IT Gazzetta ufficiale dell'Unione europea L 109/44

DECISIONE (UE) 2015/658 DELLA COMMISSIONE

dell'8 ottobre 2014

sulla misura d'aiuto SA.34947 (2013/C) (ex 2013/N) alla quale il Regno Unito intende dare esecuzione a sostegno della centrale nucleare di Hinkley Point C

[notificata con il numero C(2014) 7142]

(Il testo in lingua inglese è il solo facente fede)

(Testo rilevante ai fini del SEE)

LA COMMISSIONE EUROPEA,

visto il trattato sul funzionamento dell'Unione europea, in particolare l'articolo 108, paragrafo 2, primo comma,

visto l'accordo sullo Spazio economico europeo, in particolare l'articolo 62, paragrafo 1, lettera a),

dopo aver invitato gli interessati a presentare osservazioni conformemente alle disposizioni (1), e viste le osservazioni trasmesse,

considerando quanto segue:

1. PROCEDIMENTO

(1) A seguito di contatti precedenti alla notifica, in data 22 ottobre 2013 il Regno Unito ha notificato misure a sostegno della nuova centrale nucleare Hinkley Point C (in prosieguo «HPC») mediante notifica elettronica, protocollata il medesimo giorno dalla Commissione.

(2) La Commissione ha avviato un procedimento d'indagine formale sulle misure notificate in data 18 dicembre 2013, in quanto essa nutriva seri dubbi in merito alla compatibilità delle stesse con le norme in materia di aiuti di Stato.

(3) La decisione della Commissione di avviare il procedimento (in prosieguo «decisione di avvio») è stata pubblicata sul sito web della DG Concorrenza il 31 gennaio 2014 e nella Gazzetta ufficiale dell'Unione europea il 7 marzo 2014. La Commissione ha invitato gli interessati a presentare osservazioni.

(4) Il Regno Unito ha trasmesso le proprie osservazioni sulla decisione d'avvio in data 31 gennaio 2014.

(5) La Commissione ha ricevuto osservazioni dalle parti interessate. Essa le ha trasmesse quindi al Regno Unito, fornendogli la possibilità di replicarvi; le osservazioni del Regno Unito sono pervenute in data 13 giugno e 4 luglio 2014.

2. DESCRIZIONE DELLE MISURE

2.1. CONTRATTO PER DIFFERENZA

(6) La misura notificata consiste in primo luogo in un Contratto per differenza (Contract for Difference, in prosieguo «CfD») che fornisce certezza di entrate nel corso della fase operativa di HPC. il Regno Unito aveva inizialmente notificato un contratto di investimento, che era stato definito come la versione preliminare del CfD. A causa del prolungarsi per un tempo maggiore del previsto delle trattative fra il Regno Unito e la società che deteneva la totalità del beneficiario all'epoca della decisione, EDF Energy plc (in prosieguo «EDF»), il contratto di investimento è stato interamente sostituito da un CfD. EDF è la controllata britannica della società elettrica francese Electricité de France.

(7) Il beneficiario è NNB Generation Company Limited (in prosieguo «NNBG»), che all'epoca della decisione era detenuta interamente da EDF. Il CfD è un contratto di diritto privato fra NNBG e la controparte del CfD, Low Carbon Contracts Company Ltd. Il ministero e gli azionisti di NNBG stipuleranno un accordo separato che riguarderà soltanto parti delle clausole dell'operazione, in particolare quelle concernenti potenziali eventi di chiusura della centrale e meccanismi di condivisione degli utili.

(8) Ai sensi del CfD, NNBG riceverà entrate pari alla somma del prezzo di vendita dell'elettricità sul mercato all'ingrosso e un conguaglio corrispondente alla differenza fra il prezzo di esercizio predeterminato (strike price, in prosieguo «SP») e il prezzo di riferimento (reference price, in prosieguo «RP») rilevati nel precedente periodo di riferimento.

(9) Quando l'RP sarà inferiore all'SP, la controparte del CfD corrisponderà la differenza fra l'SP e l'RP garantendo, in ultima analisi, una relativa stabilità delle entrate per NNBG, a seconda della strategia di vendita e delle quantità prodotte. Di converso, quando l'RP sarà superiore all'SP, NNBG dovrà corrispondere la differenza alla controparte del CfD. Pertanto, anche in questo caso NNBG percepirà entrate relativamente stabili.

(10) L'RP è dato dalla media ponderata dei prezzi all'ingrosso stabiliti dal Regno Unito per tutti gli operatori che esercitano nel quadro del CfD. Nel caso di NNBG, l'RP pertinente è l'RP praticato sul mercato del carico di base, che si applica a tutte le società di produzione del carico di base (2).

(11) In particolare, attualmente l'RP sul mercato del carico di base è determinato utilizzando i dati giornalieri sui prezzi diffusi dalla London Energy Broker's Association (LEBA) e dalla borsa merci NASDAQ OMX in relazione al prezzo d'acquisto dell'energia elettrica una stagione (cioè sei mesi) prima della fornitura, ovvero il prezzo «per la stagione successiva» (3).

(12) L'RP sul mercato del carico di base è calcolato una volta a stagione e immediatamente prima di ogni stagione, quando si effettua la media aritmetica dei prezzi giornalieri per la stagione successiva pubblicati giornalmente la stagione precedente. Questa media è ponderata per garantire che sia attribuita un'influenza proporzionale al volume negoziato su ciascun indice di riferimento.

(13) NNBG dovrà mantenere un livello minimo predeterminato di prestazioni, ma non ha l'obbligo di produrre volumi di energia elettrica prestabiliti. In particolare, si prevede che la centrale operi con un fattore di carico pari al 91 per cento. Qualora NNBG non conseguisse tale fattore di carico, implicitamente non raggiungerebbe il livello di entrate attese dal progetto.

(14) NNBG percepirà conguagli sulla base della produzione conteggiata, fino ad un livello di produzione massimo (il «cap») che sarà definito nel CfD. Non saranno effettuati conguagli per la produzione venduta sul mercato al di sopra del cap prefissato. L'elettricità prodotta da NNBG sarà venduta sul mercato.

2.1.1. Funzionamento complessivo del meccanismo del CfD

(15) Il CfD sarà stipulato con la controparte del CfD, un'entità finanziata con obbligo di legge imposto in solido a tutti i fornitori licenziatari.

(16) La stipula del contratto definitivo dipende dalla decisione di investimento finale di EDF/NNBG, nonché dal contratto sugli accordi finanziari (comprendente le condizioni di una garanzia sul debito rilasciata dal governo britannico) e dall'approvazione finale delle parti.

(17) Nel quadro del CfD, i fornitori licenziatari rispondono in solido degli obblighi derivanti dal contratto, mentre la controparte è responsabile unicamente fino a concorrenza dei fondi che sono stati trasferiti alla controparte dai fornitori licenziatari, o dal governo britannico. Ogni fornitore sarà responsabile nella misura della propria quota di mercato, stabilita in base al consumo di energia elettrica conteggiato. In tale contesto, in caso di inadempimento degli obblighi di pagamento previsti, il ministero nominerà una controparte differente, percepirà i pagamenti da altri fornitori o pagherà direttamente i produttori.

(18) In sede separata, la controparte affiderà a un agente di regolamento il mandato di riscossione (cioè la facoltà di riscuotere i pagamenti dai fornitori) da una parte, e l'obbligo di pagamento e di riscossione presso i produttori dall'altra. Il governo britannico intende nominare una controllata di Elexon (l'agenzia che attualmente funge da agente di regolamento nel Regno Unito, detenuta al 100 per cento da National Grid, il gestore del sistema di trasmissione del Regno Unito (Transmission System Operator — «TSO») in qualità di agente di regolamento.

(19) La controparte della società di produzione, conformemente a quanto sancito dal CfD, avrà facoltà di prendere decisioni ed esercitare la propria discrezionalità, ad esempio, decidendo se una società di produzione stia ottemperando ai propri obblighi, debba fornire una garanzia collaterale a copertura dei propri pagamenti nel quadro del regime, o ancora se occorra dispensarla da taluni requisiti, a seconda delle specifiche condizioni del mercato. Il governo britannico intende fornire ulteriori orientamenti sui parametri che potrebbero circoscrivere il margine discrezionale della controparte nell'adottare decisioni relativamente all'esercizio del CfD.

(20) La figura 1 illustra i rispettivi ruoli assunti da ciascuno degli agenti previsti dal funzionamento del sistema CfD. Figura 1 Ruoli e responsabilità nell'esercizio del CfD Fonte: Autorità britanniche.

2.1.2. Clausole dell'accordo CfD

(21) Il Regno Unito ed EDF hanno concordato le clausole del CfD, che saranno tradotte in un contratto in forma estesa prima della stipula finale dell'accordo e della decisione definitiva di investimento da parte di EDF.

(22) Molti dei termini dell'accordo riprendono quelli del CfD stipulato per altre tecnologie e in particolare le fonti d'energia rinnovabili. I termini sono di pubblico dominio (4). Altri termini sono specifici del CfD per HPC.

(23) Ai sensi dei termini convenuti, l'SP sarà fissato a 92,50 GBP per MWh ai prezzi nominali del 2012. Qualora fosse presa la decisione d'investimento di costruire la nuova centrale nucleare C di Sizewell, utilizzando lo stesso progetto e aprendo quindi alla possibilità di ripartire alcuni dei costi per i reattori di HPC, l'SP verrà rettificato a 89,50 GBP per MWh, sempre ai valori nominali del 2012.

(24) L'SP sarà integralmente indicizzato sulla base dell'Indice dei prezzi al consumo («IPC»), come avvenuto con altri CfD. L'adeguamento dell'IPC sarà effettuato annualmente prendendo come base il mese di novembre 2011. Ogni anno l'SP sarà adeguato il primo giorno della Stagione con riferimento all'ultimo Indice IPC disponibile pubblicato dall'Ufficio nazionale di statistica (Office of National Statistics, ONS) per il mese di febbraio.

(25) La durata del CfD avrà come data ultima d'inizio il Periodo di messa in servizio previsto per ciascun reattore, che è di […] (5) anni dalla data di messa in servizio prevista concordata. Dopo tale data, cominceranno a decorrere i termini del CfD, a prescindere dal fatto che la centrale sia o meno operativa.

(26) La data limite di scadenza è il […] anniversario dell'ultimo giorno del Periodo di messa in servizio previsto per il secondo reattore. Ove nessuno dei due reattori fosse entrato in servizio prima o in concomitanza con la data limite, la controparte del CfD avrà facoltà di risolvere il contratto. La data limite potrà essere prorogata per causa di forza maggiore o difficoltà di connessione.

(27) Sono previsti due meccanismi di «condivisione degli utili». Il primo, incentrato sui costi di costruzione (6), prevede che: i. i primi […] dell'utile di costruzione (valore nominale) saranno ripartiti su una base 50:50, con il 50 per cento dell'utile a favore della controparte del CfD e il 50 per cento a favore di NNBG; e ii. tutti gli utili di costruzione eccedenti […] (valore nominale) saranno ripartiti su una base 75:25, con il 75 per cento dell'utile a favore della controparte del CfD e il 25 per cento a favore di NNBG.

(28) Il secondo dispositivo di condivisione degli utili concerne il tasso di rendimento del capitale proprio. Sono state fissate due soglie (6).

(29) Una prima soglia fissata al livello del TIR previsto degli azionisti, prodotto al momento della presente decisione dall'ultimo Modello finanziario (7), ovvero l'11,4 per cento del capitale di rischio di base impegnato, in termini nominali. L'utile eccedente tale livello sarà ripartito fra la controparte del CfD nella misura del 30 per cento e NNBG nella misura del 70 per cento.

(30) Una seconda soglia fissata al massimo fra il 13,5 per cento in termini nominali ovvero l'11,5 in termini reali (deflazionato mediante l'IPC), sulla base dello stesso modello di cui al precedente punto a). L'utile eccedente tale livello sarà ripartito fra la controparte del CfD nella misura del 60 per cento e NNBG nella misura del 40 per cento.

(31) Sono previste due date di riapertura delle negoziazioni sugli oneri di esercizio e manutenzione (opex). La prima 15 anni dopo, la seconda 25 anni dopo la data di messa in servizio del primo reattore. Le fasi di riapertura delle negoziazioni opex sono un modo per attenuare i rischi dei costi a lungo termine per entrambe le parti e consentiranno di modificare l'SP in entrambe le direzioni. Grazie al meccanismo, sarà possibile aumentare o diminuire l'SP sulla base dei costi effettivi noti e rivedere le previsioni per le seguenti voci di costo d'esercizio, in ciascun caso interamente ed esclusivamente come richiesto per l'esercizio continuo della struttura di generazione dell'energia: a. rifornimento nella fase di preparazione (front end) del carburante nucleare; b. assicurazione; c. oneri ONR; d. imposte sui beni aziendali; e. oneri di trasmissione vari; f. variazioni dei costi di smaltimento dei rifiuti a media attività (Intermediate Level Waste, «ILW») del combustibile esaurito dovute a modifiche nel prezzo di trasferimento dei rifiuti sulla base del contratto di trasferimento dei rifiuti; g. variazione dei costi di gestione del combustibile esaurito e di disattivazione della centrale; h. oneri di esercizio e manutenzione; i. spese di ristrutturazione e costi finanziari d'esercizio indicati nella dichiarazione dei redditi della società di produzione conformemente con i principi contabili internazionali (IFRS) e tutte le spese in conto capitale sostenute.

(32) Saranno esclusi dalle fasi di rinegoziazione eventuali costi relativi a questioni concernenti la progettazione, l'esercizio diverso da uno standard ragionevole e prudenziale, la disponibilità o la capacità dell'impianto di generazione, le spese in conto capitale non imputabili alla manutenzione, le spese per una nuova struttura (non all'interno di una costruzione esistente), il finanziamento e taluni costi di trasferimento dei rifiuti.

(33) Le stime di costo riviste utilizzate nelle fasi di riapertura delle negoziazioni opex si baseranno su una relazione stilata da NNBG e approvata dalla controparte del CfD, che tenga conto dei costi di riferimento rilevati in centrali nucleari che operano con tecnologia EPR e in altre centrali nucleari operanti con tecnologia PWR (reattori ad acqua pressurizzata) in America settentrionale e nell'UE, in ogni caso sulla base di standard ragionevoli e prudenziali. — L'adeguamento dell'SP sarà calcolato tenendo conto del segmento superiore della fascia dei costi di riferimento.

(34) L'SP subirà una riduzione (in forma forfetaria o con una serie di pagamenti annuali effettuati alla controparte del CfD) corrispondente alle modifiche intervenute per quanto riguarda l'ammontare degli adempimenti cui è tenuta NNBG relativamente al finanziamento degli azionisti e alla struttura fiscale di NNBG. Non sarà consentito alcun aumento al riguardo.

(35) Dopo la rivalutazione ufficiale da parte della Valuation Office Agency successivamente alla messa in attività della centrale, sarà effettuato un adeguamento previsionale una tantum dell'SP rispetto agli oneri fiscali. Le successive modifiche alle imposte sui beni aziendali verranno applicate nel corso della riapertura delle negoziazioni opex.

(36) Oltre all'obbligo di comunicare le informazioni contemplate dai termini e condizioni standard del CfD generico, NNBG dovrà fornire talune garanzie sulle informazioni contenute nei dati e nei modelli trasmessi al governo britannico relativamente ai costi del progetto. Il contratto conterrà le disposizioni per l'uso di un Modello finanziario concordato per la determinazione dei vari SP e altri adeguamenti previsti dai termini dello stesso.

(37) NNBG sarà tutelata e potrà recuperare taluni costi riconducibili a modifiche legislative (in prosieguo «QCIL»).

(38) Una QCIL è una modifica legislativa discriminatoria, una modifica legislativa specifica, una modifica legislativa specifica in materia fiscale, un'altra modifica legislativa o una modifica delle basi regolamentari, in ogni caso non prevedibile.

(39) Una modifica legislativa discriminatoria è una modifica legislativa le cui condizioni si applicano nello specifico (e non meramente in via indiretta o consequenziale o in virtù dell'effetto sproporzionato di eventuali modifiche legislative di applicazione generale) al progetto, all'impianto di generazione o a NNBG, ma non altrimenti.

(40) Una modifica legislativa specifica è una modifica legislativa le cui condizioni si applicano nello specifico (e non meramente in via indiretta o consequenziale o in virtù dell'effetto sproporzionato di eventuali modifiche legislative di applicazione generale) agli impianti di generazione nucleare o a impianti di generazione soggetti a CfD.

(41) Una modifica legislativa specifica in materia fiscale è (i) una modifica a un'imposta sull'uranio o una nuova imposta sull'uranio; ovvero (ii) una modifica alla regolamentazione o alla prassi dell'agenzia delle pratiche doganali e fiscali (HMRC) da cui discende come effetto un trattamento fiscale di NNBG meno favorevole di quello applicato dalla HMRC per taluni adempimenti doganali o fiscali specifici.

(42) Una modifica delle basi regolamentari si verifica quando i) l'ONR (o l'ente avente causa) non disciplina più l'impianto di generazione dell'energia valutando se un sacrificio richiesto per la riduzione del rischio sarebbe eccessivamente sproporzionato rispetto al beneficio che se ne conseguirebbe; ovvero ii) l'Autorità per l'ambiente competente (o l'ente avente causa) non valuta più l'opzione di riduzione del rischio relativo all'impianto di generazione come un rischio ambientale accettabile con riferimento all'eventualità che i costi di realizzazione siano sproporzionati rispetto al beneficio ambientale che ne deriva.

(43) Eventuali indennizzi relativi a una QCIL saranno percepibili soltanto una volta che l'importo aggregato di tutte le richieste di indennizzo QCIL superi i 50 milioni di GBP nel 2012 in termini nominali e indicizzati. Non saranno ammessi doppi recuperi. L'SP sarà adeguato solo una volta per ciascuna singola QCIL nel corso della restante durata del contratto, tramite il Modello finanziario concordato, o calcolando il valore netto attualizzato dell'adeguamento necessario.

(44) A determinate condizioni, NNBG riceverà un indennizzo in caso di chiusura «politica» di HPC (da parte di un'autorità competente britannica, dell'UE o internazionale) non dovuta a ragioni di salute, sicurezza nucleare, protezione, ambiente, trasporto di materiale nucleare o salvaguardie nucleari (evento di chiusura ammesso).

(45) Sarà inoltre possibile ottenere un indennizzo qualora l'impianto di generazione nucleare venisse chiuso per circostanze inerenti l'assicurazione contro la responsabilità di terzi, anche a seguito della mancata autorizzazione da parte del governo britannico di regimi assicurativi alternativi proposti dalla società di generazione, che il governo britannico avrebbe dovuto ragionevolmente approvare e non sussistano altre opzioni assicurative approvate a disposizione della società di generazione.

(46) Fra le tutele dell'evento di chiusura ammesso si annovera il diritto di cedere NNBG al governo britannico (e il diritto del governo britannico di chiederne la cessione) oltre al pagamento di un indennizzo a carico della controparte del CfD o del governo britannico.

(47) Le condizioni risolutive si applicano soltanto a NNBG. Spetta alla controparte del CfD decidere se risolvere il contratto al verificarsi di una condizione risolutiva.

2.2. GARANZIA DI CREDITO

(48) Il progetto HPC, e NNBG in particolare, non solo beneficeranno del CfD ma anche di una garanzia di credito statale sul debito emesso (la «garanzia di credito»).

(49) Le obbligazioni che saranno emesse avranno la copertura della garanzia di credito, che si configura alla stregua di un contratto di assicurazione, garantendo il pagamento puntuale del capitale e degli interessi del debito ammesso, che potrebbe elevarsi a 17 miliardi di sterline (8).

(50) La garanzia di credito sarà prestata da Infrastructure UK (in prosieguo «IUK»), dipartimento del tesoro britannico che sovrintende all'amministrazione dei regimi di garanzia del Regno Unito. La garanzia di credito è una piattaforma di gestione del debito di tipo commerciale per il finanziamento a lungo termine di HPC.

(51) Lo IUK ritiene che l'operazione sia stata strutturata in modo da giustificare per HPC la classificazione in una categoria di rischio equivalente a BB+/Ba1. La commissione di garanzia avrà un livello pari a 295 punti base.

(52) Il regime prevede che le obbligazioni che saranno emesse nell'ambito della struttura di finanziamento siano corredate di una garanzia prestata dai Lords Commissioners del tesoro britannico (il garante). Inoltre, è compresa una misura ponte a sostegno della costruzione della centrale che sarà fornita da banche commerciali (e non garantita dal regime di garanzia del Regno Unito). Il resto del capitale investito nell'operazione sarà conferito dagli azionisti. Potranno essere aggiunte alla struttura finanziaria altre fonti di finanziamento, previo il consenso del garante.

(53) Le fonti di finanziamento previste al momento della presente decisione sono le seguenti: a. capitale di base pari a […] GBP b. capitale contingente pari a […] GBP c. Misura ponte per la costruzione della centrale a concorrenza di […] GBP d. Obbligazioni per […] GBP

(54) La struttura di finanziamento è concepita in modo tale che il capitale di base subisca la totalità della perdita prima che vengano aggredite le obbligazioni. Il capitale contingente rappresenta un'ulteriore garanzia che la data in cui il garante sarà soddisfatto, fra le altre cose, dell'avvenuta attivazione e messa in servizio di HPC e della completa costituzione di tutte le riserve necessarie («completamento finanziario»), si verificherà.

(55) Gli obblighi degli azionisti riguardo al capitale proprio saranno definiti in un contratto concernente i contributi di capitale proprio, stipulato anche dal garante, in modo che quest'ultimo possa avere certezza degli impegni assunti in relazione agli apporti di capitale proprio.

(56) Affinché il capitale proprio possa garantire le caratteristiche summenzionate di assorbimento delle perdite, in caso di insolvenza, le parti hanno stabilito due condizioni (la condizione di base (9) e la condizione di fallimento FFS (10)) che consentono al garante di richiedere l'accelerazione del capitale di base, ovvero rispettivamente l'accelerazione del capitale contingente, vale a dire reso immediatamente disponibile e utilizzato per svincolare le obbligazioni e gli importi dovuti al garante. Questa combinazione di disposizioni è intesa a garantire che siano gli azionisti e non il garante ad accollarsi l'esposizione del capitale alla percorribilità economica della tecnologia EPR fino a quel momento, in quanto tale affidabilità è oggettivamente comprovata dal successo di progetti precedenti come Flamanville 3 e Taishan 1.

(57) Durante il periodo che precede il verificarsi della condizione di base, è stabilito un limite massimo di indebitamento utilizzato, pari al minimo: del limite massimo di indebitamento relativo allo stato di realizzazione del progetto pertinente e il […] per cento del capitale di base meno il capitale di sviluppo, pari a […] miliardi di GBP. La Tabella 1 presenta un esempio pratico delle caratteristiche di assorbimento delle perdite da parte del capitale proprio: Tabella 1 Profilo dell'utilizzo di base e condizione di base non soddisfatta Fonte: Memoria IUK del 12 settembre 2014 Base Case Drawdown Profile GBP bilion Total Commited Development Equity 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 Cashflow Base Equity 9,23 1,69 — — — — — — 2,10 2,52 2,09 0,83 Contingent Equity 8,00 N/A — — — — — — — — — — Bonds 16,00 N/A 1,50 1,95 2,40 2,90 3,35 2,65 1,25 — — — Balance Sheet Base Equity 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 3,79 6,31 8,39 9,23 Contingent Equity — — — — — — — — — — Bonds 1,50 3,45 5,85 8,75 12,10 14,75 16,00 16,00 16,00 16,00 Memo item Undrawn Base Equity 7,53 7,53 7,53 7,53 7,53 7,53 5,43 2,92 0,83 — Undrawn Committed Equity 15,53 15,53 15,53 15,53 15,53 15,53 13,43 10,92 8,83 8,00 Source: UK Base Case

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

(58) Una volta soddisfatta la condizione di base, la tutela del capitale da parte del garante durante il periodo di costruzione investe il quantum del capitale contingente, che può essere utilizzato per fronteggiare gli eventuali sovraccosti e gli stati di avanzamento del progetto, limitando il livello di indebitamento in un dato periodo.

(59) Gli impegni degli azionisti relativamente al capitale di base e al capitale contingente saranno interamente sostenuti da strumenti creditizi comprendenti fra gli altri, ma non in via esaustiva, garanzie della controllante, lettere di credito o altri strumenti di sostegno al credito graditi al garante.

(60) Per sostenere i propri obblighi finanziari nei confronti di NNBG e gli obblighi della stessa NNBG gli azionisti costituiranno garanzie specifiche (11) e/o garanzie (12) generiche (13), inclusa una garanzia generica qualificata (14), su attivi, beni immobili e imprese propri. NNBG insieme con l'emittente delle obbligazioni, una società di nuova costituzione fondata allo scopo, a sostegno delle loro obbligazioni concederanno entrambe garanzie complessive specifiche e/o generiche, inclusa una garanzia generica qualificata, sulla totalità dei loro attivi, beni immobili e imprese. La garanzia sarà sostenuta da accordi diretti con le parti contraenti a fronte di taluni contratti importanti.

(61) A causa del carattere particolare dell'operazione e della notevole importanza che rivestono le misure di tutela della sicurezza, l'esercizio della garanzia avverrà previo il nulla osta dell'ente di regolamentazione della sicurezza britannico e tenuto in debito conto il fatto che l'alienazione potrà andare solo a favore di un'entità licenziataria o in fase di ottenimento di una licenza per la gestione di un sito nucleare come HPC.

(62) La garanzia costituita da azionisti, NNBG ed emittente è intesa a far sì che le parti garantite (15): i) abbiano la prelazione nei confronti dell'insinuazione di creditori non garantiti nel debito pertinente, in caso di insolvenza del debitore; ii) preservino la possibilità delle parti garantite di alienare gli attivi garantiti e utilizzare il ricavato a concorrenza degli impegni garantiti in sofferenza, qualora ciò rappresentasse il miglior modo per ottimizzare i recuperi, ed iii) esercitino il massimo controllo in caso di insolvenza dei costituenti la garanzia e conseguano la finalità gestionale della garanzia, nominando un curatore amministrativo degli attivi del debitore pertinente.

(63) Le obbligazioni saranno obbligazioni non garantite dell'emittente che non condivideranno altre garanzie che l'emittente o altri membri del gruppo HPC dovessero costituire.

(64) In termini di gerarchia creditizia, nella pratica il procedimento di esercizio della garanzia costituita da NNBG sarà applicato col seguente ordine di priorità: 1. creditori con diritto di prelazione; 2. costi di esercizio della garanzia (cioè i costi dei curatori e di altre figure nominate nella procedura d'insolvenza); 3. creditori FDP (16); 4. finanziatori del prestito ponte per la costruzione della centrale; 5. obbligazioni e garante; 6. creditori chirografari di NNBG; 7. azionisti di NNBG.

(65) Questo ordine di prelazione nel procedimento di escussione non può essere modificato senza il consenso del garante.

(66) Il finanziamento dell'operazione è ripartito in fasi successive con riferimento agli stati di avanzamento nella realizzazione del progetto.

(67) Nel periodo successivo alla data di maggiore emissione delle obbligazioni (diverse dalle obbligazioni SZC), avranno luogo i conferimenti di capitale di base come da programma e il capitale contingente andrà a copertura di eventuali sovraccosti emersi secondo lo stesso programma.

(68) Non è ammessa la distribuzione dei dividendi agli azionisti prima del completamento finanziario.

(69) Le autorità britanniche sostengono che dopo il completamento finanziario, la garanzia di credito continua a godere della tutela di molti fattori di attenuazione strutturali e di pattuizione, incluse restrizioni significative sul momento della distribuzione dei dividendi e una riserva di servizio del debito di […] mesi (che può essere finanziata con liquidità, lettere di credito stand-by o garanzie accettabili) che potrebbe ammontare a […] miliardi di GBP. Lo standard di mercato per una finanza di progetto sarebbe una riserva di servizio del debito di 6 mesi.

(70) Presumibilmente, l'eventualità di far ricorso alla garanzia di credito dopo il completamento non si verificherà che nel caso: a) vi sia una deviazione sostanziale nelle prestazioni d'esercizio e di conseguenza una riduzione nel flusso di cassa disponibile per il servizio del debito rispetto a quanto previsto; e b) tale deviazione esaurisca la succitata riserva sostanziale del servizio del debito accantonata nella struttura.

(71) Se la riserva del debito viene intaccata (in qualsivoglia misura), essa sarà reintegrata in toto prima che si proceda al pagamento dei dividendi.

(72) Le autorità del Regno Unito sostengono che considerata la gamma di tutele strutturali contro eventuali inadempimenti e la presenza di eventi scatenanti ed eventuali misure correttive volte a scongiurare tali inadempimenti, l'esigenza di attuare tali strumenti si potrebbe verificare solo in circostanze rare e improbabili. Tuttavia, qualora si rivelasse necessario ricorrere a tali strumenti, ciò avverrebbe in circostanze tanto gravi quanto impreviste, per cui un provvedimento di esecuzione predeterminato non sarebbe appropriato. Lo IUK ha ritenuto necessario avere una certa flessibilità per considerare le proprie opzioni alla luce degli eventi, man mano che questi si verificano, in modo da proteggere meglio i propri interessi. Pertanto, lo IUK ha scelto di optare per la gamma più vasta e flessibile possibile di opzioni da esercitare, insieme con un margine discrezionale per determinare la maniera più adeguata di dar loro esecuzione al momento opportuno.

(73) Sono stati trasmessi alla Commissione affinché li valutasse gli elementi di fondo (head of terms) concordati fino ad oggi per il finanziamento del progetto HPC. Questi riportano gli accordi intercorsi fra le parti sui termini e le condizioni principali dei documenti di finanziamento, per quanto non sia disponibile, alla data della presente decisione, la bozza del testo legale in forma definitiva. Le autorità britanniche hanno dichiarato che la parte restante delle condizioni nonché i documenti di finanziamento finale conterranno quelle clausole standard che qualsiasi investitore inserirebbe in un contratto per un progetto simile. Poiché la Commissione non ha avuto l'opportunità di verificare questo elemento, qualora i documenti finali evidenziassero delle modifiche alla misura nella forma presentata alla Commissione, in qualsivoglia sua parte, le autorità britanniche sono invitate a notificare tali modifiche alla Commissione.

2.3. ACCORDO CON IL MINISTERO

(74) Il CfD prevede che gli investitori di NNBG abbiano diritto a un indennizzo qualora il governo britannico decida di chiudere HPC per ragioni politiche (e non per motivi di salute, sicurezza, protezione, ambiente, sicurezza dei trasporti o salvaguardia). La fonte finanziaria degli indennizzi sarà la stessa dei pagamenti effettuati nel quadro dei CfD (cioè a mezzo dei prelievi ai fornitori). Il CfD sarà corredato di un accordo concluso fra il ministero dell'Energia e gli investitori di NNBG.

(75) Ai termini dell'accordo, se — a seguito di una chiusura politica della centrale — l'ente controparte dovesse essere insolvente sui pagamenti compensativi agli investitori di NNBG, il ministero si farà carico di corrispondere le compensazioni concordate. L'accordo non prevede ulteriori pagamenti compensativi per NNBG o i suoi investitori.

3. OSSERVAZIONI DELLE PARTI INTERESSATE

(76) La Commissione ha ricevuto un numero molto elevato di risposte nel corso della consultazione sulla decisione di avvio, che si è conclusa il 7 aprile 2014. Si illustra di seguito una descrizione delle osservazioni pertinenti ai fini della valutazione degli aiuti di Stato.

(77) Le osservazioni delle parti interessate saranno considerate per quanto attiene le parti pertinenti della valutazione, senza menzione specifica di un'osservazione particolare.

(78) Tenuto conto del gran numero di risposte, esser saranno descritte e raggruppate sulla base dell'argomento.

3.1. OSSERVAZIONI PERVENUTE SULLE MISURE IN QUANTO SERVIZIO DI INTERESSE ECONOMICO GENERALE

(79) Una delle parti interessate si è detta d'accordo con il governo britannico sul fatto che la misura non implica alcun aiuto di Stato, citando gli elementi probatori trasmessi dal Regno Unito a sostegno della sua valutazione del SIEG.

(80) Una parte ha sostenuto che HPC eroga un SIEG, in quanto espleta degli obblighi di servizio pubblico per garantire che la domanda di energia sia soddisfatta a breve, medio e lungo termine e che la realizzazione del progetto si basi su criteri di chiarezza e trasparenza, senza che ciò comporti un vantaggio economico per le società partecipanti. Inoltre, HPC migliorerebbe la sicurezza degli approvvigionamenti, riducendo la dipendenza dai combustibili importati e il ricorso ai combustibili fossili.

(81) Fra le parti che non concordano con la posizione del Regno Unito sul fatto che la misura non comporta aiuti di Stato, una di queste ha osservato che la misura non soddisfa i criteri Altmark, poiché il CfD rappresenta solo la compensazione per la prestazione di Servizi d'interesse economico generale («SIEG»).

(82) Svariate parti hanno osservato che nessun'altra società aveva potuto presentare la propria offerta nella gara per la realizzazione del progetto.

(83) Diverse parti hanno sostenuto che la misura notificata non rientra nel quadro della disciplina SIEG prevista dall'UE, poiché il Regno Unito non ha chiaramente definito gli obblighi relativi al servizio pubblico («OSP») per cui avrebbe concesso una compensazione, e non ha ottemperato alle condizioni per l'affidamento dell'incarico degli obblighi relativi al servizio pubblico, ai sensi dell'articolo 3, paragrafo 2, della direttiva 2009/72/CE.

(84) Diverse parti hanno osservato che le misure di aiuto sono incompatibili con i criteri Altmark, sulla base dei quali la produzione di elettricità è da considerarsi una normale attività economica e pertanto l'energia nucleare deve concorrere con altre fonti di produzione dell'energia elettrica in un mercato interno dell'elettricità liberalizzato; la misura non ha un obiettivo di interesse comune; non sembra esservi un criterio oggettivo a giustificazione della durata di 35 anni; essa accorda al nucleare un trattamento diverso da quello riservato alle fonti di energia rinnovabile; si basa su parametri ignoti e manca di un'analisi costi-benefici. Inoltre, il fatto che l'energia nucleare sia in grado di produrre soltanto energia del carico di base renderebbe impossibile qualificare tale servizio come SIEG. Infine, sussisterebbe un notevole rischio di eccesso di compensazione.

3.2. OSSERVAZIONI PERVENUTE SULL'ESISTENZA DI AIUTO

(85) Svariate parti interpellate hanno asserito che le misure costituiscono aiuti di Stato, in quanto comportano accordi bilaterali fra lo Stato e una società; i pagamenti sono specificamente rivolti all'obiettivo della produzione di energia nucleare; il bilancio dello Stato è direttamente coinvolto nei pagamenti e il contratto prevede il sostegno e condizioni speciali a favore dell'energia nucleare che sarebbero ben maggiori di qualsivoglia sostegno alle fonti di energia rinnovabili.

(86) Una parte interpellata ha osservato che passare da un regime di pagamento dei rifiuti «per unità» a quello di massimali sul prezzo di trasferimento dei rifiuti configurerebbe un aiuto e un'ulteriore sovvenzione agli operatori del nuovo nucleare.

3.3. OSSERVAZIONI PERVENUTE SUGLI OBIETTIVI DI INTERESSE COMUNE, I FALLIMENTI DEL MERCATO E LA NECESSITÀ DELL'INTERVENTO STATALE

(87) Fra le risposte positive, una parte ha osservato che l'energia nucleare può contribuire in modo sostanziale alla produzione di elettricità a basse emissioni di CO2 e può concorrere alla diversificazione del settore di produzione dell'energia elettrica. Essa ha aggiunto che pur non essendo in grado di fornire la totalità della capacità supplementare del fabbisogno del Regno Unito per i prossimi decenni, l'energia nucleare probabilmente avrà un ruolo cruciale nel sostituire la capacità degli impianti nucleari in dismissione e soddisfare la domanda futura.

(88) Svariate parti interpellate hanno asserito che il Regno Unito si trova in una posizione diversa rispetto ad altri Stati membri, essendo un'isola con un potenziale di interconnessione più limitato. Un confronto con la Finlandia o la Francia sarebbe inadeguato, in ragione della notevole diversità strutturale dei mercati di questi due Stati membri e l'esistenza al loro interno di accordi economici a lungo termine a sostegno della costruzione di centrali nucleari. Inoltre, il Regno Unito non potrebbe gestire l'intermittenza delle fonti rinnovabili importando grandi quantitativi di energia elettrica dai suoi vicini nei momenti di fermo della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili e scaricando i problemi causati da un eccesso di produzione quando invece sono in produzione. Rispetto a ogni singolo mercato europeo dell'elettricità, i fallimenti del mercato nel Regno Unito saranno quindi sempre maggiori di quelli riscontrati sul continente europeo e necessiteranno di maggiori misure correttive. Inoltre, il sostegno all'energia nucleare aumenterebbe la diversificazione dell'offerta energetica, rafforzando in tal modo la flessibilità del sistema energetico del Regno Unito.

(89) Una parte ha messo in luce un fallimento del mercato specifico del settore nucleare, e segnatamente i lunghi tempi di costruzione e di esercizio che fanno sì che i rendimenti sull'investimento si abbiano con tempi superiori ai 30 anni, ben oltre il 2050. Inoltre, le lezioni apprese a seguito dei blackout verificatisi in taluni Stati membri evidenzierebbero i limiti dell'affidarsi alle interconnessioni transfrontaliere, oltre che il fatto che nessun singolo GRT è in grado di garantire la capacità di interconnessione come la capacità insita nella rete magliata nazionale. Gli aiuti di Stato a favore del progetto HPC potrebbero falsare la concorrenza meno dell'introduzione di altre misure, come i mercati delle capacità.

(90) Una parte ha affermato che HPC non pregiudicherebbe l'obiettivo di garantire la tutela dell'ambiente, in quanto la sua attività di produzione sarebbe soggetta a rigorosi controlli da parte delle istituzioni preposte, come l'Office for Nuclear Regulation, l'ente britannico di regolamentazione del settore nucleare. Inoltre, il sito di HPC sarebbe conforme alla normativa in materia di autorizzazioni ambientali, l'Environmental Permitting Regulations del 2010.

(91) Svariate parti hanno sostenuto che oggi esistono le tecnologie per lo stoccaggio sicuro dei rifiuti nucleari.

(92) Alcune parti hanno osservato che l'attuale combinazione di politiche è insufficiente per convogliare gli investitori verso il settore nucleare, in particolare in virtù del fatto che il prezzo del carbonio del sistema ETS è troppo basso; il prezzo minimo del carbonio nel Regno Unito non darà luogo a un aumento sufficiente a incentivare gli investimenti nel settore nucleare e il Regime di garanzie del Regno Unito non basta, da solo, a sostenere gli investimenti, in quanto non tiene conto della redditività economica a lungo termine delle centrali nucleari. Infine, l'impronta di carbonio del nucleare sarebbe analoga a quella dell'eolico, e ben al di sotto di quella delle tecnologie rinnovabili da energia maremotrice, fotovoltaica o derivata dalla biomassa.

(93) Una parte ha dichiarato che il Regno Unito sostiene le fonti di energia rinnovabile, ma che tali tecnologie non sono adatte a fornire l'elettricità del carico di base, per quanto, al contempo, contare sul gas per gli approvvigionamenti renderebbe il Regno Unito dipendente dai combustibili fossili e soggetto a rischio geopolitico.

(94) Una parte interpellata ha sostenuto che la Commissione dovrebbe valutare il chiaro vantaggio ambientale di HPC rispetto all'attuale mix energetico esistente nel Regno Unito. La valutazione di HPC a fronte di tali criteri fornirebbe un chiaro e significativo quadro dei suoi vantaggi ambientali.

(95) Diverse parti hanno ritenuto che gli Stati membri dovrebbero essere liberi di scegliere il proprio mix energetico e fornire gli incentivi necessari senza i quali si bloccherebbe il flusso di investimenti privati efficienti e a lungo termine nella capacità di generazione a basse emissioni. La Commissione non dovrebbe avere mandato per ingerire in tali decisioni. Inoltre, gli impianti nucleari comportano una notevole quota di costi d'investimento iniziali e bassi costi d'esercizio marginali, che uniti alla non correlazione fra i costi di esercizio e i prezzi sul mercato elettrico determinano l'esistenza di un rischio che non può essere trasferito efficacemente al consumatore senza l'intervento statale.

(96) Diverse parti hanno criticato il punto 337 della decisione d'avvio, in particolare in quanto non si effettuano investimenti nella costruzione di nuove centrali nucleari nel Regno Unito dalla liberalizzazione del mercato dell'energia, avvenuta 20 anni or sono. Inoltre, la ventilata possibilità che mutino le politiche governative e altri rischi di ordine politico potrebbero rendere difficile il coinvolgimento degli investitori.

(97) Varie parti hanno affermato che i costi in conto capitale rappresentano circa il 75 per cento del costo dell'elettricità attualizzato, (17) a fronte del 10-15 per cento per il gas non decarbonizzato. Esse hanno anche osservato che il rapporto costi-benefici della decarbonizzazione nella loro modellizzazione comportava un livello di 50 g di CO2/kWh entro il 2030, rispetto agli attuali livelli di circa 500 g CO2/kWh, che si otterrebbero a costi inferiori soltanto se la capacità nucleare raggiungesse tassi di penetrazione significativi (ad esempio, tra gli 11 e i 18 GW). Il beneficio di un programma nucleare di vasta portata, ai valori attuali, ammonterebbe a 23 miliardi di GBP. Inoltre, un contratto a lungo termine nel settore nucleare preserverebbe l'efficienza nel dispacciamento, dando luogo a risultati significativi sia per le tecnologie rinnovabili che per quella nucleare, tenuto conto dei loro bassi costi marginali.

(98) Una parte ha indicato che il mancato sostegno a una nuova tecnologia emergente come l'EPR avrebbe come conseguenza un minor interesse per tale tecnologia da parte degli investitori, sia nel Regno Unito che all'estero.

(99) Una parte ha indicato che il trattato Euratom non potrebbe essere d'applicazione indipendentemente dalle attuali politiche della Commissione, poiché l'articolo 40 del trattato prevede che la Commissione pubblichi periodicamente programmi riguardanti obiettivi di produzione di energia nucleare e che gli obiettivi del trattato possono essere perseguiti soltanto conformemente con le altre disposizioni del trattato.

(100) Una parte ha rilevato che prima della liberalizzazione, gli investimenti nel nucleare erano resi possibili grazie a progetti basati sulle tariffe, che eliminavano i rischi d'investimento.

(101) Una parte ha dichiarato che la fonte del combustibile nucleare è varia e presenta un rating molto elevato rispetto alla sicurezza energetica.

(102) Una parte ha osservato che a parte il nucleare, non esisterebbero tecnologie di base a basse emissioni comprovate che potrebbero essere impiegate per ottenere gli stessi livelli di capacità. Inoltre, tenuto conto del profilo di rischio rappresentato dalle politiche in tutta l'Unione europea, è con sempre maggior circospezione che gli investitori impegnano ingenti capitali nelle nuove realtà di elettrogenerazione. Infine, la previsione della Commissione sugli investimenti nel nuovo programma nucleare per il periodo 2027-2030 sarebbe opinabile, a causa dell'incertezza.

(103) Svariate parti hanno osservato che nel Regno Unito non esisterebbe un meccanismo simile al modello della società finlandese Finnish Mankala (un investimento congiunto fra società di elettrogenerazione e industrie energivore), che consentirebbe di gestire l'asimmetria fra il rischio rappresentato dall'anticipazione dei costi in conto capitale e il prezzo istantaneo dell'elettricità a lungo termine.

(104) Una parte ha rilevato che la maggior parte delle tecnologie rinnovabili sarebbero state inventate prima dell'inizio del 1900, il che rende il loro sostegno meno giustificato rispetto al sostegno al nucleare sulla base della maturità della tecnologia considerata.

(105) Svariate parti hanno affermato che i reattori sarebbero operativi non prima del 2023, il che renderebbe impossibile per la centrale affrontare la sfida rappresentata dalla sicurezza degli approvvigionamenti, evidenziata dal Regno Unito a giustificazione delle misure.

(106) Una parte ha dichiarato che la tecnologia nucleare non garantisce la sicurezza degli approvvigionamenti, in quanto rende la produzione di energia dipendente dalle importazioni di materiale nucleare fissile. Un'altra parte ha osservato che la dipendenza dai combustibili importati dovrebbe essere ridotta per migliorare la sicurezza degli approvvigionamenti.

(107) Una parte interpellata ha osservato che la politica energetica del governo britannico segue gli orientamenti politici e limita lo sviluppo delle centrali eoliche e degli impianti solari onshore.

(108) Diverse parti interpellate hanno osservato che la tecnologia nucleare peggiora la sicurezza degli approvvigionamenti, in quanto manca della flessibilità necessaria per equilibrare la domanda e l'offerta sulla rete, a causa di interruzioni non programmate, della riduzione dei tassi di capacità o della manutenzione ordinaria. Il nucleare sarebbe altresì associato a crisi non prevedibili che richiedono ingenti volumi di riserve, a fronte dell'energia eolica, cui la variabilità del vento è prevedibile con largo anticipo. Infine per le stesse parti interpellate il nucleare rappresenta un debole mezzo di abbattimento delle emissioni, stando alla ricerca che dimostrerebbe che il ciclo di generazione nucleare produce fra 9 e 25 volte più CO2 delle centrali a energia eolica.

(109) Diverse parti interpellate hanno osservato che il contributo della tecnologia nucleare alla decarbonizzazione non è sostanziale, secondo le statistiche comparative.

(110) Diverse parti hanno rilevato che la misura non permetterebbe di conseguire la sicurezza energetica, in quanto non sostituirebbe con sufficiente rapidità la capacità in fase di dismissione e farebbe affidamento sulle riserve di uranio, che potrebbero esaurirsi.

(111) Svariate parti interpellate hanno affermato che i sussidi porterebbero alla preclusione di altre tecnologie di produzione più innovative e meno dannose per l'ambiente, e che non sono giustificati e incompatibili con il principio «chi inquina paga». Sarebbero le generazioni future a sostenere i costi derivanti dalla misura a lungo termine.

(112) Svariate parti interpellate hanno voluto sottolineare che un certo gruppo di Stati membri (in prosieguo «SM») e in particolare Germania, Austria, Irlanda, Italia e altri, sarebbe contrario all'energia nucleare e che altri SM, quali Portogallo, Danimarca, Estonia o Grecia non avrebbero centrali nucleari, pertanto non vi potrebbe essere un obiettivo comune in materia di energia nucleare.

(113) Diverse parti interpellate hanno osservato che una tecnologia che necessita di sussidi per 60 anni ed è esente da tutti i costi diretti e indiretti che genera, oltre a richiedere un contratto garantito per 35 anni, non può essere considerata economicamente efficiente.

(114) Una parte ha sostenuto che non esiste un modo soddisfacente di affrontare il necessario smaltimento dei rifiuti radioattivi.

(115) Una parte interrogata ha affermato che il Regno Unito sta favorendo eccessivamente la nuova energia nucleare, minimizzando le molte incertezze in merito allo smaltimento e fornendo certezze agli investitori.

(116) Diverse parti interpellate hanno criticato le valutazioni di rischio effettuate dal Regno Unito, in quanto esso non prevedeva né contemplava la pletora di incidenti inaspettati e «al di là delle basi di progetto» verificatisi a Fukushima e altri importanti incidenti nucleari. Inoltre, esse hanno contestato l'affermazione che qualora si verificasse il peggiore, e ragionevolmente prevedibile incidente/evento accidentale nel sito HPC (incluso l'attacco terroristico), il tasso massimo di fuoriuscite dai sistemi di contenimento non supererebbe lo 0,03 per cento al giorno del materiale contenuto nel nocciolo del reattore.

(117) Diverse parti interpellate hanno osservato che non era chiaro se il Regno Unito avesse preso in considerazione lo sviluppo di nuove tecnologie che migliorano la flessibilità della rete elettrica (ad esempio, la determinazione dinamica dei prezzi, i contratti per carichi interrompibili o un limitatore di carico dinamico nell'industria, l'aggregazione dei servizi e l'ottimizzazione della domanda per gli usi domestici).

(118) Una parte interpellata ha criticato l'importanza accordata dal Regno Unito alla produzione di elettricità del carico di base, considerata la fase di cambiamento che sta vivendo il settore energetico, che renderebbe opinabile l'affermazione che, da qui alla metà degli anni 2020, l'elettricità di base possa avere ancora la stessa rilevanza di oggi. In particolare, acquisterebbe maggiore importanza la flessibilità del sistema.

(119) Diverse parti hanno osservato che HPC non sarebbe la prima centrale nel suo genere (first of a kind o «FOAK»), ma piuttosto la quinta o sesta, tenuto conto delle centrali in Finlandia e Francia, oltre alle due che sono state realizzate in Cina. Inoltre, in Finlandia e Francia reattori simili sono stati commissionati senza concedere aiuti di Stato.

(120) Una parte ha affermato che l'industria dell'energia solare avrebbe la medesima capacità di consegna che si prevede possa produrre HPC in un anno, a costi paragonabili, e che le centrali eoliche offshore entro il 2020 o poco tempo dopo potrebbero avere dei costi minori rispetto al nucleare.

(121) Una parte ha sostenuto che le cifre del governo britannico dimostrerebbero che il nuovo sito nucleare non era necessario, contrariamente a diversi documenti e discorsi che asserirebbero, erroneamente, che la domanda di elettricità potrebbe raddoppiare o addirittura triplicare a fronte della ricerca effettuata dallo stesso governo in merito alla domanda di elettricità sul lungo periodo e rispetto al fabbisogno previsto in termini di capacità da qui al 2025.

3.4. OSSERVAZIONI PERVENUTE SULL'ADEGUATEZZA E L'EFFETTO DI INCENTIVAZIONE DELLE MISURE

(122) Fra le risposte positive, diverse parti interpellate hanno osservato che l'energia nucleare potrebbe dare un importante contributo alla produzione di elettricità a basse emissioni di CO2 e può aiutare a diversificare il settore di produzione dell'energia elettrica. Esse osservavano altresì che pur potendo fornire la totalità del fabbisogno di ulteriore capacità per i prossimi decenni nel Regno Unito, il nucleare avrà probabilmente un ruolo centrale nel sostituire la capacità prodotta dalle centrali nucleari in fase di dismissione e soddisfare la domanda futura.

(123) Diverse parti interpellate hanno affermato che senza l'intervento governativo, gli investimenti privati si incentrerebbero solo su progetti con rendimenti a breve termine, il che renderebbe impossibile la realizzazione di nuovi siti nucleari.

(124) Una parte interpellata ha sostenuto che senza l'aiuto gli operatori non avrebbero stimoli a investire in nuove centrali nucleari, e che una volta completato con successo il primo progetto, il costo dei nuovi progetti sarebbe notevolmente ridotto. Essa ha aggiunto che i reattori di terza generazione non possono essere messi a confronto con le centrali esistenti, e che senza un orizzonte temporale esteso di stabilità dei prezzi sarebbe impossibile ottenere investimenti privati nel settore dell'energia nucleare.

(125) Diverse parti interpellate hanno sostenuto che il programma di realizzazione delle nuove centrali nucleari nel Regno Unito avrebbe come esito un notevole beneficio in termini di occupazione, nel Regno Unito e in Europa.

(126) Diverse parti interpellate hanno evidenziato che l'aiuto permetterebbe a una forza lavoro altamente specializzata e competente di mantenere il proprio livello di professionalità e sviluppare nuove tecniche, altro fattore essenziale quando si dovranno dismettere i reattori nucleari attualmente in attività. È stato anche osservato l'impatto positivo dell'aiuto sui gestori della catena di approvvigionamento.

(127) Diverse parti interpellate hanno rilevato che le imprese del Regno Unito accoglierebbero certamente con favore un mix energetico diversificato, e che si esprimerebbero in particolare a sostegno dell'energia nucleare, eolica e idraulica. Il programma del Regno Unito apporterebbe maggior stabilità al contesto degli investimenti per le imprese, in particolare per quelle particolarmente energivore.

(128) Diverse parti interpellate hanno osservato che il meccanismo proposto, rispetto al regime dei certificati verdi attualmente utilizzato esclusivamente per le energie rinnovabili, ha il vantaggio di limitare gli eccessi di compensazione.

(129) Diverse parti hanno osservato che lo Stato ha l'obbligo di incentivare le decisioni di diversificazione degli investitori, poiché i mercati liberalizzati non possono internalizzare i benefici della sicurezza degli approvvigionamenti di uno SM.

(130) Una parte ha criticato l'opinione della Commissione che i CfD eliminano la maggior parte dei rischi di mercato, in quanto molti Stati membri fanno ampio ricorso alle tariffe incentivanti per sostenere le fonti rinnovabili e non sussisterebbero ragioni per cui l'energia nucleare debba ricevere un diverso trattamento.

(131) Diverse parti interpellate hanno sostenuto che la tecnologia nucleare non sarebbe ecocompatibile, né rinnovabile ma una fonte di energia finita, oltre che estremamente dispendiosa, pur trattandosi di una tecnologia matura priva di effetto apprendimento.

3.5. OSSERVAZIONI PERVENUTE SULLA PROPORZIONALITÀ DELLE MISURE

(132) Una parte ha osservato che il meccanismo del CfD attenua il rischio, pur esponendo sempre NNBG al rischio di base e impedendo l'eccesso di compensazione, perché i pagamenti sono effettuati solo quando l'RP è inferiore al prezzo di esercizio. Inoltre, il dispositivo di condivisione degli utili azionari limiterebbe l'eccesso di compensazione e NNBG non avrebbe la garanzia di conseguire un livello fisso di entrate o di utili. Infine, il CfD stabilizzerebbe i prezzi, creando un miglior contesto per gli investimenti.

(133) Varie parti hanno argomentato che si dovrebbe mettere a confronto l'SP del nucleare con quello di altre tecnologie a basse emissioni e non con i costi delle centrali a gas, e considerare i futuri livelli di prezzo invece che quelli attuali.

(134) Varie parti hanno osservato che il CfD concernente HPC durerà 35 anni, mentre i contratti stipulati per le fonti d'energia rinnovabile hanno una durata inferiore che generalmente non supera i 15 anni. Eppure, il ciclo di vita utile della centrale nucleare sarà di 60 anni, mentre quella degli impianti di energia rinnovabile è di 20-25 anni, da cui deriva una minore proporzione di sovvenzioni rispetto al periodo di attività. I CfD tutelerebbero il Regno Unito dall'obbligo di dover sostenere maggiori costi di costruzione.

(135) Una parte ha trasmesso una valutazione dei costi a riprova del fatto che vi è un notevole margine di decremento dei costi dopo la realizzazione della prima centrale, che sarebbero ridotti a 60-75 GBP per MWh entro il 2030. Essa ha altresì aggiunto che l'SP della misura notificata rientrerebbe nella gamma suggerita dall'analisi proposta, ossia fra gli 85 e i 100 GBP per MWh.

(136) Varie parti hanno suggerito che solo un numero esiguo di tecnologie, tutte incapaci di generare quantità significative di elettricità in futuro, sono attualmente considerate più convenienti.

(137) Varie parti hanno osservato che quando si considera l'intero sistema dei costi delle fonti di energia rinnovabili, l'energia nucleare risulterebbe un'opzione molto più conveniente al prezzo d'esercizio notificato dal Regno Unito.

(138) Una parte ha affermato che qualora una decisione della Commissione impedisse ai progetti sull'energia nucleare di ricorrere ai meccanismi del tipo CfD, ciò potrebbe avere delle ripercussioni notevoli sulla capacità della NDA di apportare una soluzione alla questione del plutonio civile nel Regno Unito, aggiungendo inoltre che l'onere dei costi di smaltimento dei rifiuti per il contribuente sarebbe minimo/remoto, grazie al governo britannico.

(139) Diverse parti interpellate hanno osservato che l'aiuto agli investimenti non è dedotto dall'aiuto al funzionamento.

(140) Una parte interpellata ha osservato che tutti i contratti e le eventuali modifiche agli stessi che influiscano sul finanziamento, o gli accordi pratici concernenti la disattivazione, la gestione e lo smaltimento dei rifiuti e del combustibile esaurito, devono essere disponibili al pubblico e sottoposti al vaglio del parlamento. Essa ha altresì osservato che le informazioni fondamentali sulla modellazione dei costi non sono state divulgate.

(141) Varie parti hanno espresso la propria preoccupazione che il Regno Unito possa concedere ulteriori aiuti a NNBG, anche sotto forma di un regime che limita la responsabilità civile degli operatori del settore nucleare. Alcune parti hanno anche considerato che le tecnologie alternative al nucleare si addosserebbero la piena responsabilità, mentre la tecnologia nucleare godrebbe di un regime di responsabilità limitata.

(142) Un altro tipo di sostegno che non si è ritenuto sia stato compreso nella misura di aiuto notificata sarebbe la stima per difetto dei costi di gestione e smaltimento dei rifiuti nucleari ai sensi del Contratto di trasferimento dei rifiuti cui il Regno Unito intende vincolare i nuovi gestori dei siti nucleari. Analogamente, talune parti hanno osservato che l'asserita mancata totale considerazione dei costi di disattivazione violerebbe il principio «chi inquina paga».

(143) Una parte interpellata ha espresso le proprie preoccupazioni in merito agli eventuali sovraccosti, sulla base dell'esperienza dei modelli di reattore europeo pressurizzato (European Pressurised Reactor, EPR) realizzati in Finlandia e Francia.

(144) Gli attuali operatori del nucleare nel Regno Unito riceverebbero già sostegno finanziario tramite una serie di strumenti finanziari, fra cui le limitazioni della responsabilità, la sottoscrizione di soluzioni di copertura dei rischi commerciali, le sovvenzioni per abbattere i costi di smaltimento dei rifiuti nucleari e quelle di sostegno ai costi per l'antiterrorismo.

(145) Svariate parti hanno osservato che l'aiuto comporterebbe il riversamento del rischio economico dell'impresa sui contribuenti e a un blocco che causerebbe un incremento dei prezzi dell'energia per i prossimi 35 anni.

(146) Svariate parti hanno sostenuto che l'SP è troppo elevato e che HPC è la centrale elettronucleare più costosa mai realizzata. Le distorsioni provocherebbero ulteriori costi.

(147) Una parte ha osservato che la valutazione di proporzionalità non può essere definitiva fintanto che le disposizioni sulla condivisione degli utili e sulla riapertura delle negoziazioni opex non saranno notificate nel loro complesso.

(148) Una parte ha suggerito che l'SP sarebbe maggiore di quello pagato in Germania per le centrali eoliche onshore.

(149) Una parte ha osservato che sarebbe legittimo ipotizzare che non ci si può ragionevolmente aspettare che i costi dell'EPR possano diminuire in modo significativo, se sono sovvenzionati, e che il reattore in esame non si qualificherebbe come tecnologia emergente.

(150) Varie parti hanno affermato che diverse tecnologie emergenti da fonti rinnovabili si possono rivelare molto più interessanti di HPC dal punto di vista del rapporto costi-benefici, e che una recente relazione di Carbon Connect (18) stima che la remunerazione di EDF e di altri investitori del progetto HPC sarà ben maggiore di quella di altri progetti, con una previsione di rendimenti del capitale proprio dell'ordine di circa il 19-21 per cento, maggiore di quella attesa con progetti d'iniziativa di finanza privata. Inoltre, se si tenesse conto del costo dell'assicurazione contro tutti i rischi di disastro nucleare, l'argomento economico a sostegno dell'energia nucleare rispetto ad altre fonti a basse emissioni risulterebbe notevolmente indebolito. Infine, una recente relazione stilata dalla commissione sui conti pubblici del parlamento britannico e dall'Agenzia per lo smantellamento delle centrali nucleari indica che i costi ereditati dal passato impiego dell'energia nucleare ammonterebbero a oltre 2,5 miliardi di GBP l'anno, ovvero il 42 per cento di tutto il bilancio del ministero dell'Energia britannico.

(151) Varie parti hanno sostenuto che si potesse ragionevolmente supporre un eccesso di compensazione.

(152) Una parte ha calcolato che convertendo l'SP su 35 anni in un SP equivalente su 15 anni, questo corrisponderebbe a circa 117 GBP per MWh in termini reali del 2012, vale a dire un importo superiore di oltre il 20 per cento ai dati corrispondenti per la produzione eolica onshore e superiore del 10-15 per cento a quelli per la conversione della biomassa. Inoltre, si potrebbe ipotizzare che i costi dell'eolico onshore possano subire un'ulteriore diminuzione entro il 2023, in ragione dei maggiori livelli di sviluppo, rendendo tale differenza ancor più evidente.

(153) Varie parti hanno osservato che i prezzi delle tecnologie alternative e di quelle rinnovabili in particolare, probabilmente subiranno una riduzione in futuro, con il conseguente relativo eccesso di compensazione del progetto HPC.

(154) Una parte ha dichiarato che il Regno Unito non si sarebbe rivolto al mercato per reperire una capacità o produzione equivalente per lo stesso periodo di tempo. In Francia e Finlandia i prezzi della generazione elettronucleare si attestano sull'intervallo da 45 a 50 EUR per MWh. Stando alle relazioni degli analisti finanziari, EDF realizzerebbe un TIR fra il 25 e il 35 per cento annuo. Infine, i CfD agevolerebbero maggiormente il settore nucleare nel conseguire l'RP rispetto alle fonti di energia rinnovabile, e la combinazione fra prezzo minimo del carbonio e mercato della capacità sosterrebbe gli investimenti nel nuovo nucleare.

3.6. OSSERVAZIONI PERVENUTE SULLE POTENZIALI DISTORSIONI DELLA CONCORRENZA E DEGLI SCAMBI FRA GLI STATI MEMBRI

(155) Fra le risposte positive, varie parti hanno sostenuto che la misura non avrebbe effetti significativi sulla concorrenza o gli scambi fra gli SM, in quanto non avrebbe un impatto significativo sul benessere dei consumatori e non causerebbe l'aumento dei prezzi al dettaglio. Inoltre, NNBG sarebbe esposta alle forze e agli incentivi del mercato per concorrere sul mercato all'ingrosso dell'energia.

(156) Varie parti hanno sostenuto la necessità di istituire eque condizioni di concorrenza fra tutte le tecnologie a basse emissioni di carbonio, così che i sussidi al nuovo nucleare siano coerenti con le attuali politiche di sostegno alle fonti rinnovabili. Varie parti hanno evidenziato la necessità di preservare la neutralità tecnologica, pertanto la tecnologia nucleare non dovrebbe essere discriminata.

(157) Varie parti hanno osservato che le misure non dovrebbero soppiantare gli investimenti nel settore delle rinnovabili, in quanto anche queste beneficiano del sostegno dei CfD. Talune parti hanno altresì argomentato che l'aiuto, di converso, fungerebbe da catalizzatore per i nuovi investimenti nelle tecnologie di produzione dell'energia.

(158) Una parte ha osservato che per HPC è prevista una capacità istallata di poco superiore ai 3 GW, mentre il mercato britannico nel suo complesso presto raggiungerà gli 80 GW. Alla luce di quanto esposto, la distorsione del mercato indotta dall'aiuto non sarebbe significativa (pari al 4 per cento).

(159) Varie parti hanno osservato che le plusvalenze generate dalle alternative al nuovo nucleare non potrebbero garantire un livello di capacità sufficientemente elevata da farle ritenere opzioni praticabili. In particolare, non avendo certezza sugli utili generati dalla gestione della domanda, occorrerebbero ulteriori politiche a favore dell'efficienza energetica e l'interconnessione apporterebbe un contributo fondamentale all'uso efficiente delle risorse, ma i maggiori ostacoli da affrontare sarebbero di natura politica e regolamentare.

(160) Diverse parti interpellate hanno affermato che le misure falserebbero la concorrenza, in quanto le tecnologie alternative verrebbero soppiantate e in particolare gli investimenti nelle tecnologie rinnovabili sarebbero discriminati o estromessi. Vi sarebbero inoltre distorsioni negli scambi nel mercato interno, poiché gli importatori non potrebbero concorrere con i prezzi sovvenzionati dell'energia nucleare, che causerebbero eccedenze artificiose in altri SM.

(161) Una parte interpellata ha evidenziato che l'aiuto falserebbe la concorrenza fra le centrali nucleari esistenti e le nuove centrali nucleari, in quanto a queste ultime sono riconosciuti aiuti al funzionamento che le prime non ricevono. Un'altra parte ha rilevato la necessità di preservare la neutralità tecnologica, pertanto la tecnologia nucleare non dovrebbe essere discriminata.

(162) Una parte ha osservato che i sussidi al nucleare probabilmente provocherebbero una contrazione della quota di mercato disponibile per le tecnologie rinnovabili e renderebbero ancora più difficile la realizzazione di nuove capacità di generazione con fonti rinnovabili nell'UE.

(163) Una parte ha criticato lo studio specializzato del Prof Green e del Dr. Staffell, in particolare perché la metodologia utilizzata sarebbe inadeguata per effettuare analisi del benessere o valutazioni sulle distorsioni; le loro ipotesi sarebbero inappropriate a fronte delle inefficienze rilevate nel mercato finanziario; l'ipotesi della natura esogena del WACC non avrebbe fondamento e lo studio ignorerebbe l'effetto apprendimento, le esternalità del carbonio, la diversità degli approvvigionamenti e il potere di mercato.

(164) Una parte ha osservato che l'aiuto aumenterebbe ulteriormente il divario fra la totalità dei costi di altre tecnologie energetiche e la tecnologia nucleare con ripercussioni negative sui consumatori e sul carico fiscale. Inoltre, EDF conquisterebbe una posizione dominante nel mercato dell'energia britannico, in particolare se fosse concessa un'estensione nella vita economica delle centrali nucleari esistenti.

(165) Una parte ha asserito che il pagamento dei conguagli dei CfD sulla base della produzione conteggiata potrebbe falsare il mercato, in quanto i produttori potrebbero anche decidere di vendere l'elettricità a un prezzo negativo, potendo far conto sul CfD per recuperare le entrate.

(166) Una parte ha affermato che la portata dell'aiuto minerebbe gli investimenti nei futuri interconnnettori, inclusi gli interconnettori fra Scozia e Islanda (elettricità prodotta da energia geotermica) e fra l'Inghilterra e i Paesi nordici (elettricità prodotta da energia geotermica, eolica e maremotrice).

3.7. OSSERVAZIONI PERVENUTE SULLA GARANZIA DI CREDITO

(167) Diverse parti interpellate hanno osservato che l'eccesso di compensazione non può essere escluso, poiché il pacchetto di aiuti include una garanzia di credito accessoria al CfD.

3.8. ALTRE OSSERVAZIONI PERVENUTE

(168) Diverse parti interpellate hanno riferito di livelli elevati di radiazioni rilevati nei maiali selvatici nel marzo 2013, 27 anni dopo l'incidente di Chernobyl. Diverse parti interpellate hanno chiesto che si tenesse una seconda consultazione, al termine della misura notificata.

(169) Diverse parti interpellate hanno messo in evidenza che nel periodo pre-elettorale il governo britannico avrebbe promesso di non concedere sostegno pubblico all'industria nucleare.

(170) Una parte ha osservato che il Regno Unito avrebbe continuato basarsi su ciò che definisce il completamento positivo dei processi inerenti la nuova costruzione, ma avrebbe ignorato le notevoli incertezze relative all'ubicazione, alla costruzione e al funzionamento di un impianto di stoccaggio geologico ai fini della progettazione e della determinazione dei costi. Essa criticava inoltre le attuali proposte britanniche sulla gestione e lo smaltimento dei rifiuti nucleari.

4. OSSERVAZIONI PERVENUTE DAL REGNO UNITO

(171) Il Regno Unito ha trasmesso le proprie osservazioni sulla decisione d'avvio in data 31 gennaio 2014. La replica del Regno Unito includeva diverse analisi, incluse le seguenti: a. il lavoro di modellizzazione effettuato dal DECC e l'analisi degli scenari controfattuali; b. una relazione di Oxera sui fallimenti del mercato, la proporzionalità e le potenziali distorsioni della concorrenza; c. uno studio della società Pöyry sulle potenziali distorsioni del mercato interno e sulle alternative al nuovo nucleare; d. una relazione della società Redpoint sull'evoluzione del settore dell'elettricità nel Regno Unito; e. una descrizione del processo di acquisizione e controllo dei costi, curata dalle società KPMG e LeighFisher; f. una relazione di KPMG sulle potenziali distorsioni della concorrenza; g. un'analisi comparativa sul tasso di rendimento.

(172) Nella sua replica, il Regno Unito ribadisce il larga misura la posizione assunta in sede di notifica. In particolare, il nuovo nucleare costituirebbe una parte importante del mix energetico del Regno Unito, in quanto contribuirebbe a conseguire, a costi sostenibili, un approvvigionamento elettrico decarbonizzato, sicuro e diversificato.

(173) Le argomentazioni del Regno Unito saranno illustrate di seguito nel dettaglio.

4.1. OSSERVAZIONI PERVENUTE SULL'ESISTENZA DI AIUTI DI STATO E SIEG

(174) Il Regno Unito ha dichiarato che la misura notificata non costituisce aiuto secondo i criteri della sentenza Altmark, per quanto attiene al CfD, e secondo la Notifica di garanzia (19) per quanto concerne la garanzia. In alternativa, il Regno Unito ha ribadito la sua posizione secondo cui l'aiuto sarebbe compatibile ai sensi della disciplina SIEG. (20) In subordine, esso sarebbe compatibile ai sensi dell'articolo 107, paragrafo 3, lettera c), del TFUE.

(175) Per quanto concerne la prima condizione della sentenza Altmark, cioè l'esistenza di un servizio di interesse economico generale («SIEG»), le autorità britanniche affermano che la costruzione di HPC secondo un programma determinato e il suo esercizio nel quadro del CfD costituiscono un SIEG ai fini del perseguimento degli obiettivi di interesse generale del governo britannico.

(176) Le autorità britanniche chiariscono la definizione di SIEG. Il SIEG consisterebbe nel garantire che l'investimento nella capacità di generazione del nuovo nucleare sia realizzato entro un periodo di tempo specifico. Nessun investitore privato che operi alle condizioni del mercato investirebbe in una nuova centrale nucleare nei tempi indicati nel CfD. A detta delle autorità britanniche vi sono sostanziali fallimenti del mercato relativamente alla costruzione di nuovi impianti nucleari che giustificano la costituzione del SIEG.

(177) Stando alle autorità britanniche, la direttiva Elettricità (21) riconosce che gli obblighi relativi al servizio pubblico di cui all'articolo 3, paragrafo 2, possono contemplare l'esigenza di attuare una programmazione a lungo termine per garantire la sicurezza dell'approvvigionamento. Non vi sarebbe ragione di limitare tale base agli obblighi di servizio pubblico per quanto concerne la fornitura di capacità di generazione di riserva. Il sito HPC contribuirebbe alla programmazione britannica volta a garantire la sicurezza dell'approvvigionamento a lungo termine, fornendo una significativa capacità di generazione a lungo termine, come disposto dall'articolo 3, paragrafo 2, della direttiva Elettricità, segnatamente per il periodo di 35 anni durante i quali sarebbero corrisposti i conguagli previsti dal CfD. Il fatto che la messa in attività di HPC possa non essere abbastanza tempestiva da affrontare eventuali cali di capacità prima del 2020 non sarebbe determinante se si raffrontano gli orientamenti a lungo e breve termine, a fronte dell'obiettivo di interesse generale. L'eventualità che il Regno Unito possa dover affrontare limitazioni della capacità prima della messa in attività di HPC non pregiudicherebbe le motivazioni che stanno alla base del progetto. Inoltre, in mancanza di ulteriori interventi, Il Regno Unito si troverebbe a dover continuamente fronteggiare limitazioni della capacità per tutto il decennio 2020 e oltre, con l'esigenza di dover ridefinire un mix energetico a fronte di tali continue criticità.

(178) Con il suo apporto significativo verso il conseguimento da parte del Regno Unito della sicurezza degli approvvigionamenti a lungo termine tramite la produzione di elettricità a basse emissioni di CO2, l'investimento nella nuova capacità di generazione elettronucleare (da consegnare e gestire entro un periodo di tempo determinato) e il suo esercizio nel quadro del CfD è volto a perseguire un interesse generale o pubblico che si può configurare come un SIEG. Secondo il governo britannico, imprese operanti alle normali condizioni di mercato non realizzerebbero una nuova struttura di generazione del carico di base e nello specifico nuovi progetti nucleari entro termini sufficienti a soddisfare gli obiettivi di interesse generale del Regno Unito.

(179) Le autorità britanniche hanno sostenuto che occorre considerare il CfD come lo strumento per imporre specifici obblighi di servizio pubblico a NNBG. La definizione precisa e la natura vincolante dell'obbligo di servizio pubblico nell'ambito della disciplina SIEG deriva dalla combinazione di clausole rigide (concepite per garantire che NNBG rispetti il programma temporale previsto) e una condizione che lascerà NNBG, una volta avviata la costruzione, «senza via d'uscita» alla luce degli enormi costi non recuperabili già sostenuti.

(180) Per quanto concerne la seconda condizione della sentenza Altmark, le autorità britanniche affermano che i parametri per il calcolo dell'RP e gli eventuali adeguamenti all'SP sono stati concordati in linea di principio e saranno definiti nel CfD in modo trasparente e oggettivo prima dell'entrata in vigore del contratto.

(181) Per quanto concerne la terza condizione della sentenza Altmark, le autorità britanniche sostengono che dalla giurisprudenza risulta che in considerazione dell'ampio margine di potere discrezionale che hanno gli Stati membri quanto alla definizione di ciò che essi considerano una missione SIEG e delle condizioni della sua attuazione, la definizione di necessità e proporzionalità della compensazione ai fini del soddisfacimento della terza condizione della sentenza Altmark può essere messa in discussione dalla Commissione solo in caso di errore manifesto (22). Le autorità britanniche ritengono che la misura sia proporzionata e che il meccanismo del CfD riduca automaticamente al minimo il livello di sostegno statale, perché non viene corrisposto il conguaglio se non quando l'RP del mercato è minore dell'SP e viceversa, si procede a un rimborso quando l'RP del mercato è maggiore dell'SP. Il CfD conterrà una serie di salvaguardie contro l'eccesso di compensazione.

(182) Con riferimento alla quarta condizione della sentenza Altmark, le autorità britanniche ritengono che questo criterio sia volto a garantire che la compensazione concessa per l'erogazione di un SIEG corrisponda a ciò che sarebbe il normale corrispettivo di mercato per tale servizio. Nel caso in esame, la mancanza di un parametro adeguato di raffronto non dovrebbe causare l'inapplicabilità della quarta condizione Altmark. La Commissione dovrebbe valutare l'esistenza di un vantaggio con riferimento agli elementi oggettivi e verificabili che sono disponibili per il caso in questione. Le autorità britanniche ritengono che il lavoro di acquisizione e controllo dei costi effettuato da consulenti esterni per appurare che le stime dei costi sostenuti da NNBG nell'erogazione del SIEG sia ragionevole e dovrebbe essere sufficiente per soddisfare la quarta condizione della sentenza Altmark.

(183) Per quanto attiene alla garanzia di credito, le autorità britanniche sono dell'avviso che questa non conferirà un vantaggio a un'impresa, in quanto sarà proposta a condizioni commerciali, conformemente con il principio dell'investitore operante in un'economia di mercato («MEIP»). Il governo britannico ritiene che la garanzia di credito e le condizioni del CfD abbiano obiettivi diversi. Il CfD avrebbe lo scopo di fornire un accordo contrattuale a lungo termine volto a ridurre l'incertezza dei prezzi sul mercato all'ingrosso, determinata dalle prestazioni dell'attivo sottostante. La garanzia di credito, così come le garanzie di credito commerciale costituite presso istituti di assicurazione finanziaria, agevolerebbe ulteriormente l'accesso ai mercati dei capitali di debito a lungo termine. La determinazione del prezzo e l'approvazione della garanzia di credito dipendono in misura decisiva dal rischio insito nel progetto sottostante nel suo complesso, incluse le condizioni del CfD. Tuttavia, non sarebbe vero il contrario: la presenza di una garanzia ridistribuisce il profilo di rischio fra coloro che investono in titoli di debito e il garante, invece di alterare il profilo di rischio del progetto. Il governo britannico non ritiene che la società di progetto riceverebbe sostegno supplementare combinando un CfD con una garanzia di credito.

(184) Per quanto concerne l'accordo con il ministero sulla compensazione in caso di chiusura della centrale per motivi politici, il Regno Unito sostiene che tutti i CfD includeranno una disposizione sulla compensazione agli investitori in caso di «evento di chiusura ammesso», ad esempio una modifica legislativa che determinasse la chiusura permanente di tutta la struttura (a seconda della tecnologia) o il diniego da parte del governo britannico alla ripresa delle attività dell'impianto dopo un determinato periodo di chiusura. Questo strumento, stipulato direttamente fra il ministero e gli investitori di NNBG è invece un accordo aggiuntivo separato, che funge da meccanismo di protezione (backstop) rispetto alle disposizioni in materia di evento di chiusura ammesso. Se a seguito di chiusura della centrali per motivi politici l'ente controparte non dovesse adempiere ai suoi obblighi di indennizzo da versare agli investitori di NNBG, il ministero si farà carico di corrispondere loro gli importi concordati. L'accordo non prevede ulteriori indennizzi per NNBG o i suoi finanziatori.

(185) Le autorità britanniche affermano altresì che l'accordo è stato necessario, in quanto l'energia nucleare è particolarmente a rischio di chiusura per ragioni politiche.

(186) Le autorità britanniche sostengono che non è loro intenzione dar accompagnare ogni CfD da un accordo con il ministero: questo aspetto andrebbe considerato caso per caso, per ciascun progetto. Tuttavia, a detta delle autorità britanniche è possibile che le motivazioni per un accordo diretto possano essere applicabili ad altri progetti, anche per tecnologie diverse, e nello specifico ove si tratti di progetti particolarmente grandi e controversi, e/o per cui sono state previste disposizioni simili per la disattivazione.

(187) Secondo le autorità britanniche, le compensazioni sarebbero intese, in effetti, a ricollocare gli investitori di NNBG nella loro posizione iniziale e non dovrebbero essere considerate aiuti di Stato.

(188) Le autorità britanniche dichiarano inoltre che ove la misura dovesse comportare aiuti di Stato, essa sarebbe compatibile con il mercato interno ai sensi della disciplina SIEG.

(189) L'investimento nella nuova capacità di generazione della centrale nucleare (da consegnare e gestire entro un periodo di tempo determinato e il suo esercizio conformemente al contratto d'investimento a fronte di un periodo di conguaglio di 35 anni costituisce un SIEG. Inoltre, le disposizioni del CfD sono corredate degli elementi necessari al conferimento di un mandato e definiscono gli obblighi di servizio pubblico pertinenti e i livelli di compensazione.

(190) Poiché la durata del mandato (corrispondente ai 35 anni in cui vengono effettuati i conguagli) è più breve del periodo di ammortamento di HPC, pari a 60 anni, la durata del mandato sarebbe giustificata, tenuto conto del SIEG in questione.

(191) Per quanto concerne i requisiti in materia di appalti pubblici, il governo del Regno Unito afferma che la Commissione dovrebbe partire dal presupposto della regolarità del processo di selezione e negoziazione, a meno che l'indagine non dimostri che il processo sia stato falsato. Il Regno Unito ritiene che le disposizioni sulle procedure di appalto ai sensi della direttiva 2004/17/CE (23) del Parlamento europeo e del Consiglio o della direttiva 2004/18/CE (24) del Parlamento europeo e del Consiglio relativa alle procedure di aggiudicazione degli appalti pubblici di lavori, di forniture e di servizi non sarebbero applicabili alla misura in parola, in quanto questa non comporta aggiudicazione di forniture, lavori o servizi a favore del governo britannico o altro ente statale ai sensi delle succitate direttive. Per le medesime ragioni, il governo britannico ritiene che l'articolo 8 della direttiva Elettricità non sia applicabile alla misura notificata. Ciononostante, le autorità britanniche affermano che per individuare investitori adeguati nel quadro del programma di Riforma del mercato dell'elettricità (EMR), la procedura seguita finora dal governo britannico si è basata su un quadro chiaro, trasparente e non discriminatorio, equiparabile a una procedura di gara d'appalto in termini di trasparenza e non discriminazione. Inoltre, le condizioni dettagliate di un contratto come quello concernente HPC dovrebbero essere negoziate singolarmente per riflettere le caratteristiche dello specifico investimento.

(192) Per quanto concerne la discriminazione, qualora il governo britannico dovesse affidare lo stesso SIEG per la nuova capacità di generazione elettronucleare a un'altra impresa, esso si accerterebbe che venga seguita la stessa metodologia per il calcolo dell'RP e dell'SP. Tuttavia, le condizioni precise di ciascun contratto d'investimento possono variare, in virtù delle caratteristiche uniche del prodotto. Eppure, tali eventuali variazioni sarebbero oggettivamente motivate e non costituirebbero una discriminazione.

(193) Per quanto concerne i requisiti in merito alla compensazione, le autorità britanniche sostengono che l'SP è stato calcolato sulla base della proiezione dei costi di costruzione e d'esercizio di NNBG, incluso un ragionevole profitto non garantito, corredata di e confermata da una revisione indipendente dei costi di NNBG.

(194) Le autorità britanniche ritengono che non sarebbero necessarie ulteriori prescrizioni riguardo alla misura, in quanto essa non rientra nel novero di nessuno dei casi contemplati dalla disciplina SIEG e non sussisterebbero altre ragioni per concludere che la misura possa comportare gravi distorsioni della concorrenza nel mercato interno, o che possa a incidere tal punto sugli scambi tra Stati membri. Servizi di questo tipo non verrebbero forniti in concorrenza con il SIEG, né è previsto che il settore privato li fornirà in un prossimo futuro. La Commissione avrebbe riconosciuto in una sua precedente decisione che il sostegno pubblico a favore del settore dell'elettricità in un paese geograficamente isolato (l'Irlanda), con interconnessione limitata con altre reti, ha un'incidenza limitata sugli scambi e non è contrario agli interessi dell'Unione europea (25). Lo stesso dovrebbe valere per il settore dell'elettricità nel Regno Unito.

(195) Ulteriori commenti nella memoria delle autorità britanniche: i) le autorità britanniche chiariscono in svariate parti della memoria che lo scopo della misura è quello di incentivare o sbloccare gli investimenti a favore della generazione di energia a basse emissioni di CO2, in particolare delle nuove centrali nucleari. ii) Il CfD di HPC è stato concepito per affrontare e superare nel modo più efficiente possibile gli ostacoli al progetto, fra cui talune tutele a fronte di determinati rischi, soprattutto quelli relativi all'incertezza dei prezzi dell'elettricità in futuro. iii) Vi sono molti fattori per cui NNBG potrebbe sostenere costi più elevati di quanto previsto o avere entrate inferiori alle attese (ad esempio, se non consegue i livelli di generazione programmati o se i prezzi realizzati per la vendita dell'elettricità sono inferiori a quelli dei PR di mercato). iv) NNBG avrà facoltà di vendere l'elettricità prodotta, sul mercato spot o sulla base di un contratto. NNBG non ha l'obbligo di vendere unicamente sul mercato spot.

4.2. OSSERVAZIONI PERVENUTE SUGLI OBIETTIVI D'INTERESSE COMUNE

(196) Il Regno Unito afferma di perseguire gli obiettivi comuni dell'UE di decarbonizzazione, sicurezza degli approvvigionamenti e diversità degli approvvigionamenti ai minori costi e che, come altri Stati membri, affronta il difficile compito di conseguirli.

(197) Il Regno Unito rileva che per quanto siano importanti e vengano perseguiti l'efficienza energetica, la gestione della domanda, l'interconnessione e un miglior funzionamento dei mercati di bilanciamento, questi aspetti non bastano, da soli, a conseguire i citati obiettivi. Al contempo, il Regno Unito afferma che la scelta del mix energetico è di competenza degli Stati membri e di aver determinato di inserire il nucleare nel suo mix energetico.

(198) Il nucleare potrà contribuire a conseguire la decarbonizzazione, essendo una tecnologia a basse emissioni di CO2, e la valutazione del Regno Unito dimostrerebbe che si tratta di un elemento fra i più interessanti, in termini di rapporto costi-benefici, del percorso verso la decarbonizzazione, insieme con le fonti di energia rinnovabili e le centrali di generazione con tecnologia CCS (cattura, trasporto e stoccaggio di CO2).

(199) Affidarsi unicamente ad altre tecnologie sarebbe rischioso. In particolare, il Regno Unito stima che senza il ricorso al nucleare, oltre alla capacità esistente o attualmente programmata il suo fabbisogno sarebbe di 14 GW di energia eolica onshore, o di 11 GW di energia offshore o di 5 GW prodotti dalle centrali CCGT (26) in più per soddisfare la domanda nello stesso lasso di tempo.

(200) Il Regno Unito ritiene altresì che occorra un mix energetico diversificato per ottenere un sistema elettrico affidabile ed equilibrato.

(201) Infine, il Regno Unito dichiara che la sua politica in materia di energia nucleare è coerente con il perseguimento di un obiettivo d'interesse comune ai sensi del trattato Euratom.

4.3. OSSERVAZIONI PERVENUTE SUI FALLIMENTI DEL MERCATO E LA NECESSITÀ DELL'INTERVENTO STATALE

(202) A detta del Regno Unito, vi è una combinazione di fallimenti del mercato che influisce sulla produzione di elettricità, quella a basse emissioni nello specifico, e la generazione delle nuove centrali nucleari in particolare.

(203) In particolare, a detta del Regno Unito i seguenti fallimenti del mercato sarebbero caratteristici dei mercati elettrici in generale: a. esternalità residua del carbonio. Le attuali politiche (incluso il Sistema di scambio di quote d'emissione, Emission Trading Scheme, ETS, in ragione del basso prezzo della quota di emissioni di CO2) non fornirebbero sufficiente certezza a lungo termine o segnali sufficientemente forti riguardo ai prezzi da consentire di internalizzare completamente le esternalità negative tipiche della produzione di elettricità (cioè la simultanea produzione di emissioni di CO2), rendendo pertanto difficile agevolare nuovi investimenti nel nucleare; b. le esternalità positive che fanno abbassare il livello di sicurezza e di approvvigionamenti da parte del mercato. La disponibilità di elettricità avrebbe natura di bene pubblico, con la conseguenza di indurre alla formazione di prezzi che non rifletterebbero correttamente la scarsità del bene e, in ultima analisi, farebbero «perdere denaro», determinando livelli più bassi di produzione e minore sicurezza degli approvvigionamenti. Ciò, perché le decisioni degli investitori privati nella produzione di elettricità non tengono conto né dei costi sociali delle eventuali interruzioni, né dell'impatto della produzione disponibile sulla rete e su altri utenti della rete; di conseguenza, i rischi e i benefici delle singole tecnologie non sarebbero allineati con le condizioni ottimali dal punto di vista sociale, il che tenderebbe a favorire il gas e a penalizzare tutte le altre tecnologie, causando in ultima analisi una minore diversità di approvvigionamenti; c. incentivi insufficienti per conseguire i benefici di apprendimento dello sviluppo di tecnologie nuove e immature. Ciò avrebbe come conseguenza un minor afflusso di investimenti nelle FOAK e nelle nuove tecnologie; e d. i fallimenti dei mercati finanziari che riducono la disponibilità di finanziamento per i progetti infrastrutturali nel settore dell'energia. Non vi sarebbero finanze di progetto disponibili per la generazione elettronucleare, in quanto i mercati di trasferimento del rischio sarebbero incompleti e non esisterebbero strumenti di copertura di tali rischi. I contratti di fornitura elettrica a lungo termine avrebbero un orizzonte temporale più breve rispetto ai livelli di investimento, mentre la volatilità dei prezzi sarebbe molto elevata e le previsioni dei prezzi a lungo termine contraddistinte da un notevole grado di incertezza.

(204) Il Regno Unito afferma inoltre che taluni altri fallimenti del mercato sono particolarmente presenti nel settore nucleare e rappresentano ulteriori ostacoli agli investimenti in questa tecnologia: e. l'esposizione al rischio politico; e f. un'esposizione senza copertura al rischio legato al prezzo dell'elettricità, che sarebbe una forma più marcata del più generale fallimento del mercato illustrato alla lettera d), in ragione dei livelli elevatissimi di investimenti richiesti per la generazione di energia nucleare.

(205) Il Regno Unito osserva che tali fallimenti del mercato non sono puramente teorici, come proverebbe il fatto che nel Regno Unito non si effettuano investimenti in nuove centrali nucleari dalla liberalizzazione del mercato.

(206) Il Regno Unito sostiene che il lavoro di modellizzazione citato dalla decisione di avvio, e in particolare le previsioni di Redpoint e del ministero britannico dell'Energia e del cambiamento climatico (Department for Energy e Climate Change, in prosieguo «DECC»), che indicavano il 2027 o il 2030 quali date di entrata in esercizio del nuovo nucleare, non sono affidabili.

(207) Il Regno Unito ha aggiornato la propria modellizzazione con dati più recenti, che indicherebbero come prima data di avvio della fase commerciale del nuovo nucleare il 2032 ed eventualmente anche il 2050. Il Regno Unito ha sottolineato che la modellizzazione necessariamente semplifica la realtà e non può tener conto di tutti i rischi e le incertezze che devono affrontare gli investitori nel mondo reale.

(208) Il Regno Unito conclude affermando che affidarsi alle sole forze di mercato significherebbe correre il rischio di far slittare di diversi anni il contributo del nuovo nucleare al conseguimento degli obiettivi del Regno Unito, con costi potenzialmente elevati. Rinvii anche brevi di tre o quattro anni comporterebbero una perdita in termini di benessere nazionale che il Regno Unito stima fino a 30 miliardi di GBP.

(209) Infine, il Regno Unito contesta l'affermazione che altri progetti in mercati analoghi sarebbero sviluppati senza un certo livello di intervento o sostegno statale.

4.4. OSSERVAZIONI PERVENUTE SULL'ADEGUATEZZA E L'EFFETTO DI INCENTIVAZIONE DELLE MISURE

(210) Nella sua replica alla decisione di avvio, Il Regno Unito ribadisce la propria posizione: il CfD è lo strumento più appropriato per effettuare degli investimenti nella generazione di energia e basse emissioni di CO2, e nel nuovo nucleare in particolare.

(211) Il CfD eliminerebbe l'impossibilità di ripartire efficacemente o trasferire il rischio di volatilità dei prezzi, per l'incompletezza dei mercati di trasferimento del rischio e la mancanza di adeguati strumenti di hedging basati sul mercato. I CfD attenuerebbero il rischio della volatilità dei prezzi all'ingrosso senza copertura, riducendo l'incertezza sul prezzo di vendita che riceverebbe NNBG per l'elettricità prodotta. In tal modo, il CfD dà la certezza che si realizzerà un livello accettabile di rendimento dopo l'investimento.

(212) Il Regno Unito osserva che il CfD porrebbe rimedio ai fallimenti del mercato evidenziati comportando minori costi per i consumatori rispetto a meccanismi alternativi, come un normale premio di incentivazione, in quanto ottimizza i livelli di prezzo, riducendo quindi il sostegno statale nel momento in cui i prezzi all'ingrosso sono più alti di quello di esercizio. Un regime con un premio d'incentivazione fisso corrisponderebbe lo stesso importo per ciascuna unità di elettricità, a prescindere dal livello di prezzo all'ingrosso, mentre i CfD attenuerebbero il rischio di eccesso di compensazione in caso di scenari di prezzi all'ingrosso elevati.

(213) Il Regno Unito evidenzia anche il fatto che il CfD sarebbe uno strumento basato sul mercato, dato che prevede che il beneficiario venda sul mercato all'ingrosso al prezzo prevalente. Esso pertanto preserverebbe gli incentivi commerciali di NNBG a vendere l'elettricità prodotta seguendo il normale funzionamento del mercato. In particolare, se NNBG dovesse discostarsi dall'RP, ad esempio vendendo l'elettricità a un prezzo inferiore all'RP, ridurrebbe le sue entrate, in quanto il conguaglio sarebbe calcolato sulla base dell'RP. I beneficiari sarebbero sempre esposti a un certo grado di pressione concorrenziale da parte di altri operatori sul mercato.

(214) Il governo britannico ribadisce altresì la sua posizione sul fatto che la combinazione di CfD e garanzia di credito sia lo strumento adeguato.

(215) A detta del Regno Unito, una garanzia di credito di per sé non ridurrebbe l'incertezza degli investitori sui futuri prezzi all'ingrosso, che secondo le autorità britanniche richiederebbe livelli di sostegno maggiori, con conseguenti ulteriori costi per i consumatori. La garanzia di credito sarebbe volta a superare le difficoltà di raccogliere credito sul mercato dei capitali nella ingente misura necessaria per investire nel nuovo nucleare.

(216) La garanzia di credito non costituirebbe per gli azionisti un'ulteriore protezione contro i rischi di progetto rispetto a ciò che potrebbe probabilmente offrire il mercato, e pertanto non affronta l'esigenza di reperire investitori, i quali non sarebbero disposti a impegnare ingenti somme di danaro, sotto forma di capitale proprio e di capitale contingente, senza la certezza delle entrate garantita da un CfD.

(217) Infine, il Regno Unito ha osservato che il progetto HPC è stato l'unico progetto nucleare nel Regno Unito giunto a un'adeguata fase di discussione, di conseguenza sarebbe stato difficile attuare una vera e propria procedura di gara.

4.5. OSSERVAZIONI PERVENUTE SULLA PROPORZIONALITÀ DELLE MISURE

(218) Nella sua risposta, il Regno Unito ha ribadito la propria posizione, secondo cui l'SP era stato fissato al livello più basso possibile per incentivare gli investimenti richiesti, sulla base di un rigoroso processo di acquisizione e controllo dei costi, di una valutazione del livello di remunerazione ragionevolmente atteso dagli investitori del progetto HPC e di una delicata fase negoziale con EDF.

(219) Il Regno Unito ha sostenuto che il CfD prevede che gli investitori del progetto HPC assumano rischi notevoli, in particolare quelli dei costi di costruzione, ma anche i rischi d'esercizio e quelli legati alla disponibilità dei volumi. Gli investitori si accollerebbero eventuali sovraccosti e ritardi nella costruzione, in quanto la fase di remunerazione del CfD sarà avviata solo al momento della vendita dell'elettricità, cioè quando la centrale sarà operativa. Qualora NNBG non dovesse costruire la centrale entro il periodo limite predeterminato di messa in attività, correrebbe anche il rischio di abbreviare la durata del CfD, calcolata a partire da quella data. Se la costruzione non venisse completata entro la data limite di scadenza, il Regno Unito avrebbe la facoltà di risolvere unilateralmente il CfD.

(220) Inoltre, la garanzia di credito comporterebbe per gli investitori un ulteriore significativo apporto di capitali al progetto e la copertura dei sovraccosti, lasciando il capitale scoperto dalla garanzia contro tali rischi.

(221) Il livello dell'SP sarebbe stato calcolato con riferimento ai costi di progetto previsti da NNBG, tenendo conto di un ragionevole margine di profitto. Tuttavia, il Regno Unito afferma che i costi potrebbero essere maggiori, o le entrate minori rispetto alle previsioni, il che esporrebbe NNBG a rischi sul margine di profitto.

(222) Il Regno Unito osserva che il CfD tutela contro l'eccesso di compensazione, dato che quando i prezzi sul mercato all'ingrosso saranno maggiori dell'SP i produttori corrisponderanno un pagamento ai fornitori. Esso evidenzia anche le altre protezioni dai rischi di eccesso di compensazione, nella forma di un meccanismo di condivisione degli utili di costruzione e azionari, che garantirebbe, in caso di eventuali plusvalenze per NNBG, la loro condivisione con i fornitori e, in ultima analisi con gli utenti, lasciando al contempo incentivi sufficienti a NNBG per voler realizzare tali plusvalenze. Tuttavia, eventuali scenari sfavorevoli sarebbero totalmente a carico di NNBG.

(223) Il Regno Unito sostiene che i futuri adeguamenti dell'SP, come quelli a seguito di una QCIL e della riapertura delle negoziazioni opex, si applicherebbe soltanto in talune circostanze limitate e predeterminate e concernerebbero solo alcuni costi limitati. La riapertura delle negoziazioni opex fungerebbe anche da freno agli eccessi di compensazione, poiché in caso di costi inferiori alle stime, l'SP sarebbe rettificato al ribasso.

(224) Il Regno Unito ribadisce che la garanzia verrà fornita a condizioni commerciali, pertanto non comporterebbe aiuti di Stato.

4.6. OSSERVAZIONI PERVENUTE SULLE POTENZIALI DISTORSIONI DELLA CONCORRENZA E DEGLI SCAMBI FRA GLI STATI MEMBRI

(225) Il Regno Unito ha dichiarato che il CfD non ha un effetto significativo sulla concorrenza e gli scambi fra SM, fornendo a sostegno di quanto affermato le relazioni di KPMG, Oxera e Pöyry.

(226) Lo strumento del CfD ridurrebbe al minimo eventuali distorsioni della concorrenza fra i produttori, mantenendo l'esposizione di NNBG alle forze di mercato nonché gli stimoli a concorrere sul