FR Journal officiel de l’Union européenne L 142/26

DÉCISION DE LA COMMISSION

du 22 septembre 2004

relative à l'aide d'État que le Royaume-Uni envisage d'instituer en faveur de British Energy plc

[notifiée sous le numéro C(2004) 3474]

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

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

(2005/407/CE)

LA COMMISSION DES COMMUNAUTÉS EUROPÉENNES,

vu le traité instituant la Communauté européenne, et notamment son article 88, 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 aux dispositions précitées (1) et vu ces observations,

considérant ce qui suit:

I. PROCÉDURE

(1) Le 9 septembre 2002, le gouvernement du Royaume-Uni a mis en place des mesures d'aides au sauvetage en faveur de la société britannique British Energy plc («BE»). La Commission a décidé de ne pas soulever d'objections en l'espèce le 27 novembre 2002 (2). En vertu de cette décision, les autorités britanniques avaient jusqu'au 9 mars 2003 pour soumettre un plan de restructuration ou de liquidation pour BE, ou pour démontrer que les aides avaient été remboursées.

(2) Le 7 mars 2003, les autorités britanniques ont notifié un plan de restructuration à la Commission. La notification du gouvernement britannique a été enregistrée sous le numéro de dossier d'aide d'État NN 45/03, étant donné que certaines mesures de restructuration pouvant comporter des aides étaient déjà entrées en vigueur. Un complément d'information a été présenté le 13 mars 2003. Une rencontre a eu lieu le 28 mars 2003 entre des représentants de la Commission et des autorités britanniques. Le 21 avril 2003, la Commission a adressé aux autorités britanniques une demande de renseignements, à laquelle ces dernières ont répondu le 2 mai 2003.

(3) Par courrier du 23 juillet 2003, la Commission a informé le Royaume-Uni qu'elle avait décidé d'ouvrir la procédure prévue à l'article 88, paragraphe 2, du traité CE à l'égard de l'aide concernée.

(4) La décision de la Commission d'ouvrir la procédure a été publiée au Journal officiel de l'Union européenne (3). La Commission a invité les parties intéressées à présenter leurs observations.

(5) Les autorités britanniques ont fourni à la Commission leurs observations sur l'ouverture de la procédure par lettre du 22 août 2003, enregistrée par la Commission le même jour.

(6) La Commission a reçu des observations des parties intéressées. Elle les a transmises au Royaume-Uni et lui a donné l'occasion de réagir. Les remarques du Royaume-Uni ont été reçues par courrier du 29 octobre 2003, enregistré par la Commission le 30 octobre 2003.

(7) Le 7 octobre 2003, la Commission a rencontré les autorités britanniques. À la suite de cette réunion, le Royaume-Uni a présenté des informations par lettre en date du 5 novembre 2003, enregistrée le 10 novembre 2003. Une autre rencontre a eu lieu le 28 novembre 2003. La Commission a adressé le 5 décembre 2003 au Royaume-Uni une demande d'informations, à laquelle il a répondu le 22 décembre 2003. Une nouvelle rencontre a eu lieu le 2 février 2004. Le Royaume-Uni a fourni des informations le 4 février 2004. De nouvelles informations ont été communiquées par le Royaume-Uni le 10 mars 2004. Une réunion a eu lieu le 22 mars 2004. La Commission a adressé une nouvelle demande le 19 avril 2004, à laquelle le Royaume-Uni a répondu le 11 mai 2004. Une réunion a eu lieu le 7 juin 2004. De nouvelles informations ont été communiquées le 1er juillet 2004 et une réunion s'est tenue le 29 juillet 2004. Le Royaume-Uni a présenté un complément d'informations le 23 août 2004.

II. DESCRIPTION DÉTAILLÉE DE L'AIDE

1. Bénéficiaire de l'aide

a) Groupe British Energy plc

(8) BE est une société productrice d'électricité qui a été privatisée par les autorités britanniques en 1996. Hormis trois actions privilégiées détenues par les autorités britanniques (une pour BE et une pour chacune de ses deux filiales britanniques principales), BE est désormais entièrement aux mains d'investisseurs privés.

(9) À l'époque de la privatisation, les pôles essentiels de l'activité de BE consistaient en six centrales nucléaires en Angleterre et deux centrales nucléaires en Écosse. BE continue à exploiter ces centrales, dont la capacité totale s'élève à 9 820 MW, dont 7 281 MW en Angleterre et au pays de Galles et 2 539 MW en Écosse. BE est la seule exploitante de centrales nucléaires au Royaume-Uni à être détenue par le secteur privé. BE fournit de l'électricité au marché de gros et à certains grands clients industriels et commerciaux, mais n'opère pas sur le marché de détail.

(10) Depuis la privatisation, BE s'est associée dans une coentreprise à parts égales aux États-Unis (dénommée Amergen) afin d'acquérir et d'exploiter des centrales nucléaires dans ce pays et a acquis une participation de 82,4 % dans la concession de Bruce Power LP en Ontario, au Canada. Au Royaume-Uni, BE a racheté en 1999 les opérations de fourniture au détail de South Wales Electricity (qu'elle a ensuite revendues en 2000) et, en 2000, la centrale thermique au charbon d'Eggborough, d'une capacité de 1 970 MW, afin d'accroître sa flexibilité et d’avoir des capacités de remplacement en cas d’arrêt de ses centrales nucléaires.

(11) Sur les huit centrales nucléaires de BE au Royaume-Uni, sept possèdent des réacteurs avancés refroidis au gaz («AGR»), qui répondent à une conception et à une technologie uniquement présentes au Royaume-Uni. La huitième, Sizewell B, fonctionne avec un réacteur à eau sous pression («REP»), dont la conception et la technologie sont largement mises en œuvre sur le plan mondial.

(12) Les principales filiales de BE au Royaume-Uni sont les suivantes: — British Energy Generation Ltd («BEG»), qui possède et exploite les six centrales nucléaires d'Angleterre et détient la licence relative au marché des ventes directes, — British Energy Generation (UK) Ltd («BEGUK»), qui possède et exploite les deux centrales nucléaires d'Écosse, — Eggborough Power (Holdings) Ltd («EPL»), qui possède et exploite la centrale thermique au charbon d'Eggborough, en Angleterre, et — British Energy Power & Energy Trading Ltd («BEPET»), qui commercialise toute la production de BE (à l'exception du secteur des ventes directes) et gère les risques de marché.

b) Évolution récente

(13) En raison de la forte baisse des prix de l'électricité sur le marché au sein duquel BE évolue, conjuguée à un manque de couverture de l'entreprise et à des arrêts imprévus dans certaines centrales, les recettes générées par les centrales de BE ont chuté considérablement en 2002. La forte proportion de coûts inévitables (4) dans la structure des coûts de BE pour ses centrales nucléaires n'a également laissé que peu de marge à l'entreprise pour réagir à la chute des prix par une compression des coûts.

(14) Une chute des prix de 8,56 GBP/MWh, comme cela s'est produit dans les deux années ayant précédé 2002, équivaut à une réduction annuelle des recettes de 642 millions de GBP par an pour une production de 75 TWh (production des centrales de BE pour l'exercice concerné). Ni les contrats de négoce d'électricité ni les ventes directes n'ont suffisamment atténué l'incidence de ce recul des prix sur les recettes de l'entreprise.

(15) En corollaire à ces facteurs, la trésorerie de BE s'est détériorée de manière importante au cours de l'été 2002, ses liquidités passant de 231 millions de GBP au début d'avril 2002 à seulement 78 millions de GBP à la fin d'août 2002, un recul qui s’est accéléré à partir de la fin de juin 2002. Outre cette réduction massive de l'encaisse, BE a anticipé de fortes sorties de trésorerie au cours de la période allant de septembre 2002 à mars 2003, en l’occurrence des versements faits à British Nuclear Fuel Limited («BNFL») dans le cadre des contrats de gestion du combustible usé conclus avec cette dernière, d'importants investissements dans l'installation de Bruce Power au Canada et le remboursement de la première tranche des obligations de BE, arrivée à échéance le 25 mars 2003.

(16) Le 5 septembre 2002, compte tenu de l'échec d'une émission obligataire à l'été et d'inquiétudes sur sa capacité à mobiliser des facilités bancaires non utilisées, le conseil d'administration de BE a été avisé par des conseillers juridiques que la société ne serait pas en mesure d'utiliser ses facilités de crédit. En effet, les membres du conseil d’administration ne pouvant pas déclarer que la société pourrait rembourser ces facilités de crédit, les activer serait revenu à poursuivre des activités commerciales en l'absence de toute perspective raisonnable d'éviter une liquidation pour cause d'insolvabilité. Ces circonstances ont conduit BE à se tourner vers les autorités britanniques pour obtenir un soutien financier lui permettant d'éviter une mise en liquidation judiciaire. Ce soutien financier a été adopté en tant que mesures d'aides au sauvetage par décision de la Commission du 27 novembre 2002.

(17) La décision renvoyait à l'engagement du gouvernement britannique de soumettre à la Commission, au plus tard six mois après l'autorisation de l'aide au sauvetage, un plan de liquidation ou de restructuration, ou de démontrer que les aides avaient été remboursées entièrement et/ou que la garantie avait été résiliée. Le 7 mars 2003, le gouvernement britannique a notifié le plan de restructuration de BE à la Commission.

2. Plan de restructuration

a) Origine des difficultés de BE

(18) Le gouvernement britannique a déterminé l'origine des difficultés de BE comme suit:

(19) Contrairement aux autres grandes sociétés de production du secteur privé, BE n'est pas engagée dans des activités de détail qui la garantiraient naturellement contre les risques liés au prix de l'électricité de gros. En effet, BE propose essentiellement son électricité sur le marché de gros et une petite quantité va à de grands clients industriels et commerciaux.

(20) Le positionnement de BE sur le marché de l'approvisionnement de détail des grands clients industriels et commerciaux ne lui a pas fourni une couverture contre la chute des prix de gros. Ce marché a été totalement ouvert à la concurrence en 1994. Il est concurrentiel et les consommateurs sont sensibles aux prix. Les prix sur ce marché ont également décru. Ces baisses sont largement répercutées sur les clients. Par conséquent, un accroissement éventuel des marges de détail n'a pu compenser les conséquences de la chute des prix de gros.

(21) La structure des coûts des centrales nucléaires se caractérise par des coûts inévitables très élevés et des coûts évitables (5) faibles.

(22) Certains des coûts inévitables de BE s'appliquent uniquement aux centrales nucléaires. Premièrement, les obligations de déclassement nucléaire ne sont pas liées à la production, sauf pour leur calendrier, qui dépend du calendrier de mise à l'arrêt des centrales. Deuxièmement, les coûts de gestion du combustible usé — coûts de retraitement, de stockage et d'évacuation définitive — ne peuvent pas non plus être évités pour le combustible qui a déjà été chargé dans le réacteur.

(23) D'un autre côté, les coûts évitables des centrales nucléaires sont inférieurs à ceux des autres centrales du réseau, y compris d'autres centrales de base.

(24) La chute des prix du marché a abouti à une réduction importante de la marge que BE réalise au-dessus des coûts évitables. Par conséquent, les crédits disponibles pour faire face à ses coûts inévitables élevés, essentiellement des coûts de financement et des engagements nucléaires découlant d'opérations passées, ont été largement réduits. Il en est résulté des difficultés dans le service de la dette, qui ont exigé une restructuration financière de l'entreprise.

(25) Outre les coûts inévitables à long terme résultant d'engagements nucléaires, BE est également en butte à des coûts inévitables élevés à court terme sous forme de dépenses de financement, augmentés en raison d'une distribution de dividende aux actionnaires, des acquisitions réalisées à Eggborough et en Amérique du Nord, et du coût des contrats d'achat d'électricité.

(26) La baisse des recettes de BE consécutive à la chute des prix de gros de l'électricité a été exacerbée par des arrêts imprévus et importants aux centrales de Torness 2 et de Dungeness B. Le 13 août 2002, BE a annoncé que des arrêts imprévus à Torness auraient pour effet une révision à la baisse de la production nucléaire au Royaume-Uni de 67,5 TWh à 63 TWh (à 1 TWh près).

b) Mesures de restructuration

(27) La restructuration comporte les sept mesures suivantes, qui ont été arrêtées par BE, ses principaux créanciers (y compris la société publique BNFL de retraitement du combustible nucléaire) et le gouvernement britannique: — mesure A : mesures liées au financement des engagements nucléaires, — mesure B : mesures relatives au cycle du combustible convenues avec BNFL, — mesure C : moratoires, — mesure D : mesures de restructuration en liaison avec les créanciers importants, — mesure E : introduction d'une nouvelle stratégie commerciale, — mesure F : cession d'actifs pour soutenir le financement de la restructuration, — mesure G : report d’impôts locaux.

(28) Ces mesures sont détaillées aux considérants 29 à 102.

(29) Les engagements nucléaires découlent essentiellement de la nécessité de retraiter ou de stocker, puis enfin d'évacuer le combustible nucléaire usé («engagements relatifs à l’aval du cycle nucléaire») et de déclasser les centrales nucléaires au terme de leur durée de vie commerciale («engagements de déclassement»).

(30) En ce qui concerne certains engagements relatifs à l’aval du cycle nucléaire, BE a conclu des contrats en vue de la fourniture de services de gestion du combustible usé auprès de BNFL («engagements contractuels»). Les engagements contractuels représentent des montants que BE est susceptible de devoir verser par contrat à BNFL à l'avenir au titre des services de retraitement et/ou de stockage du combustible usé des centrales AGR, ou d'autres services en relation avec la gestion du combustible usé. Les contrats portent sur le retraitement et le stockage du combustible usé et des déchets associés des centrales AGR, jusqu'en 2038 ou 2086 au moins. Ces contrats sont principalement conclus pour un prix forfaitaire, tous les risques techniques liés au stockage et au retraitement du combustible nucléaire usé étant supportés par BNFL. L'ensemble du combustible usé et la plupart des déchets y afférents demeurent la propriété de BE pendant toute la durée de validité des contrats.

(31) Il existe d'autres engagements relatifs à l’aval du cycle nucléaire, liés ou non au même combustible usé, mais pour lesquels il n'existe pas actuellement de contrats de service («engagements non contractuels»). Les engagements non contractuels ont principalement trait à l'évacuation définitive du combustible usé, du plutonium, de l'uranium et des déchets produits par le retraitement du combustible AGR, au stockage et à l'évacuation définitive du combustible usé des centrales REP, y compris la construction d'un site de stockage à sec à Sizewell B, ainsi qu'au stockage et à l'évacuation des déchets d'exploitation.

(32) Les engagements de déclassement sont liés aux coûts d'extraction du combustible, de décontamination et de démantèlement des centrales nucléaires à partir du moment où elles cessent de produire de l'électricité. Normalement, le déclassement comporte trois niveaux: — niveau 1: extraction du combustible du réacteur peu après la mise à l'arrêt de la centrale et retrait de ce combustible de la centrale, — niveau 2: démantèlement des bâtiments annexes superflus, et sécurisation et scellement du cœur du réacteur, à la suite de quoi il est entretenu et surveillé, d'ordinaire pour de longues périodes, — niveau 3: démantèlement du réacteur pour permettre la réutilisation du site (au moins 85 ans après la fin de la production d'électricité pour les centrales AGR et jusqu'à 50 ans pour les centrales REP).

(33) Jusqu'à l'heure actuelle, divers accords ont été mis en place pour financer les engagements nucléaires. Lors de la privatisation, un fonds séparé, le Fonds de déclassement nucléaire («NDF»), a été créé sous la forme d'une société à responsabilité limitée par actions détenue par une fiducie indépendante. Le NDF a pour objet de constituer un fonds séparé devant être mis en œuvre pour prendre en charge une partie des engagements de déclassement. Le financement de tous les autres engagements nucléaires aurait dû être assuré par la trésorerie d'exploitation générée par les opérations réalisées par BE. Cependant, en raison de la chute des recettes de l'entreprise, celle-ci s’est avérée insuffisante à cet effet.

(34) Le gouvernement britannique a intégré dans son plan de restructuration un certain nombre d'instruments afin d'assumer la responsabilité financière d'au moins une partie du financement des engagements nucléaires. Les nouveaux instruments seront créés en même temps que les nouvelles modalités d’apport de fonds par BE, pour couvrir les coûts des engagements nucléaires, et de gestion des engagements nucléaires de BE.

(35) Le plan de restructuration prévoit que le NDF soit augmenté, ou complété par un nouveau fonds, à savoir le Fonds relatif aux engagements nucléaires («NLF»). Le NLF sera une société à responsabilité limitée détenue par une fiducie indépendante. Le NLF est destiné à financer le coût des engagements non contractuels et des engagements de déclassement concernant: a) tout le combustible AGR qui a été chargé dans les réacteurs de BE avant la date à laquelle toutes les conditions indispensables à la restructuration ont été remplies, y compris la décision de la Commission relative au plan de restructuration («date effective de restructuration») pour l'ensemble du combustible REP ainsi que pour le stockage et l'évacuation des déchets d'exploitation des centrales; b) tous les engagements de déclassement de niveau 1 de BE, et c) tous les engagements de déclassement de niveaux 2 et 3 de BE dans la mesure où la valeur cumulée du NDF ne suffit pas à faire face aux engagements de déclassement de niveaux 2 et 3 à mesure que les paiements viennent à échéance.

(36) Dès lors que la restructuration aura été mise en place, BE financera le NLF au moyen: a) de contributions fixes de déclassement de 20 millions de GBP par an, indexées sur l'indice des prix de détail, mais qui diminueront au fur et à mesure de la fermeture des centrales; b) 150 000 GBP, indexés de l'indice des prix de détail, pour chaque tonne de combustible REP chargée dans le réacteur de Sizewell B après la date où toutes les conditions indispensables à l'entrée en vigueur de la restructuration auront été satisfaites; selon les autorités britanniques, le montant de 150 000 GBP par tonne est comparable aux tarifs pratiqués internationalement pour la gestion du combustible usé; c) 275 millions de GBP en nouvelles obligations au profit du NFL; les nouvelles obligations seront très bien notées et sans garantie; d) des versements s'élevant au départ à 65 % de la marge nette d'autofinancement consolidée après impôt et coûts financiers et après financement des réserves de trésorerie («versements en faveur du NLF»); ces versements sont dénommés ci-après «mécanisme d'affectation de la marge d'autofinancement au service de la dette» («cash sweep»). Les mandataires du NLF seront également en droit de convertir, occasionnellement, tout ou partie des versements en faveur du NLF en un certain nombre d'actions de BE; tant que ces actions seront détenues par le NLF, elles seront sans droit de vote, pour autant qu'elles représentent, sinon, 30 % ou plus des droits de vote de BE.

(37) Le pourcentage de la capacité d'autofinancement sur lequel les versements en faveur du NLF se fondent peut être ajusté de temps en temps, sur une base équitable et raisonnable, afin que les actionnaires bénéficient des marges d'autofinancement non distribuées et du produit des nouvelles souscriptions d'actions de BE et que le NLF et les actionnaires ne soient pas lésés par une scission, l'émission de titres auprès des actionnaires, ou d'autres transactions de l'entreprise.

(38) Le versement des contributions fixes de 20 millions de GBP par an (indexées et décroissantes au fur et à mesure de la fermeture des centrales) en faveur du NLF ou du NDF, au titre des engagements de déclassement, sera accéléré pour atteindre une base à valeur actuelle nette (ajustée selon un taux d'actualisation approprié au NLF ou au NDF, le cas échéant) et sera immédiatement recouvrable en cas d'insolvabilité de BEG ou de BEGUK. Les paiements accélérés seront garantis par les principales sociétés du groupe BE et assortis de sûretés sur leurs actifs.

(39) Les administrateurs du NLF n'auront pas d'autre rôle ou fonction que la gestion du Fonds et de ses investissements et la réalisation des paiements au titre des dépenses autorisées. Ils devront également analyser l'opportunité pour le NLF de reporter ces paiements ou de les convertir en actions. Les administrateurs du NLF ne seront pas habilités à réexaminer le passif et les besoins de financement ou à fixer les contributions de BE.

(40) Le gouvernement britannique prendra les quatre mesures suivantes en liaison avec le financement des engagements nucléaires.

— Prise en charge des engagements de BE au titre de contrats antérieurs pour le combustible usé

(41) Le gouvernement britannique s'engage à assumer la responsabilité des engagements de BE au titre de contrats conclus entre BE et BNFL («contrats antérieurs concernant le combustible usé»), pour: i) le retraitement et/ou le stockage du combustible usé AGR chargé dans les réacteurs avant la date effective de restructuration et ii) d'autres services liés à la maintenance des châteaux de transport, à la gestion de l'oxyde et au transport ferroviaire dans le cadre de contrats en vigueur avec BNFL.

(42) Cet engagement ne couvre pas les versements liés au combustible chargé dans les réacteurs AGR après la date effective de restructuration, dont les coûts continueront à être supportés par BE dans le cadre des nouveaux contrats conclus à la suite des négociations commerciales menées entre BE et BNFL. Il ne couvre pas les paiements effectués pour le combustible REP, étant donné que celui-ci n'est pas retraité par BNFL, mais qu'il est directement géré — ou plutôt entreposé — par BE.

— Engagement de couvrir toute insuffisance de financement du NLF pour les engagements de déclassement de niveau 1 et les engagements non contractuels

(43) Le gouvernement britannique s'engage à couvrir toute insuffisance de financement du NLF pour les engagements de déclassement de niveau 1 et les engagements non contractuels (y compris le coût de la construction du site de stockage à sec de Sizewell B et l'évacuation définitive du combustible).

— Engagement de couvrir les insuffisances de financement du NLF pour les engagements de déclassement de niveaux 2 et 3

(44) Le gouvernement britannique s'engage à couvrir toute insuffisance de financement du NLF pour les niveaux 2 et 3 de déclassement.

— Exonération fiscale spécifique

(45) Les engagements susmentionnés du gouvernement britannique seront comptabilisés comme un actif dans le bilan de BE et un crédit correspondant sera porté dans le compte de résultat. Dans une situation normale, cet engagement serait imposable. Selon le gouvernement britannique, cela le contraindrait à «majorer» le niveau de l'aide fournie à BE, dans le cadre du processus de restructuration, du montant de l'imposition née de l'octroi de cet engagement, pour garantir que BE soit solvable après la restructuration.

(46) Pour éviter cette situation, les autorités britanniques vont présenter un projet législatif concernant une exonération fiscale spécifique, par l’intermédiaire du projet de loi sur l'électricité. Faute d'une telle législation, il y aurait une recette imposable d'environ 3 152 millions de GPB. Selon le gouvernement britannique, la législation relative à cette exonération fiscale a été conçue de manière qu’aucun allégement fiscal asymétrique ne soit accordé à BE à l'avenir. Toute augmentation future de la valeur de l'entreprise, en raison soit de fluctuations des prix, soit d'une revalorisation, sera imposable et elle correspondra ainsi à l'allégement fiscal obtenu par BE lorsque la dépense supplémentaire sera inscrite dans le compte de résultat.

(47) Le tableau 1 ci-dessous comporte l'analyse par les autorités britanniques des instruments d'aide décrits ci-dessus. Ces valeurs estimées sont l'objet d'incertitudes considérables. Les coûts des engagements nucléaires exonérés et les participations de BE à ces coûts sont éminemment incertains. En effet, la réduction des engagements se produira sur des périodes extrêmement longues. Ainsi, BE n'envisage pas de commencer à démanteler un réacteur AGR avant que quatre-vingt-cinq ans se soient écoulés après qu'il a cessé de produire de l'électricité, tandis que la gestion du combustible usé s'étale sur une période indéfinie. En outre, de nombreuses tâches, dont le déclassement des réacteurs AGR, ne peuvent pas s'appuyer aujourd'hui sur une expérience directe. La valeur estimée de l'aide a changé depuis sa notification. Cela résulte principalement de l'accroissement des recettes liées au mécanisme d'affectation de la marge d'autofinancement au service de la dette en raison d'une amélioration des performances prévues de BE, de l'effet de l'inflation, de l'actualisation des montants dus au titre de l'engagement concernant les contrats antérieurs pour le combustible usé, de l'augmentation des volumes de combustible usé historique des réacteurs AGR en raison de la date effective plus tardive de la restructuration et de l'augmentation de la valeur des actifs détenus par le Fonds de déclassement des réacteurs nucléaires pour tenir compte de la valeur de marché la plus récente. Tableau 1 Analyse des instruments d'aide ressortissant à la mesure A sur la base de projections de juillet 2004 (6) (en millions GBP) Proposition initiale Projections actuelles VAN [actualisée au taux nominal de 5,4 % (7) Total des décaissements futurs (non actualisés) VAN [actualisée au taux nominal de 5,4 % (7)] Total des décaissements futurs (non actualisés) Engagement pour contrats antérieurs concernant le combustible usé 2 185 3 218 2 377 3 067 Engagement pour charges non contractuelles 750 3 166 951 3 375 Engagement pour charges de déclassement 879 4 917 1 115 5 062 Montants versés par BE au NLF – 1 432 – 1 845 – 2 007 – 2 510 Montants nets payables par le ministère 197 6 238 59 5 927 Exonération fiscale 916 946 1 047 1 077 Total 3 298 10 402 3 483 10 071 Proposition initiale: flux évalués en mars 2003, aux prix de décembre 2002. Projections actuelles: flux évalués en mars 2004, aux prix de mars 2004.

(48) BNFL fournit à la fois du combustible nucléaire à BE pour l'ensemble de ses réacteurs et de sa filière AGR et stocke ce combustible une fois usé (8).

(49) Dans le cadre du plan de restructuration, BNFL, créancier unique le plus important de BE, est convenu de modifier ses contrats avec BE tant en ce qui concerne la fourniture de combustible que le traitement du combustible usé.

(50) Les accords de fourniture de combustible antérieurs à la restructuration conclus entre BE et BNFL remontent à 1997 et 1995 pour BEG et BEGUK, respectivement. Ils étaient censés se poursuivre jusqu'au 31 mars 2006, mais l'intention était de renégocier et de prolonger ces contrats à partir de cette date pour BEG et de prendre une option de prolongation pour BEGUK.

(51) Les frais liés à la fourniture de combustible se composent d'un montant fixe annuel et d'un montant variable supplémentaire par élément de combustible livré. Les frais sont définis en fonction d'un ajustement selon un indice d'inflation.

(52) Les conditions renégociées de fourniture de combustible sont entrées en vigueur le 1er avril 2003 au moyen d'avenants aux accords précédents. Les nouvelles conditions constituent également le fondement de nouveaux accords de longue durée pour fourniture de combustible AGR à partir du 31 mars 2006, destinés à entrer en vigueur le 1er avril 2006. Les nouveaux accords peuvent être résiliés au terme d'une période de sept ans.

(53) Dans le cadre des nouvelles conditions, le paiement annuel fixe au titre des accords précédents sera réduit de 5 millions de GPB par an et il fera l'objet d'une actualisation supplémentaire, liée aux prix de l'électricité de base, mais soumise à un plafond de 15 millions de GPB (tous deux aux prix de 2003 et sous réserve d'une indexation selon l'indice des prix de détail). Les autres prix resteront inchangés par rapport aux contrats précédents.

(54) En ce qui concerne la fourniture de combustible à partir du 1er avril 2006 et sous réserve qu'au moins quatre des sept centrales AGR demeurent en service, les frais fixes payables par BE s'élèveront à 25,5 millions de GPB, diminués de l'actualisation susmentionnée, assortis de frais variables (selon les contrats en vigueur) équivalant à 191 000 GPB par tonne d'uranium. Ces prix s'entendent aux valeurs monétaires de juillet 2002 et seront indexés conformément à l'indice des prix de détail.

(55) Pour la période où tout au plus trois centrales nucléaires demeureront en service, le prix peut être établi sur la base des recommandations d'une équipe commune de BE et de BNFL, à la suite d'une étude relative au programme d'optimisation en fin de vie de l'usine de fabrication de combustible de BNFL.

(56) En 1995, les prédécesseurs en droit de BEG et de BEGUK (Nuclear Electric et Scottish Nuclear, respectivement) ont conclu des contrats à long terme avec BNFL pour le stockage et le retraitement du combustible AGR irradié et des services connexes. BEGUK (Scottish Nuclear à l'époque) a conclu un nouveau contrat en 1995 pour le stockage à long terme de tout le combustible AGR en sus de la quantité faisant déjà l'objet d'un contrat de retraitement. En 1997, BEG a également conclu un nouveau contrat pour des services de gestion du combustible usé concernant l'ensemble du combustible AGR irradié produit sur la durée de vie du site en sus de celui livré au titre du contrat de 1995 pour les réacteurs de BEG. Les contrats susmentionnés sont globalement dénommés ci-après «accords en vigueur de gestion du combustible usé». Ils couvrent la prestation de services jusqu'en 2038 ou 2086 au moins (selon la catégorie des déchets).

(57) Dans le cadre des accords en vigueur relatifs au combustible usé, BE demeure propriétaire de tout le combustible usé. Enfin, BEG et BEGUK devront accepter des déchets vitrifiés de niveau élevé, du combustible usé, certains déchets de niveau intermédiaire et de l'uranium et du plutonium retraités provenant des stocks détenus par BNFL, en vue d'assumer leurs responsabilités quant à l’évacuation de ces produits.

(58) Les prix contenus dans ces accords sont essentiellement des prix fixes susceptibles d’être ajustés en fonction de l'inflation et, s'agissant des engagements de stockage et de retraitement, basés sur les quantités de combustible livrées. Les prix des contrats initiaux conclus en 1995 comprennent également les sommes relatives au déclassement de l'usine THORP (usine de retraitement thermique des oxydes) de Sellafield, qui retraite le combustible AGR. Compte tenu de la nature des services fournis par BNFL, BE s'est engagée à effectuer des paiements continus pour le combustible livré, qu'elle résilie ou non les contrats concernant le combustible non livré.

(59) Les flux de paiements relatifs aux contrats de stockage et de retraitement de 1995 sont fixes et vont jusqu'à l'expiration des contrats en 2086, sur la base de versements mensuels. Le flux des paiements pour le contrat de 1997 s'appuie sur le calendrier et le tonnage des livraisons de combustible à BNFL. Ces paiements fixes correspondent à une somme forfaitaire versée selon un calendrier préétabli.

(60) Les accords renégociés de gestion du combustible usé (ci-après «nouveaux accords de gestion du combustible usé») sont appliqués différemment selon que le combustible géré a été chargé avant ou après la date effective de restructuration.

(61) Les modifications importantes concernant le combustible chargé avant la date effective de restructuration sont décrites ci-après: a) l'échéancier des paiements sera réduit de sorte que la valeur actuelle nette des paiements à venir, calculée sur la base des taux d'actualisation du secteur public britannique, demeure inchangée; b) les clauses de résiliation des contrats seront modifiées de manière que ceux-ci puissent être résiliés sans l’intervention de BE, si cette dernière devenait insolvable malgré la restructuration. Les autorités britanniques ont précisé que, dans ce cas, il serait probablement nécessaire de continuer à gérer ce combustible sur le site de BNFL, à Sellafield, et que le gouvernement britannique ou le NLF devraient conclure à cet effet des accords contractuels avec BNFL, ou la société qui lui succédera. Dans ce cas, les autorités britanniques ont indiqué qu'elles attendaient de ces nouvelles modalités qu'elles se fondent sur un examen de tous les éléments pertinents à ce moment-là, y compris les clauses contractuelles en vigueur.

(62) Les modifications importantes pour le combustible chargé à la date effective de restructuration, ou après celle-ci, sont les suivantes: a) la propriété du combustible usé sera transférée à BNFL au moment où celle-ci assumera le risque de la gestion du combustible usé (à savoir au moment de la livraison du combustible usé à BNFL), après quoi BE sera déchargée de toute obligation en ce qui concerne ce combustible; b) le paiement des services relatifs au combustible usé sera dû au moment du chargement du combustible non irradié dans les réacteurs de BE, et non ultérieurement (c’est-à-dire au moment de la livraison du combustible usé à BNFL), et se fondera sur un plan de charge avec apurement annuel; c) le prix de base pour le combustible usé sera de 150 000 GBP par tonne d'uranium, payable lors du chargement du combustible non irradié, aux prix de 2003. Ensuite, il sera indexé en fonction de l'indice des prix de détail. Chaque année, un ajustement à la hausse ou à la baisse sera effectué en fonction d'une formule reposant sur la quantité d'électricité produite par les centrales AGR et la valeur de l'électricité de base en Angleterre et au pays de Galles, ce qui protégera BE contre les fluctuations des prix de l'électricité. Le prix de base pour la gestion du combustible usé avoisine 0,6 GBP par MWh avant ajustement à la hausse ou à la baisse.

(63) Le tableau 2 montre les conséquences pour BE des modifications apportées aux contrats de fourniture du combustible par BNFL, telles qu’elles ont été estimées par les autorités britanniques en fonction de trois scénarios possibles d'évolution du marché de l'électricité. Tableau 2 Conséquences des modifications apportées aux contrats de fourniture du combustible par BNFL (en millions GBP) Calcul des économies réalisées sur la fourniture de combustible Clôture de l'exercice au 31 mars 2004 2005 2006 2007 2008 Coûts avant restructuration — Hypothèse des banques et hypothèse favorable 221 247 232 203 213 — Hypothèse défavorable 216 241 227 198 208 Coûts après restructuration — Hypothèse des banques 206 231 218 188 201 — Hypothèse favorable 207 231 227 198 207 — Hypothèse défavorable 200 220 205 176 186 Économie — Hypothèse des banques 15 16 14 15 12 — Hypothèse favorable 14 16 5 5 6 — Hypothèse défavorable 16 21 22 22 22

(64) Les autorités britanniques ont déclaré que la présentation d'estimations précises des économies réalisées par BE après 2006 serait délicate, étant donné que les contrats de fourniture de combustible avant restructuration devaient arriver à échéance en 2006. Toute estimation des avantages pour BE des modifications intervenues devra dès lors tenir compte, dans une certaine mesure, des avantages retirés par BNFL de la prolongation des contrats jusqu'à la fin de la durée de vie des installations de BE, ce que reflètent les prix des nouveaux contrats. Compte tenu de ces incertitudes, les autorités britanniques ont précisé que l'estimation interne de BE relative aux économies de coûts sur la durée de vie des centrales s'élèverait à 239 millions de GBP (non actualisés) et à 140 millions de GBP [actualisés au taux réel de 3,5 % (9)]. Le tableau 3 révèle les conséquences pour BE des modifications apportées aux contrats pour le combustible usé des réacteurs AGR de BNFL, telles que prévues par les autorités britanniques, en tenant compte des trois mêmes scénarios éventuels (10). La valeur actuelle nette est calculée sur la base du taux d'actualisation de 3,5 % du secteur public britannique. Ce tableau ne porte que sur les conséquences des modifications de prix pour les contrats relatifs au combustible chargé à la date effective de restructuration, ou après celle-ci. Les conséquences des modifications des contrats pour le combustible chargé préalablement à la date effective de restructuration sont difficiles à quantifier, car elles ne se concrétiseraient qu'en cas d'insolvabilité de BE. Par ailleurs, les avantages pour BE du transfert de propriété du combustible usé, et des charges qui l'accompagnent, au profit de BNFL sont difficiles à apprécier, de l'avis des autorités britanniques. Celles-ci ont cependant indiqué qu'une estimation subjective des avantages pour BE de ce transfert de propriété avoisinerait les 1 421 millions de GBP (non actualisés) et les 148 millions de GBP (actualisés à un taux nominal de 5,4 %). Cet avantage n'est pas repris au tableau 3. Tableau 3 Conséquences sur la VAN des modifications apportées aux contrats futurs de combustible AGR (11) (en millions GBP) VAN Total des paiements non actualisés Avant restructuration — Hypothèse des banques 592 1 117 Après restructuration — Hypothèse des banques 418 558 — Hypothèse favorable 881 1 204 — Hypothèse défavorable 3 4 Économie — Hypothèse des banques 174 559 — Hypothèse favorable – 289 – 87 — Hypothèse défavorable 589 1 113

(65) Initialement, les sociétés ayant précédé BEG et BEGUK achetaient elles-mêmes les composés d’uranium en vue de leur transfert à BNFL et de leur utilisation pour la production et la fabrication de combustible nucléaire pour leurs usines AGR. La société qui est aujourd’hui BEGUK a ensuite transféré ses contrats d'achat de composés d’uranium à BNFL. Ces contrats antérieurs étaient à long terme et n'auraient suffi, en tout état de cause, que pour les quantités relativement faibles de matière nécessaire à BEGUK. Par conséquent, ce changement n'a conféré à BNFL qu'une marge étroite pour mettre au point une unité d'achat et de fourniture de composés d’uranium.

(66) Dans le cadre de la renégociation par BE et BNFL des contrats de fourniture de combustible nucléaire par BNFL à BE, il a été décidé que BEG transférerait également ses contrats d'achat de composés d’uranium à BNFL, laquelle deviendrait donc responsable de l'élaboration des modalités futures d'achat des composés d’uranium pour le combustible nucléaire des centrales AGR de BEG.

(67) Simultanément, BNFL achètera les stocks de composés d’'uranium de BEG, dont la valeur comptable estimée s'élève à 67 millions de GBP.

(68) Dans le cadre du plan de restructuration, BE a conclu des accords («accords de moratoire») instituant un moratoire, sous certaines conditions, des paiements dus à BNFL et à un certain nombre de créanciers financiers importants («les créanciers importants»), parmi lesquels les détenteurs de la majorité des obligations en livres sterling émises par BE en 2003, 2006 et 2016 («les obligataires»), le syndicat de banques d'Eggborough, y compris la Royal Bank of Scotland en tant qu’émettrice d'une lettre de crédit («RBS») (conjointement les «banques prêteuses») et les parties contractantes aux trois contrats d'achat d'électricité hors du cours («CAE») et contrats de différence: Teaside Power Limited («TPL»), Total Fina Elf («TFE»), et Enron (collectivement dénommées «les parties aux CAE»).

(69) Au titre des accords de moratoire, la période de moratoire commence le 14 février 2003 et s'achève au plus tôt le 30 septembre 2004 ou à l'occasion d'une échéance ou de l'achèvement de la restructuration. Pendant cette période, BNFL et les créanciers importants sont convenus avec BE qu'ils n'engageront aucune démarche pour entamer une procédure de mise en liquidation pour insolvabilité, ni pour exiger ou accélérer le paiement de montants dus par BE.

(70) Les obligations de BE, de BNFL et des créanciers importants dans le cadre des accords de moratoire sont décrites aux considérants 71, 72 et 73.

(71) Dans le cadre des accords de moratoire: a) les intérêts continueront à être servis aux obligataires et aux banques d'Eggborough conformément aux modalités en vigueur; b) un intérêt de 6 % par an sera versé à la RBS (au titre de sa lettre de crédit) sur un montant de 34 millions de GBP et aux parties aux CAE sur leurs créances (RBS: 37,5 millions de GBP, TPL: 159 millions de GBP, TFE: 85 millions de GBP, Enron: 72 millions de GBP); c) EPL recevra des montants correspondant à ses frais d’exploitation et à ses dépenses d'investissement; d) BE continuera à acheter de l'électricité à TPL à prix fixe, selon des niveaux basés sur la courbe actuelle des prix à terme pour l'électricité jusqu'à l'achèvement de la restructuration; e) des intérêts reviendront à BNFL au titre des montants dus dans le cadre des accords de gestion du combustible usé actuellement en vigueur, à partir du 1er avril 2003, et ils seront levés si la restructuration a lieu. Les montants acquis au titre des accords de gestion du combustible usé en ce qui concerne le combustible chargé avant la date effective de restructuration seront gelés dans la mesure où ils dépassent les montants qui auraient été exigibles si les nouveaux accords de gestion du combustible usé étaient entrés en vigueur à partir du 1er avril 2003, et ils seront levés si la restructuration se produit.

(72) Dans le cadre des accords de moratoire: a) de novembre 2002 jusqu'au 31 mars 2003, BNFL gèlera tous les paiements dus au titre des accords en vigueur de gestion du combustible usé à partir du 1er avril 2003, et bloquera la différence entre les paiements dus au titre des anciens et des nouveaux accords de gestion du combustible usé; b) les obligataires gèleront le principal dû au titre des obligations de 2003; c) les banques d'Eggborough gèleront les remboursements du principal et les autres paiements dus au titre du contrat de capacité et de péage («CTA»), à l'exception de ceux compris dans le cadre des obligations maintenues de BE; d) la RBS gèlera tous les montants au titre de sa contre-garantie, de la garantie composite ou de la lettre de crédit, et e) les parties aux CAE gèleront tous les montants dus au titre des CAE, à l'exception de ceux faisant partie des obligations maintenues de BE.

(73) Les obligations d'un créancier important au titre de son accord de moratoire des paiements cesseront de s'appliquer si l'un des événements ci-après se produit et si un créancier important adresse à BE un avis de résiliation: a) il y a défaut de paiement des montants non reportés dus audit créancier important pour une période supérieure à vingt jours ouvrables; b) la liquidation judiciaire ou le dépôt de bilan sont prononcés pour BE ou l'une quelconque de ses filiales; c) le gouvernement britannique adresse une demande écrite de remboursement de la facilité de crédit ou de toute facilité de remplacement consentie par des banques commerciales et garantie par le gouvernement britannique, ainsi que de la contre-garantie correspondante de BE et de ses filiales en faveur du gouvernement britannique; d) les autorisations obligatoires n'ont pas été accordées par l'agent chargé de la facilité de crédit d'Eggborough, la RBS, le syndicat bancaire TPL ou Enron; e) BE ou l'une quelconque de ses filiales publie des document prévoyant, pour les créanciers importants, des conditions autres que celles auxquelles les créanciers importants ont souscrit.

(74) Le tableau 4 indique le montant des liquidités qui seraient économisées par BE conformément aux accords de moratoire, selon les autorités britanniques, si la date effective de restructuration était le 31 mars 2004. Tableau 4 Économies réalisées par BE grâce aux accords de moratoire (en millions GBP) Exercice clôturé fin mars 2003 Exercice clôturé fin mars 2004 BNFL 132 265 Obligataires 110 0 Banques d'Eggborough 47 40 TPL 13 33 TFE 3 14 Enron 4 19 Impact TVA 0 – 8 Impact intérêts – 9 – 21 Impact du moratoire 300 342 Liquidités cumulées 300 642

(75) Outre les accords de moratoire, le plan de restructuration prévoit la restructuration et le rééchelonnement des montants exigibles par les créanciers importants. Le 14 février 2003, BE a conclu un accord non contraignant avec les créanciers importants en vue d'un compromis et d'une répartition concernant leurs créances.

(76) Les créances détenues par les créanciers importants qui ont fait l'objet du compromis, telles qu’elles figurent dans les états financiers non audités de BE pour le semestre allant au 30 septembre 2002, sont les suivantes: — obligataires: 408 millions de GBP, — banques prêteuses: 490 millions de GBP, — parties aux CAE: 365 millions de GBP.

(77) Dans le cadre des conditions principales, les créances relatives aux CAE ont depuis été fixées à 316 millions de GBP au titre des mesures de restructuration.

(78) Les créances seront restructurées et rééchelonnées comme suit: a) 275 millions de GBP de nouvelles obligations seront émises à l'intention des obligataires, des banques prêteuses, de la RBS, de TPL, de TFE et d'Enron; b) un CTA révisé sera conclu avec les banques d'Eggborough; il impliquera pour les banques un rendement équivalant à 150 millions de GBP de nouvelles obligations; c) des actions ordinaires de BE seront émises à l'intention des obligataires, des banques prêteuses, de la RBS, de TPL, de TFE et d'Enron.

(79) BE a modifié sa stratégie commerciale pour s'efforcer de réduire son exposition aux risques liés à la production et aux prix. Cette révision constitue l'un des éléments des mesures de restructuration qui renforcent la solidité financière de BE.

(80) BE est l'une des principales sociétés productrices d'électricité du Royaume-Uni et fournit plus de 20 % de l'électricité du pays. Le portefeuille de production électrique de BE se décompose en production nucléaire (83 % de la capacité) et production thermique à base de charbon (17 % de la capacité), et est susceptible d'atteindre environ 75 TWh par an.

(81) La branche commerciale de BE, BEPET, est responsable de la commercialisation de la production de BE, de la gestion de l'exposition de BE aux fluctuations des prix du marché de l'électricité et de l'optimisation des prix de vente obtenus par BE par rapport au marché. 83 % de la capacité de BE étant d'origine nucléaire, BEPET se concentre essentiellement sur la vente de cette production, qui est pour l’essentiel continue.

(82) La centrale thermique au charbon d'Eggborough constitue également un élément important du portefeuille d'activités. Elle présente une souplesse de production susceptible de s'adapter au niveau de demande fluctuant des clients et constitue une «assurance» précieuse en cas d'arrêt nucléaire. Elle offre de la souplesse pour ce qui est des objectifs des grands clients industriels et commerciaux et d'une partie du négoce de gros.

(83) Pour gérer l'exposition de BE aux prix du marché tout en optimisant les prix de vente obtenus sur le marché, BEPET vend sa production à terme. Avant que l'électricité ne soit produite, BEPET s’efforce, comme les autres producteurs, d'avoir vendu 100 % de sa production pour éviter d'être exposée aux prix traditionnellement volatils du mécanisme d'équilibrage. En vendant à l'avance, la société est en mesure de garantir que les volumes produits à l'avenir seront vendus aux prix en vigueur à l'époque de la vente et, dans certains cas, que les prix relatifs à la production future seront fixes.

(84) BEPET dispose d'un certain nombre de canaux pour vendre la production de BE et écoule 32 % de cette production totale par le biais du service «ventes directes aux entreprises» (DSB). Le DSB a vu son importance s'accroître et il constitue un élément essentiel de la stratégie commerciale de BE.

(85) La part que BE vend sur le marché de détail représente une petite portion de sa capacité de production par rapport à d'autres producteurs importants en Grande-Bretagne. La croissance de BE sur ce marché est tirée par son objectif de diversification des possibilités de livraison plutôt que par des visées ayant trait au marché de détail lui-même. BE réalise une marge brute d'environ 2 % (12) sur ses ventes directes, ce qui dénote la nature compétitive de ce marché.

(86) La raison des difficultés financières de BE en septembre 2002 réside dans trois accords d'achat d'électricité très en dehors du cours et dans des contrats de différence qu'elle avait conclus dans le cadre de son activité commerciale et entrepreneuriale antérieure. Chacun de ces éléments est repris dans l'accord de compromis conclu avec les créanciers importants dans le cadre des mesures de restructuration.

(87) Le premier élément porte sur le contrat avec TFE. Par rapport aux prix du marché actuels, le prix d'exercice de ce contrat est très élevé. Le contrat a été conclu en 1997, époque où les prix étaient en moyenne beaucoup plus élevés qu'à l'heure actuelle. Il s'agit donc pour BE d'un accord très en dehors du cours et la créance due à TFE s'élève à 85 millions de GBP.

(88) Le deuxième élément concerne le contrat d'échange à terme avec Enron, en date du 1er avril 1996, qui est un instrument financièrement stable basé sur la différence entre les prix du pool en période de consommation forte et faible. Le contrat a été conclu par BE préalablement à l'acquisition d'Eggborough. Il s'agissait d'une protection contre l'amplitude variable des activités croissantes de BE dans le secteur des clients industriels et commerciaux. La créance due à Enron et reconnue dans les mesures de restructuration au titre de ce CAE en dehors du cours s'élève à 72 millions de GBP.

(89) Le troisième élément a trait à un contrat avec TPL hérité de l'acquisition de SWALEC par BE, en 1999. Le contrat a été initialement conclu le 26 juin 1991. Il est très en dehors du cours. La créance due à TPL et reconnue par les mesures de restructuration au titre de ce CAE s'élève à 159 millions de GBP.

(90) Dans le cadre des mesures de restructuration, BE a décidé de s'assurer davantage de ventes à prix fixe à moyen terme pour sa production. Selon le gouvernement britannique, la mise en œuvre de cette stratégie réduira la volatilité des liquidités et renforcera la viabilité financière à long terme de la société.

(91) Dans le cadre de la nouvelle stratégie, les transactions à prix fixe avec livraison différée de la production conduiront la société à effectuer la prévente d'une proportion importante de sa production au cours des prochaines trois à cinq années à prix fixe, ce qui permettra à BEPET de fixer la valeur d'une plus grande partie de la production future.

(92) Les objectifs majeurs de la nouvelle stratégie commerciale sont les suivants: i) limiter les risques liés aux prix en obtenant davantage de contrats à prix fixe, ii) conserver des canaux de distribution viables pour l'important volume produit, et iii) générer des liquidités supplémentaires pour maintenir des réserves financières suffisantes.

(93) Depuis que cette nouvelle stratégie a été mise en place au début du mois de décembre 2002, BE est parvenue à vendre 14,8 TWh supplémentaires de sa production au titre des ventes directes pour la période 2003-2006, grâce au renouvellement de contrats annuels et à la prolongation de certains contrats pluriannuels. Au 6 mars 2003, BE avait également conduit des négociations avec un certain nombre de cocontractants au titre du négoce structuré.

(94) Le 6 février 2003, un contrat important a été signé avec British Gas Trading Limited pour la vente d'environ 10 TWh par an jusqu'au 1er avril 2007, plus de la moitié de cette quantité étant à prix fixe.

(95) Les nouveaux contrats avec BNFL procurent également à BE une certaine couverture pour le prix de l'électricité en raison du prix variable, indexé sur le prix de l'électricité, qui sera payé pour la fourniture de combustible AGR et les services de gestion du combustible AGR usé. Aux prix actuels du marché, les nouveaux accords fournissent une couverture partielle pour environ 60 % de la production AGR de BE, qui s'élève approximativement à 58 TWh par an.

(96) BE se propose de se concentrer sur les objectifs ci-après dans le cadre de sa stratégie à moyen terme: a) faire en sorte que les centrales nucléaires de BE fonctionnent selon les normes de sécurité et les niveaux de performance mondiaux; b) renforcer la sécurité tout en améliorant la productivité et la compétitivité; c) réduire l'exposition aux prix de l'électricité de gros au Royaume-Uni, tout en continuant à assurer des débouchés fiables pour la production; cet objectif sera atteint par la combinaison de conditions contractuelles, de l'accès à une production flexible grâce à Eggborough et de contrats directs, l'accent étant essentiellement mis sur la clientèle des entreprises commerciales et industrielles; d) mettre au point des opérations rentables dans le domaine des énergies renouvelables pour soutenir la compétitivité des ventes directes; e) maintenir son engagement en faveur des activités liées à la sécurité et financées par l'Union européenne dans l'ex-Union soviétique et en Europe de l'Est.

(97) Le 23 décembre 2002, BE a annoncé qu'elle avait conclu un contrat contraignant pour se défaire de la participation de 82,4 % qu'elle détenait dans Bruce Power, selon le schéma suivant: 79,8 % au bénéfice d'un consortium constitué par Cameco, BPC Generation Infrastructure Trust et TransCanada PipeLines Limited (conjointement «le Consortium») et 2,6 % au bénéfice de Power Workers' Union Trust No 1 et The Society. En outre, le consortium a accepté d'acquérir la participation de 50 % de BE dans la société Huron Wind, au projet d'éoliennes en Ontario. La vente de Bruce Power et de Huron Wind au consortium a été réalisée le 14 février 2003. Au terme de cette vente, BE a reçu un paiement comptant de 678 millions de CAD. En outre, BE devrait recevoir jusqu'à 140 millions de CAD de montants conditionnels liés au redémarrage de deux tranches de Bruce A et à des comptes bloqués.

(98) Le produit initial de 275 millions de GBP, diminué de certaines sommes correspondant au coût des opérations, a été versé sur un compte approuvé par le ministère du commerce et de l'industrie et à son profit, dans le cadre de l'accord de facilité de crédit («CFA»).

(99) Exelon Generation Company, LLC («Exelon») et British Energy Investment Ltd ont sollicité des propositions pour leurs participations respectives dans AmerGen, eu égard à la vente de cette dernière. Le 22 décembre 2003, les actionnaires de BE ont approuvé la cession à Exelon Generation Company LLC de la participation de 50 % de BE dans AmerGen. BE a reçu environ 277 millions d'USD en numéraire.

(100) Un certain nombre de collectivités locales sont convenues de reporter, sans intérêts, l'échéance de taxes sur les sociétés que BE leur devait.

(101) Conformément aux informations transmises par les autorités britanniques, ces collectivités locales sont les suivantes: — Lancaster City Council, pour la centrale de Heysham, à hauteur de 1 775 240 GBP, — Shepway District Council, pour la centrale de Dungeness, à hauteur de 578 524 GBP, — Hartlepool Borough Council, pour la centrale de Hartlepool, à hauteur de 447 508 GBP, — North Ayrshire Council, pour la centrale de Hunterston, à hauteur de 735 947 GBP, — Lothian Council, pour la centrale de Torness, à hauteur de 765 986 GBP.

(102) Ce sont au total 4 303 205 GBP de taxes sur les sociétés qui ont été reportées de novembre 2002 à février 2003. En ce qui concerne la mesure G, les taxes ont été payées dans leur totalité par BE en février 2003 et des intérêts de 65 656,24 GBP pour retard de paiement ont été versés le 7 octobre 2003. Le calcul du taux d'intérêt s'est fondé sur les taux de référence de la Commission pour le Royaume-Uni, à savoir 6,01 % jusqu'au 31 décembre 2002 et 5,42 % après cette date.

c) Conséquences financières des mesures de restructuration

(103) Avant de faire état des conséquences du plan de restructuration sur la viabilité de BE, les autorités britanniques ont décrit le fonctionnement économique de la production électronucléaire. Dans son analyse du fonctionnement économique de la production d'électricité de BE, la notification établit une distinction entre les coûts évitables et les coûts inévitables liés à l'exploitation des centrales de BE. Les centrales nucléaires se distinguent par des coûts inévitables très élevés et des coûts évitables relativement faibles, eu égard notamment aux coûts marginaux à court terme. Selon les autorités britanniques, étant donné que la décision de produire de l'électricité est motivée par le niveau des coûts évitables et que les centrales nucléaires présentent les coûts marginaux à court terme les plus modestes, l'exploitation de centrales nucléaires est une activité économiquement rationnelle.

(104) Les autorités britanniques font ensuite valoir que, si la restructuration de BE est couronnée de succès, la société ne sera pas structurellement déficitaire. Selon les autorités britanniques, le plan est en mesure de régler les questions à l'origine des difficultés de BE et d'aboutir à sa viabilité à long terme. Ainsi, il améliorera la stratégie commerciale de BE consistant à s'efforcer de contrebalancer sa position non couverte, il soulagera BE de certains de ses coûts fixes très élevés en prenant en charge les engagements nucléaires antérieurs, et il lui permettra de constituer des réserves de liquidités suffisantes pour garantir ses activités.

(105) Le plan de restructuration de BE a pour objet de restructurer les coûts et la dette de BE et de mettre en place une structure de capital stable afin que la société continue à opérer à long terme comme une entité financièrement viable. Pour que BE puisse être réputée financièrement viable, le gouvernement britannique a pris comme hypothèse que, à l'issue d'un certain laps de temps, la société devra être rentable, dégager des liquidités positives et être en mesure de financer ses activités de manière permanente.

(106) Les éléments suivants du plan de restructuration ont été mis au point afin que l'objectif de viabilité financière puisse être atteint: a) vente de la participation de BE dans Bruce Power et AmerGen, afin de constituer des ressources en liquidités au sein de la société, de renforcer sa solidité et de réduire l'éventail de ses activités; b) réduction de la base des coûts constants de BE par des négociations commerciales avec les créanciers importants pour parvenir à des compromis relatifs à leurs créances antérieures et conclure des accords de moratoire jusqu'à la réalisation de la restructuration, en échange d'une combinaison de nouvelles dettes et de nouvelles actions de BE à l'issue de la restructuration; c) prise en charge des coûts de certains engagements nucléaires par le gouvernement britannique et renégociation commerciale des contrats relatifs au combustible nucléaire en amont et en aval du cycle avec BNFL, les nouveaux accords commerciaux conclus avec cette dernière ayant également réduit l'exposition de BE à des mouvements défavorables des prix de l'électricité; d) mise en œuvre d'une nouvelle stratégie commerciale pour limiter l'exposition de BE aux risques liés aux volumes et aux prix du marché de gros de l'électricité.

(107) Selon les autorités britanniques, le plan de restructuration a été mis au point pour tenir compte d'une exigence essentielle en matière de viabilité financière, à savoir la capacité de la société à financer ses activités. Étant donné que la société serait confrontée à des difficultés pour obtenir des financements auprès du marché bancaire ou obligataire, compte tenu notamment du nombre relativement restreint des prêteurs disposés à financer une société électronucléaire, le plan de restructuration doit être considéré comme une solution de rechange à un financement extérieur. Il prévoit la constitution et le cumul de réserves de liquidités. Ces réserves de liquidités devraient permettre à la société de conclure des contrats de négoce de l'électricité exigeant des sûretés et de faire face à des insuffisances de liquidités sans devoir faire appel à des financements extérieurs. En conséquence, le plan de restructuration envisage la création de deux réserves: une réserve de garantie en liquidités et une réserve de liquidités et d'indisponibilité. Bien qu’il y ait deux ensembles séparés de réserves, celles-ci pourront être fongibles et la réserve de liquidités et d'indisponibilité pourrait être utilisée pour satisfaire des besoins de garantie supplémentaires, et inversement. Cette mesure doit renforcer la robustesse de BE.

(108) BE a engagé plusieurs actions pour améliorer sa trésorerie, notamment: a) la réduction de l'impact de la saisonnalité par la gestion de profils de paiement, le cas échéant; b) des initiatives supplémentaires de réduction des coûts; c) la titrisation des sommes à recevoir au titre des ventes directes.

(109) De surcroît, BE a effectué une planification de ses activités, qui a débouché sur une réactualisation des projections financières, et a procédé à un réexamen détaillé des questions relatives à la performance de ses centrales.

(110) Dans la période s'achevant au 31 mars 2004, les réserves liquides ont été augmentées au moyen de deux sources financières: les accords de moratoire (mesure C) et les cessions d'actifs (mesure F), après remboursement d'engagements en instance au titre de l'accord de facilité de crédit dans le cadre de l'aide au sauvetage.

(111) Les autorités britanniques ont élaboré trois scénarios financiers pour tenir compte des variables auxquelles la position financière de BE est particulièrement sensible: la production d'électricité et les tarifs de l'électricité. Les projections financières ont été révisées par le cabinet Deloitte & Touche en sa qualité de consultant économique pour le marché de l'énergie auprès du gouvernement britannique. Les hypothèses de production et de dépenses d'investissement retenues dans le cadre des scénarios de planification des activités ont été révisées par le cabinet WS Atkins, en sa qualité de conseiller technique de BE et de Citigroup, et par le cabinet Stone & Webster Management Consultants, Inc., en sa qualité de conseiller technique du gouvernement britannique.

(112) Le réexamen a tenu compte de trois changements importants intervenus depuis la notification de mars 2003, à savoir le niveau des prix de l'électricité, le programme d'amélioration des performances (PIP) visant à améliorer la fiabilité des centrales nucléaires et les garanties relatives à l’activité commerciale.

(113) Les prix de l'électricité ont évolué de manière importante au cours des derniers mois. Selon les autorités britanniques, les prix de l'électricité s'établissent actuellement au-dessus de 28 GBP/MWh, alors qu'ils s'élevaient à 16,4 GBP/MWh en mars 2003. Les principaux facteurs de l'évolution des prévisions des prix de l'électricité sont à rechercher dans le mouvement des prix des combustibles utilisés (charbon, gaz, pétrole), la tarification du carbone mise en œuvre dans le cadre du projet européen d'échange des droits d'émission et les marges de réserve de capacité.

(114) Historiquement, le parc nucléaire de BE s'est révélé moins performant que ses homologues internationaux. Les centrales les plus anciennes ont souffert de sous-investissements et toutes les centrales présentent un fort potentiel d'amélioration, ainsi que des risques d’indisponibilité élevés à court terme. Par conséquent, BE a mis au point des plans de remise à niveau des centrales. Les avantages du PIP devraient découler de changements de culture et d'organisation et d'une augmentation des investissements dans les équipements et le personnel. À terme, il devrait en résulter une réduction du manque de fiabilité des centrales et une augmentation de la production.

(115) BE a également tenu compte du renforcement récent des exigences en matière de garanties à la suite de l’accroissement des prix du marché.

(116) Pour déterminer l'impact sur la position financière de BE d'autres hypothèses de production et de prix de l'électricité, BE a envisagé une hypothèse favorable et une hypothèse défavorable, qui intègrent toutes deux l'évolution des prix de l'électricité, les avantages du PIP et les projections prévues en matière de garanties: a) l’hypothèse favorable, qui a servi de base à l'établissement du budget de BE pour l'exercice et qui est utilisée pour fixer des objectifs de performance; elle est équivalente dans ses grandes lignes à l'hypothèse favorable évoquée dans la décision d'ouverture de la procédure; b) l’hypothèse de recotation, qui constitue le fondement des informations diffusées publiquement et du prospectus relatif à la cotation; cette hypothèse est à considérer comme une «hypothèse des banques»; les chiffres afférents à l'hypothèse de recotation découlent de la courbe des prix à terme, qui utilise un modèle de marché reprenant les points de vue de BE sur les coûts des combustibles et la tarification du carbone; c) la pire des hypothèses, qui équivaut à l'hypothèse défavorable et tient compte des incertitudes concernant les prix et la production; les prix relevant de cette hypothèse sont basés sur une courbe des prix élaborée par BE.

(117) Le gouvernement britannique a utilisé, pour tester la viabilité de BE, la marge de manœuvre financière de l'entreprise. Il a abouti aux estimations ci-après pour la période 2005-2010. Tableau 5 Marge de manœuvre financière (en millions GBP) Hypothèse de recotation/Hypothèse des banques 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Réserve de liquidités […] (14) Impact de la saisonnalité et de la facilité relative aux créances Marge de manœuvre après prise en compte de la saisonnalité Impact cumulé des vulnérabilités en termes de trésorerie, de production et de garanties (13) Marge de manœuvre après prise en compte des vulnérabilités Impact cumulé des mesures de gestion sur la trésorerie et les garanties Marge de manœuvre après mesures de gestion Pire des hypothèses/Hypothèse défavorable Réserve de liquidités Impact de la saisonnabilité et de la facilité relative aux créances Marge de manœuvre après prise en compte de la saisonnalité Impact cumulé des mesures de gestion sur la trésorerie et les garanties Marge de manœuvre après prise en compte des vulnérabilités Impact cumulé des mesures de gestion sur la trésorerie et les garanties Marge de manœuvre après mesures de gestion

(118) Les autorités britanniques ont également fourni un compte de résultat estimatif concernant l'hypothèse de recotation pour la période 2005-2009. Tableau 6 Compte de résultat dans le cadre de l'hypothèse de recotation Période quinquennale de prévision Compte de résultat 2005 2006 2007 2008 2009 Production nucléaire en TWh […] Produits Ventes d'électricité Ventes diverses Produits totaux Coûts d'exploitation Frais de combustible Frais de personnel Matières et services Capital affecté aux pertes et profits Amortissements et dépréciations Coûts d'exploitation totaux Bénéfice (perte) d'exploitation Quote-part des nouvelles activités commerciales (bénéfice avant impôt) AmerGen (avant réévaluation) Bénéfice avant charges financières et impôts Charges financières Réévaluation (nette) Intérêts nets et autres charges financières Charges financières totales Bénéfice avant impôt 17 171 186 336 355 Participations minoritaires (part du bénéfice avant impôt) 0 0 0 0 0 Bénéfice avant impôt (et garantie du gouvernement britannique) 17 171 186 336 355 Mouvement de la garantie du gouvernement britannique 0 – 96 – 133 – 206 – 156 Bénéfice avant impôt (et charges exceptionnelles) 17 75 53 130 199 Charges exceptionnelles 4 068 0 0 – 40 0 Bénéfice avant impôt (après charges exceptionnelles) 4 085 75 53 90 199 Impôts et taxes 0 0 0 – 26 – 87 Bénéfice après impôt et charges exceptionnelles (avant impôt sur produits exceptionnels) 4 085 75 53 64 112 Source: BE. Note: Les chiffres relatifs à 2004/2005 ont été établis sur une base pro forma (qui les rend plus facilement comparables; à des fins comptables, les frais de combustible et les chiffres sur la réévaluation concernent les nouveaux contrats relatifs au combustible, même si techniquement ces derniers n’entreront pas en vigueur avant la date effective de restructuration).

(119) Cette estimation montre que le bénéfice avant impôt, les participations minoritaires, les engagements du gouvernement britannique et les produits exceptionnels connaissent une amélioration les faisant passer de 17 millions de GBP en 2005 à un montant situé entre 171 millions et 355 millions de GPB pour les exercices ultérieurs. En 2005, le produit exceptionnel concerne l'enregistrement comptable de l'engagement du gouvernement britannique de financer les charges nucléaires visées dans la mesure A.

(120) Le bénéfice avant impôt est considérablement réduit par les provisions en faveur du NLF à partir de 2005. Cependant, ces versements représentent 65 % de la capacité d'autofinancement disponible après le service de la dette et ne sont pas payables lorsque la marge est négative ou que des versements sont nécessaires pour respecter les objectifs en matière de réserve de liquidités.

(121) L'analyse des projections financières de BE démontre que, dans le cadre de l'hypothèse de recotation, l'entreprise restructurée devrait générer des bénéfices et une marge d'autofinancement permettant de satisfaire les diverses parties prenantes, et que des versements importants devraient être réalisés pour financer les engagements non contractuels et les engagements de déclassement avant tout versement aux actionnaires.

3. Motifs d'ouverture de la procédure

(122) Dans sa décision d'ouverture de la procédure, la Commission note que le plan de restructuration confère à BE un avantage concurrentiel sélectif dans un secteur où il existe un commerce intracommunautaire. Les mesures A et G font directement intervenir le budget de l'administration centrale et de collectivités locales britanniques, donc des ressources d'État. Elles constituent des aides d'État au sens de l'article 87, paragraphe 1, du traité CE. Il est également possible que la mesure B et, du moins partiellement, la mesure C fassent également intervenir des ressources d'État, dans la mesure où la société publique BNFL n'aurait pas agi selon le principe de l'investisseur privé dans une économie de marché. Il semble donc que ces mesures constituent également des aides d'État au sens de l'article 87, paragraphe 1, du traité CE.

(123) La Commission a analysé les aides au regard des lignes directrices communautaires pour les aides d'État au sauvetage et à la restructuration des entreprises en difficulté (15) (ci-après «les lignes directrices»).

(124) Cette analyse a conduit la Commission à émettre les doutes suivants en ce qui concerne la compatibilité des aides avec le marché commun.

(125) La Commission doute que le plan aboutisse au rétablissement de la viabilité de BE dans un délai raisonnable. En effet, certaines des mesures s'étalent sur une période très longue (jusqu'en 2086 au moins). En outre, l'amélioration de la situation de BE ne serait apparemment due qu'au soutien extérieur concédé par les pouvoirs publics et les principaux créanciers, et non à une restructuration industrielle interne. De plus, au cas où elle constituerait une aide d'État, on pourrait voir dans la renégociation des prix de fourniture du combustible et de la gestion du combustible usé avec BNFL une aide au fonctionnement à vie en faveur des centrales nucléaires, ce qui serait incompatible avec la condition selon laquelle, après sa restructuration, BE devra affronter le marché en ne comptant que sur ses seules forces, ainsi qu'avec le principe du «pollueur-payeur».

(126) La Commission doute que l'aide puisse être autorisée sans qu'aucune mesure compensatoire ne soit proposée pour en compenser les effets sur les concurrents. À cet égard, la Commission reconnaît qu'il n'existe probablement pas de surcapacité structurelle sur le marché en cause ou seulement une surcapacité très limitée. Elle considère néanmoins qu'étant donné le caractère fortement concurrentiel de ce marché et l'importance du montant de l'aide, une mesure compensatoire serait selon toute vraisemblance nécessaire pour que l'aide soit compatible, même si cette mesure ne consiste pas dans la fermeture définitive de centrales électriques.

(127) La Commission n'est pas convaincue que l'aide soit limitée au minimum nécessaire. À cet égard, elle note que le plan prévoit un mécanisme par lequel BE participera aux coûts de restructuration moyennant un pourcentage de ses liquidités disponibles. Toutefois, étant donné, notamment, la grande incertitude qui entoure les montants d'aide qui seront accordés, la Commission n'est pas en mesure, au stade actuel, d'apprécier si l'aide est limitée au minimum.

(128) Compte tenu des considérations qui précèdent, la Commission conclut à l'existence de doutes quant à la conformité du plan de restructuration avec les critères prévus par les lignes directrices et avec la question de savoir si les mesures mises en œuvre ou prévues par le gouvernement britannique en faveur de BE peuvent être considérées comme compatibles avec le marché commun. La Commission a par conséquent décidé d'ouvrir la procédure prévue à l'article 88, paragraphe 2, du traité CE.

(129) Dans la notification, la Commission a précisé que cette décision était sans préjudice de l'application du traité Euratom. Certaines mesures, notamment les mesures A et B, doivent être analysées au regard des objectifs du traité Euratom. En conséquence, la Commission demande au Royaume-Uni de lui fournir toutes les informations pouvant servir à l'analyse des mesures, notamment des mesures A et B, à la lumière des objectifs du traité Euratom.

III. OBSERVATIONS DES PARTIES INTÉRESSÉES

(130) Comme suite à la publication de la décision d'ouverture de la procédure et dans le délai prévu par cette publication, la Commission a reçu des observations de 20 tierces parties, dont BE elle-même. Ces observations peuvent être résumées comme suit:

(131) BE souligne que l'affaire est inhabituelle en raison du mode de fonctionnement du marché de l'électricité et de la structure économique des centrales nucléaires.

(132) BE met en avant que les coûts hérités du passé représentés par ses engagements nucléaires ne peuvent plus être pris en charge par l'entreprise, compte tenu de l'effondrement des prix de l'électricité qui s'est produit au Royaume-Uni. Dans le cadre du plan de restructuration, BE doit également consentir des versements importants pour apurer les coûts du passé. En ce qui concerne les coûts de déclassement et les autres engagements nucléaires non couverts par les nouveaux contrats avec BNFL, la contribution de BE se fera par l'intermédiaire du NDF/NLF. D'autres mesures touchant BE et ses investisseurs englobent la vente des actifs de l'entreprise en Amérique du Nord, la perte par les actionnaires antérieurs de la totalité de leur investissement, l’accord conclu avec les investisseurs antérieurs et l'émission de nouvelles obligations.

(133) BE souligne qu'un versement forfaitaire au bénéficiaire ne serait pas faisable, notamment parce que certains des coûts en question seront encourus à des dates situées dans un avenir très lointain. Le rejet du plan de restructuration de BE en raison du fait qu'il soulagerait BE une fois pour toutes de certains engagements définis, fussent-ils inquantifiables au stade actuel, constituerait un précédent qui viendrait s'opposer à l'approbation d'aides à la restructuration rendues nécessaires par l'existence du poids du passé.

(134) BE est d'avis qu'aucune conclusion ne peut être tirée d'une comparaison avec les accords conclus avec les créanciers privés. Ainsi, dans le cas de BNFL, une partie importante de ses activités de base serait menacée, voire rendue non viable, si le fonctionnement des centrales de BE devenait non rentable.

(135) BE souligne que BNFL a adopté une position extrêmement ferme et n'est finalement venue à résipiscence qu'en raison de l'inquiétude suscitée par le fait que BE aurait, sinon, été mise en liquidation. Les conditions qui ont été renégociées sont les plus modiques que BE estimait pouvoir obtenir sur un plan commercial, tout en assurant sa solidité après la restructuration. Selon BE, la Commission a pu se méprendre sur la nature commerciale des nouveaux contrats conclus avec BNFL en raison d'un malentendu sur la situation et, notamment, sur le déroulement des faits. BE fournit une annexe à son dossier qui expose ses raisons de croire que les prix obtenus dans le cadre des nouveaux contrats ne lui sont pas particulièrement favorables.

(136) BE rappelle que le problème auquel le plan de restructuration doit répondre réside essentiellement dans le fait que le nouvel environnement créé par la baisse spectaculaire des prix de gros de l'électricité ne permet plus à BE de faire face aux «coûts hérités du passé». Selon BE, le plan de restructuration règle valablement ce problème.

(137) S'agissant des effets des mesures d'aides sur la concurrence, BE fait valoir que, étant donné que les coûts marginaux à court terme de ses centrales nucléaires sont si inférieurs à ceux de tout autre fournisseur de base, ses centrales nucléaires sont assurées en permanence de fonctionner. Or, le niveau précis des coûts marginaux à court terme de BE n'est pas pertinent pour la fixation des prix de l'électricité, qui reflètent les coûts marginaux à court terme plus élevés d’un fournisseur moins important.

(138) BE explique que les centrales nucléaires ne sont pas flexibles d'un point de vue technique et économique et que leur fonctionnement pour une production autre qu’une production de base n'est pas économique. S'agissant de sa stratégie commerciale, BE indique que l'économie de la production électronucléaire tend à induire l'entreprise à se concentrer sur la vente de sa production à l'avance, sur des marchés à plus long terme.

(139) Selon BE, il n'existe pas de surcapacité en matière de production d'électricité en Grande-Bretagne. Pour ce qui est des mesures compensatoires, BE défend l'idée selon laquelle l'obligation de fermeture prématurée de l'une quelconque de ses centrales nucléaires ne serait pas économiquement efficiente, étant donné que les mesures d’aides ont pour objet de préserver sa capacité nucléaire qui, en termes de production d'électricité et moyennant des dépenses évitables réduites à un minimum, constitue la production présentant le meilleur rapport coût-efficacité sur le marché britannique. En outre, une telle démarche empiéterait sur l'exercice, par le gouvernement britannique, de ses compétences vis-à-vis des sources de production énergétique au Royaume-Uni et augmenterait les rejets dans l'atmosphère de gaz préjudiciables à l'environnement.

(140) BNFL est une entreprise publique qui opère dans le secteur nucléaire. Elle fournit, retraite ou entrepose le combustible nucléaire de BE. Hormis ses activités liées au cycle du combustible, BNFL exploite également quelques centrales nucléaires Magnox et travaille à la conception de centrales nucléaires.

(141) La réponse de BNFL se concentre sur la question de l'existence d'une aide à BE dans les mesures B et C. BNFL indique que toutes ses interventions dans le plan de restructuration de BE sont conformes au principe de l'investisseur privé dans une économie de marché et qu'elles ne contiennent donc pas d'éléments d'aide.

(142) BNFL explique que, sur les conseils de ses conseillers financiers (NM Rothschild & Sons Limited — «Rothschild»), elle était déjà parvenue à la conclusion, en avril 2002, que «des mesures de sauvetage en bonne et due forme», présentant des avantages pour elle-même, étaient préférables à la mise en liquidation de BE, compte tenu de la position très vulnérable de BNFL en tant que créancier principal de BE, de son manque de garanties et des faiblesses de sa situation juridique. BNFL ajoute que son conseil d'administration n'a cependant donné son accord à la restructuration des contrats en vigueur avec BE qu'à la condition que cette dernière ne soit pas renflouée à n'importe quel prix et que tout plan de sauvetage proposé à BE comporte un avantage commercial pour BNFL, déjà confrontée au déficit de son bilan.

(143) BNFL fournit le détail de chacune des propositions et contre-propositions successives de part et d'autre, assorties de l'avis de Rothschild sur chacune d'elles. BFNL présente également par le menu la chronologie et la teneur des négociations qui ont eu lieu entre BE et elle-même et qui montrent qu'elle avait déjà précisé qu'elle était disposée à épauler BE avant que celle-ci ne s'adresse au gouvernement britannique pour qu'il lui vienne en aide, mais qu'elle s'était rendue compte qu'une telle démarche ne serait pas possible en l'absence d'un plan global de restructuration. Les discussions ont été engagées dès mai 2000, quand BE a demandé pour la première fois, sans succès, que soit appliquée la clause de force majeure contenue dans les contrats. De nouvelles discussions furent entamées dans le courant de l'année 2002.

(144) BNFL souligne également qu'elle n'a pas été associée aux discussions menées entre BE et le gouvernement britannique. À partir de l'analyse conduite par ses conseillers juridiques et financiers indépendants, BNFL est parvenue à la conclusion qu'une restructuration avec retour à la solvabilité répondait à son intérêt commercial bien compris et a abouti à un accord avec BE sur les conditions définitives, le 28 novembre 2002. Ce n'est qu'après l'accord intervenu sur ces conditions définitives avec BE que BNFL a été informée des détails précis de la participation du gouvernement britannique.

(145) La comparaison par BNFL des conditions du 3 septembre et des conditions définitives montre qu'il existe des similitudes notables entre les deux séries de conditions et que le résultat final est nettement plus voisin de la position initiale de BNFL que de celle de BE.

(146) BNFL présente, de manière circonstanciée, son évaluation des avantages commerciaux qu'elle retire de la restructuration avec retour à la viabilité par comparaison avec la mise en liquidation de BE, à partir de l'analyse effectuée par des conseillers financiers et juridiques. Elle discerne des risques considérables pour elle-même en cas de mise en liquidation de BE, en raison notamment du fait que celle-ci présente d'importants soldes de prêts intersociétés non documentés conclus entre diverses sociétés du groupe BE, que les contrats de BNFL avec BE sont à bien des égards uniques et qu'aucun enseignement limpide ne peut être retiré de liquidations antérieures. Par ailleurs, en tant que seul créancier à bénéficier de garanties sur les centrales nucléaires de BE, le gouvernement britannique aurait joué un rôle capital dans l'issue d'une mise en liquidation. Cependant, BNFL n'a pas été informée de l'attitude que le gouvernement britannique aurait été amené à adopter dans cette éventualité.

(147) Si le rôle de BNFL en tant que fournisseur principal de BE aurait pu, comme on pourrait s'y attendre, la placer dans une position de force en cas de négociations liées à une mise en liquidation judiciaire, son aptitude à brandir une menace crédible de suspension des livraisons de marchandises et de services à BE a été mise à mal par un certain nombre de facteurs. Ainsi, BNFL indique que, en tant que créancier individuel le plus important de BE, elle serait confrontée à d'énormes pertes financières si les centrales nucléaires de BE devaient être fermées au cas où elle mettrait une telle menace à exécution. En outre, il n'est pas acquis que BNFL puisse légalement résilier les contrats et renvoyer à BE le combustible usé et les déchets qu'elle aurait déjà reçus, étant donné qu'une telle opération ne serait pas autorisée par la législation britannique sur la sécurité nucléaire. Enfin, en tant que société de services nucléaires responsable, BNFL devait continuer à fournir des services à BE, dans la mesure où refuser de le faire aurait constitué un manquement à la sécurité ou aurait même pu être perçu comme une source d'insécurité pour des tiers.

(148) L'analyse à laquelle BNFL s'est livrée à propos de l'insolvabilité de BE s'est concentrée sur trois scénarios possibles, à savoir la fermeture des centrales nucléaires de BE avec un recouvrement de fonds minime, la reprise par BFNL des centrales nucléaires de BE, avec prise en charge de tous les engagements nucléaires de cette dernière, ce qui constitue une opération hautement risquée et peu attrayante, et la reprise par le gouvernement britannique, les créanciers existants étant invités à accepter une très forte dévalorisation de leurs créances.

(149) Par conséquent, le projet de restructuration avec retour à la solvabilité s'est révélé être plus attrayant commercialement, étant donné qu'il réduit l'exposition de BNFL vis-à-vis de BE et dégage un flux de recettes plus élevé et plus assuré pour BE que la mise en liquidation. Aussi, BNFL est réputée avoir agi comme l'aurait fait tout autre créancier privé.

(150) Enfin, BNFL a comparé le rendement obtenu par l’ensemble des autres créanciers importants avec son propre rendement, pour s'assurer que les conditions proposées constituaient une solution raisonnable. Afin de protéger encore davantage sa position, BNFL a également veillé à l'inscription d'une clause, dans le document sur les conditions définitives, lui permettant de reprendre les concessions proposées si un autre créancier important se voyait offrir des conditions plus favorables que BNFL. Rothschild a mis à jour son analyse dès que les conditions détaillées sur lesquelles BE était en train de se mettre d’accord avec les autres créanciers principaux furent arrêtées et le cabinet a confirmé que les accords conclus par BNFL ne semblaient pas, dans les faits, être moins avantageux que ceux conclus avec les autres créanciers principaux. En outre, aucun des accords contractuels révisés n'entrera en vigueur tant que la restructuration ne sera pas achevée.

(151) En ce qui concerne la mesure C, BNFL indique que, avec l'aide de Rothschild, elle a vérifié qu'elle n'accordait pas davantage de concessions en matière de moratoire sur sa créance que les autres créanciers importants. Lorsque BNFL a compris que les autres créanciers obtenaient des conditions plus favorables qu'elle-même au titre des accords de moratoire (même si la situation de BNFL ne pouvait pas être directement comparée à celles des autres créanciers importants de BE), la société s'est interrogée sur le point de savoir si elle devait s'efforcer de renégocier et de demander des intérêts. Elle a conclu qu'il était improbable que BE puisse verser des intérêts et générer un excédent suffisant de liquidités pendant la période de moratoire pour que la restructuration puisse se poursuivre. En outre, malgré sa situation dans le cadre des accords de moratoire, BNFL se redresserait globalement dans de meilleures conditions si une restructuration avec retour à la solvabilité devait être engagée.

(152) BNFL fait valoir que sa décision de conclure des accords avec BE a été prise de son propre chef et qu'elle ne lui a pas été suggérée par le gouvernement britannique. Que BNFL soit une société publique ne suffit pas pour permettre de penser que ses décisions sont dictées par le gouvernement britannique. Bien que le gouvernement britannique soit le seul actionnaire de la société, BNFL est autonome par rapport à celui-ci en ce qui concerne la conduite quotidienne de ses opérations commerciales et elle doit opérer dans un contexte commercial. BNFL a joint un document relatif à son statut juridique. La société ajoute que, tout au long de ses négociations avec BE, elle a tenu son actionnaire (le ministère du commerce et de l'industrie) informé de ses discussions avec l'entreprise. BNFL y voit la situation commerciale typique d'une société qui a un actionnaire dominant. Le ministère du commerce et de l'industrie a précisé à BNFL qu'il n'approuverait, au titre des accords de gouvernement d'entreprise avec BNFL, que des accords révisés avec BE conclus sur une base commerciale pour BNFL.

(153) Greenpeace Limited est la branche britannique de Greenpeace International, dont deux des activités principales sont les actions militantes pour mettre un terme à l'utilisation de l'électricité nucléaire et la promotion de l'utilisation de sources d'énergie propres et renouvelables au Royaume-Uni.

(154) Greenpeace fait valoir que, en plafonnant les contributions de BE au financement des engagements nucléaires, la mesure A constitue une aide au fonctionnement injustifiable en faveur de l'entreprise et/ou de ses actionnaires, qui permet de rehausser l'attractivité de celle-ci sur le marché pour les investisseurs.

(155) Selon Greenpeace, les mesures B et C constituent des aides au fonctionnement injustifiables, car elles octroient à BE un soutien permanent de la part de BNFL, qui agit ou est réputée agir, au nom ou sur l'ordre de l'État, dans la mesure où: a) BNFL est une entreprise en difficulté qui ne survit que grâce à des aides d'État; b) BNFL a participé à des négociations tripartites avec le gouvernement et BE, qui ont abouti à l'élaboration des mesures de restructuration de BE, aussitôt que BNFL eut refusé de modifier les conditions de ses contrats avec cette dernière; Greenpeace a, par conséquent, invité la Commission à demander à BNFL de présenter des copies de ses documents internes pour établir si cette société était dans le secret des négociations de BE avec le gouvernement britannique; c) les accords sont en tout état de cause dénués d'un véritable caractère commercial; selon Greenpeace, les contrats de BNFL avec BE ne sont pas des accords commerciaux, et ne l'ont jamais été; ils font davantage figure d'un artifice conçu pour procurer à BNFL un flux garanti de recettes; ainsi, les mesures d'aides à la restructuration continuent de procurer à BNFL ce flux de recettes; d) les conditions de tarification renégociées ne reflètent pas les véritables coûts liés aux services fournis, mais elles sont en rapport avec les prix de gros; étant donné que l'avantage conféré par les contrats est permanent et qu'il dépend d'un accord à durée indéterminée, l'aide implique un soutien à long terme au bénéfice de BE et ne constitue donc pas un avantage ponctuel destiné à rétablir sa viabilité; il s'agit en conséquence d'une aide «au fonctionnement», et non d'une «aide à la restructuration», qui ne saurait être compatible avec le marché commun.

(156) Greenpeace partage tous les doutes de la Commission et conclut que l'aide est incompatible avec le traité CE. L'organisation souligne en particulier que l'aide à la restructuration n'aurait pas seulement un effet sur les opérateurs existants, mais découragerait également de nouveaux concurrents, parce qu'elle empêche les opérateurs en place et les nouveaux arrivants d'exploiter leur propre efficacité. En outre, soutenir des producteurs d'énergie nucléaire ne serait pas cohérent avec la déclaration gouvernementale sur la diversité des sources d'énergie, y compris les sources d'énergie renouvelables.

(157) En ce qui concerne la question de la surcapacité, Greenpeace estime que la «marge de planification» utilisée par la National Grid pour planifier les besoins de la prochaine génération, afin de garantir la sécurité des capacités, ne constitue pas l'élément approprié à prendre en considération pour évaluer s'il existe une surcapacité sur le marché. Selon Greenpeace, il est vraisemblable qu'une surcapacité structurelle existe déjà sur le marché et que la tendance soit à l'augmentation.

(158) Greenpeace doute que la fermeture de certaines centrales de BE s'avère plus coûteuse pour les contribuables, étant donné que la capacité de BE à contribuer au remboursement de ses dettes existantes est douteuse. Greenpeace ajoute que, dans une perspective à court terme, rien ne permet de penser que le Royaume-Uni ne serait pas à même d'atteindre ses objectifs dans le cadre du protocole de Kyoto.

(159) Greenpeace fait valoir que, selon des études qu’elle a fait réaliser, il est à la fois réalisable et sûr de fermer immédiatement ou progressivement des centrales nucléaires. Elle conclut que l'option de la fermeture partielle ou progressive des centrales de BE pourrait nécessiter une aide plus limitée.

(160) Greenpeace estime que le traité Euratom n'empêche pas une évaluation des aides dans le cadre du traité CE. En l'absence de règles sectorielles applicables aux aides à l'industrie nucléaire dans le traité Euratom, les dispositions relatives aux aides d'État du traité CE devraient donc s'appliquer. Greenpeace cite les affaires jointes 188/80 et 190/80, France et autres contre Commission (16). Greenpeace affirme en outre que les mesures d'aide ne portent sur des matières qui peuvent relever du traité Euratom que dans la mesure où elles ont trait à la sécurité des installations nucléaires, plus particulièrement à la sécurité du déclassement. Greenpeace conclut que les mesures en question ne sont pas nécessaires pour atteindre les objectifs visés et que la poursuite d'une aide au fonctionnement sous quelque forme que ce soit ne peut être estimée nécessaire pour préserver la sécurité, alors qu'il existe une option sûre et viable consistant en une fermeture progressive, totale ou partielle, des centrales de BE. Selon Greenpeace, la Commission devrait se conformer à l'encadrement communautaire des aides d'État pour la protection de l'environnement (17).

(161) Powergen est l'un des principaux acteurs du secteur de l'électricité en Angleterre et au pays de Galles. Cette firme représente 11 % de la capacité de production (14 % pour BE) et fournit des quantités importantes d'électricité à de gros clients industriels et commerciaux, ainsi qu'à des PME et à des particuliers. Elle appartient au groupe E-ON.

(162) Powergen est opposée aux mesures d'aide. Elle fait valoir que l'aide permettra à BE de continuer à exploiter ses centrales nucléaires, qu'elle aurait sinon fermées. À cet égard, Powergen conteste l'avis des autorités britanniques selon lequel les centrales continueraient à fonctionner dans tous les cas de figure. Powergen craint que l'aide ne permette à BE d'offrir des prix artificiellement bas pour acquérir des parts sur le marché des grandes entreprises et de faire son entrée sur le marché des ménages. BE aurait également la possibilité de financer des investissements dans la production non nucléaire.

(163) En ce qui concerne les mesures de compensation, Powergen souhaite être consultée sur tout ce qui serait mis en place et suggère les trois mesures possibles qui suivent.

(164) Tout d'abord, avancer la fermeture du réacteur B de Dungeness à avril 2004. Selon Powergen, si cette fermeture avancée était annoncée suffisamment à l'avance, le marché aurait le temps de mettre en place les capacités nécessaires pour disposer d'une marge suffisante.

(165) Ensuite, fixer l'affectation de l'aide, en interdisant le croisement des financements entre les établissements déficitaires (les centrales AGR) et les autres branches de BE, en divisant les activités de production et de fourniture de BE en organes distincts, dotés d'une comptabilité distincte, et en imposant des contrôles spécifiques de l'utilisation des fonds par BE pour veiller à ce qu'elle n'utilise pas à d'autres fins les montants versés par l'État pour rembourser son passif dans le secteur nucléaire. Ces mesures devraient rester d'application aussi longtemps que le plan de restructuration.

(166) Troisièmement, prévenir les distorsions de concurrence sur le marché de détail de l'électricité, en interdisant à BE de vendre à des prix inférieurs à ses coûts (le coût de l'acquisition de l'électricité sur le marché de gros, majoré des autres frais de vente), en plafonnant la part de BE sur le marché industriel et commercial (Powergen mentionne un plafond indicatif de 20 %) et en interdisant à BE de pénétrer sur de nouveaux marchés de détail. Ces mesures devraient rester d'application aussi longtemps que le plan de restructuration et la Commission devrait en évaluer l'efficacité après cinq années de mise en œuvre.

(167) En ce qui concerne le retour à la viabilité, Powergen affirme que les scénarios pris en compte par les autorités britanniques pour évaluer la viabilité future de BE sont trop optimistes, en particulier en ce qui concerne la disponibilité des centrales BE par rapport à des points de référence passés.

(168) Enfin, Powergen considère qu'il est bien établi que les règles en matière d'aides d'État prévues par le traité CE s'appliquent à l'industrie nucléaire, nonobstant «l'existence du traité Euratom». Elle se réfère à la même affaire de 1990 que Greenpeace.

(169) InterGen est une firme productrice d'électricité au niveau mondial, qui exerce son activité sur tous les continents. Elle représente 2 % de la capacité de production de l'Angleterre et du pays de Galles (14 % pour BE), avec deux centrales en exploitation et une en construction. Elle vend l'essentiel de sa production sur le marché de gros et une partie fait l'objet de contrats à long terme. Elle est également présente sur le marché du commerce du gaz. Elle appartient conjointement à Shell et Bechtel.

(170) Intergen fait valoir qu'il existe un souci de sécurité de l'approvisionnement au Royaume-Uni et que la sécurité nucléaire pourrait être gérée par les liquidateurs. La firme attire l'attention de la Commission sur le fait que l'aide à BE a causé et cause toujours un préjudice à InterGen et sur le fait que d'autres concurrents d'InterGen, comme Teeside Power Limited, qui comptent parmi les créanciers de BE, sont également favorisés par rapport à InterGen dans le cadre du plan de restructuration. InterGen indique qu'elle et sa filiale devront recevoir des compensations pour le préjudice subi, si la Commission autorise l'aide.

(171) Cette partie fait valoir que, selon des informations parues précédemment dans la presse, le prix du retraitement avant la restructuration de BE se montait à quelque 1 000 GBP/kg de métal lourd (ML). À la suite de la restructuration de BE, un prix d'environ 150 GBP/kg ML a été convenu entre BNFL et BE, soit 85 % de moins que le prix convenu initialement. Elle ajoute que les contrats de retraitement initiaux entre BNFL et BE étaient fondés sur le système du prix de revient majoré, ce qui signifie que les clients de base ne pouvaient obtenir un contrat de retraitement que s'ils acceptaient d'assumer — proportionnellement — l'intégralité des coûts, majorés d'une marge bénéficiaire. Dans ce contexte, si les coûts de retraitement fixés avec les clients de base se situent à 1 000 GBP/kg ML, le nouveau prix convenu avec BE est forcément très loin de couvrir les coûts. Même pour les nouveaux contrats, le prix se monte à 1 000 GBP/kg ML (prix 2003).

(172) Elle conclut que ces prix montrent que BNFL n'a pas agi, dans ses négociations avec BE, comme un investisseur privé dans une économie de marché, à moins que BNFL soit disposée à étendre ces conditions favorables à d'autres clients.

(173) Drax est la plus grande firme productrice d'él