, la contrepartie du CEC peut résilier le contrat. La date d'échéance peut être reportée pour cas de force majeure ou en cas de difficultés de connexion.

(27) Deux mécanismes de «partage des gains» seront mis en œuvre. Le premier concernera les coûts de construction (6) et disposera que: i) les premiers […] des gains de construction (valeur nominale) seront partagés sur une base 50:50, 50 pour cent des gains allant à la contrepartie du CFDP et 50 pour cent à NNBG; et ii) tout gain de construction dépassant […] (valeur nominale) sera partagé sur une base 75:25, 75 pour cent des gains allant à la contrepartie du CFDP et 25 pour cent à NNBG.

(28) Le deuxième mécanisme de partage des gains concerne le taux de rendement sur les capitaux propres. Deux seuils ont été fixés (6):

(29) un premier seuil fixé au niveau du TRI des fonds propres escompté produit au moment de la présente décision par le modèle financier le plus récent (7), ou 11,4 pour cent sur une valeur de consolidation engagée et en termes nominaux. Tout gain au-delà de ce niveau sera partagé entre la contrepartie du CFDP (30 %) et NNBG (70 %);

(30) un deuxième seuil plus élevé, fixé entre 13,5 % en termes nominaux et 11,5 % en termes réels (corrigés par l'IPC), sur la base du même modèle que celui cité au point précédent. Au-delà de ce seuil, tout gain sera partagé entre la contrepartie du CFDP (60 %) et NNBG (40 %).

(31) Deux dates de révision des coûts d'exploitation seront déterminées. La première se situera 15 ans après, et la seconde 25 ans après, la date d'entrée en service du premier réacteur. Ces révisions permettront d'atténuer les risques relatifs aux coûts à long terme pour les deux parties et entraîneront des modifications du PE dans les deux sens. Le mécanisme permettra d'augmenter ou de diminuer le PE sur la base des coûts réels connus et des prévisions révisées sur les coûts pour les postes de coûts d'exploitation suivants, dans chaque cas uniquement sur la base des besoins pour la poursuite de l'exploitation de la centrale: a) ravitaillement en amont du cycle du combustible nucléaire; b) assurances; c) droits dus à l'ONR; d) impôts fonciers commerciaux; e) certaines redevances de transport; f) modifications des coûts d'élimination des déchets d'activité moyenne (DMA)/du combustible irradié en raison de modifications du prix de transfert des déchets prévu dans le contrat sur le transfert de déchets; g) modifications des coûts de gestion du combustible irradié et de déclassement; h) coûts d'exploitation et de maintenance; i) remises à neuf et coûts d'exploitation au comptant portés au compte de résultat du producteur conformément aux IFRS et toutes les dépenses de capital engagées.

(32) Tout coût relatif à la conception, à l'exploitation autre qu'à un niveau raisonnable et prudent, à la disponibilité ou la capacité de la centrale, les dépenses de capital non liées à la maintenance, les dépenses relatives à une nouvelle structure (non construite dans le bâtiment existant), les financements et certains coûts de transfert des déchets seront exclus des révisions.

(33) Les estimations de coûts révisés utilisées dans les révisions des coûts d'exploitation seront fondées sur un rapport élaboré par NNBG et approuvé par la contrepartie du CEC, en tenant compte des coûts de référence collectés auprès d'autres centrales nucléaires utilisant la technologie EPR et d'autres centrales nucléaires utilisant la technologie du réacteur à eau sous pression en Amérique du Nord et dans l'Union européenne, toujours sur la base d'une exploitation raisonnable et prudente. L'ajustement du PE sera calculé par référence à la moitié supérieure des coûts de référence.

(34) Le PE sera réduit (ou un paiement forfaitaire ou une série de paiements annuels seront effectués en faveur de la contrepartie du CEC) afin de répercuter les modifications du montant de l'impôt acquittable par NNBG dans des circonstances concernant le financement par les actionnaires et la structuration fiscale de NNBG. Aucune hausse ne sera autorisée à cet égard.

(35) Il sera procédé à un ajustement prévisionnel ponctuel du PE pour les impôts financiers commerciaux à la suite de la réévaluation officielle de la Valuation Office Agency après la mise en service de la centrale. Les modifications ultérieures des impôts financiers commerciaux seront apportées dans le cadre des révisions des coûts opérationnels.

(36) Outre la communication d'informations visée dans les conditions types du DFPD générique, NNBG devra fournir certaines garanties concernant les informations contenues dans les données et modèles transmis au gouvernement britannique au sujet des coûts du projet. Le contrat prévoira l'usage d'un modèle financier convenu pour déterminer les divers PE et autres ajustements requis dans ses clauses.

(37) NNBG sera protégée et pourra recouvrer certains coûts liés aux modifications législatives admissibles.

(38) Une modification législative admissible est une modification législative discriminatoire, une modification législative spécifique, une modification législative spécifique en matière fiscale, une autre modification législative ou une modification de la base réglementaire qui, dans chaque cas, n'est pas prévisible.

(39) Une modification législative discriminatoire est une modification législative dont les conditions s'appliquent spécifiquement (et non simplement indirectement ou en conséquence ou en vertu de l'effet disproportionné de toute modification législative d'application générale) au projet, à la centrale ou à NNBG, mais dans aucun autre cas.

(40) Une modification législative spécifique est une modification législative dont les conditions s'appliquent spécifiquement (et non simplement indirectement ou en conséquence ou en vertu de l'effet disproportionné de toute modification législative d'application générale) aux centrales nucléaires, ou aux centrales faisant l'objet d'un CEC.

(41) Une modification législative spécifique en matière fiscale est i) une modification de la taxe ou l'introduction d'une nouvelle taxe sur l'uranium, ou ii) une modification législative ou de la pratique de l'administration fiscale et douanière britannique (HM Revenue & Customs — HMRC) résultant en un traitement fiscal de NNBG moins favorable que celui spécifié dans certains quitus fiscaux délivrés par la HMRC.

(42) Une modification de la base réglementaire a lieu lorsque i) l'ONR (ou le régulateur qui lui succède) ne réglemente plus la centrale en évaluant si un sacrifice requis aux fins de la réduction des risques serait fortement disproportionné par rapport au profit qui serait réalisé, ou ii) l'agence environnementale compétente (ou le régulateur qui lui succède) ne considère plus une option de réduction des risques associés à la centrale comme un risque environnemental acceptable par suite de l'évaluation visant à déterminer si les coûts de mise en œuvre sont disproportionnés par rapport aux bienfaits environnementaux obtenus.

(43) L'indemnisation liée aux modifications législatives admissibles ne pourra être versée que lorsque le montant agrégé de toutes les demandes de remboursement au titre des modifications législatives admissibles aura dépassé 50 millions de GBP en termes nominaux et indexés de 2012. Les recouvrements doubles ne seront pas autorisés. Le PE ne sera ajusté qu'une fois pour chaque modification législative admissible pendant le restant de la durée du contrat, sur la base du modèle financier, ou en calculant la valeur actuelle nette de l'ajustement requis.

(44) NNBG recevra, sous certaines conditions, une indemnisation en cas de fermeture «politique» de HPC (par une autorité compétente britannique, européenne ou internationale) pour des raisons autres que la protection de la santé, la sûreté nucléaire, la sécurité, la protection de l'environnement, le transport nucléaire ou les garanties nucléaires (fermeture admissible).

(45) Une indemnisation sera également disponible si la centrale est fermée en raison de problèmes liés à l'assurance de responsabilité civile nucléaire, par exemple si le gouvernement britannique n'approuve pas les dispositions alternatives en matière d'assurance proposées par le producteur alors qu'il aurait dû raisonnablement les approuver et qu'il n'existe pas d'autres options d'assurance approuvées pour le producteur.

(46) Les garanties contre les fermetures admissibles comprennent le droit de transférer NNBG au gouvernement britannique (et du gouvernement britannique de demander le transfert) ainsi que le paiement d'indemnités par la contrepartie du CEC ou le gouvernement britannique.

(47) Les cas de résiliation ne s'appliquent qu'à NBGG. Il incombe à la contrepartie du CEC de décider de résilier ou non le contrat à l'occasion d'une échéance.

2.2. GARANTIE DE CRÉDIT

(48) Le projet HPC, et NNBG en particulier, bénéficiera non seulement du CEC mais aussi d'une garantie de crédit de l'État sur la dette émise (ci-après la «garantie de crédit»).

(49) Les obligations à émettre seront soutenues par la garantie de crédit. Celle-ci peut être considérée comme un contrat d'assurance, garantissant le paiement en temps utile du principal et des intérêts de la dette admissible, qui pourraient s'élever à 17 milliards de GBP (8).

(50) La garantie de crédit sera fournie par l'Infrastructure UK (ci-après l'«IUK»), une unité au sein du Trésor britannique qui supervise l'administration du régime de garanties britannique. Elle consiste en une plateforme de gestion de la dette fondée sur une approche globale de l'entreprise pour le financement à long terme de HPC.

(51) L'IUK estime que la transaction a été structurée d'une manière qui justifie une classification dans une catégorie de risque équivalente à BB+/Ba1 pour HPC. La commission de garantie s'élèvera à 295 points de base.

(52) En vertu de ce mécanisme, les obligations émises dans le cadre de la structure de financement seront soutenues par une garantie qui sera émise par les lords commissaires du Trésor britannique (le garant). Une facilité de crédit-relais pour la construction octroyée par des banques commerciales (et non garantie par le régime de garanties britannique) est également comprise. Le restant du capital engagé dans la transaction sera apporté par les actionnaires. D'autres sources de capital pourront être ajoutées à la structure financière avec le consentement du garant.

(53) Les sources de financement au moment de la décision sont prévues comme suit: a) capital de base pour un montant de […] GBP; b) capital conditionnel pour un montant de […] GBP; c) facilité de crédit-relais pour la construction pour un montant de […] GBP; d) obligations pour un montant de […] GBP.

(54) La structure financière est établie de telle sorte que le capital de base subisse une perte totale avant que les obligations ne subissent d'éventuelles pertes. Le capital conditionnel offre la garantie supplémentaire quant à la date à laquelle le garant estimera notamment que HPC a été mise en service et est opérationnelle et à laquelle toutes les réserves requises auront été pleinement financées («exécution financière»).

(55) Les obligations des actionnaires concernant le capital propre seront énoncées dans un contrat d'apport en capital auquel le garant sera également partie de telle sorte qu'il recevra des engagements en fonction de l'apport en capital.

(56) Pour garantir que le capital propre présente les caractéristiques d'absorption des pertes décrites ci-dessus, en cas de défaut de paiement, les parties ont défini deux conditions (la condition de référence (9) et la condition de défaut de paiement (10)) qui permettent au garant d'exiger que le capital de base ou le capital conditionnel soit accéléré, c'est-à-dire immédiatement fourni et utilisé pour acquitter les obligations et les montants qui lui sont dus. Cette combinaison de dispositions vise à garantir que les actionnaires, et non le garant, conservent l'exposition principale à la viabilité de la technologie EPR jusqu'à ce qu'il existe des éléments de preuve objectifs instaurant un climat de confiance grâce au succès de projets précédents comme Flamanville 3 et Taishan 1.

(57) Au cours de la période précédant directement l'exécution de la condition de référence, le montant de la dette prélevé ne peut dépasser un certain plafond, qui est au minimum le plafond clé de la dette pour l'étape pertinente du projet et […] pour cent du capital de base diminué du capital de développement, soit […] milliards de GBP. Le tableau 1 montre un exemple pratique de caractéristiques d'absorption des pertes du capital: Tableau 1 Profil de prélèvement de référence et Condition de référence non respectée Source: Informations soumises par l'IUK le 12 septembre 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) Après que la condition de référence a été satisfaite, la principale protection du garant durant la période de construction est le montant de capital conditionnel — qui peut être prélevé pour couvrir les dépassements de coûts —, ainsi que les étapes du projet qui limitent le montant de la dette à chaque période.

(59) Les engagements des actionnaires concernant le capital de base et le capital conditionnel seront pleinement appuyés par divers instruments dont, mais de façon non exhaustive, des garanties de la société mère, des lettres de crédit ou d'autres formes de soutien au crédit, que le garant juge acceptables.

(60) Les actionnaires constitueront une sûreté (11) fixe (12) et/ou flottante (13), y compris une charge flottante admissible (14), sur tous leurs actifs, biens et entreprises à l'appui de leurs obligations envers NNBG et des obligations de cette dernière. NNBG et l'émetteur des obligations, une société ad hoc nouvellement établie, constitueront chacun une garantie fixe et/ou flottante globale, y compris une charge flottante admissible, sur l'ensemble de leurs actifs, biens et entreprises à l'appui de leurs obligations. Cette garantie sera soutenue par des accords directs avec les parties contractantes pour certains contrats importants.

(61) Compte tenu de la nature particulière de la transaction et de l'importance primordiale de la sécurité, la réalisation de la sûreté prendra en considération le consentement de l'autorité britannique de réglementation de la sécurité et le fait que l'élimination ne peut se faire qu'auprès d'une entité qui possède ou possédera une licence d'exploitation du site nucléaire de HPC.

(62) La sûreté constituée par les actionnaires, NNBG et l'émetteur vise à offrir l'assurance que les parties garanties (15): i) bénéficient d'une priorité maximale sur les créances des créanciers non garantis du débiteur concerné en cas d'insolvabilité de ce dernier; ii) conservent la possibilité de disposer des actifs grevés et d'utiliser les recettes de leur vente pour régler les dettes garanties non acquittées, s'il s'agit du meilleur moyen pour optimiser le recouvrement; et iii) exercent un contrôle maximal en cas d'insolvabilité de tout constituant et obtiennent la gestion de la sûreté en désignant un administrateur judiciaire pour les activités et actifs du débiteur concerné.

(63) Les obligations seront des obligations non garanties de l'émetteur et ne seront pas comprises dans les sûretés qui seront constituées par l'émetteur ou tout autre membre du groupe HPC.

(64) Concernant le classement des créanciers, le produit de la réalisation de la sûreté constituée par NNBG sera en pratique affecté selon l'ordre de priorité suivant: 1) les créanciers privilégiés en vertu de la loi; 2) les frais de réalisation de la sûreté (c'est-à-dire les frais des administrateurs de la sûreté et de toute personne désignée en cas d'insolvabilité); 3) les créanciers du programme de déclassement financé (16); 4) les fournisseurs des crédits-relais pour la construction; 5) les obligations et le garant; 6) les créanciers non garantis de NNBG; 7) les actionnaires de NNBG.

(65) Cet ordre de priorité dans l'affectation du produit de la réalisation de la sûreté ne peut être modifié sans le consentement du garant.

(66) Le financement de la transaction est divisé en phases correspondant à la réalisation des étapes dans l'exécution du projet.

(67) Au cours de la période qui suivra la date d'émission des montants maximaux d'obligations (autres que l'obligation SZC), le capital de base sera fourni selon un calendrier spécifique, le capital conditionnel étant utilisé pour couvrir tout dépassement des coûts en rapport avec ce calendrier.

(68) Aucun dividende ne pourra être versé aux actionnaires avant l'exécution financière.

(69) Les autorités britanniques déclarent qu'après l'exécution financière, la garantie de crédit continuera d'être protégée par de nombreux mécanismes d'atténuation structurels et assortis de clause, dont des restrictions significatives sur le moment du versement de dividendes et une réserve pour le service de la dette de […] mois (qui peut être alimentée en espèces, par des lettres de crédit ou des garanties acceptables) pouvant s'élever à […] milliards de GBP. La norme de marché dans le financement de projets serait une réserve pour le service de la dette de six mois.

(70) La garantie de crédit ne sera normalement mobilisée après l'exécution financière que dans le cas où: a) il existe un écart très important par rapport à la performance d'exploitation escomptée et une réduction correspondante des flux de trésorerie disponibles pour le service de la dette; et b) cet écart épuise l'importante réserve pour le service de la dette prévue dans la structure et mentionnée ci-dessus.

(71) Si la réserve pour le service de la dette est mobilisée (d'une façon ou d'une autre), elle doit être totalement reconstituée avant tout versement de dividendes.

(72) Les autorités britanniques indiquent qu'au vu de toutes les protections structurelles prises contre tout défaut de paiement et la présence d'événements déclencheurs et d'éventuelles mesures de redressement avant défaut de paiement, la nécessité de mesures d'exécution ne devrait survenir que dans des circonstances limitées et peu probables. Toutefois, si des mesures d'exécution s'avéraient nécessaires, les circonstances seraient probablement inattendues et graves, et une mesure d'exécution fixe ne serait dès lors pas appropriée. L'IUK a estimé qu'un certain degré de flexibilité était nécessaire afin d'examiner les options à sa disposition à la lumière des événements au moment de leur survenue et de pouvoir protéger au mieux ses intérêts. Par conséquent, elle a choisi de se doter d'une série d'options d'exécution aussi large que possible et flexible, ainsi que d'un pouvoir discrétionnaire pour déterminer le mode d'exécution le plus adéquat au moment pertinent.

(73) La Commission a reçu, pour examen, les principales clauses (head of terms) de financement convenues à ce jour concernant le financement du projet HPC. Elles contiennent l'accord conclu entre les parties concernant les principales conditions des documents de financement, les versions provisoires finales des actes juridiques n'étant pas disponibles à la date de la décision. Les autorités britanniques ont déclaré que les autres conditions ainsi que les documents de financement finaux contiendraient les clauses standard attendues de tout investisseur pour ce type de projet. La Commission n'ayant pas eu la possibilité de les vérifier, elle invite les autorités britanniques à notifier les documents finaux dans le cas où ils modifieraient en quoi que ce soit la mesure telle qu'elle est actuellement présentée à la Commission.

2.3. ACCORD DU SECRÉTAIRE D'ÉTAT

(74) Le CEC prévoit une indemnisation des investisseurs de NNBG au cas où le gouvernement britannique déciderait de fermer HPC pour des raisons politiques (et non pour des questions de santé, de sûreté nucléaire, de sécurité, de protection de l'environnement, de transport nucléaire ou de garantie nucléaire). Ces paiements seraient financés de la même manière que les paiements prévus par le CEC (c'est-à-dire par la taxe prélevée sur les fournisseurs). Le CEC sera accompagné d'un accord du secrétaire d'État qui sera conclu entre ce dernier et les investisseurs de NNBG.

(75) Cet accord dispose que si, à la suite d'une fermeture politique, la contrepartie manquait à son obligation de paiement compensatoire aux investisseurs de NNBG, le secrétaire d'État verserait l'indemnité convenue aux investisseurs. Il ne prévoit aucun paiement compensatoire complémentaire à NNBG ou à ses investisseurs.

3. OBSERVATIONS DES PARTIES INTÉRESSÉES

(76) La Commission a reçu de très nombreuses réponses durant la consultation sur la décision d'ouvrir la procédure, qui a duré jusqu'au 7 avril 2014. Une description des observations reçues concernant l'appréciation de l'existence d'une aide d'État est donnée ci-après.

(77) Les observations des parties intéressées seront traitées dans les sections pertinentes de l'appréciation sans référence spécifique à certaines observations particulières.

(78) Compte tenu de leur nombre, les réponses seront décrites en les regroupant par thème.

3.1. OBSERVATIONS REÇUES SUR LES MESURES EN TANT QUE SERVICE D'INTÉRÊT ÉCONOMIQUE GÉNÉRAL

(79) Un répondant a partagé l'avis du gouvernement britannique sur l'absence d'aide d'État dans les mesures, citant les éléments de preuve apportés par le Royaume-Uni à l'appui de son appréciation de l'existence d'un service d'intérêt économique général (SIEG).

(80) Une partie a affirmé que HPC fournit un SIEG du fait qu'elle honore une obligation de service public (OSP) visant à répondre à la demande énergétique à court, moyen et long terme et que le projet est mené de façon claire et transparente et ne résulte en aucun avantage économique pour aucune des sociétés participantes. HPC améliorerait par ailleurs la sécurité de l'approvisionnement, en réduisant la dépendance aux combustibles importés et le recours aux combustibles fossiles.

(81) Parmi les parties n'étant pas d'accord pour dire, comme le gouvernement britannique, que la mesure n'implique aucune aide d'État, un répondant a fait observer que la mesure ne satisfait pas aux critères d'Altmark, étant donné que le CEC représente uniquement la compensation accordée pour l'exécution d'un SIEG.

(82) Plusieurs répondants ont souligné qu'aucune autre société n'avait été en mesure de soumettre une offre pour le projet.

(83) Plusieurs parties ont soutenu que la mesure notifiée ne relevait pas du cadre européen pour les SIEG, puisque le Royaume-Uni n'a pas clairement défini l'obligation de service public pour laquelle elle accorderait une compensation et n'a pas respecté les conditions requises pour confier la mission de service public visées à l'article 3, paragraphe 2, de la directive 2009/72/CE du Parlement européen et du Conseil (17).

(84) Plusieurs d'entre elles ont également déclaré que les mesures d'aide étaient incompatibles avec les critères d'Altmark, en vertu desquels la production d'électricité serait une activité économique ordinaire et l'énergie nucléaire doit donc être en concurrence avec les autres sources d'électricité dans un marché de l'électricité intérieur libéralisé, que la mesure n'est pas assortie d'un objectif d'intérêt commun, qu'il n'existe pas de critère objectif justifiant une durée de 35 ans, que la mesure traite différemment l'énergie nucléaire et les sources d'énergie renouvelable, qu'elle est fondée sur des paramètres inconnus et qu'il n'existe pas d'analyse coût-bénéfice. En outre, l'énergie nucléaire pouvant uniquement produire de l'électricité de base, elle ne peut constituer un SIEG. Enfin, le risque de surcompensation serait substantiel.

3.2. OBSERVATIONS REÇUES SUR L'EXISTENCE D'UNE AIDE

(85) Plusieurs répondants ont soutenu que les mesures constituaient une aide d'État car elles comportent des accords bilatéraux entre l'État et une entreprise, les paiements visent spécifiquement l'objectif de production d'énergie nucléaire, le budget de l'État intervient directement dans les paiements, et le contrat prévoit un soutien et des conditions spéciales pour l'énergie nucléaire qui excéderaient tout soutien aux sources d'énergie renouvelable.

(86) Un répondant a fait observer que la transition d'un paiement «par unité» de déchet vers un plafonnement du prix des transferts de déchets impliquera une aide et une subvention supplémentaire aux nouveaux exploitants de centrales nucléaires.

3.3. OBSERVATIONS REÇUES SUR LES OBJECTIFS D'INTÉRÊT COMMUN, LES DÉFAILLANCES DU MARCHÉ ET LE BESOIN D'UNE INTERVENTION DE L'ÉTAT

(87) Parmi les réponses positives reçues, un répondant a indiqué que la centrale nucléaire pouvait être un contributeur majeur à la production d'électricité à faible émission de carbone et pouvait contribuer à diversifier le secteur de la production d'électricité. Il a également souligné que si la centrale n'était pas capable de fournir l'intégralité de la capacité supplémentaire nécessaire pour les prochaines décennies au Royaume-Uni, elle était susceptible de jouer un rôle crucial dans le remplacement de la capacité nucléaire sortante et la satisfaction de la demande future.

(88) Plusieurs répondants ont fait valoir que le Royaume-Uni se trouvait dans une situation différente de celle des autres États membres de l'Union européenne, en raison de sa nature insulaire et de son potentiel d'interconnexion plus limité. Toute comparaison avec la Finlande ou la France serait inappropriée au vu de leur structure de marché significativement différente et de la présence dans ces États membres d'accords économiques de longue date à l'appui de la construction de centrales nucléaires. Par ailleurs, le Royaume-Uni ne serait pas en mesure de gérer l'intermittence des sources d'énergie renouvelable en important de grandes quantités d'électricité de ses voisins étant donné que les énergies renouvelables ne créent ni n'éliminent les éventuels problèmes causés par une production excessive. Les défaillances du marché britannique eu égard à tout marché de l'électricité national européen seront dès lors toujours plus importantes que sur le continent et nécessiteront davantage de mesures correctives. En outre, un soutien à l'énergie nucléaire accroîtra la diversification de l'approvisionnement énergétique et renforcera ainsi la résilience du système énergétique britannique.

(89) Un répondant a mis en évidence une défaillance spécifique du marché pour l'énergie nucléaire, en particulier sa longue durée de construction et sa longue durée d'exploitation entraînant un retour sur investissement sur plus de 30 ans, bien au-delà de 2050. De plus, les enseignements tirés des coupures de courant dans certains États membres démontreraient que la dépendance aux interconnexions transfrontalières est limitée et qu'aucun gestionnaire du réseau de transport d'électricité ne peut à lui seul assurer la capacité d'interconnexion de la même façon que la capacité sur le réseau maillé national. L'aide d'État accordée au projet HPC pourrait ne pas fausser autant le jeu de la concurrence que l'introduction d'autres mesures telles que les marchés de capacité.

(90) Un répondant a affirmé que HPC ne nuirait pas à l'objectif de protection de l'environnement, car son exploitation fera l'objet d'un suivi étroit de la part des institutions compétentes, dont l'Office pour la régulation du nucléaire (Office for Nuclear Regulation — ONR). HPC respectera en outre les dispositions du règlement sur les permis environnementaux de 2010 (Environmental Permitting Regulations 2010).

(91) Plusieurs parties ont fait remarquer que des technologies de stockage sûr des déchets nucléaires existaient déjà.

(92) D'autres ont souligné que la combinaison actuelle de politiques était insuffisante pour attirer les investissements dans l'énergie nucléaire, notamment du fait que le prix du carbone relevant du SCEQE était trop bas, que le prix plancher du carbone fixé au Royaume-Uni ne permettrait pas d'atteindre des prix suffisamment élevés pour attirer l'investissement dans le nucléaire, et que le régime de garanties britannique ne suffisait pas à lui seul à soutenir l'investissement, car il ne garantit pas la viabilité économique à long terme de l'énergie nucléaire. Enfin, l'empreinte carbone de l'énergie nucléaire serait similaire à celle de l'énergie éolienne, et largement en-deçà de celle des énergies renouvelables marines, de l'énergie solaire photovoltaïque et de l'énergie produite à partir de la biomasse.

(93) Une partie a allégué que le Royaume-Uni soutenait les sources d'énergie renouvelable mais que ces technologies n'étaient pas adaptées à la production d'électricité de base, et que le recours au gaz rendrait le pays dépendant aux combustibles fossiles et sujet à des risques géopolitiques.

(94) Un répondant a fait observer que la Commission devrait apprécier le bénéfice environnemental net de HPC par comparaison avec le bouquet énergétique actuellement disponible au Royaume-Uni. Évaluée sur la base de ces critères, HPC apporterait clairement un bénéfice environnemental significatif.

(95) Plusieurs parties ont déclaré que les États membres devraient être libres de choisir leur propre combinaison énergétique et d'adopter les mesures d'incitation sans lesquelles l'investissement privé à long terme efficace dans la capacité de production d'énergie à faible émission de carbone serait ralenti. La Commission ne serait pas habilitée à influencer de telles décisions. De plus, les centrales nucléaires devraient assumer une mise de fonds initiale élevée et des coûts marginaux d'exploitation faibles, ce qui, combiné à l'absence de corrélation entre les coûts d'exploitation et les prix du marché de l'électricité, démontre l'existence d'un risque qui ne peut être efficacement répercuté sur le consommateur sans intervention de l'État.

(96) Plusieurs parties ont critiqué le point 337 de la décision d'ouvrir la procédure, en particulier du fait qu'aucun investissement dans de nouvelles centrales nucléaires n'a eu lieu au Royaume-Uni depuis la libéralisation du marché de l'énergie il y a 20 ans. Par ailleurs, de possibles modifications des politiques gouvernementales engendreraient d'autres risques politiques qui rendraient de tels investissements difficiles pour les investisseurs privés.

(97) Plusieurs parties ont déclaré que les coûts d'investissement représentent quelque 75 % du coût moyen actualisé de l'électricité (18), contre 10 à 15 % pour le gaz produit sans technologie de capture et de stockage du carbone. Elles ont également mentionné que le rapport coût/efficacité de la décarbonisation selon sa propre méthode de modélisation impliquait un niveau de 50 g de CO2/kWh d'ici 2030 — contre un niveau actuel de 500 g de CO2/kWh —, qui ne pourrait être atteint au moindre coût que si la nouvelle capacité nucléaire parvenait à des taux de pénétration significatifs (par exemple 11 à 18 GW). L'avantage d'un programme nucléaire de grande envergure s'élèverait à 23 milliards de GBP en valeur actualisée. De même, un contrat à long terme sur l'énergie nucléaire préserverait l'efficacité de la répartition de l'électricité, ce qui vaudrait tant pour les technologies nucléaires que pour celles des énergies renouvelables, compte tenu de leur coût marginal faible.

(98) Un répondant a affirmé que l'absence de soutien en faveur du développement initial d'une nouvelle technologie telle que l'EPR entraînerait une réduction de l'intérêt des investisseurs pour cette technologie, tant au Royaume-Uni qu'à l'étranger.

(99) Un autre a signalé que le traité Euratom ne peut être appliqué indépendamment des politiques actuelles de la Commission, étant donné que l'article 40 du traité requiert de la Commission qu'elle publie périodiquement des objectifs pour l'énergie nucléaire, et que les objectifs du traité ne peuvent être poursuivis qu'en accord avec les autres dispositions du traité.

(100) Un répondant a noté que l'investissement dans le nucléaire avant la libéralisation a été rendu possible par des projets financés par des tarifs, qui ont éliminé les risques d'investissement.

(101) Une partie a déclaré que la source du combustible nucléaire était variée et était très cotée en termes de sécurité énergétique.

(102) Une autre a fait observer qu'il n'existait aucune technologie éprouvée de production d'électricité de base à faible émission de carbone autre que le nucléaire qui puisse être déployée aux mêmes niveaux de capacité. De plus, vu le profil de risque politique à travers l'Union européenne, les investisseurs hésiteraient de plus en plus à engager de très grandes sommes dans le nouveau système de production d'électricité. Enfin, les prévisions de la Commission concernant les investissements dans le nouveau nucléaire en 2027-2030 seraient contestables au vu des incertitudes existantes.

(103) Plusieurs parties ont fait remarquer que le Royaume-Uni ne disposerait pas d'un mécanisme similaire au modèle commercial Mankala finlandais (un investissement conjoint des producteurs d'énergie et des industries à forte consommation énergétique), permettant de gérer l'asymétrie entre le risque de la mise de fonds initiale et le prix de l'électricité instantané à long terme.

(104) Une partie a souligné que la plupart des technologies des énergies renouvelables auraient été inventées avant le début du XXe siècle et qu'il serait donc moins justifié de les soutenir que de promouvoir l'énergie nucléaire pour des raisons de maturité technologique.

(105) Plusieurs parties ont souligné que les réacteurs ne seraient pas opérationnels avant au moins 2023 et que, de ce fait, la centrale ne serait pas en mesure de relever le défi de la sécurité d'approvisionnement mis en exergue par le Royaume-Uni pour justifier les mesures notifiées.

(106) Une partie a indiqué que les technologies nucléaires n'assuraient pas la sécurité d'approvisionnement, car elles faisaient dépendre la production d'énergie des importations de matières nucléaires fissiles. Une autre partie a déclaré que la dépendance aux combustibles importés devait être réduite pour améliorer la sécurité d'approvisionnement.

(107) Un répondant a soutenu que la politique énergétique du gouvernement britannique révélait un parti pris politique et limitait le développement des parcs éoliens terrestres et des centrales solaires.

(108) Plusieurs répondants ont souligné que les technologies nucléaires mettent encore davantage en péril la sécurité d'approvisionnement, puisqu'elles n'offrent pas la flexibilité nécessaire pour équilibrer l'offre et la demande sur le réseau, en raison de défaillances imprévues, de taux de capacité réduits ou des opérations de maintenance périodiques. L'énergie nucléaire serait aussi associée à des chocs imprévisibles nécessitant d'importants dispositifs de secours, contrairement à la variabilité de l'énergie éolienne, qualifiée de largement prévisible. Enfin, ils estimaient que l'énergie nucléaire constitue un moyen peu efficace de réduction des émissions, si l'on se fie aux recherches, qui démontreraient que le cycle nucléaire produit entre 9 et 25 fois plus de CO2 que l'énergie éolienne

(109) Plusieurs répondants ont fait remarquer que, selon des statistiques comparatives, la contribution des technologies nucléaires à la décarbonisation n'était pas substantielle.

(110) D'autres ont indiqué que la mesure notifiée n'assurerait pas la sécurité énergétique, car elle ne remplacerait pas la capacité sortante suffisamment rapidement et dépendrait des réserves d'uranium, qui pourraient s'épuiser.

(111) Plusieurs répondants ont déclaré que les subventions entraîneraient l'exclusion d'autres technologies plus innovantes et moins nocives pour l'environnement et qu'elles n'étaient ni justifiées ni compatibles avec le «principe du pollueur payeur». Les générations futures supporteraient les coûts de cette mesure à long terme.

(112) Plusieurs répondants ont tenu à souligner que divers États membres, et en particulier l'Allemagne, l'Autriche, l'Irlande, l'Italie et d'autres, étaient contre l'énergie nucléaire, et que d'autres États membres, comme le Portugal, le Danemark, l'Estonie ou la Grèce, n'avaient pas accès à l'énergie nucléaire et qu'il ne pourrait dès lors exister d'objectif commun en rapport avec l'énergie nucléaire.

(113) D'autres ont fait observer qu'une technologie qui nécessite des subventions pendant 60 ans et est exonérée de tout coût direct et indirect qu'elle entraîne, et qui requiert par ailleurs un contrat garanti sur 35 ans, ne peut être considérée comme viable.

(114) Une partie a mentionné qu'il n'existait aucun moyen satisfaisant de répondre à la nécessité d'éliminer les déchets radioactifs.

(115) Un répondant a estimé que le Royaume-Uni privilégiait excessivement la nouvelle énergie nucléaire, en parant aux nombreuses incertitudes relatives à l'élimination et en offrant des certitudes aux investisseurs.

(116) Plusieurs répondants ont critiqué l'évaluation des risques réalisée par le Royaume-Uni, déclarant qu'elle ne tenait pas compte de la cascade d'accidents «hors conception» imprévus qui s'étaient produits à Fukushima ni des autres accidents nucléaires graves. Ils ont également critiqué les allégations selon lesquelles pour l'accident/incident le plus grave raisonnablement prévisible à HPC (y compris un attentat terroriste), le taux maximal de rejet sous la forme d'un contournement du confinement ne dépasserait pas 0,03 % de l'inventaire des cœurs des réacteurs par jour.

(117) Plusieurs répondants ont fait remarquer qu'il n'était pas certain que le Royaume-Uni ait pris en considération le développement de nouvelles technologies qui améliorent la flexibilité du réseau électrique (par exemple la fixation dynamique des prix, les contrats de charge interruptible ou un limiteur de charge dynamique dans l'industrie, l'agrégation des services et l'optimisation de la demande des ménages).

(118) Un répondant s'est plaint de l'importance qu'accorde le Royaume-Uni à la production d'électricité de base, compte tenu des changements qui affectent actuellement le secteur de l'énergie, qui incitent à se demander si, d'ici 2025, l'électricité de base aura toujours autant d'importance qu'aujourd'hui. La flexibilité des systèmes deviendrait notamment de plus en plus cruciale.

(119) Plusieurs parties ont fait observer que HPC ne serait pas la première centrale du genre, mais plutôt la cinquième ou sixième étant donné celles de Finlande et de France, et les deux autres qui ont été construites en Chine. En outre, des réacteurs similaires ont été commandés en Finlande et en France sans que des aides d'État n'aient été accordées.

(120) Une partie a affirmé que l'industrie solaire aurait la capacité de fournir chaque année et à des coûts comparables la même quantité d'électricité que celle escomptée de HPC, et que l'énergie éolienne en mer pourrait être moins coûteuse que l'énergie nucléaire d'ici ou peu après 2020.

(121) Une partie a indiqué que les statistiques mêmes du gouvernement britannique démontraient que la nouvelle énergie nucléaire n'était pas nécessaire, contrairement à ce qui serait mentionné dans divers documents et discours, qui affirmeraient à tort que la demande d'électricité pourrait doubler, voire tripler, à la lumière des études menées par le gouvernement concernant la demande d'électricité à long terme et les besoins en capacités à l'horizon 2025.

3.4. OBSERVATIONS REÇUES CONCERNANT LE CARACTÈRE ADÉQUAT ET L'EFFET INCITATIF DES MESURES

(122) Parmi les réponses positives reçues, plusieurs répondants ont indiqué que la centrale nucléaire pouvait être un contributeur majeur à la production d'électricité à faible émission de carbone et pouvait contribuer à diversifier le secteur de la production d'électricité. Ils ont également souligné que si la centrale n'était pas capable de fournir l'intégralité de la capacité supplémentaire nécessaire pour les prochaines décennies au Royaume-Uni, elle était susceptible de jouer un rôle crucial dans le remplacement de la capacité nucléaire sortante et la satisfaction de la demande future.

(123) Plusieurs répondants ont souligné que sans l'intervention du gouvernement, les investissements privés ne se concentreraient que sur les rendements à court terme, ce qui rendrait impossible l'exploitation de la nouvelle énergie nucléaire.

(124) Un répondant a affirmé que sans aide, les opérateurs n'auraient aucune motivation à investir dans de nouvelles centrales nucléaires et que la réussite du premier projet réduirait drastiquement le coût des nouveaux projets. Il a ajouté que les réacteurs de troisième génération ne pouvaient être comparés aux centrales existantes et qu'en l'absence de perspectives à long terme de stabilité des prix, il serait impossible d'obtenir des investissements privés dans l'énergie nucléaire.

(125) Plusieurs répondants ont déclaré que le programme britannique de construction de nouvelles centrales nucléaires aurait des retombées positives importantes en termes d'emploi au Royaume-Uni et dans le reste de l'Europe.

(126) D'autres ont fait observer que l'aide en cause permettrait à une main-d'œuvre hautement spécialisée et qualifiée de maintenir ses compétences et de développer de nouvelles techniques, ce qui serait vital également pour le déclassement des réacteurs nucléaires actuellement en activité. Ils ont par ailleurs formulé des observations sur l'impact positif que l'aide aurait sur les opérateurs de la chaîne d'approvisionnement.

(127) Plusieurs répondants ont signalé que les entreprises britanniques se prononceraient largement en faveur d'un bouquet énergétique diversifié et qu'ils soutiendraient en particulier l'énergie nucléaire, éolienne et hydraulique. Le programme britannique instaurerait un climat d'investissement plus stable pour les entreprises, et plus spécifiquement les grandes consommatrices d'électricité.

(128) Plusieurs répondants ont indiqué que le mécanisme proposé, comparé au système de cartes vertes actuellement utilisé exclusivement pour les énergies renouvelables, a l'avantage de limiter la surcompensation.

(129) Plusieurs parties ont souligné que l'État était tenu d'encourager les décisions de diversification des investisseurs, puisque les marchés libéralisés ne peuvent internaliser les bénéfices de la sécurité d'approvisionnement d'un État membre.

(130) Une partie a critiqué la Commission pour avoir estimé que le CEC éliminait la plupart des risques de marché, étant donné que les tarifs de rachat sont couramment utilisés dans de nombreux États membres pour promouvoir les sources d'énergie renouvelable, et que rien ne justifierait un traitement différent de l'énergie nucléaire.

(131) Plusieurs répondants ont soutenu que les technologies nucléaires ne seraient pas respectueuses de l'environnement, ne seraient pas renouvelables mais limitées, et seraient extrêmement coûteuses en dépit du fait qu'il s'agit de technologies matures sans effet d'apprentissage.

3.5. OBSERVATIONS REÇUES CONCERNANT LA PROPORTIONNALITÉ DES MESURES

(132) Une partie a indiqué que le mécanisme prévu par le CEC atténuait les risques tout en continuant d'exposer NNBG aux risques fondamentaux et en empêchant toute surcompensation du fait que les paiements ne sont effectués que lorsque le PR est inférieur au PE. De même, le mécanisme de partage des gains sur fonds propres limiterait la surcompensation et NNBG ne serait pas assurée d'un niveau fixe de revenus ou de bénéfices. Enfin, le CEC stabiliserait les prix, créant un meilleur climat d'investissement.

(133) Plusieurs parties ont affirmé que le PE devait être comparé à celui des autres technologies à faible émission de carbone et non aux coûts des centrales à gaz, et tenir compte des niveaux de prix futurs plutôt que des niveaux de prix actuels.

(134) D'autres ont fait remarquer que le CEC pour HPC durerait 35 ans, alors que les contrats pour les sources d'énergie renouvelable n'étaient conclus que pour des durées plus courtes, ne dépassant généralement pas 15 ans. Toutefois, la centrale nucléaire serait en activité pendant soixante ans, tandis que les installations d'énergies renouvelables ne seraient exploitées que pendant 20 à 25 ans, ce qui entraînerait une proportion plus faible de la durée d'exploitation subventionnée. Le CEC protégerait le Royaume-Uni contre le paiement de coûts de construction plus élevés.

(135) Une partie a fourni une évaluation des coûts suggérant la possibilité d'une baisse significative des coûts après la première centrale, jusqu'à 60 à 75 GBP par MWh en 2030. Elle a aussi fait valoir que le PE de la mesure notifiée diminuerait tel qu'indiqué dans son analyse, c'est-à-dire à entre 85 et 100 GBP par MWh.

(136) Plusieurs parties ont laissé entendre que seul un petit nombre de technologies, dont aucune ne pourra produire de grandes quantités d'électricité dans le futur, sont actuellement considérées moins coûteuses.

(137) D'autres ont fait observer que si l'on tient compte des coûts systémiques globaux des sources d'énergie renouvelable, l'énergie nucléaire constitue une option beaucoup plus abordable au PE notifié par le Royaume-Uni.

(138) Une partie a affirmé qu'une décision de la Commission d'exclure les projets nucléaires du recours aux mécanismes de type CEC pourrait avoir des incidences importantes sur la capacité de l'autorité pour le déclassement des installations nucléaires (Nuclear Decommissioning Authority — NDA) à apporter une solution au problème du plutonium civil au Royaume-Uni. Elle a également soutenu que la part des coûts relatifs aux déchets supportée par le contribuable était minimale/peu pertinente grâce au gouvernement britannique.

(139) Plusieurs répondants ont souligné que l'aide à l'investissement n'était pas déduite de l'aide au fonctionnement.

(140) Un répondant a déclaré que tous les accords, ainsi que toutes modifications de ces derniers ayant un impact sur le financement, ou les arrangements pratiques relatifs au déclassement ou à la gestion et à l'élimination des déchets et du combustible irradié doivent être mis à disposition pour l'information du public et le contrôle parlementaire. Il a ajouté que les informations essentielles sur la modélisation des coûts n'avaient pas été rendues publiques.

(141) Plusieurs parties ont dit craindre que le Royaume-Uni accorde des aides supplémentaires à NNBG, notamment sous la forme d'un régime limitant la responsabilité des exploitants d'installations nucléaires. Certaines ont estimé que les technologies autres que nucléaire assumeraient une responsabilité totale, tandis que la technologie nucléaire bénéficierait d'un régime de responsabilité limitée.

(142) Un autre type de soutien mentionné comme étant potentiellement exclu de l'aide notifiée serait la sous-estimation du coût de la gestion et de l'élimination des déchets nucléaires en vertu du contrat de transfert de déchets que le Royaume-Uni entend contraindre les exploitants d'installations nucléaires à signer. Pareillement, certaines parties ont affirmé que l'absence alléguée de compte rendu complet des coûts de déclassement enfreindrait le «principe du pollueur payeur».

(143) Un répondant a émis des préoccupations sur les éventuels dépassements de coûts, sur la base de l'expérience acquise en Finlande et en France avec les modèles de réacteur européen à eau sous pression (ci-après «EPR»).

(144) Un soutien financier aux exploitants d'installations nucléaires existant au Royaume-Uni serait déjà apporté par divers instruments financiers, dont des limitations de responsabilité, la souscription de risques commerciaux, des subventions pour les coûts d'élimination des déchets nucléaires et des subventions pour les coûts de lutte contre le terrorisme.

(145) Plusieurs parties ont déclaré que l'aide entraînerait la répercussion du risque économique de l'entreprise sur le contribuable et un blocage qui augmentera les prix de l'énergie pour les trente-cinq années à venir.

(146) D'autres ont fait valoir que le PE était trop élevé, HPC étant la centrale la plus coûteuse jamais construite. Des distorsions entraîneraient des coûts supplémentaires.

(147) Une partie a signalé que l'appréciation de la proportionnalité ne pouvait être définitive tant que les dispositions relatives au partage des gains et aux coûts de réouverture ne sont pas pleinement notifiées.

(148) Une autre a laissé entendre que le PE serait plus élevé que le coût supporté par l'Allemagne pour son énergie éolienne terrestre.

(149) Une partie a souligné que l'on pouvait supposer qu'il ne faut pas raisonnablement s'attendre à une baisse significative des coûts de l'EPR si elle bénéficie d'un soutien et que le réacteur concerné ne peut être qualifié de technologie émergente.

(150) Plusieurs parties ont affirmé que certaines technologies des énergies renouvelables émergentes pouvaient être plus rentables que HPC et que, selon un rapport récent de Carbon Connect (19), les rendements pour EDF et les autres investisseurs dans HPC seraient beaucoup plus élevés que pour les autres projets, avec des rendements des fonds propres escomptés compris entre 19 et 21 %, soit plus élevés que les rendements escomptés sur des projets d'initiative de financement privé. Par ailleurs, si le coût d'une assurance complète contre les catastrophes nucléaires était pris en considération, l'argument économique en faveur de l'énergie nucléaire comparée aux autres sources à faible intensité en carbone serait substantiellement affaibli. Enfin, un rapport récent du comité des comptes publics de la Chambre des communes britannique et de l'autorité pour le déclassement des installations nucléaires ferait état d'un coût nucléaire historique de plus de 2,5 milliards de GBP par an, soit 42 % du budget total du ministère de l'énergie et du changement climatique.

(151) Plusieurs parties ont fait état d'une suspicion raisonnable de surcompensation.

(152) Une partie a calculé que si le PE sur 35 ans était converti en un PE sur 15 ans équivalent, il s'élèverait à environ 117 GBP par MWh en termes réels de 2012 et serait ainsi supérieur de plus de 20 % à celui de l'énergie éolienne terrestre et entre 10 et 15 % plus élevé que celui des conversions de la biomasse. On pouvait par ailleurs supposer que le coût de l'énergie éolienne terrestre aurait encore diminué d'ici 2023 en raison d'un déploiement accru, rendant cet écart encore plus notable.

(153) Plusieurs parties ont indiqué que les prix des technologies alternatives, et des énergies renouvelables en particulier, devraient baisser dans le futur et donner lieu à une surcompensation relative du projet HPC.

(154) Une partie a déclaré que le Royaume-Uni n'aurait pas étudié le marché pour identifier des capacités ou productions équivalentes pour la même période. En France et en Finlande, les prix de l'électricité d'origine nucléaire sont compris entre 45 et 50 EUR par MWh. Des rapports d'analyse financière indiqueraient qu'EDF bénéficierait d'un TRI des fonds propres annuel compris entre 25 et 35 %. Enfin, les CEC permettraient à l'énergie nucléaire d'atteindre plus facilement le PE que les sources d'énergie renouvelable, et une combinaison du prix plancher du carbone et du marché de capacité plaiderait en faveur d'investissements dans de nouvelles installations nucléaires.

3.6. OBSERVATIONS REÇUES CONCERNANT LES DISTORSIONS POTENTIELLES DE LA CONCURRENCE ET DES ÉCHANGES ENTRE ÉTATS MEMBRES

(155) Parmi les réponses positives reçues, plusieurs parties ont déclaré que la mesure ne produirait aucun effet sur la concurrence ou les échanges entre États membres car elle n'aurait aucun impact significatif sur le bien-être des consommateurs et n'entraînerait pas une hausse des prix de détail. De même, NNBG serait exposée aux forces du marché et aux mesures d'incitation à faire concurrence sur le marché de l'électricité de gros.

(156) Plusieurs parties ont estimé que des conditions de concurrence équitables devaient être établies entre toutes les technologies à faible émission de carbone; les subventions aux nouvelles centrales nucléaires seraient donc en conformité avec les politiques actuelles de soutien en faveur des sources d'énergie renouvelable. Certaines ont déclaré que la neutralité technologique devait être préservée et que la technologie nucléaire ne devait donc pas être traitée moins favorablement que les autres.

(157) Plusieurs parties ont fait observer que les mesures ne pouvaient supplanter les investissements en faveur des sources d'énergie renouvelable puisque celles-ci étaient également soutenues par des CEC. Certaines ont ajouté que l'aide favoriserait au contraire de nouveaux investissements dans les technologies de production énergétique.

(158) Une partie a souligné que HPC devrait disposer d'une capacité installée d'un peu plus de 3 GW, alors que le marché britannique global atteindrait prochainement 80 GW. La distorsion du marché causée par l'aide ne serait donc pas significative (par exemple 4 %).

(159) Plusieurs parties ont fait remarquer que les gains issus d'énergies autres que l'énergie nucléaire ne pourraient fournir un niveau de capacité suffisamment élevé pour être considérés comme des options viables. En particulier, les gains issus de la réaction du côté de la demande ne peuvent être considérés comme certains, l'efficacité énergétique nécessiterait des politiques supplémentaires, et l'interconnexion contribuerait de façon essentielle à l'utilisation efficace des ressources, mais les principaux obstacles à cette interconnexion seraient de nature politique et réglementaire.

(160) Plusieurs répondants ont indiqué que les mesures fausseraient la concurrence. Elles évinceraient les technologies alternatives, et, notamment, défavoriseraient, ou supplanteraient, les investissements en faveur des technologies des énergies renouvelables. Elles provoqueraient aussi des distorsions des échanges dans le marché intérieur, car les importateurs ne seraient pas en mesure de proposer des prix plus avantageux que les prix subventionnés de l'énergie nucléaire, ce qui entraînerait des excédents artificiels dans d'autres États membres.

(161) Un répondant a souligné que l'aide fausserait la concurrence entre les centrales nucléaires existantes et les nouvelles installations, car ces dernières bénéficient d'une aide au fonctionnement. Une autre partie a déclaré que la neutralité technologique devait être préservée et que l'énergie nucléaire ne devait donc pas être traitée moins favorablement que les autres.

(162) Une partie a fait observer que les subventions à l'énergie nucléaire étaient susceptibles de réduire la taille du marché disponible pour les technologies des énergies renouvelables et d'augmenter la difficulté à établir de nouvelles capacités de production d'énergie renouvelable dans l'Union européenne.

(163) Une partie a critiqué l'étude spécialisée du Pr Green et du Dr Staffell, en particulier parce que leur méthodologie serait inappropriée pour effectuer des analyses du bien-être ou des évaluations des distorsions, leurs hypothèses seraient inadéquates pour déterminer l'existence de défaillances des marchés financiers, l'hypothèse de l'exogénéité du coût moyen pondéré du capital (WACC) ne serait pas justifiée, et l'étude ne tiendrait pas compte de l'apprentissage, des externalités du carbone, de la diversité de l'offre et du pouvoir de marché.

(164) Une partie a affirmé que l'aide accentuerait le déséquilibre entre le coût total des autres technologies énergétiques et celui de la technologie nucléaire au détriment des consommateurs et accroîtrait le montant de l'impôt. Par ailleurs, EDF acquerrait une position dominante sur le marché de l'énergie britannique, en particulier si une extension de la vie économique des centrales nucléaires existantes était accordée.

(165) Une partie a fait valoir que les paiements compensatoires prévus par les CEC en fonction de la production mesurée pourraient créer des distorsions sur le marché, puisque les producteurs pourraient même vendre l'électricité à des prix négatifs et compter sur le CEC pour obtenir des recettes positives.

(166) Une autre a souligné que la portée de l'aide compromettrait les investissements dans les futurs interconnecteurs, y compris ceux entre l'Écosse et l'Islande (électricité géothermique) et entre l'Angleterre et les pays scandinaves (électricité géothermique, éolienne et marémotrice).

3.7. OBSERVATIONS REÇUES CONCERNANT LA GARANTIE DE CRÉDIT

(167) Plusieurs répondants ont allégué qu'une surcompensation ne pouvait être exclue étant donné que les mesures d'aide comprennent une garantie de crédit, outre le CEC.

3.8. AUTRES OBSERVATIONS REÇUES

(168) Plusieurs répondants ont fait mention des sangliers exposés à de fortes radiations détectés en mars 2013, 27 ans après l'accident de Tchernobyl. Certains ont demandé une deuxième consultation, lorsque la mesure notifiée serait finalisée.

(169) Plusieurs répondants ont déclaré que le gouvernement britannique aurait promis de ne pas octroyer d'aide publique à l'énergie nucléaire dans leur programme préélectoral.

(170) Une partie a fait remarquer que le Royaume-Uni continuait de se prévaloir de ce qu'il appelait l'exécution réussie des processus liés à la nouvelle construction mais ignorait les incertitudes significatives concernant l'emplacement, l'établissement et l'exploitation d'une installation d'élimination géologique afin de réaliser des plans et déterminer son coût. Elle a également critiqué les propositions britanniques sur la gestion et l'élimination des déchets nucléaires.

4. OBSERVATIONS REÇUES DU ROYAUME-UNI

(171) Le Royaume-Uni a transmis ses observations sur la décision d'ouvrir la procédure le 31 janvier 2014. Sa réponse contenait diverses analyses, dont les suivantes: a) des travaux de modélisation du ministère de l'énergie et du changement climatique et une analyse des scénarios contrefactuels; b) un rapport d'Oxera sur les défaillances du marché, la proportionnalité et les distorsions potentielles de la concurrence; c) une étude de Pöyry sur les distorsions potentielles sur le marché intérieur et les alternatives aux nouvelles installations nucléaires; d) un rapport de Redpoint sur l'évolution du secteur de l'électricité britannique; e) une description du processus d'identification et de vérification des coûts, impliquant KPMG et LeighFisher; f) un rapport de KPMG sur les distorsions potentielles de la concurrence; g) des travaux comparatifs sur le taux de rendement.

(172) Dans sa réponse, le Royaume-Uni reproduit globalement les arguments qu'il avait exposés dans la notification. Plus particulièrement, la nouvelle capacité nucléaire constituerait une part importante du bouquet énergétique du pays, qui contribuerait à assurer un approvisionnement en électricité décarbonisé, sûr et varié à un coût abordable.

(173) Les arguments du Royaume-Uni seront exposés plus en détail ci-après.

4.1. OBSERVATIONS REÇUES SUR L'EXISTENCE D'UNE AIDE D'ÉTAT ET D'UN SIEG

(174) Le Royaume-Uni a maintenu que la mesure notifiée ne constituait pas une aide d'État, compte tenu des critères d'Altmark pour les CEC et de la communication sur les garanties (20) pour la garantie. À titre alternatif, il continuait d'estimer que l'aide serait compatible au titre du cadre sur les SIEG (21). À défaut, l'aide serait compatible en vertu de l'article 107, paragraphe 3, point c), TFUE.

(175) Concernant la première condition Altmark, c'est-à-dire l'existence d'un service d'intérêt économique général, les autorités britanniques font valoir que la construction de HPC selon un calendrier spécifique et son exploitation dans le cadre du CEC constituent un SIEG permettant au gouvernement britannique d'atteindre des objectifs d'intérêt général.

(176) Les autorités britanniques clarifient la définition du SIEG. Celui-ci viserait à assurer l'investissement dans une nouvelle capacité de production d'énergie nucléaire à mettre en place dans un délai spécifique. Aucun investisseur privé opérant dans les conditions de marché actuelles n'investirait dans une nouvelle centrale nucléaire dans le délai spécifié dans le CEC. Les autorités britanniques soutiennent qu'il existe d'importantes défaillances du marché concernant la construction d'une nouvelle installation nucléaire qui justifient la mise en place d'un SIEG.

(177) Selon elles, la directive électricité (22) reconnaît que les obligations de service public prévues à l'article 3, paragraphe 2, peuvent tenir compte de la nécessité d'assurer une capacité à long terme afin de garantir la sécurité d'approvisionnement. Il n'y aurait pas lieu de limiter cette base relative à l'obligation de service public en ce qui concerne l'apport de capacités de production de réserve. HPC contribuerait à la planification à long terme de la sécurité d'approvisionnement au Royaume-Uni en fournissant une capacité de production substantielle à long terme comme envisagé à l'article 3, paragraphe 2, de la directive susmentionnée, à savoir pour les 35 ans pendant lesquels les paiements compensatoires seront versés en vertu du CEC. Le fait que HPC puisse ne pas être opérationnelle suffisamment rapidement pour combler les éventuels déficits de capacité avant 2020 ne serait pas déterminant au vu de l'orientation à long terme (et non à court terme) de l'objectif d'intérêt général. Les problèmes de capacité que pourrait rencontrer le Royaume-Uni avant que HPC n'entre en activité ne remettraient pas en cause la pertinence du projet. En outre, sans intervention supplémentaire, le Royaume-Uni continuerait de faire face à des contraintes de capacité dans les années 2020 et au-delà et serait obligé de concevoir une combinaison énergétique afin d'apporter une solution permanente à ces problèmes.

(178) En contribuant dans une large mesure à la sécurité d'approvisionnement en électricité à faible émission de carbone à long terme au Royaume-Uni, l'investissement dans la nouvelle capacité nucléaire à mettre en place et en service dans un délai spécifique et son exploitation dans le cadre du CEC viseraient à garantir un intérêt général ou public pouvant être qualifié de SIEG. Selon le gouvernement britannique, aucune entreprise opérant dans des conditions de marché normales ne proposera de nouvelles capacités de production d'électricité de base et, plus particulièrement, de projets nucléaires dans un délai suffisant pour atteindre les objectifs d'intérêt général du Royaume-Uni.

(179) Les autorités britanniques avancent que le CEC doit être considéré comme imposant des obligations de service public spécifiques à NNBG. La définition exacte et la nature contraignante de l'obligation de service public au titre du SIEG découlent de la combinaison de clauses strictes destinées à garantir que NNBG respectera les délais fixés et du fait que dès que NNBG aura entamé la construction, elle n'aura aucune échappatoire au vu des coûts irrécupérables extrêmement élevés en cas de non-exécution.

(180) En ce qui concerne la deuxième condition Altmark, les autorités britanniques allèguent que les paramètres pour le calcul du PR et les éventuels ajustements du PE ont fait l'objet d'un accord de principe et seront établis dans le CEC de façon objective et transparente avant son entrée en vigueur.

(181) Pour ce qui est de la troisième condition énoncée dans l'arrêt Altmark, elles font valoir que, conformément à la jurisprudence, au regard du pouvoir discrétionnaire dont dispose l'État membre quant à la définition d'une mission SIEG et aux conditions de sa mise en œuvre, la portée du contrôle de la nécessité et du caractère proportionné de la compensation au titre de la troisième condition Altmark, que la Commission est habilitée à exercer, est limitée à celui de l'erreur manifeste (23). Elles considèrent que la mesure est proportionnée et que le mécanisme du CEC réduit automatiquement au minimum le niveau d'aide d'État puisque le paiement compensatoire n'est versé que lorsque le PR du marché est inférieur au PE et un remboursement n'est effectué que dans le cas inverse. Le CEC contiendra diverses garanties contre toute surcompensation.

(182) Concernant la quatrième condition énoncée dans l'arrêt Altmark, les autorités britanniques estiment que ce critère vise à garantir que la compensation octroyée pour la prestation d'un SIEG correspond à une contrepartie normale du marché pour un tel service. En l'espèce, elles estiment que l'absence de référence adéquate ne devrait pas entraîner la non-application de cette condition. La Commission devrait, selon elles, apprécier l'existence d'un avantage sur la base des éléments objectifs et vérifiables disponibles en l'espèce. Les autorités britanniques sont d'avis que les travaux d'identification et de vérification des coûts menés par des conseillers externes pour s'assurer que les estimations de coûts de NNBG pour la prestation du SIEG sont raisonnables devraient suffire pour considérer que la quatrième condition Altmark est remplie.

(183) Concernant la garantie de crédit, les autorités britanniques estiment qu'elle ne conférera aucun avantage à une entreprise puisqu'elle sera offerte aux conditions du marché conformément au principe de l'investisseur privé en économie de marché (ci-après le «PIEM»). Selon le gouvernement britannique, la garantie de crédit et les clauses du CEC servent différentes fins. Ce dernier vise à établir un arrangement contractuel à long terme pour réduire les incertitudes concernant les prix de marché de gros en fonction de la performance de l'actif sous-jacent. La garantie de crédit, à l'instar des garanties de crédit offertes par les assureurs financiers, faciliterait un accès élargi aux marchés de capitaux d'emprunt à long terme. Sa tarification et son approbation dépendent essentiellement du risque associé à l'ensemble du projet sous-jacent, y compris les conditions du CEC. Toutefois, l'inverse n'est pas vrai: la présence d'une garantie redistribue le profil de risque entre les investisseurs et le garant plutôt qu'il ne le modifie. Selon le gouvernement britannique, la société responsable du projet ne recevra pas un soutien supplémentaire en raison de la combinaison d'un CEC et d'une garantie de crédit.

(184) Concernant l'accord du secrétaire d'État sur la compensation versée pour fermeture politique, le Royaume-Uni souligne que tous les CEC incluront des dispositions relatives à l'indemnisation des investisseurs en cas de «fermeture admissible», par exemple de modification législative entraînant la fermeture définitive de l'intégralité de l'installation (selon la technologie concernée) ou un refus du gouvernement britannique de consentir à la réouverture de la centrale après une période déterminée. L'accord conclu directement entre le secrétaire d'État et les investisseurs de NNBG est un accord supplémentaire et distinct destiné à renforcer les dispositions relatives aux fermetures admissibles. Cet accord dispose que si, à la suite d'une fermeture politique, la contrepartie manquait à son obligation de paiement compensatoire aux investisseurs de NNBG, le secrétaire d'État verserait l'indemnité convenue aux investisseurs. Il ne prévoit aucun paiement compensatoire complémentaire à NNBG ou à ses investisseurs.

(185) Les autorités britanniques avancent par ailleurs que l'accord était nécessaire étant donné que l'énergie nucléaire présente des risques spécifiques en matière de fermeture politique.

(186) Elles soulignent qu'il n'est pas dans leur intention d'accompagner chaque CEC d'un accord du secrétaire d'État, cette décision devant être prise au cas par cas pour chaque projet. Toutefois, elles ajoutent qu'il est possible que les motifs sous-tendant la conclusion d'un accord direct soient valables pour d'autres projets, comprenant notamment d'autres technologies — en particulier lorsque ces projets sont particulièrement vastes, controversées et/ou prévoient des dispositions similaires concernant le déclassement.

(187) Selon elles, les paiements compensatoires auraient effectivement pour but de replacer les investisseurs de NNBG dans leur situation initiale et ne devraient pas être considérés comme des aides d'État.

(188) Elles affirment par ailleurs que si la mesure impliquait en réalité une aide d'État, celle-ci serait compatible avec le marché intérieur au titre du cadre pour les SIEG.

(189) D'après elles, l'investissement dans la nouvelle capacité nucléaire à mettre en place et en service dans un délai spécifique et son exploitation dans le cadre du contrat d'investissement pour une période de paiements compensatoires de 35 ans constituerait un SIEG. En outre, les clauses du CEC contiennent les éléments nécessaires à un mandat et définissent les obligations de service public requises et les niveaux de compensation prévus.

(190) Les autorités britanniques estiment que le mandat de 35 ans (représentant la période de versement des paiements compensatoires) étant plus court que la période d'amortissement totale de HPC, qui s'étend sur 60 ans, sa durée est justifiée au regard du SIEG en question.

(191) En ce qui concerne les exigences de passation de marché public, le gouvernement britannique est d'avis que la Commission doit supposer que le processus de négociation et de sélection est régulier en l'absence d'enquête indiquant des irrégularités. Il estime que ni la directive 2004/17/CE du Parlement européen et du Conseil (24) ni la directive 2004/18/CE du Parlement européen et du Conseil (25) relative à la passation des marchés publics de travaux, de fournitures et de services ne sont applicables à la mesure en cause car celle-ci n'implique aucune passation de marchés publics de travaux, de fournitures et de services au profit du gouvernement britannique ou de tout autre organisme public au sens de ces directives. C'est également la raison pour laquelle le gouvernement britannique estime que l'article 8 de la directive électricité ne s'applique pas à la mesure notifiée. Néanmoins, les autorités britanniques soutiennent que les procédures suivies à ce jour par le gouvernement britannique pour identifier des investisseurs adéquats dans le cadre du programme de réforme du marché de l'électricité (Electricity Market Reform — EMR) sont fondées sur un cadre clair, transparent et non discriminatoire, équivalent à une procédure d'appel d'offres en termes de transparence et de non-discrimination. En outre, les conditions détaillées d'un contrat tel que celui relatif à HPC doivent être négociées individuellement afin de tenir compte des caractéristiques de l'investissement concerné.

(192) Pour ce qui est de la discrimination, les autorités britanniques affirment que si elles confiaient le même SIEG aux fins d'une nouvelle capacité de production d'électricité à une autre entreprise, elles s'assureraient que la même méthodologie est utilisée pour calculer le PR et le PE. Toutefois, les conditions exactes de chaque contrat d'investissement peuvent varier en raison des caractéristiques uniques du produit. Ces éventuelles variations seraient cependant objectivement motivées et ne constitueraient pas une discrimination.

(193) Concernant l'exigence de compensation, les autorités britanniques font valoir que le PE a été calculé sur la base des estimations de coûts de construction et d'exploitation de NNBG, qui comprennent un bénéfice raisonnable non garanti, et que ces estimations ont été motivées et vérifiées par une source indépendante.

(194) Elles estiment qu'aucune exigence supplémentaire n'est nécessaire eu égard à la mesure, car celle-ci ne relève d'aucun des cas visés par le cadre relatif aux SIEG et qu'il n'y a pas lieu de conclure que la mesure entraînera de graves distorsions de la concurrence dans le marché intérieur ou affectera dans une telle mesure les échanges entre États membres. Elles ajoutent qu'aucun service similaire n'est fourni en concurrence avec le SIEG ni ne devrait être proposé par le secteur privé dans un avenir proche. Selon elles, la Commission a reconnu dans une décision précédente que l'aide publique en faveur du secteur de l'électricité dans un pays géographiquement isolé (Irlande), bénéficiant d'interconnexions limitées avec les autres réseaux énergétiques, avait un effet limité sur les échanges et n'était pas contraire à l'intérêt de la Communauté (26). Elles estiment que cette conclusion s'applique également au secteur de l'électricité britannique.

(195) Autres observations présentées par les autorités britanniques: i) les autorités britanniques soulignent clairement à plusieurs reprises dans leurs observations que la mesure a pour but d'encourager ou de débloquer les investissements en faveur de la production d'énergie à faible émission de carbone, et en particulier de nouvelles capacités nucléaires; ii) le CEC de HPC a été conçu pour éliminer les obstacles au projet aussi efficacement que possible, notamment par diverses protections contre certains risques, principalement en ce qui concerne les incertitudes quant aux prix futurs de l'électricité; iii) il existe de très nombreuses raisons qui pourraient valoir à NNBG des coûts supérieurs à ceux escomptés ou des revenus plus faibles que prévu (par exemple si elle ne parvient pas aux niveaux de production attendus ou si ses prix obtenus pour la vente d'électricité sont inférieurs au PR du marché); iv) NNBG sera libre de vendre son électricité sur le marché au comptant ou sur la base de contrats. Elle n'est pas tenue de la vendre uniquement sur le marché au comptant.

4.2. OBSERVATIONS REÇUES CONCERNANT LES OBJECTIFS D'INTÉRÊT COMMUN

(196) Le Royaume-Uni dit poursuivre les objectifs européens communs de décarbonisation, de sécurité d'approvisionnement et de diversité d'approvisionnement au moindre coût et, comme les autres États membres, avoir des difficultés à les atteindre.

(197) Il fait observer que l'efficacité énergétique, la réaction du côté de la demande, l'interconnexion et l'amélioration du fonctionnement des marchés d'équilibrage sont importants mais ne peuvent atteindre ces objectifs par eux-mêmes, en dépit de leur déploiement. Il soutient parallèlement que la compétence relative à la sélection du bouquet énergétique appartient aux États membres, et qu'il avait décidé que l'énergie nucléaire devait faire partie de ce bouquet énergétique.

(198) L'énergie nucléaire contribuerait à la décarbonisation car il s'agit d'une technologie à faible émission de carbone et l'évaluation britannique montre qu'elle s'inscrit dans la stratégie la plus rentable de décarbonisation, avec les sources d'énergie renouvelable et les centrales de production équipées de systèmes de capture et de stockage du carbone.

(199) Le recours aux autres technologies uniquement serait risqué. Plus particulièrement, le Royaume-Uni estime qu'en l'absence d'énergie nucléaire, il devrait utiliser 14 GW d'énergie éolienne terrestre, 11 GW d'énergie éolienne en mer ou 5 GW de centrales CCGT (27) en plus de la capacité existante ou actuellement planifiée pour répondre à la demande dans le même délai.

(200) Il est également d'avis qu'une combinaison variée de modes de production est nécessaire pour disposer d'un réseau électrique fiable et équilibré.

(201) Enfin, il déclare que sa politique en matière d'énergie nucléaire est compatible avec la poursuite d'un objectif d'intérêt commun au titre du traité Euratom.

4.3. OBSERVATIONS REÇUES SUR LES DÉFAILLANCES DU MARCHÉ ET LE BESOIN D'UNE INTERVENTION DE L'ÉTAT

(202) Le Royaume-Uni indique qu'il existe diverses défaillances du marché qui affectent la production d'électricité, et plus spécifiquement la production à faible émission de carbone, et la production de nouvelle énergie nucléaire en particulier.

(203) Il cite notamment les défaillances suivantes, qui seraient caractéristiques des marchés de l'électricité en général: a) les externalités du carbone résiduel: les politiques actuelles (y compris le système communautaire d'échange de quotas d'émission — «SCEQE» — en raison de son faible niveau de prix par quota de carbone) n'offriraient pas de certitudes à long terme suffisantes ou des signaux de prix suffisamment forts pour internaliser complètement les externalités négatives caractérisant la production d'électricité (c'est-à-dire la production simultanée d'émissions de carbone), compliquant ainsi la promotion des nouveaux investissements nucléaires; b) les externalités positives entraînant une sécurité et une diversité d'approvisionnement par le marché insuffisantes: la disponibilité d'électricité présenterait certains aspects d'intérêt public, donnant lieu à une tarification incorrecte de la rareté et, à terme, à des pénuries de fonds — c'est-à-dire une production et une sécurité d'approvisionnement insuffisantes. Ce problème est dû au fait que les décisions d'investissement privé dans la production d'électricité ne tiennent compte ni des coûts sociaux de coupures d'électricité potentielles ni de l'impact de la disponibilité de la production sur le réseau et les autres utilisateurs du réseau, et que, dès lors, les risques et les avantages des différentes technologies ne seraient pas en adéquation avec l'optimum social, le gaz étant naturellement protégé et toutes les autres technologies étant pénalisées, menant finalement à une diminution de la diversité d'approvisionnement; c) les mesures d'incitation insuffisantes pour obtenir les avantages pédagogiques du déploiement de technologies nouvelles et immatures: cette défaillance entraînerait un sous-investissement dans les technologies nouvelles et novatrices; et d) les défaillances des marchés financiers qui limitent les fonds disponibles pour les projets d'infrastructure énergétique: il n'y aurait aucun financement disponible pour les projets de production d'énergie nucléaire, puisque les marchés de transfert de risque seraient incomplets et qu'il n'existerait pas d'instrument pour se prémunir de ces risques. Les contrats d'approvisionnement en électricité à long terme seraient conclus pour une durée plus courte que les niveaux d'investissement, tandis que la volatilité des prix serait très importante et les prévisions des prix à long terme seraient soumises à un degré d'incertitude élevé.

(204) Le Royaume-Uni souligne également qu'il existe certaines défaillances du marché supplémentaires pour l'énergie nucléaire en particulier, qui accentuent les obstacles à l'investissement dans cette technologie: e) l'exposition au risque politique; et f) l'exposition non couverte au risque du prix de l'électricité, qui représenterait une version aggravée de la défaillance de marché plus générale mise en exergue au point d) ci-dessus en raison des besoins très élevés en investissements dans la production d'énergie nucléaire.

(205) Le Royaume-Uni fait observer que ces défaillances ne sont pas purement théoriques, comme le démontre le fait qu'aucun investissement dans de nouvelles centrales nucléaires n'a eu lieu dans le pays depuis la libéralisation du marché.

(206) Il ajoute que les travaux de modélisation mentionnés dans la décision d'ouvrir la procédure, et en particulier les prévisions de Redpoint et du ministère britannique de l'énergie et du changement climatique, qui indiquaient que la nouvelle installation nucléaire serait mise en service d'ici 2027 ou 2030, ne sont pas fiables.

(207) Il a mis à jour sa modélisation à l'aide des données les plus récentes, qui indiqueraient une exploitation commerciale de la centrale en 2032 au plus tôt, et peut-être pas avant 2050. Il souligne que les travaux de modélisation simplifient nécessairement la réalité et ne peuvent tenir compte de tous les risques et incertitudes auxquels sont confrontés les investisseurs dans le monde réel.

(208) Le Royaume-Uni conclut que le recours aux seules forces du marché entraînerait un risque de report sur plusieurs années de la contribution de la nouvelle capacité nucléaire aux objectifs du gouvernement britannique et un coût potentiellement plus élevé de cette contribution. De simples retards de trois ou quatre années engendreraient une perte de bien-être que le Royaume-Uni estime à 30 milliards de GBP.

(209) Enfin, le Royaume-Uni doute que d'autres projets sur des marchés similaires soient déployés sans la moindre intervention ou aide de l'État.

4.4. OBSERVATIONS REÇUES CONCERNANT LE CARACTÈRE ADÉQUAT ET L'EFFET INCITATIF DES MESURES

(210) Dans sa réponse à la décision d'ouvrir la procédure, le Royaume-Uni maintient sa position selon laquelle le CEC est l'instrument le plus approprié pour attirer les investissements dans de nouvelles capacités de production d'énergie à faible émission de carbone, et de production d'énergie nucléaire en particulier.

(211) Le CEC éliminerait l'incapacité à partager efficacement, ou transférer, le risque de volatilité des prix découlant de marchés de transfert de risque incomplets et de l'absence d'instruments de couverture fondés sur le marché adéquats. Il atténuerait le risque de volatilité non couverte des prix de gros en réduisant les incertitudes relatives au prix de vente de l'électricité obtenu par NNBG. Ainsi, il garantit la réalisation d'un niveau de rendement acceptable après investissement.

(212) Le Royaume-Uni fait remarquer que le CEC remédierait aux défaillances du marché susmentionnées à un coût moindre pour le consommateur que les mécanismes alternatifs tels que la prime de rachat standard, car il plafonne les prix et réduit donc l'aide d'État lorsque les prix de gros dépassent le PE. Si un régime de primes de rachat fixes prévoirait le versement du même montant pour chaque unité d'électricité indépendamment du prix de gros, un CEC atténuerait le risque de surcompensation en cas de prix de gros élevés.

(213) Le Royaume-Uni souligne également que le CEC serait un instrument de marché, étant donné qu'il exige du bénéficiaire qu'il vende sur le marché aux prix de gros en vigueur. Il inciterait donc NNBG à vendre son électricité en accord avec le fonctionnement normal du marché. Plus particulièrement, si NNBG s'écartait du PR, par exemple en vendant de l'électricité à un prix inférieur, il réduirait ses revenus puisque le paiement compensatoire sera calculé sur la base du PR. Les bénéficiaires resteraient soumis aux pressions concurrentielles des autres participants au marché.

(214) Le gouvernement britannique reste également d'avis que la combinaison du CEC et de la garantie de crédit est l'instrument approprié.

(215) De son point de vue, une garantie de crédit ne réduirait pas en soi l'incertitude des investisseurs concernant les prix de gros futurs, ce qui, selon lui, créerait la nécessité de rehausser les niveaux d'aide et augmenterait les coûts pour le consommateur. Elle aurait pour but d'éliminer les obstacles à l'obtention d'emprunts sur les marchés des capitaux aux niveaux substantiels requis par l'investissement dans la nouvelle centrale nucléaire.

(216) La garantie de crédit n'offrirait pas de protection supplémentaire contre les risques associés au projet aux détenteurs de capitaux propres par rapport aux garanties que le marché serait susceptible d'offrir, et ne répond donc pas au besoin d'identifier des investisseurs en fonds propres. Les investisseurs ne seraient pas prêts à engager des montants très importants, que ce soit sous forme de capitaux de base ou de capitaux conditionnels, en l'absence de la certitude de revenus fournie par un CEC.

(217) Enfin, le Royaume-Uni a fait observer que le projet HPC était le seul projet nucléaire du pays à un stade de discussion approprié; il aurait donc été impossible de mettre en place un véritable processus de mise en concurrence.

4.5. OBSERVATIONS REÇUES CONCERNANT LA PROPORTIONNALITÉ DES MESURES

(218) Dans sa réponse, le Royaume-Uni a continué d'affirmer que le PE était fixé au niveau minimal requis pour attirer l'investissement recherché, et sur la base d'un processus d'identification et de vérification des coûts rigoureux, d'une évaluation du niveau de rendement raisonnablement attendu des investisseurs pour le projet HPC et d'une série de négociations difficiles avec EDF.

(219) Il a souligné qu'en vertu du CEC, les investisseurs dans HPC conservaient une partie substantielle des risques, en particulier les risques liés aux coûts de construction, mais aussi certains risques de fonctionnement et le risque lié au volume disponible. Les investisseurs supporteraient le risque des dépassements de coût de construction et les retards d'exécution, étant donné que la rémunération prévue dans le CEC ne serait versée qu'à partir du moment où l'électricité serait vendue, c'est-à-dire lorsque la centrale serait opérationnelle. Dans le cas où NNBG ne construirait pas la centrale dans les délais de mise en service cibles prédéterminés, elle risquerait aussi de voir la durée du CEC — qui est calculée à partir de cette date — écourtée. Si la construction n'était pas achevée à la date d'échéance, le Royaume-Uni serait en droit de résilier le CEC unilatéralement.

(220) En outre, la garantie de crédit nécessiterait malgré tout que les investisseurs apportent un montant significatif de fonds propres au projet et couvrent les dépassements de coûts, étant donné que les capitaux propres ne seraient pas protégés par la garantie pour de tels risques.

(221) Le PE aurait été calculé en référence aux coûts attendus par NNBG pour le projet, garantissant un bénéfice raisonnable. Toutefois, le Royaume-Uni estime que les coûts pourraient être plus élevés ou les revenus plus faibles que prévu, ce qui exposerait NNBG à des risques en termes de bénéfices.

(222) Le Royaume-Uni fait observer que le CEC empêche toute surcompensation, puisque, lorsque les prix du marché de gros seront supérieurs au PE, les producteurs effectueront un paiement aux fournisseurs. Il cite également d'autres garanties contre la surcompensation, sous la forme de mécanismes de partage des gains de construction et des gains sur fonds propres, garantissant que tout avantage en faveur de NNBG sera partagé avec les fournisseurs et, au final, avec les consommateurs, tout en veillant à ce que NNBG reste suffisamment motivée à réaliser ces avantages. Cependant, tout inconvénient sera supporté uniquement par NNBG.

(223) Le Royaume-Uni maintient que les futurs ajustements du PE, tels que ceux faisant suite à une modification législative admissible et aux révisions des coûts opérationnels, ne s'appliqueront que dans des circonstances limitées et prédéterminées et concerneront des coûts sélectionnés. Les révisions des coûts opérationnels empêcheront aussi toute surcompensation, vu que le PE sera ajusté à la baisse si ces coûts devaient s'avérer inférieurs aux estimations.

(224) Le Royaume-Uni rappelle que la garantie sera offerte aux conditions du marché et n'impliquera donc aucune aide d'État.

4.6. OBSERVATIONS REÇUES CONCERNANT LES DISTORSIONS POTENTIELLES DE LA CONCURRENCE ET DES ÉCHANGES ENTRE ÉTATS MEMBRES

(225) Le Royaume-Uni a réaffirmé que le CEC n'avait aucun effet significatif sur la concurrence et les échanges entre États membres et a fourni des rapports de KPMG, d'Oxera et de Pöyry à l'appui de son allégation.

(226) Le CEC réduirait au minimum les distorsions de la concurrence entre les producteurs en préservant l'exposition de NNBG aux forces du marché et sa motivation à concourir sur le marché de l'électricité de gros. NNBG n'aurait aucune garantie d'atteindre le PR et devrait vendre sa production en essayant d'obtenir le meilleur prix possible, ayant accès aux mêmes mesures d'incitation que les autres acteurs du marché.

(227) Le Royaume-Uni a allégué que le CEC n'entraînait aucune distorsion significative de la concurrence, puisque ni NNBG ni EDF ne seraient probablement motivées ou aptes à s'engager dans une stratégie pour influencer le PR sur la base duquel sont calculés les paiements compensatoires. Si NNBG tentait de réduire le PR en usant de stratégie, elle s'écarterait de sa stratégie de réduction des risques, qui est de réaliser le PR. Le Royaume-Uni doute également qu'il soit bénéfique pour NNBG sur le marché en amont, ou NNBG ou EDF sur les marchés de détail en aval, de suivre une telle stratégie. Il a mentionné que les régulateurs des régimes de réglementation britannique et européen empêcheraient eux aussi NNBG de mettre en place une stratégie pour influencer le PR.

(228) Le CEC ne réduirait pas le bien-être du consommateur ni n'augmenterait les prix de détail, et atténuerait en réalité la probabilité que le fournisseur puisse répercuter uniquement les hausses de coûts au vu de son effet stabilisateur sur les prix de gros.

(229) Le Royaume-Uni a dit continuer d'œuvrer en faveur des interconnexions et a soutenu que le CEC n'aurait aucune incidence importante sur les flux des interconnecteurs ou les incitants à investir dans les interconnecteurs, du fait que ces incitants seraient fondés sur les différences