PL Dziennik Urzędowy Unii Europejskiej L 142/26

DECYZJA KOMISJI

z dnia 22 września 2004 r.

w sprawie pomocy państwa, jakiej Wielka Brytania planuje udzielić British Energy plc

(notyfikowana jako dokument nr C(2004) 3474)

(Jedynie tekst angielski jest autentyczny)

(Tekst mający znaczenie dla EOG)

(2005/407/WE)

KOMISJA WSPÓLNOT EUROPEJSKICH,

uwzględniając Traktat ustanawiający Wspólnotę Europejską, w szczególności jego art. 88 ust. 2 akapit pierwszy,

uwzględniając Porozumienie o Europejskim Obszarze Gospodarczym, w szczególności jego art. 62 ust. 1 lit a),

wezwawszy zainteresowane strony do zgłaszania swoich uwag zgodnie z postanowieniem(-ami) przywołanym(-ymi) powyżej (1) oraz nawiązując do ich uwag,

a także mając na uwadze, co następuje:

I. PROCEDURA

(1) Dnia 9 września 2002 r., rząd Wielkiej Brytanii („rząd brytyjski”) wprowadził pakiet pomocy na ratowanie brytyjskiej spółki energetycznej British Energy plc („BE”). Komisja podjęła decyzję o niewnoszeniu sprzeciwu w tym przypadku 27 listopada 2002 r. (2). Zgodnie z tą decyzją, władze brytyjskie miały do 9 marca 2003 r. przedłożyć plan restrukturyzacji lub likwidacji BE lub wykazać, że kwota pomocy została spłacona.

(2) Dnia 7 marca 2003 r. władze brytyjskie zgłosiły Komisji plan restrukturyzacji. Złożony przez władze brytyjskie plan zarejestrowano jako pomoc państwa — sprawa nr NN 45/03, gdyż pewne środki mogące obejmować pomoc zostały już wprowadzone w życie. Dalsze informacje przedłożono 13 marca 2003 r. Spotkanie przedstawicieli Komisji i władz brytyjskich miało miejsce 28 marca 2003 r. Komisja przesłała władzom brytyjskim prośbę o informacje 21 kwietnia 2003 r., na którą to prośbę władze brytyjskie odpowiedziały 2 maja 2003 r.

(3) W liście datowanym na 23 lipca 2003 r. Komisja poinformowała Wielką Brytanię, że podjęła decyzję o wszczęciu procedury przewidzianej w art. 88 ust. 2 Traktatu ustanawiającego Wspólnotę Europejską w odniesieniu do pomocy.

(4) Decyzja Komisji o wszczęciu procedury została opublikowana w Dzienniku Urzędowym Unii Europejskiej (3). Komisja wezwała zainteresowane strony do zgłaszania uwag.

(5) Władze brytyjskie zgłosiły Komisji swoje uwagi z chwilą wszczęcia procedury w piśmie z dnia 22 sierpnia 2003 r., zarejestrowanym przez Komisję tego samego dnia.

(6) Komisja otrzymała komentarze zainteresowanych stron. Przekazała je Wielkiej Brytanii, która miała możliwość zareagowania; jej uwagi otrzymano w piśmie z dnia 20 października 2003 r., zarejestrowanym przez Komisję 30 października 2003 r.

(7) Komisja spotkała się z władzami brytyjskimi 7 października 2003 r. Po tym spotkaniu Wielka Brytania przedłożyła informacje w piśmie z dnia 5 listopada 2003 r., zarejestrowanym 10 listopada 2003 r. Kolejne spotkanie miało miejsce 28 listopada 2003 r. Komisja przesłała prośbę o informacje skierowaną do Wielkiej Brytanii 5 grudnia 2003 r., na którą to prośbę Wielka Brytania odpowiedziała 22 grudnia 2003 r. Kolejne spotkanie miało miejsce 2 lutego 2004 r. Wielka Brytania przedłożyła informacje 4 lutego 2004 r. Nowe informacje zostały przedstawione przez Wielką Brytanię 10 marca 2004 r. Spotkanie miało miejsce 22 marca 2004 r. Komisja przesłała nową prośbę 19 kwietnia 2004 r., na którą to prośbę Wielka Brytania odpowiedziała 11 maja 2004 r. Spotkanie odbyło się 7 czerwca 2004 r. Nowe informacje zostały przedstawione 1 lipca 2004 r., zaś spotkanie odbyło się 29 lipca 2004 r. Wielka Brytania przedstawiła dalsze informacje 23 sierpnia 2004 r.

II. SZCZEGÓŁOWY OPIS POMOCY

1. Beneficjent pomocy

a) Grupa British Energy plc

(8) BE to producent energii elektrycznej. Spółka została sprywatyzowana przez władze brytyjskie w 1996 r. Z wyjątkiem trzech udziałów specjalnych, których właścicielem są władze brytyjskie (jeden udział w BE i po jednym w każdej z dwóch głównych brytyjskich spółek zależnych), właścicielami BE są wyłącznie inwestorzy prywatni.

(9) W chwili prywatyzacji głównymi elementami spółki BE było sześć elektrowni atomowych w Anglii i dwie w Szkocji. BE nadal zarządza tymi elektrowniami, które mają łączną moc zainstalowaną 9 820 MW, z czego 7 281 MW pochodzi z elektrowni w Anglii i Walii, a 2 539 MW ze Szkocji. BE jest jedynym prywatnym operatorem elektrowni atomowych w Wielkiej Brytanii. Dostarcza energię na rynek hurtowy oraz niektórym dużym klientom przemysłowym i komercyjnym („PiK”), ale poza tym nie sprzedaje energii na rynku detalicznym.

(10) Od czasu prywatyzacji BE założyła spółkę joint venture w proporcji 50:50 w Stanach Zjednoczonych (o nazwie Amergen) w celu zakupu i prowadzenia amerykańskich elektrowni atomowych i nabyła 82,4 % udziałów w dzierżawie Bruce Power LP w Ontario, Kanada. W Wielkiej Brytanii BE nabyła w 1999 r. firmę zajmującą się detalicznymi dostawami energii: South Wales Electricity (sprzedaną następnie w 2000 r.), zaś w 2000 r. elektrownię węglową o mocy 1 970 MW, Eggborough, w celu zapewnienia większej elastyczności i jako zabezpieczenie na wypadek konieczności wyłączania elektrowni atomowych.

(11) Z ośmiu brytyjskich elektrowni atomowych BE siedem to zaawansowane reaktory chłodzone gazem („AGR”), o unikatowym dla Wielkiej Brytanii projekcie i technologii. Ósma, Sizewell B, to reaktor wodny ciśnieniowy („PWR”), o projekcie i technologii powszechnie stosowanych na świecie.

(12) Główne brytyjskie spółki zależne BE to: — British Energy Generation Ltd („BEG”), która jest właścicielem i prowadzi sześć elektrowni atomowych w Anglii i posiada licencję dostawcy na działalność związaną z dostawami bezpośrednimi, — British Energy Generation (UK) Ltd („BEGUK”), która jest właścicielem i prowadzi dwie elektrownie atomowe w Szkocji, — Eggborough Power (Holdings) Ltd („EPL”), która jest właścicielem elektrowni węglowej Eggborough w Anglii, oraz — British Energy Power & Energy Trading Ltd („BEPET”), która sprzedaje energię wytworzoną przez BE (inną niż związaną z dostawami bezpośrednimi) oraz zarządza ryzykiem rynkowym.

b) Ostatnie unowocześnienia

(13) Wskutek znaczącego spadku cen energii na rynku, na którym działa BE, połączonego z brakiem instrumentów zabezpieczających i nieplanowymi przestojami elektrowni atomowych, przychody generowane przez elektrownie BE spadły znacząco w 2002 r. Duży udział kosztów nieuniknonych (4) w strukturze kosztów BE występujący w elektrowniach atomowych uniemożliwił także zareagowanie zmniejszeniem kosztów na spadek cen.

(14) Spadek cen do 8,56 GBP za MWh, który miał miejsce w ciągu dwóch lat poprzedzających 2002 r., oznacza roczny spadek przychodów o 642 miliony GBP w przypadku wydajności 75 TWh (wydajność elektrowni BE w roku finansowym). Ani kontrakty na sprzedaż energii, ani działalność polegająca na sprzedaży bezpośredniej nie osłabiły w wystarczającym stopniu wpływu spadku cen energii na przychody BE.

(15) Na skutek tych czynników, stan środków pieniężnych BE pogorszył się znacząco w lecie 2002 r., kiedy to salda gotówkowe spadły z 231 milionów GBP na początku kwietnia 2002 r. do zaledwie 78 milionów GBP z końcem sierpnia 2002 r., przy czym spadek zwiększył tempo z końcem czerwca 2002 r. Poza znaczącym spadkiem sald gotówkowych, BE przewidywała znaczące rozchody gotówkowe w okresie od września 2002 r. do marca 2003 r. Rozchody te obejmowały płatności na rzecz British Nuclear Fuel Limited („BNFL”) za kontrakty związane z zarządzaniem rozchodowanym paliwem, znaczące wydatki kapitałowe na rzecz należącej do BE elektrowni Bruce Power w Kanadzie oraz spłatę pierwszej transzy obligacji przypadającą w dniu 25 marca 2003 r.

(16) W dniu 5 września 2002 r., wobec zakończonej niepowodzeniem emisji obligacji w lecie oraz kwestii uzyskania dostępu do niewykorzystanego kredytu bankowego, doradcy prawni BE poinformowali zarząd, że spółka może nie być w stanie zaciągnąć kredytu. Istotnie, ponieważ w zaistniałej sytuacji zarząd nie mógł zagwarantować, że spółka byłaby w stanie spłacić ten kredyt, zaciąganie takich zobowiązań oznaczałoby prowadzenie działalności bez jakichkolwiek perspektyw uniknięcia likwidacji z powodu upadłości. Sytuacja ta skłoniła BE do poszukiwania wsparcia finansowego u władz brytyjskich w celu uniknięcia postępowania upadłościowego. Wsparcie finansowe zostało zatwierdzone jako pomoc na ratowanie przedsiębiorstw decyzją Komisji w dniu 27 października 2002 r.

(17) Decyzja ta odnosiła się do ciążącego na rządzie brytyjskim zobowiązania poinformowania Komisji o likwidacji lub planie restrukturyzacji lub przedstawienia dowodu, że kredyty zostały spłacone w całości i/lub że gwarancja została rozwiązana, nie później niż sześć miesięcy po zatwierdzeniu pomocy. W dniu 7 marca 2003 r. rząd brytyjski przedłożył Komisji plan restrukturyzacji BE.

2. Plan restrukturyzacji

a) Przyczyny problemów BE

(18) Rząd brytyjski określił następujące przyczyny problemów BE:

(19) W przeciwieństwie do innych dużych producentów energii z sektora prywatnego, BE nie posiada firmy prowadzącej działalność w zakresie sprzedaży detalicznej, co stanowiłoby naturalne zabezpieczenie przed ryzykiem związanym z ceną hurtową energii. BE sprzedaje energię głównie na rynku hurtowym, a w małej części dużym klientom przemysłowym i komercyjnym („PiK”).

(20) Pozycja BE na rynku dostaw detalicznych dla dużych klientów PiK nie zapewniała ochrony przed spadkiem cen hurtowych. Rynek ten jest całkowicie otwarty dla konkurencji od 1994 r. Panują na nim warunki konkurencyjne, a cena jest dla klientów istotnym elementem. Ceny na tym rynku także spadły. Spadek ten w dużym stopniu został przeniesiony bezpośrednio na klientów. Dlatego też nie odnotowano wzrostu marży detalicznej, która zrównoważyłaby skutki spadku cen hurtowych.

(21) Struktura kosztów elektrowni atomowych charakteryzuje się bardzo dużym odsetkiem kosztów nieuniknionych i niskim kosztów, jakich można uniknąć (5).

(22) Niektóre z nieuniknionych kosztów BE są typowe wyłącznie dla elektrowni atomowych. Po pierwsze, obciążenia likwidacyjne są niezwiązane z mocą, jeśli nie liczyć likwidacji zsynchronizowanych w czasie z zamknięciem elektrowni. Po drugie, koszty zarządzania zużytym paliwem — koszty ponownego przetworzenia, przechowywania i ostatecznej likwidacji zużytego paliwa — są także kosztami, których nie da się uniknąć w przypadku paliwa już wprowadzonego do reaktora.

(23) Z drugiej strony, koszty, jakich można uniknąć w przypadku elektrowni atomowych kształtują się poniżej kosztów dla innych elektrowni w systemie, także innych elektrowni podstawowego obciążenia.

(24) Spadek na rynku cen doprowadził do poważnego zmniejszenia marży uzyskiwanej przez BE powyżej kosztów, jakich można uniknąć. Wskutek tego środki dostępne na pokrycie kosztów nieuniknionych, głównie koszty finansowe i obciążenia jądrowe wynikłe z dawniejszych działań, uległy znaczącej redukcji. Doprowadziło to do problemów z wywiązaniem się ze spłat na rzecz wierzycieli, którzy domagali się finansowej restrukturyzacji przedsiębiorstwa.

(25) Niezależnie od długoterminowych nieuniknionych kosztów wynikłych z obciążeń jądrowych, BE także ucierpiała z powodu wysokich krótkoterminowych nieuniknionych kosztów w formie wydatków finansowych, zwiększonych z powodu zwrotu kapitału udziałowcom oraz nabycia firm w Eggborough i Ameryce Północnej oraz kosztów umów o zakup energii.

(26) Utrata przychodów przez BE wskutek spadku cen hurtowych energii stała się jeszcze bardziej dotkliwa z powodu znaczących, nieplanowych przestojów w zakładach BE Torness 2 i Dungeness B. W dniu 13 sierpnia 2002 r. BE ogłosiła, że wskutek nieplanowych przestojów w Torness docelowa wydajność elektrowni jądrowych w Wielkiej Brytanii została zmniejszona z 67,5 TWh do 63 TWh (± 1 TWh).

b) Metody restrukturyzacji

(27) Pakiet restrukturyzacyjny składa się z poniższych 7 środków, które zostały uzgodnione z BE, głównymi wierzycielami (także publicznej spółki przetwarzającej paliwa jądrowe BNFL) i rządem brytyjskim: — Środek A : Środki związane z finansowaniem obciążeń jądrowych, — Środek B : Środki dotyczące cyklu paliwowego uzgodnione z BNFL, — Środek C : Środki dotyczące zamrożenia zobowiązań, — Środek D : Pakiet restrukturyzacyjny głównych wierzycieli, — Środek E : Wprowadzenie nowej strategii handlowej, — Środek F : Sprzedaż składników majątkowych mająca na celu pomoc w finansowaniu restrukturyzacji, — Środek G : Lokalne odroczenia podatkowe.

(28) Środki te opisano szczegółowo w motywach (29)29–102.

(29) Obciążenia jądrowe wynikają główne z potrzeby powtórnego przetworzenia lub przechowywania, a następnie ostatecznego usunięcia zużytego paliwa jądrowego („obciążenia związane ze zużytym paliwem”) oraz potrzeby zamykania elektrowni atomowych po zakończeniu okresu ich przydatności („obciążenia związane z wyłączaniem z użytkowania”).

(30) W przypadku obciążeń związanych ze zużytym paliwem BE ma kontrakty na świadczenie usług związanych z zarządzaniem zużytym paliwem zawarte z BNFL („obciążenia zakontraktowane”). Obciążenia zakontraktowane stanowią kwoty, które BE musi na mocy kontraktu zapłacić w przyszłości na rzecz BNFL za powtórne przetworzenie i/lub przechowywanie paliwa zużytego przez elektrownie typu AGR oraz inne usługi w związku z zarządzaniem zużytym paliwem. Kontrakty obejmują powtórne przetworzenie i przechowywanie zużytego paliwa oraz związanych z tym produktów odpadowych dla paliwa elektrowni typu AGR przynajmniej do roku 2038 lub 2086. Kontrakty te opiewają przeważnie na stałą kwotę przy obciążeniu BNFL wszelkimi ryzykami technicznymi związanymi ze składowaniem i powtórnym przetworzeniem zużytego paliwa jądrowego. BE zachowa prawo własności dla całego zużytego paliwa i większości związanych z nim odpadów przez cały okres obowiązywania kontraktu.

(31) Istnieją także inne obciążenia wtórne, które mogą, ale nie muszą być związane ze zużytym paliwem i które nie są obecnie objęte żadnymi umowami o usługi („obciążenia niezakontraktowane”). Obciążenia niezakontraktowane dotyczą usuwania zużytego paliwa, plutonu, uranu i odpadów pochodzących z powtórnego przetworzenia paliwa AGR, składowania oraz ostatecznego usunięcia paliwa PWR, także budowę suchego mogilnika w Sizewell B, oraz składowanie i usuwanie odpadów operacyjnych.

(32) Obciążenia likwidacyjne odnoszą się do kosztów usunięcia paliwa, odkażenia i demontażu elektrowni jądrowych po zaprzestaniu produkcji energii. Wyłączenie elektrowni z użytkowania zwykle opisuje się w trzech etapach: — etap 1: usunięcie paliwa z reaktora krótko po wyłączeniu elektrowni i wywiezienie paliwa, — etap 2: demontaż zbędnych budynków dodatkowych, zamknięcie i zabezpieczenie kompleksu reaktora przed warunkami atmosferycznymi, po której to czynności kompleks jest konserwowany i monitorowany, zwykle przez dłuższy okres, oraz — etap 3: demontaż reaktora, by umożliwić ponowne wykorzystanie lokalizacji (co najmniej 85 lat po wyłączeniu elektrowni AGR i do 50 lat po wyłączeniu elektrowni PWR).

(33) Do chwili obecnej poczyniono kilka ustaleń dotyczących finansowania obciążeń jądrowych. Z chwilą prywatyzacji został utworzony oddzielny fundusz, Nuclear Decommissioning Fund („NDF” – „Fundusz Likwidacji Urządzeń Jądrowych”) w formie spółki z ograniczoną odpowiedzialnością, której udziałowcem był niezależny trust. Jego celem było gromadzenie wydzielonych środków, które miały pokryć część obciążeń likwidacyjnych. Finansowanie wszystkich pozostałych obciążeń jądrowych miało zostać zrealizowane z operacyjnych przepływów środków pieniężnych z bieżącej działalności BE. Niestety, wskutek spadku przychodów BE istniejące ustalenia nie wystarczą do finansowania obciążeń jądrowych.

(34) Rząd brytyjski uwzględnił w planie restrukturyzacji szereg instrumentów w celu przejęcia odpowiedzialności za finansowanie przynajmniej części obciążeń jądrowych. Te nowe instrumenty zostaną wprowadzone wraz z nowymi ustaleniami dotyczącymi przeznaczenia przez BE środków na koszty obciążeń jądrowych wraz z zarządzaniem obciążeniami jądrowymi BE.

(35) Istniejący plan restrukturyzacji zakłada rozszerzenie istniejącego NDF do postaci nowego funduszu lub uzupełnienie go o nowy fundusz, Nuclear Liabilities Fund („NLF” — „Fundusz Obciążeń Jądrowych”). NLF ma być spółką z ograniczoną odpowiedzialnością, której udziałowcem ma być niezależny trust. NLF ma pokryć koszty obciążeń niezakontraktowanych oraz obciążeń likwidacyjnych w przypadku: a) całego paliwa AGR, jakie zostało wprowadzone do reaktorów BE przed dniem, w którym zostaną spełnione wszystkie warunki niezbędne dla restrukturyzacji, włącznie z decyzją Komisji w sprawie planu restrukturyzacji („data wejścia restrukturyzacji w życie”) dla całego paliwa PWR, jak również składowania i likwidacji odpadów operacyjnych z elektrowni; b) całego etapu 1 obciążeń likwidacyjnych BE; oraz c) wszystkie obciążenia likwidacyjne BE dla etapu 2 i 3 w zakresie, w jakim narosła wartość NDF jest niewystarczająca do realizacji zobowiązań likwidacyjnych dla etapu 2 i 3 w miarę przypadania dat płatności.

(36) Po wprowadzeniu restrukturyzacji BE rozpocznie wpłaty do NLF w następujący sposób: a) stałe wpłaty na rzecz likwidacji w wysokości 20 milionów GBP rocznie — indeksowane wskaźnikiem cen detalicznych („RPI” — „Retail Price Index”) — lecz zmniejszające się stopniowo w miarę zamykania elektrowni; b) 150 000 GBP indeksowane RPI, za każdą tonę paliwa PWR wprowadzoną do reaktora Sizewell B po dacie spełnienia wszystkich warunków poprzedzających datę wejścia restrukturyzacji w życie. Zdaniem rządu brytyjskiego kwota 150 000 GBP za tonę jest porównywalna z międzynarodowymi kosztami zarządzania zużytym paliwem; c) obligacje wartości 275 milionów GBP na rzecz NFL. Nowe obligacje będą obligacjami niezabezpieczonymi o wysokim ratingu; d) płatności wynoszące początkowo do 65 % skonsolidowanych przepływów pieniężnych BE po opodatkowaniu, odjęciu kosztów finansowych i sfinansowaniu rezerw gotówkowych („płatności NLF”). Płatności te określa się jako „wyprowadzenie środków pieniężnych”. Członkowie zarządu NLF będą także mieli prawo do okresowego przekształcenia całości lub części płatności NLF na pewną liczbę udziałów w BE. Dopóki właścicielem takich udziałów będzie NLF, udziały takie nie będą dawały prawa głosu, o ile nie będą stanowić 30 % lub więcej głosów w BE.

(37) Procent przepływów pieniężnych, na których opierają się płatności NLF, może być okresowo korygowany na sprawiedliwych i rozsądnych warunkach, tak aby udziałowcy mogli odnieść korzyści z zatrzymanych przepływów pieniężnych oraz wpływów z nowych subskrypcji akcji BE oraz aby NLF i akcjonariusze nie ucierpieli z powodu podziału, emisji papierów wartościowych czy innych działań korporacyjnych.

(38) Wnoszenie stałych wkładów w wysokości 20 milionów GBP rocznie (indeksowanych i zanikających w miarę zamykania elektrowni) na rzecz NLF czy NDF dla obciążeń likwidacyjnych ulegnie przyspieszeniu do podstawy wartości bieżącej netto (zdyskontowanej ze stopą dyskontową odpowiednią dla NLF lub NDF, w zależności od okoliczności) oraz staną się natychmiast wymagalne i przypadające do zapłaty w przypadku niewypłacalności BEG lub BEGUK. Przyspieszone wpłaty zostaną zagwarantowane przez wszystkie spółki kapitałowe Grupy BE i będą zabezpieczone roszczeniami na ich majątku.

(39) Członkowie zarządu NLF nie będą pełnili żadnych ról ani obowiązków poza zarządzaniem funduszem i jego inwestycjami oraz dokonywaniem płatności kwalifikowanych wydatków. Ich funkcje obejmują ocenę, czy dla NLF korzystne byłoby wstrzymanie jakichkolwiek płatności NLF czy przekształcenie płatności NLF na udział w kapitale. Członkowie zarządu NLF nie będą mieli prawa do oceniania zobowiązań, wymagań w zakresie finansowania czy ustalania wkładu BE.

(40) Rząd brytyjski użyje następujących środków związanych z finansowaniem zobowiązań jądrowych:

— Przejęcie odpowiedzialności za zobowiązania BE dotyczące historycznych kontraktów związanych ze zużytym paliwem

(41) Rząd brytyjski zobowiązuje się przejąć odpowiedzialność za zobowiązania BE wynikłe z kontraktów zawartych przez BE i BNFL („historycznych kontraktów dotyczących zużytego paliwa”), dotyczących: i) powtórnego przetworzenia i/lub przechowywania zużytego paliwa AGR wprowadzonego do reaktorów przed wejściem restrukturyzacji w życie; i ii) innych usług związanych z konserwacją pojemników, zarządzaniem tlenkami i transportem kolejowym zgodnie z istniejącymi umowami z BNFL.

(42) Zobowiązanie to nie obejmuje płatności za paliwo wprowadzone do reaktora AGR po dacie wejścia restrukturyzacji w życie, które to koszty zostaną poniesione przez BE na mocy nowych kontraktów, będących wynikiem negocjacji handlowych między BE i BNFL. Nie obejmuje płatności związanych z paliwem PWR, jako że paliwo PWR nie jest powtórnie przetwarzane przez BNFL, lecz zarządzane bezpośrednio — czyli po prostu przechowywane — przez BE.

— Zobowiązanie pokrycia wszelkich niedoborów w finansowaniu przez NLF zobowiązań dotyczących likwidacji i zobowiązań niezakontraktowanych etapu 1.

(43) Rząd brytyjski zobowiązuje się pokryć wszelkie niedobory finansowania zobowiązań dotyczących likwidacji i zobowiązań niezakontraktowanych etapu 1 (także kosztów budowy suchego mogilnika w Sizewell B i docelowego składowania paliwa).

— Zobowiązanie pokrycia deficytu finansowania NLF dla zobowiązań likwidacyjnych dla etapu 2 i 3

(44) Rząd brytyjski zobowiązuje się pokryć wszelkie niedobory finansowania w obrębie NLF związane z likwidacją na etapach 2 i 3.

— Specyficzne zwolnienia podatkowe

(45) Wyżej wspomniane zobowiązania podjęte przez rząd brytyjski będą zaliczone jako aktywa w bilansie BE z odpowiednim uznaniem rachunku wyników. W normalnych warunkach zobowiązanie takie podlegałoby opodatkowaniu. Według rządu brytyjskiego wymagałoby to od rządu „ubruttowienia” do poziomu pomocy dostarczanej BE w ramach procesu restrukturyzacji o kwotę podatku powstałego wskutek udzielenia pomocy w celu zapewnienia, że BE będzie wypłacalna po restrukturyzacji.

(46) Aby tego uniknąć, władze brytyjskie są w trakcie wprowadzania specjalnej legislacji dotyczącej zwolnienia podatkowego na podstawie Ustawy o elektryczności. Bez tej legislacji powstałby przychód podlegający opodatkowaniu w wysokości około 3 152 milionów GBP. Zdaniem rządu brytyjskiego, legislacja dotycząca zwolnienia podatkowego została przygotowana w sposób zapewniający, że w przyszłości BE nie otrzyma żadnej asymetrycznej ulgi podatkowej. Wszelkie dalsze wzrosty wartości przedsięwzięcia, spowodowane zmianą cen czy rewaloryzacją, będą podlegały opodatkowaniu, wyrównując w ten sposób otrzymaną ulgę podatkową otrzymaną przez BE, jeśli w rachunku wyników zostanie wykazany dodatkowy koszt.

(47) Zamieszczona poniżej tabela 1 zawiera przedstawioną przez brytyjskie władze wycenę opisanych powyżej instrumentów pomocowych. Ta wycena wartości obarczona jest oczywiście znaczną niepewnością. Zarówno koszty obciążeń jądrowych, jakie pokrywają, jak i wkład BE w pokrycie tych kosztów, są wysoce niepewne. W istocie bowiem likwidacja tych obciążeń będzie miała miejsce w bardzo długim okresie czasu. Na przykład, BE najprawdopodobniej nie rozpocznie demontażu reaktora AGR wcześniej niż 85 lat po wyłączeniu elektrowni z użytkowania, zaś zużyte paliwo musi być składowane przez czas nieokreślony. Ponadto istnieje wiele zadań, jak wyłączenie z użytkowania reaktorów AGR, w przypadku których jak dotąd nie ma bezpośrednich doświadczeń. Przewidywana wartość pomocy zmieniła się od chwili notyfikacji. Główną przyczyną jest wzrost wpływów z „wyprowadzenia środków pieniężnych” z powodu poprawy prognoz dotyczących wyników BE, wpływ inflacji, aktualizacji kwot związanych z zobowiązaniami dotyczącymi historycznych kontraktów związanych ze zużytym paliwem, zwiększonych ilości historycznego zużytego paliwa AGR z powodu późniejszej daty wejścia restrukturyzacji w życie i wzrostu wartości majątku w ramach funduszu wyłączania z użytkowania elektrowni atomowych, w celu odzwierciedlenia najnowszej wartości rynkowej. Tabela 1 Wycena instrumentów pomocowych w ramach środka A oparta na prognozach z lipca 2004 r. (6) (miliony GBP) Pierwotne założenie Aktualne prognozy Wartość bieżąca netto (zdyskontowana przy stopie nominalnej 5,4 % (7)) Suma przyszłych płatności pieniężnych (niedyskontowana) Wartość bieżąca netto (zdyskontowana przy stopie nominalnej 5,4 % (7)) Suma przyszłych płatności pieniężnych (niedyskontowana) Zobowiązanie dotyczące historycznych kontraktów dotyczących zużytego paliwa 2 185 3 218 2 377 3 067 Zobowiązanie dotyczące obciążeń niezakontraktowanych 750 3 166 951 3 375 Zobowiązanie dotyczące obciążeń związanych z likwidacją 879 4 917 1 115 5 062 Kwoty wnoszone przez BE na rzecz NLF – 1 432 – 1 845 – 2 007 – 2 510 Kwoty netto płatne przez Sekretarza Stanu 197 6 238 59 5 927 Zwolnienie podatkowe 916 946 1 047 1 077 Razem 3 298 10 402 3 483 10 071 Pierwotne założenie: Przepływy pieniężne wycenione w dniu 3 marca, po cenach z 2 grudnia. Pierwotne założenie: Przepływy pieniężne wycenione w dniu 4 marca, po cenach z 4 marca

(48) BNFL zarówno dostarcza BE paliwo jądrowe dla wszystkich reaktorów AGR, jak i przetwarza je lub przechowuje, gdy zostanie zużyte (8).

(49) W ramach planu restrukturyzacji, BNFL, która jest największym indywidualnym wierzycielem BE, wyraziła zgodę na modyfikację swoich kontraktów z BE zarówno w stosunku do dostawy paliwa, jak i przetworzenia zużytego paliwa.

(50) Poprzedzające restrukturyzację umowy o dostawę paliwa zawarte między BE i BNFL pochodzą odpowiednio z lat 1997 i 1995 dla BEG i BEGUK. Miały obowiązywać do 31 marca 2006 r., ale z zamiarem renegocjacji i przedłużenia tych kontraktów od tego dnia w odniesieniu do BEG i opcją przedłużenia w odniesieniu do BEGUK.

(51) Opłaty za dostawę paliwa składały się z rocznej opłaty stałej i dodatkowej opłaty zmiennej za każdy dostarczony element paliwowy. Opłaty były określane i indeksowane w oparciu o wskaźnik inflacji.

(52) Renegocjowane warunki dostawy paliwa zaczęły obowiązywać od 1 kwietnia 2003 r. na mocy aneksów do uprzednio zawartych umów. Nowe warunki będą także stanowiły podstawę dla nowych dożywotnich umów na dostawę paliwa AGR po 31 marca 2006 r., które zaczną obowiązywać 1 kwietnia 2006 r.

(53) Zgodnie z nowymi warunkami, stała roczna opłata wynikająca z uprzednich umów zostanie zmniejszona o 5 milionów GBP rocznie i będzie podlegać dalszemu dyskontowaniu, w powiązaniu z podstawowymi cenami energii elektrycznej, lecz będzie podlegać narzutowi w wysokości 15 milionów GBP (zarówno w cenach z 2003 r., jak i zgodnie z indeksacją w oparciu o wskaźnik cen detalicznych). W innym wypadku ceny pozostaną takie, jak w poprzednich kontraktach.

(54) W przypadku dostaw paliwa od 1 kwietnia 2006 r., gdy co najmniej 4 z 7 elektrowni AGR będzie pracować, stała opłata przypadająca do zapłaty przez BE wyniesie 25,5 miliona GBP minus opisana wyżej obniżka, z opłatą zmienną (zgodnie z istniejącymi kontraktami) równą 191 000 GBP za tonę uranu. Ceny wyrażono zgodnie z wartościami pieniężnymi z lipca 2002 r. i będą one indeksowane zgodnie ze wskaźnikiem cen detalicznych.

(55) Za okres, w którym działać będą tylko 3 lub mniej elektrowni, cena może zostać ustalona w oparciu o zalecenia wspólnego zespołu BE i BNFL, po przeprowadzeniu analizy programu optymalizacji wycofania z użytkowania zakładu BNFL wytwarzającego paliwo.

(56) W 1995 r. poprzednicy prawni BEG i BEGUK (odpowiednio Nuclear Electric i Scottish Nuclear) zawarli kontrakty długoterminowe z BNFL na przechowywanie i ponowne przetworzenie napromieniowanego paliwa AGR i związane z nim usługi. BEGUK (wówczas Scottish Nuclear) zawarła dalszy kontrakt w 1995 r. na długoterminowe przechowywanie całości odpadów paliwa AGR przekraczających ilości już zakontraktowane do przetworzenia. W 1997 r. BEG podpisała także dalszy kontrakt na usługi związane z zarządzaniem zużytym paliwem, który obejmował całość odpadów na napromieniowane paliwo AGR na czas nieokreślony, w ilościach przekraczających dostarczone zgodnie z kontraktem z 1995 r. z reaktorów BEG. Wszystkie powyżej wymienione kontrakty będą dalej określane jako „istniejące umowy dotyczące zarządzania zużytym paliwem”. Zapewniają one usługi przynajmniej do roku 2038 lub 2086 (w zależności od kategorii odpadów).

(57) Zgodnie z istniejącymi umowami dotyczącymi zarządzania zużytym paliwem, BE zachowuje prawo własności do całego zużytego paliwa. Ostatecznie obowiązkiem BEG i BEGUK będzie odebranie z magazynów BNFL wysokoaktywnych odpadów zeszklonych, niektórych odpadów pośrednich i przetworzonego uranu oraz plutonu w celu wywiązania się z obowiązków dotyczących ich utylizacji.

(58) Cena w przypadku tych umów jest zasadniczo stała, podlega jedynie indeksacji związanej z inflacją oraz, w przypadku zobowiązań dotyczących przechowywania i powtórnego przetworzenia, opiera się na liczbie ton dostarczonego paliwa. Cena w przypadku początkowych kontraktów z 1995 r. obejmuje także ilości związane z likwidacją THORP (Thermal Oxide Reprocessing Plant — Zakładów Przetwarzania Termicznego Tlenków) w Sellafield, gdzie przetwarza się powtórnie paliwo AGR. Mając na uwadze charakter usług świadczonych przez BNFL, BE jest zobowiązana do dokonywania stałych wpłat związanych z dostarczanym paliwem, bez względu na to, czy rozwiąże kontrakty w odniesieniu do niedostarczonego paliwa czy też nie.

(59) Strumienie płatności związane z kontraktami z 1995 r. na przechowywanie i powtórne przetworzenie są stałe i będą realizowane do wygaśnięcia kontraktów w 2086 r., a płatności są dokonywanie miesięcznie. Strumienie płatności związane z kontraktami z 1997 r. opierają się na harmonogramie i liczbie ton paliwa dostarczonego BNFL. Te stałe płatności odpowiadają sumie ryczałtowej płaconej zgodnie z ustalonym harmonogramem.

(60) Renegocjowana umowa na zarządzanie zużytym paliwem (zwana dalej „nowymi umowami na zarządzanie zużytym paliwem”) ma różne zastosowanie w zależności od tego, czy zarządzane paliwo zostało wprowadzone przed czy po dacie wejścia restrukturyzacji w życie.

(61) Znaczące zmiany dla paliwa wprowadzonego przed datą wejścia restrukturyzacji w życie są następujące: a) harmonogram płatności zostanie skrócony w taki sposób, że wartość bieżąca netto dla przyszłych płatności, obliczona z wykorzystaniem stóp dyskontowych dla brytyjskiego sektora publicznego, pozostanie niezmieniona; b) postanowienia o rozwiązaniu kontraktów zostaną zmienione tak, że w przypadku niewypłacalności BE mimo restrukturyzacji kontrakty te zostaną rozwiązane bez prawa regresu dla BE. Władze brytyjskie wskazały, że w tym wypadku konieczne będzie dalsze zarządzanie tym paliwem w ośrodku BNFL w Sellafield, a rząd brytyjski lub NLF będą musiały zawrzeć umowy kontraktowe z BNFL, lub spółką będącą jej następcą, w celu prowadzenia tych działań. W takim wypadku rząd brytyjski zaznaczył, że spodziewa się, iż nowe umowy będą oparte na ocenie wszystkich zaistniałych wówczas okoliczności, także istniejących warunków kontraktu.

(62) Znaczące zmiany w przypadku paliwa wprowadzonego w dniu lub po dniu wejścia restrukturyzacji w życie: a) prawo własności zużytego paliwa przejdzie na BNFL z chwilą przejęcia przez nią ryzyka zarządzania zużytym paliwem (czyli dostawy zużytego paliwa do BNFL), od którego to momentu na BE nie będą ciążyły żadne dalsze zobowiązania związane z tym paliwem; b) płatności za usługi związane ze zużytym paliwem będą dokonywane w oparciu o czas wprowadzenia nienapromieniowanego paliwa do reaktorów BE, a nie jakikolwiek późniejszy etap (na przykład dostawę zużytego paliwa do BNFL) i będą się opierać o plan wprowadzania z uzgodnieniami rocznymi; c) cena bazowa dla zużytego paliwa wyniesie 150 000 GBP za tonę uranu, płatne w chwili wprowadzenia nienapromieniowanego uranu, według cen z roku 2003. Będzie ona podlegała indeksacji w oparciu o wskaźnik cen detalicznych. Corocznie będą także dokonywane korekty w górę lub w dół zgodnie ze wzorem opartym na ilości energii elektrycznej wyprodukowanej przez elektrownie AGR oraz wartości podstawowego obciążenia energetycznego w Anglii i Walii, co zapewni BE ochronę przed fluktuacjami cen energii. Cena bazowa za zarządzanie zużytym paliwem jest zbliżona do 0,6 GBP/MWh przed korektą w dół czy w górę.

(63) Tabela 2 ukazuje wpływ zmian kontraktów na dostawę paliwa BNFL dla BE zgodnie z przewidywaniami władz brytyjskich według trzech możliwych scenariuszy ewolucji rynku energii elektrycznej. Tabela 2 Wpływ zmian w kontraktach na dostawę paliwa zawartych z BNFL (miliony GBP) Obliczenie oszczędności związanych z dostawą paliwa Narastająco do 31 marca 2004 2005 2006 2007 2008 Koszty poprzedzające restrukturyzację — Przypadek średni i przypadek zawyżony 221 247 232 203 213 — Przypadek zaniżony 216 241 227 198 208 Koszty po restrukturyzacji — Przypadek średni 206 231 218 188 201 — Przypadek zawyżony 207 231 227 198 207 — Przypadek zaniżony 200 220 205 176 186 Oszczędności — Przypadek średni 15 16 14 15 12 — Przypadek zawyżony 14 16 5 5 6 — Przypadek zaniżony 16 21 22 22 22

(64) Władze brytyjskie ogłosiły, że podanie dokładnych prognoz oszczędności BE po 2006 r. byłoby trudne, gdyż kontrakty na dostawę paliwa, poprzedzające restrukturyzację, miały wygasnąć w 2006 r. Wszelkie prognozy dotyczące korzyści płynących ze zmian dla BE musiałyby zatem w jakiś sposób uwzględniać korzyści dla BNFL płynące z przedłużenia kontraktów do końca okresu eksploatacji zakładów BE, co uwzględniają nowe ceny kontraktowe. Mając na uwadze te elementy niepewne, władze brytyjskie przypomniały, że wewnętrzna prognoza BE dotycząca oszczędności związanych z kosztami po zakończeniu okresu eksploatacji zakładów wyniesie 239 milionów GBP (bez dyskonta) i 140 milionów GBP (z dyskontem o stopę rzeczywistą 3,5 % (9)). Tabela 3 ukazuje widoczne dla BE skutki zmian w kontraktach dotyczących zużytego paliwa AGR zawartych z BNFL, prognozowanych przez władze brytyjskie, zgodnie z tymi samymi trzema możliwymi scenariuszami (10). Wartość bieżąca netto jest obliczana z wykorzystaniem rzeczywistej stopy dyskontowej dla brytyjskiego sektora publicznego wynoszącej 3,5 %. Niniejsza tabela bada wyłącznie wpływ zmian cen kontraktów dotyczących paliwa wprowadzonego w dniu wejścia restrukturyzacji w życie lub po tej dacie. Wpływ zmian na kontrakty dotyczące paliwa wprowadzonego przez datą wejścia restrukturyzacji w życie jest trudny do oszacowania, gdyż zaistniałby on tylko wtedy, gdyby BE stała się niewypłacalna. Poza tym korzyści płynące dla BE z przeniesienia prawa własności do zużytego paliwa oraz związanych z tym obciążeń trudno oszacować, zdaniem brytyjskich władz. Władze brytyjskie przedłożyły jednak subiektywną prognozę korzyści płynących dla BE z przeniesienia prawa własności: miałyby wynieść one około 1 421 milionów GBP (bez dyskonta) i 148 milionów GBP (przy nominalnej stopie dyskontowej 5,4 %). Korzyści tych nie uwzględniono w tabeli 3. Tabela 3 Wpływ wartości bieżącej netto na zmiany przyszłych kontraktów związanych ze zużytym paliwem AGR (11) (miliony GBP) Wartość bieżąca netto Suma płatności bez dyskonta Przed restrukturyzacją — Przypadek średni 592 1 117 Po restrukturyzacji — Przypadek średni 418 558 — Przypadek zawyżony 881 1 204 — Przypadek zaniżony 3 4 Oszczędności — Przypadek średni 174 559 — Przypadek zawyżony – 289 – 87 — Przypadek zaniżony 589 1 113

(65) Początkowo spółki, które teraz są znane jako BEG i BEGUK, same nabywały uranowce w celu przekazania ich BNFL, która wykorzystywała je do produkcji i przygotowania paliwa jądrowego dla swoich elektrowni AGR. Spółka obecnie działająca jako BEGUK, potem przeniosła kontrakty związane z zaopatrzeniem w uranowce na rzecz BNFL. Istniejące wcześniej kontrakty były długoterminowe i za każdym razem obejmowały tylko stosunkowo małe ilości materiałów niezbędnych BEGUK, zatem zmiana ta dała BNFL jedynie ograniczone podstawy dla rozwoju działalności związanej z zamówieniami na uranowce i zaopatrywaniem spółki.

(66) W ramach renegocjacji między BE a BNFL, dotyczących kontraktów na przyszłe dostawy wyprodukowanego przez BNFL paliwa jądrowego dla BE, ustalono, że BEG powinna także przenieść kontrakty związane z zaopatrzeniem w uranowce na rzecz BNFL, która miałaby zatem stać się odpowiedzialna za zawieranie przyszłych umów na zaopatrzenie w uranowce niezbędne do produkcji paliwa jądrowego przez BEG dla elektrowni AGR.

(67) Równocześnie BNFL zakupi posiadane przez BEG zapasy uranowców, których oszacowana wartość księgowa wyniesie do 67 milionów GBP.

(68) W ramach planu restrukturyzacji, BE zawarła umowy („umowy o zamrożeniu zobowiązań”) dotyczące wstrzymania, w pewnych warunkach, płatności należnych BNFL i szeregu znaczących wierzycieli finansowych („znaczących wierzycieli”), do których należeli posiadacze większości obligacji w funtach brytyjskich na lata 2003, 2006 i 2016, wyemitowanych przez BE („posiadacze obligacji”), syndykat bankowy z Eggborough, w skład którego wchodził Royal Bank of Scotland jako wystawca akredytywy („RBS”) (wspólnie zwane „bankami-kredytodawcami”) oraz kontrsygnatariusze trzech umów o zakup energii („UZE”) oraz kontraktów dotyczących różnic: Teaside Power Limited („TPL”), Total Fina Elf („TFE”); oraz Enron (dalej zwanych zbiorczo „kontrsygnatariuszami UZE”).

(69) Zgodnie z umowami o zamrożeniu zobowiązań, okres wstrzymania rozpoczyna się 14 lutego 2003 r. i kończy najwcześniej 30 września 2004 r. lub z chwilą zaistnienia zdarzenia stanowiącego o rozwiązaniu, lub też wraz z zakończeniem restrukturyzacji. W tym okresie BNFL i znaczący wierzyciele uzgodnili z BE, że nie podejmą żadnych kroków w kierunku wszczęcia postępowania o niewypłacalności ani nie będą domagać się czy przyspieszać płatności należnych i płatnych z konta BE.

(70) Zobowiązania BE, BNFL i znaczących wierzycieli wynikłe z umów o wstrzymaniu płatności opisano szczegółowo w motywach 71–73.

(71) Na mocy umów o zamrożeniu zobowiązań: a) wypłacane będą odsetki dla posiadaczy obligacji i banków z Eggborough, zgodnie z istniejącymi ustaleniami; b) odsetki w wysokości 6 % rocznie będą wypłacane RBS (w związku z akredytywą) od kwoty 34 miliony GBP oraz kontrsygnatariuszom UZE od ich kwot roszczeń (RBS 37,5 miliona GBP; TPL 159 milionów GBP; TFE 85 milionów GBP; Enron 72 miliony GBP); c) EPL otrzyma kwoty przypisywane kosztom operacyjnym i wydatkom kapitałowym; d) BE będzie nadal kupować energię od TPL po cenach stałych opartych na bieżącej cenie terminowej na energię elektryczną do zakończenia restrukturyzacji; e) odsetki na rzecz BNFL będą naliczane w odniesieniu do kwot należnych z mocy istniejących umów na zarządzanie zużytym paliwem od 1 kwietnia 2003 r. i zostaną zniesione, jeśli restrukturyzacja zostanie przeprowadzona. Kwoty naliczone zgodnie z istniejącymi umowami o zarządzanie zużytym paliwem w odniesieniu do paliwa wprowadzonego do reaktorów przed datą wejścia restrukturyzacji w życie zostaną zamrożone w stopniu, w jakim przekraczają kwoty, jakie przypadałyby do zapłaty, gdyby nowe umowy o zarządzanie zużytym paliwem weszły w życie z dniem 1 kwietnia 2003 r. i zostaną zniesione, jeśli zostanie przeprowadzona restrukturyzacja.

(72) Na mocy umów o zamrożeniu zobowiązań: a) od listopada 2002 r. do 31 marca 2003 r. BNFL wstrzyma wszelkie płatności wynikłe z istniejących umów o zarządzanie zużytym paliwem od 1 kwietnia 2003 r., a BNFL zamrozi różnicę między płatnościami wynikłymi z istniejących i nowych umów o zarządzanie zużytym paliwem; b) posiadacze obligacji zamrożą kapitał związany z obligacjami na 2003 r.; c) banki z Eggborough wstrzymają spłaty kapitału oraz inne spłaty związane z umową o wydajności i opłatach („UWO”) z wyjątkiem objętych stałymi zobowiązaniami BE; d) RBS wstrzyma wszelkie kwoty związane z wzajemną gwarancją ochrony RBS, gwarancją złożoną lub akredytywą; oraz e) kontrsygnatariusze UZE wstrzymają wszelkie kwoty wynikłe z UZE z wyjątkiem objętych stałymi zobowiązaniami BE.

(73) Zobowiązania znaczącego wierzyciela zgodnie z umową dotyczące wstrzymania płatności nie będą obowiązywały, jeśli wystąpi dowolny z poniższych warunków, a znaczący wierzyciel wypowie dany warunek BE: a) nie nastąpi płatność kwoty niebędącej kwotą odroczoną, należną znaczącemu wierzycielowi, i brak płatności będzie występował przez ponad 20 dni roboczych; b) w stosunku do BE lub dowolnego podmiotu zależnego zostanie wniesiony wniosek o rozwiązanie lub nadzór administracyjny; c) rząd brytyjski złoży pisemny wniosek o spłatę umowy kredytowej lub na mocy dowolnego innego instrumentu zamiennego banków handlowych gwarantowanego przez rząd brytyjski i odnośną wzajemną odpowiedzialność BE i jej spółek zależnych wobec rządu brytyjskiego; d) nie uzyskano niezbędnych zezwoleń od przedstawiciela ds. kredytów Eggborough, RBS, banku syndykatu TPL czy Enron. e) BE lub dowolna spółka zależna opublikuje dokumentację przewidującą dystrybucję na rzecz znaczących wierzycieli, inną niż ujęta w porozumieniu wstępnym ustalonym ze znaczącymi wierzycielami.

(74) Tabela 4 podaje poziom środków pieniężnych, jakie zdaniem brytyjskich władz zaoszczędzi BE dzięki umowom o wstrzymaniu płatności, gdyby uznać za datę wejścia restrukturyzacji w życie 31 marca 2004 r. Tabela 4 Środki pieniężne, jakie zaoszczędzi BR dzięki umowom o wstrzymaniu płatności (miliony GPB) Rok kończący się w marcu 2003 r. Rok kończący się w marcu 2004 r. BNFL 132 265 Posiadacze obligacji 110 0 Banki z Eggborough 47 40 TPL 13 33 TFE 3 14 Enron 4 19 Wpływ VAT 0 – 8 Wpływ odsetek – 9 – 21 Wpływ zamrożenia zobowiązań 300 342 Kumulacyjne środki pieniężne 300 642

(75) Poza umowami o wstrzymaniu płatności plan restrukturyzacji zakłada restrukturyzację i zmianę harmonogramu roszczeń głównych wierzycieli. W dniu 14 lutego 2003 r. BE zawarła niewiążącą umowę ze znaczącymi wierzycielami dotyczącą obniżenia i alokacji ich roszczeń.

(76) Zobowiązania wobec znaczących wierzycieli, jakie mają być zmniejszone, ujęte w raporcie finansowym przed audytem BE za sześć miesięcy do 30 września 2002 r., były następujące: — posiadacze obligacji: 408 milionów GBP, — pożyczkodawcy — banki: 490 milionów GBP, — kontrsygnotariusze UZE: 365 milionów GBP.

(77) Zgodnie z warunkami porozumienia wstępnego kwoty roszczeń związanych z UZE dla potrzeb pakietu restrukturyzacyjnego zostały określone na poziomie 316 milionów GBP.

(78) Zobowiązania zostaną zrestrukturyzowane i ponownie rozplanowane w następujący sposób: a) zostaną wyemitowane nowe obligacje o wartości 275 milionów GBP na rzecz posiadaczy obligacji, banków-kredytodawców, RBS, TPL, TFE oraz Enron; b) zostanie zawarta zmieniona UWO z bankami z Eggborough ze zwrotem finansowym dla banków w postaci nowych obligacji o wartości 150 milionów GBP; c) zostaną wyemitowane akcje zwykłe dla posiadaczy obligacji, banków-kredytodawców, RBS, TPL, TFE, Enron.

(79) BE dokonała zmiany swojej strategii handlowej, dążąc do zmniejszenia ryzyka związanego z wydajnością i ceną. Zmiany stanowią jeden z elementów pakietu restrukturyzacyjnego, który poprawi stabilność finansową BE.

(80) BE jest jednym z największych producentów energii elektrycznej w Wielkiej Brytanii, wytwarzającym ponad 20 % brytyjskiej energii. Jej struktura wytwórcza składa się z energii wytwarzanej przez elektrownie atomowe (83 % wydajności) i energii wytwarzanej przez elektrownię węglową (17 % wydajności), a jej łączna wydajność roczna wynosi około 75 TWh.

(81) Handlowy oddział BE, BEPET, jest odpowiedzialny za sprzedaż wytworzonej przez BE energii elektrycznej, zarządzając ryzykiem związanym z fluktuacjami na rynku energii elektrycznej i maksymalizując ceny sprzedaży osiągane przez BE na rynku. Ponieważ 83 % produkcji BE zapewniają elektrownie jądrowe, BEPET koncentruje się na sprzedaży tej energii wytwarzanej w sposób ciągły.

(82) Elektrownia węglowa Eggborough jest także ważnym elementem portfela handlowego. Zapewnia elastyczność wydajności umożliwiającą dostosowanie się do zmiennego popytu i jest cennym „zabezpieczeniem” w przypadku konieczności wyłączenia elektrowni jądrowej. Zapewnia elastyczność dla celów związanych z dużymi klientami przemysłowymi i komercyjnymi oraz związanych ze sprzedażą hurtową.

(83) Aby zarządzać ryzykiem BE związanym z cenami rynkowymi przy jednoczesnej maksymalizacji cen sprzedaży, BEPET zawiera transakcje terminowe. Zanim energia zostanie wytworzona BEPET, wraz z innymi producentami energii, usiłuje sprzedać 100 % produkcji w celu uniknięcia ryzyka związanego z niestabilnymi cenami mechanizmu równoważącego. Sprzedając z wyprzedzeniem, spółka jest w stanie zapewnić, że wygenerowana w przyszłości energia zostanie sprzedana po obowiązującej w danym momencie cenie, a w niektórych przypadkach, że ceny za wygenerowaną w przyszłości energię będą stałe.

(84) BEPET dysponuje szeregiem kanałów, za pośrednictwem których może sprzedawać energię wytworzoną przez BE i sprzedaje 32 % łącznej energii za pośrednictwem mechanizmu sprzedaży bezpośredniej („MSB”). MSB rozrósł się znacząco i stanowi kluczowy element strategii biznesowej BE.

(85) Pozycja BE na rynku detalicznym obejmuje małą część generowanej energii w porównaniu z innymi znaczącymi wytwórcami energii w Wielkiej Brytanii. Rozwój BE na tym rynku jest stymulowany celem polegającym na dywersyfikacji kanałów dostawy wygenerowanej energii, nie zaś celem związanym z samym rynkiem detalicznym. BE uzyskuje marżę brutto sięgającą około 2 % (12) w przypadku sprzedaży bezpośredniej, co odzwierciedla konkurencyjny charakter tego rynku.

(86) Przyczyny problemów finansowych, przed którymi stanęła BE we wrześniu 2002 r., obejmowały zasadniczo trzy umowy na zakup energii typu „opcja poza ceną” oraz kontrakty na różnice, które zawarła wcześniej, w ramach swojej działalności handlowo-korporacyjnej. Każdą z nich umieszczono w ugodzie ze znaczącymi wierzycielami, jaką zawarto w ramach pakietu restrukturyzacyjnego.

(87) Pierwszy z tych kontraktów zawarto z TFE. W porównaniu z dzisiejszymi dominującymi cenami rynkowymi, cena realizacji ujęta w tym kontrakcie jest bardzo wysoka. Kontrakt zawarto w 1997 r., w chwili, gdy średnie ceny były znacząco wyższe niż obecnie. Umowa jest zasadniczo dla BE umową typu „opcja poza ceną” i kwota roszczeń na rzecz TFE wynosi 85 milionów GBP.

(88) Drugi dotyczy kontraktu typu swap ze spółką Enron, datowanego na 1 kwietnia 1996 r., który jest instrumentem stabilnym finansowo, opartym na różnicy między cenami typu „pool” w szczycie i poza szczytem. BE zawarła ten kontrakt przed przejęciem Eggborough. Miał on być zabezpieczeniem przed zmieniającą się strukturą rozrastającego się sektora konsumentów przemysłowych i komercyjnych. Kwota roszczeń na rzecz Enron uznana w odniesieniu do UZO „opcji poza ceną” w ramach pakietu restrukturyzacyjnego wynosi 72 miliony GBP.

(89) Trzeci dotyczy umowy odziedziczonej wskutek przejęcia przez BE w 1999 r. SWALEC, z TPL. Kontrakt został pierwotnie podpisany w dniu 26 czerwca 1991 r. Kontrakt był zasadniczo kontraktem typu „opcja poza ceną”. Kwota roszczenia uznana na rzecz TPL wskutek UZO w ramach pakietu restrukturyzacyjnego wynosi 159 milionów GBP.

(90) W ramach pakietu restrukturyzacyjnego BE zobowiązała się zapewnić sprzedaż większej ilości energii w ramach kontraktów średnioterminowych po cenach stałych. Zdaniem rządu brytyjskiego, wprowadzenie tej strategii zmniejszy niestabilność przepływów pieniężnych i umocni długoterminową rentowność finansową Spółki.

(91) Zgodnie z nową strategią sprzedaż energii w ramach kontraktów typu forward po cenie stałej sprawi, że spółka dokona przedsprzedaży większej ilości energii po cenie stałej w ciągu najbliższych 3–5 lat, jako że BEPET ustala wartość dla znaczniejszej porcji wygenerowanej w przyszłości energii.

(92) Kluczowymi celami nowej strategii handlowej są: i) ograniczenie ryzyka cenowego przez zapewnienie dalszych kontraktów po cenach stałych; ii) utrzymanie ożywionych kanałów sprzedaży dla znaczących ilości wygenerowanej energii; oraz iii) zapewnienie dodatkowych środków gotówkowych na utrzymanie wystarczających rezerw finansowych.

(93) Od chwili sformułowania nowej strategii na początku grudnia 2002 BE odniosła sukces, sprzedając lub przedłużając kontrakty na sprzedaż dodatkowych 14,8 TWh MSB w latach 2003–2006 dzięki odnowieniu rocznych kontraktów w ramach umów wieloletnich. W dniu 6 marca 2003 r. BE prowadziła także negocjacje z szeregiem partnerów hurtowych, dotyczące sprzedaży strukturalnej.

(94) W dniu 6 lutego 2003 r. podpisano znaczący kontrakt z British Gas Trading Limited dotyczący sprzedaży około 10 TWh rocznie do dnia 1 kwietnia 2007 r., z czego ponad połowy po cenie stałej.

(95) Nowe kontrakty z BNFL zapewniają także BE pewne zabezpieczenie dla cen energii z powodu ceny zmiennej, połączonej z ceną energii elektrycznej, jaka ma być zapłacona za dostawę paliwa AGR i usługi związane ze zużytym paliwem AGR. W przypadku aktualnych cen rynkowych nowe umowy z BNFL zapewniają częściowe zabezpieczenie dla około 60 % wyprodukowanej przez BE energii z elektrowni AGR w wysokości ok. 5 TWh rocznie.

(96) BE proponuje skupić się na następujących celach w strategii średnioterminowej: a) zapewnienie, by elektrownie atomowe BE pracowały na światowym poziomie wydajności i bezpieczeństwa; b) zwiększenie bezpieczeństwa przy jednoczesnej poprawie wydajności i konkurencyjności; c) zmniejszenie zagrożeń związanych z hurtowymi cenami elektryczności w Wielkiej Brytanii przy dalszym wytyczaniu stabilnej drogi na rynek. Zostanie to osiągnięte dzięki różnym warunkom kontraktowym, dostępowi do elastycznego wytwarzania energii dzięki Eggborough i MSB, skupianiu się głównie na sektorze konsumentów przemysłowych i komercyjnych; d) rozpoczęcie przynoszącej zyski działalności w dziedzinie odnawialnych źródeł energii w celu zwiększania konkurencyjności MSB; e) stałe zaangażowanie we wspieranie sponsorowanych przez UE działań związanych z bezpieczeństwem w byłym Związku Radzieckim i Europie Wschodniej.

(97) W dniu 23 grudnia 2002 r. BE ogłosiła, że zawarła umowę wstępną mającą na celu sprzedaż 82,4 % udziałów w Bruce Power w następujący sposób: 79,8 % na rzecz konsorcjum złożonego z Cameco, BPC Generation Infrastructure Trust i TransCanada PipeLines Limited (zwanych razem „Konsorcjum”) i 2,6 % na rzecz Power Workers’ Union Trust No1 i The Society. Ponadto Konsorcjum zgodziło się na nabycie 50 % udziałów BE w Huron Wind, projekcie z Ontario dotyczącym turbiny wiatrowej. Sprzedaż Bruce Power i Huron Wind na rzecz Konsorcjum dokonała się 14 lutego 2003 r. W chwili jej realizacji BE otrzymała w gotówce 678 milionów CAD. Ponadto BE ma otrzymać do 140 milionów CAD opłaty warunkowej z chwilą ponownego uruchomienia dwóch bloków Bruce A i kont powierniczych.

(98) Wstępne przychody w wysokości 275 milionów GBP minus pewne koszty transakcji zostały wpłacone na konto zatwierdzone i obciążane na korzyść DTO zgodnie z umową kredytową („UIK”).

(99) Exelon Generation Company, LLC („Exelon”) i British Energy Investment Ltd. wystąpiły z propozycjami dotyczącymi ich udziałów w AmerGen, w odniesieniu do sprzedaży AmerGen. W dniu 22 grudnia 2003 r. akcjonariusze BE zatwierdzili sprzedaż Exelon Generation Company LLC 50 % posiadanych przez BE udziałów w Amergen. BE otrzymała około 277 milionów USD w gotówce.

(100) Szereg władz lokalnych wyraziło zgodę na odroczenie, bez odsetek, spłaty podatków handlowych, jakie miała zapłacić BE.

(101) Zgodnie z informacjami przekazanymi przez władze brytyjskie, władze te to: — Rada Miejska Lancaster, w odniesieniu do zakładów w Heysham, w kwocie 1 775 240 GBP, — Rada Rejonowa Shepway, w odniesieniu do zakładów w Dungeness, w kwocie GBP 578 524 GBP, — Rada Miejska Hartlepool, w odniesieniu do zakładów w Hartlepool, w kwocie 447 508 GBP, — Rada North Ayrshire, w odniesieniu do zakładów w Hunterston, w kwocie 735 947 GBP, — Rada East Lothian, w odniesieniu do zakładów w Torness, w kwocie 765 986 GBP.

(102) Łącznie zapewniono odroczenie płatności kwoty 4 303 205 GBP od listopada 2002 r. do lutego 2003 r. W przypadku środka G, kwoty te BE wpłaciła w całości w lutym 2003, zaś odsetki w kwocie 65 656,24 GBP za opóźnienia we wpłatach zostały zapłacone w dniu 7 października 2003 r. Stopę odsetek oparto na stawkach referencyjnych Komisji dla Wielkiej Brytanii w wysokości 6,01 % do 31 grudnia 2002 r. i oraz na stawce 5,42 % po tej dacie.

c) Implikacje finansowe pakietu restrukturyzacyjnego

(103) Przed przedstawieniem wpływu planu restrukturyzacji na kondycję finansową BE władze brytyjskie opisały warunki ekonomiczne wytwarzania energii elektrycznej przez elektrownie jądrowe. Oceniając warunki ekonomiczne wytwarzania energii elektrycznej przez BE, zgłoszenie rozróżnia między kosztami, których można uniknąć i kosztami nieuniknionymi pracy elektrowni BE. Elektrownie jądrowe charakteryzują się wysokim poziomem kosztów nieuniknionych i stosunkowo niskim poziomem kosztów, których można uniknąć, w szczególności krótkoterminowych kosztów marginalnych. Zdaniem władz brytyjskich, ponieważ decyzja o wytwarzaniu energii jest oparta na poziomie kosztów, których można uniknąć oraz w związku z tym, że elektrownie jądrowe mają najniższy poziom krótkookresowych kosztów węzłowych (SRMC), korzystanie z elektrowni jądrowych jest ekonomicznie uzasadnione.

(104) Władze brytyjskie twierdzą dalej, że jeśli restrukturyzacja BE się powiedzie, spółka strukturalnie nie będzie przynosić strat. Zdaniem władz brytyjskich plan ten będzie w stanie rozwiązać problemy stanowiące przyczynę trudności BE i doprowadzi do długoterminowej poprawy kondycji finansowej spółki. W szczególności poprawi on strategię handlową BE poprzez próbę zrównoważenia jej niezabezpieczonej pozycji, uwolnienia BE od niektórych wysokich kosztów stałych związanych z przejmowaniem zobowiązań jądrowych oraz umożliwienia jej budowy wystarczających rezerw gotówkowych, by zabezpieczyć jej działalność.

(105) Celem planu restrukturyzacyjnego BE jest restrukturyzacja kosztów i zobowiązań oraz stworzenie stabilnej struktury kapitałowej, by umożliwić BE długofalowe działanie w charakterze finansowo stabilnego podmiotu. Aby BE mogła zostać uznana za podmiot o stabilnej sytuacji finansowej, rząd brytyjski założył, że w pewnym okresie czasu spółka musi przynosić zysk, posiadać dodatni bilans przepływu środków pieniężnych i być zdolna do bieżącego finansowania swojej działalności.

(106) Aby doprowadzić do rentowności BE, opracowano następujące elementy planu restrukturyzacji: a) sprzedaż udziałów BE w Bruce Power i AmerGen w celu stworzenia zasobów gotówkowych w obrębie firmy, zwiększenia stabilności i zmniejszenia zakresu działalności; b) zmniejszenie bieżącej podstawy kosztów BE dzięki negocjacjom handlowym ze znaczącymi wierzycielami w celu zmniejszenia ich roszczeń historycznych oraz zawarcia umów dotyczących przestojów do chwili przeprowadzenia restrukturyzacji w zamian za połączenie nowego zadłużenia i nowego kapitału BE po zakończeniu restrukturyzacji; c) przejęcie kosztów niektórych obciążeń jądrowych przez rząd brytyjski i renegocjacje handlowe umów na dostawę i odbiór zużytego paliwa jądrowego BNFL; nowe ustalenia handlowe z BNFL także zmniejszyły ryzyko BE na niekorzystne zmiany cen energii elektrycznej; d) wprowadzenie nowej strategii handlowej w celu zmniejszenia ryzyka BE związanego z obrotami na rynku hurtowym i ryzykiem cenowym.

(107) Zdaniem władz brytyjskich plan restrukturyzacji został stworzony tak, by uwzględnić kluczowe wymaganie dotyczące rentowności, a mianowicie zdolności firmy do finansowania swojej działalności. Ponieważ spółka raczej napotkałaby problemy z uzyskaniem finansowania z banku czy z rynków obligacji, w szczególności jeśli uwzględnić stosunkowo niewielką liczbę kredytodawców gotowych do zapewnienia środków finansowych spółce zajmującej się wytwarzaniem energii przy użyciu technologii jądrowej, należy rozpatrywać plan restrukturyzacji jako alternatywę do zewnętrznych źródeł finansowania. Zakłada on tworzenie i budowanie rezerw gotówkowych. Celem rezerw gotówkowych jest umożliwienie firmie zawierania kontraktów na sprzedaż energii elektrycznej, wymagających zabezpieczenia, oraz przetrwanie w warunkach zmniejszonego dopływu środków pieniężnych bez potrzeby uciekania się do finansowania zewnętrznego. Zgodnie z powyższym, plan restrukturyzacji zakłada stworzenie dwóch rezerw: gotówkowej rezerwy na zabezpieczenia oraz rezerwy na wypadek przestojów i braku płynności. Choć określono już dwie oddzielne pule rezerw, zakłada się, że te rezerwy będą wymienne, dzięki czemu z rezerwy na przestoje i brak płynności będzie można korzystać, by spełnić dodatkowe wymogi związane z zabezpieczeniem i odwrotnie. Zapewni to BE dodatkową stabilność.

(108) BE podjęła szereg działań, by poprawić swoją pozycję pieniężną dzięki: a) zmniejszeniu wpływu sezonowości poprzez zarządzanie profilami płatności tam, gdzie to możliwe; b) dalszym inicjatywom zmierzającym do zmniejszenia kosztów; c) sekurytyzacji należności ze sprzedaży bezpośredniej.

(109) Ponadto BE przeprowadziła proces planowania biznesowego, który zaowocował aktualizacją prognoz finansowych i stworzyła szczegółową analizę problemów związanych z wydajnością swoich zakładów.

(110) W okresie zakończonym 31 marca 2004 r. stworzono rezerwy gotówkowe dzięki dwóm źródłom finansowania: umowom dotyczącym zamrożenia płatności (środek C) oraz sprzedaży składników majątkowych (środek F), po spłacie zaległych zobowiązań zgodnie z umową kredytową dotycząca pomocy na ratowanie firm.

(111) Władze brytyjskie opracowały trzy symulacje finansowe w celu uwzględnienia zmiennych, dla których pozycja finansowa BE wykazuje szczególną wrażliwość: wydajność generowanej energii i ceny elektryczności. Prognozy finansowe zostały ocenione przez firmę Deloitte & Touche świadczącej usługi doradztwa w dziedzinie gospodarki i energetyki dla rządu brytyjskiego. Założenia dotyczące wydajności i wydatków kapitałowych uwzględnione w przypadkach planowania biznesowego zostały ocenione przez WS Atkins w ramach jej obowiązków doradcy technicznego na rzecz BE i Citigroup oraz przez Stone & Webster Management Consultants, Inc. pełniącej rolę konsultanta technicznego na rzecz rządu brytyjskiego.

(112) Ocena uwzględniała trzy główne zmiany, jakie zaszły od pierwotnego zgłoszenia z marca 2003 r., a mianowicie poziom cen elektryczności, program poprawy wydajności (PPW) mający na celu poprawę niezawodności elektrowni atomowych i zabezpieczenie handlowe.

(113) Ceny elektryczności ewoluowały znacząco na przestrzeni ostatnich miesięcy. Zdaniem brytyjskich władz ceny energii elektrycznej plasują się obecnie powyżej 28 GBP za MWh w porównaniu z 16,4 GBP za MWh w marcu 2003 r. Kluczowymi przyczynami modyfikacji prognoz cen energii elektrycznej są zmiany mających na nie wpływ cen paliw (węgiel, gaz, ropa), system cen węgla wprowadzony przez European Emissions Trading oraz margines rezerwy wydajności.

(114) Elektrownie atomowe BE historycznie wykazują mniejszą wydajność niż podobne zakłady międzynarodowe. Najstarsze elektrownie są niedoinwestowane, zaś wszystkie wykazują znaczący potencjał usprawnień oraz wysokie ryzyko krótkotrwałych przestojów. BE stworzyła więc plany modernizacji tych zakładów. Korzyści płynące z PPW powinny być skutkiem zmian w kulturze i organizacji pracy oraz zwiększonych inwestycji w kapitał i pracowników. Po pewnym czasie powinien on zaowocować zmniejszeniem awaryjności zakładów i zwiększoną wydajnością.

(115) BE uwzględniła także ostatni znaczący wzrost wymogów związanych z zabezpieczeniami wynikły ze wzrostu cen rynkowych.

(116) Aby określić wpływ alternatywnych założeń dotyczących wytwarzania energii i cen elektryczności na pozycję finansową, BE rozpatrzyła dwa przypadki o skrajnym poziomie wrażliwości, które wspólnie uwzględnią ewolucję cen energii elektrycznej, korzyści płynące z PPW i prognozy dotyczące przewidywanych zabezpieczeń: a) „przypadek zawyżony” stanowiący podstawę dla budżetu BE na kolejny rok i stosowany do wyznaczania docelowych wartości wydajności; odpowiada on w przybliżeniu „przypadkowi skrajnemu” opisanemu przy wszczęciu postępowania; b) „przypadek oparty na notowaniach” stanowiący podstawę informacji podawanych w publikowanych sprawozdaniach oraz w prospekcie emisyjnym; jest on postrzegany jako„przypadek bankowy”. Ceny w tym przypadku są obliczane na podstawie krzywej prognostycznej, wykorzystującej model rynkowy, który obejmuje opinie BE na temat kosztów paliw i węgla; c) „uzasadniony najgorszy przypadek” (UNP), który odpowiada przypadkowi zaniżonemu i uwzględnia elementy niepewne dotyczące cen i wydajności; ceny UNP opierają się na krzywej cen opracowanej przez BE.

(117) Rząd brytyjski przyjął jako podstawę dla testowania rentowności spółki wartości marginesu bezpieczeństwa. Dla okresu 2005–2010 uzyskano następujące wartości: Tabela 5 Wartości marginesu bezpieczeństwa (miliony GBP) Przypadek oparty na notowaniach/bankowy 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Rezerwa na wypadek braku płynności […] (14) Wpływ sezonowości i należności Margines bezpieczeństwa po uwzględnieniu sezonowości Zbiorowy wpływ wrażliwości związanej z sytuacją pieniężną, wydajnością i zabezpieczeniami (13) Margines bezpieczeństwa po uwzględnieniu elementów wrażliwych Zbiorowy wpływ działań zarządczych na sytuację pieniężną i zabezpieczenia Margines bezpieczeństwa po uwzględnieniu działań zarządczych UNP/przypadek zaniżony Rezerwa na wypadek braku płynności Instrument zabezpieczenia wpływu sezonowości i należności Margines bezpieczeństwa po uwzględnieniu sezonowości Zbiorowy wpływ wrażliwości związanej z sytuacją pieniężną, wydajnością i zabezpieczeniami Wrażliwe elementy marginesu bezpieczeństwa Zbiorowy wpływ działań zarządczych na sytuację pieniężną i zabezpieczenia Działania zarządcze dla marginesu bezpieczeństwa

(118) Władze brytyjskie przedstawiły także szacunkowy rachunek zysków i strat za okres 2005/2009 odnoszący się do przypadku opartego na notowaniach. Tabela 6 Rachunek zysków i strat w przypadku opartym na notowaniach Pięcioletni okres prognozy Rachunek zysków i strat 2005 2006 2007 2008 2009 Wydajność elektrowni jądrowych TWh […] Przychód Sprzedaż energii Inna sprzedaż Razem przychody Koszty operacyjne Koszty paliwa Koszty personelu Materiały i usługi Kapitał wydatkowany w ramach rachunku zysku i strat Deprecjacja i amortyzacja Razem koszty operacyjne Zysk operacyjny (strata) Wpływy z nowej działalności (BIT): AmerGen (przed rewaloryzacją) Zysk przed kosztami finansowymi i opodatkowaniem Koszty finansowe Rewaloryzacja (netto) Odsetki netto i inne koszty finansowe Razem koszty finansowe Zysk przed opodatkowaniem 17 171 186 336 355 Udziały mniejszościowe (udział w zysku przed opodatkowaniem) 0 0 0 0 0 Zysk przed opodatkowaniem (i ubezpieczenie rządu brytyjskiego) 17 171 186 336 355 Zmiany w ubezpieczeniu rządu brytyjskiego 0 – 96 – 133 – 206 – 156 Zysk przed opodatkowaniem (i wyjątki) 17 75 53 130 199 Wyjątki 4 068 0 0 – 40 0 Zysk przed opodatkowaniem (minus wyjątki) 4 085 75 53 90 199 Podatek 0 0 0 – 26 – 87 Zysk po opodatkowaniu i wyjątkach (przed podatkiem od wyjątków) 4 085 75 53 64 112 Źródło: BE Uwaga: Dane liczbowe za okres 2004/05 zostały przygotowane w oparciu o podstawę pro-forma (tj. by ułatwić porównywanie, dla celów księgowych, kosztów paliwa i kwot rewaloryzacji odzwierciedlają nowe kontrakty paliwowe, choć z technicznego punktu widzenia będą one obowiązywać dopiero z chwilą wejścia w życie restrukturyzacji).

(119) Prognoza ukazuje, że zysk przed opodatkowaniem, udziały mniejszościowe, przedsięwzięcia rządu brytyjskiego oraz pozycje wyjątkowe uległy poprawie z poziomu 17 milionów GBP w 2005 r., do poziomu od 171 milionów GPB do 355 milionów GBP w kolejnych latach. W 2005 r. pozycja wyjątków odnosi się do uwzględnienia w księgowaniu przedsięwzięcia rzędu brytyjskiego dotyczącego obciążeń jądrowych wymienionych w ramach środka A.

(120) Zysk przed opodatkowaniem zostaje znacząco zmniejszony dzięki wpłatom na NLF z 2005 r. Jednakże wpłaty te stanowią 65 % przepływów pieniężnych dostępnych po realizacji obsługi zadłużenia i nie są dokonywane, jeśli przepływy pieniężne są ujemne lub wymagane są transfery w celu utrzymania rezerwy gotówkowej na odpowiednim poziomie.

(121) Analiza prognoz finansowych BE wykazała, że w przypadku opartym na notowaniach firma po restrukturyzacji ma generować zyski i przepływy pieniężne pozwalające na obsługę różnych akcjonariuszy i należy przewidywać, że niezbędne będzie przeznaczenie znacznych środków na realizację zobowiązań niezakontraktowanych i likwidacyjnych, zanim pojawią się jakiekolwiek przychody dla udziałowców.

3. Podstawy wszczęcia postępowania

(122) Podejmując decyzję o wszczęciu postępowania, Komisja odnotowała, że plan restrukturyzacji stwarza selektywną przewagę konkurencyjną dla BE w sektorze, w którym funkcjonuje handel wewnątrzwspólnotowy. Środki A i G powodują bezpośrednie zaangażowanie budżetów samorządów lokalnych, a zatem zasobów państwowych. Jest to pomoc państwa w rozumieniu art. 87 ust. 1 Traktatu. Możliwe jest także, że środki B oraz przynajmniej częściowo C obejmują zasoby państwowe w stopniu, w jakim publiczna spółka BNFL nie postępowałaby zgodnie z zasadą zachowania prywatnego inwestora w warunkach gospodarki rynkowej. Wydaje się zatem, że środki te stanowią także pomoc państwa w rozumieniu art. 87 ust. 1 Traktatu.

(123) Komisja dokonała analizy pomocy w świetle wytycznych Wspólnoty dotyczących pomocy państwa na poprawę kondycji i restrukturyzację przedsiębiorstw w trudnej sytuacji (15) (zwanych „Wytycznymi”).

(124) W wyniku analizy podniesiono następujące wątpliwości dotyczące kompatybilności pomocy ze wspólnym rynkiem:

(125) Komisja wyraziła wątpliwości dotyczące tego, czy plan zaowocuje odtworzeniem rentowności BE w akceptowanym okresie. Istotnie, niektóre ze środków wykazują bardzo długie ramy czasowe (przynajmniej do 2086 r.). Ponadto poprawa pozycji BE wydaje się być spowodowana wyłącznie wsparciem zewnętrznym zapewnianym przez rząd i większych wierzycieli, a nie fizyczną restrukturyzacją wewnętrzną. Co więcej, gdyby była to pomoc państwa, renegocjację cen dostawy paliwa i cen zarządzania zużytym paliwem z BNFL należałoby uznać za długofalową pomoc operacyjną dla elektrowni jądrowych, co byłoby niezgodne z wymogiem, że BE musi sama zmierzyć się z siłami rynkowymi po zakończeniu restrukturyzacji, oraz z zasadą ponoszenia konsekwencji finansowych przez generującego zanieczyszczenia.

(126) Komisja wyraziła też wątpliwości odnośnie do tego, czy można zatwierdzić pomoc bez zaoferowania jakichkolwiek środków kompensacyjnych mających zrównoważyć wpływ pomocy na konkurencję. W tym aspekcie Komisja uznała za prawdopodobne, iż nie zaistnieje żadna (lub zaistnieje niewielka) nadmierna wydajność na odnośnym rynku. Jednakże Komisja uznała, że w świetle wysoce konkurencyjnego charakteru rynku i wysokich kwot pomocy będzie dość prawdopodobne, że niezbędne okaże się wprowadzenie jakichś środków kompensacyjnych, by pomoc mogła zostać uznana za zgodną, nawet jeśli środek kompensacyjny nie będzie polegał na nieodwołalnym zamykaniu elektrowni.

(127) Komisja wyraziła wątpliwości, czy pomoc istotnie ograniczono do niezbędnego minimum. W tej kwestii Komisja zauważyła, że plan przewidywał mechanizm, zgodnie z którym BE partycypowałaby w kosztach restrukturyzacji dzięki pewnemu odsetkowi swoich dostępnych przepływów pieniężnych. Jednakże mając na uwadze fakt, że kwoty pomocy, jaka ma zostać udzielona, pozostają w dużym stopniu nieznane, Komisja nie była w stanie określić, czy pomoc ograniczono do minimum.

(128) Uwzględniając powyższe uwagi, Komisja uznała, że istnieją wątpliwości odnośnie do tego, czy plan restrukturyzacji jest zgodny z kryteriami opisanymi w wytycznych oraz czy pomoc, jaka została czy będzie przyznana BE przez rząd brytyjski, można uznać za zgodną ze wspólnym rynkiem. Komisja podjęła zatem decyzję o wszczęciu postępowania przewidzianego art. 88 ust. 2 Traktatu.

(129) W tej samej decyzji Komisja dodała także, że decyzja o wszczęciu postępowania została podjęta bez uszczerbku dla zastosowania Traktatu Euratom. Niektóre środki, w szczególności środki A i B, należy ocenić mając na uwadze cele Traktatu Euratom. Komisja zwróciła się zatem z prośbą do Wielkiej Brytanii o dostarczenie wszelkich informacji, jakie mogłyby pomóc w ocenie tych środków, w szczególności środków A i B, w świetle celów Euratom.

III. KOMENTARZE ZAINTERESOWANYCH STRON

(130) W związku z publikacją decyzji o wszczęciu postępowania i w terminie przewidzianym w tej publikacji Komisja otrzymała uwagi od 20 stron, także samej spółki BE. Można je podsumować następująco:

(131) BE podkreśla, że przypadek jest niezwykły z powodu specyfiki działania rynku energetycznego oraz struktury ekonomicznej elektrowni atomowych.

(132) BE podkreśla fakt, że koszty dawnych zobowiązań jądrowych ze strony BE nie mogą być już ponoszone przez BE wobec znaczącego spadku cen energii elektrycznej, jaki nastąpił w Wielkiej Brytanii. Zgodnie z planem restrukturyzacji obowiązkiem BE będzie także przeznaczenie znacznego wkładu na koszty w przeszłości. W przypadku kosztów likwidacji i innych zobowiązań jądrowych nieobjętych nowymi kontraktami z BNFL, wkład będzie wnoszony za pośrednictwem NDF/NLF. Inne środki mające wpływ na BE i jej inwestorów obejmują sprzedaż majątku należących do BE aktywów w Ameryce Północnej, utratę całości inwestycji przez dotychczasowych akcjonariuszy kapitałowych oraz zawarcie ugody z dotychczasowymi inwestorami oraz emisję nowych obligacji.

(133) BE podkreśla, że wypłata sumy ryczałtowej na rzecz odbiorcy nie byłaby uzasadniona, w szczególności dlatego, że koszty te zostaną poniesione w bardzo odległej przyszłości. Odrzucenie planu restrukturyzacji BE dlatego, że uwalnia on BE raz na zawsze od pewnych określonych, choć obecnie nie dających się wyznaczyć, zobowiązań, stworzyłoby precedens przeciwko zatwierdzeniu pomocy restrukturyzacyjnej wymuszonej przez istnienie kosztów z przeszłości.

(134) BE jest zdania, że nie można wyciągnąć żadnych wniosków z porównania umów z wierzycielami pozostającymi w rękach prywatnych. W szczególności, w przypadku BNFL, ważny element działalności podstawowej zostałby zagrożony, a być może też nierentowny, gdyby elektrownie BE okazały się nierentowne.

(135) BE podkreśla, że BNFL zajęła wyjątkowo nieustępliwe stanowisko i prawdopodobnie mogło je zmienić ostatecznie wyłącznie perspektywa niewypłacalności BE. Warunki, które były renegocjowane, były warunkami minimalnymi, jakie zdaniem BE można uzyskać w warunkach komercyjnych przy jednoczesnym zachowaniu stabilnej sytuacji po restrukturyzacji. Zdaniem BE Komisja mogła błędnie pojmować komercyjną naturę nowych kontraktów z BNFL wskutek błędnego pojmowania faktów, w szczególności ich chronologii. BE składa wraz z niniejszym dokumentem załącznik wykazujący, dlaczego jej zdaniem ceny w nowych kontraktach nie są dla niej szczególnie korzystne.

(136) BE przypomina, że problemem, jaki ma rozwiązać plan restrukturyzacji, jest zasadniczo fakt, że w obliczu niższych hurtowych cen energii elektrycznej w nowym środowisku BE nie jest w stanie udźwignąć „kosztów z przeszłości”. Zdaniem BE plan restrukturyzacji rozwiązuje ten problem w sposób zadowalający.

(137) Rozpatrując wpływ pakietu pomocowego na konkurencję, BE wyraża opinię, że — ponieważ krótkookresowe koszty węzłowe (SRMC) elektrowni jądrowych są o wiele niższe niż u innych dostawców obciążenia podstawowego — elektrownie jądrowe BE powinny pracować zawsze. Dokładny poziom SRMC BE jest jednak bez znaczenia dla określenia cen energii elektrycznej, które odzwierciedlają wyższe SRMC marginalnego dostawcy.

(138) BE wyjaśnia, że elektrownie atomowe są technicznie i ekonomicznie nieelastyczne i wykorzystywanie takich elektrowni w sposób inny niż jako elektrownie obciążenia podstawowego jest nieekonomiczne. W przypadku strategii handlowej BE wyjaśnia, że zasady ekonomiczne wytwarzania energii elektrycznej w elektrowniach jądrowych sugerują, że BE powinna skupić się na sprzedawaniu wygenerowanej energii w kontraktach terminowych na rynkach długoterminowych.

(139) Zdaniem BE rynek energii elektrycznej w Wielkiej Brytanii nie wykazuje nadmiernej wydajności. W przypadku środków kompensacyjnych BE jest zdania, że domaganie się przedwczesnego zamknięcia którejkolwiek z elektrowni atomowych BE byłoby ekonomicznie niewydajne, gdyż celem pakietu pomocowego jest zachowanie wydajności jądrowej BE, która, pod względem wytwarzania energii elektrycznej, z minimalnym możliwym do uniknięcia wydatkowaniem zasobów, ma najbardziej ekonomiczną pod względem kosztów wydajność na rynku brytyjskim. Ponadto kolidowałaby z realizowaniem przez rząd brytyjski jego kompetencji dotyczących źródeł dostarczania energii dla Wielkiej Brytanii i zwiększyłoby emisję do atmosfery potencjalnie szkodliwych dla środowiska gazów.

(140) BNFL to spółka publiczna działająca w sektorze jądrowym. Dostarcza i przetwarza lub przechowuje paliwo jądrowe BE. Poza działalnością związaną z cyklem życiowym paliwa BNFL zarządza także kilkoma elektrowniami jądrowymi Magnox i działa jako projektant elektrowni atomowych.

(141) Materiały przedłożone przez BNFL koncentrują się na zagadnieniach dotyczących istnienia pomocy dla BE w ramach środka B i C. BNFL jest zdania, że wszystkie interwencje BNFL w planie restrukturyzacji BE są zgodne z zasadą postępowania sektora prywatnego w gospodarce rynkowej, zatem nie zawierają elementów pomocy.

(142) BNFL wyjaśnia, że postępując zgodnie z radą swoich doradców finansowych (NM Rothschild & Sons Limited — „Rothschild”), BNFL już w kwietniu 2002 r. uznała, że „systematyczny pakiet ratunkowy” wykazujący wartość dla BNFL był lepszym rozwiązaniem niż dopuszczenie do upadłości BE, mając na uwagę szczególną pozycję BNFL jako największego wierzyciela BE, brak bezpieczeństwa i słabość pozycji z prawnego punktu widzenia. BNFL dodaje, że jej zarząd jednak wyraził zgodę na restrukturyzację istniejących kontraktów z BE pod warunkiem, że BE nie będzie uznawana za wypłacalną za wszelką cenę i że pakiet przedstawiony BE nie będzie musiał stwarzać przewagi komercyjnej dla BNFL, mając na uwadze jej własny deficyt bilansowy.

(143) BNFL podaje szczegóły dotyczące kolejnych propozycji i kontrpropozycji każdej ze stron, wraz z opinią firmy Rothschild na ich temat. BNFL podaje także z dużą dokładnością chronologię i treść dyskusji, jakie miały miejsce między BE i BNFL, które ukazują, że BNFL już wyraziła chęć pomocy BE, zanim BE zwróciła się do rząd brytyjskiego o pomoc, ale zdawała sobie sprawę, że bez globalnego planu restrukturyzacji nie będzie to możliwe. Rozmowy rozpoczęły się już w maju 2000 r., kiedy to BE po raz pierwszy wystąpiła — bez skutku — o zastosowanie klauzuli o trudnościach, występujących w kontraktach. Nowe rozmowy wszczęto w 2002 r.

(144) BNFL podkreśla także, że nie angażowała się w rozmowy między BE a rządem brytyjskim. Na podstawie analizy niezależnych doradców prawnych i finansowych BNFL uznała, że postępowanie w ramach restrukturyzacji związanej z przywróceniem rentowności leży w najlepszym interesie handlowym i zawarła z BE umowę w ramach Karty warunków ostatecznych 28 listopada 2002 r. Dopiero później uzgodniono na Karcie warunków ostatecznych z BE, że jest świadoma szczegółowych danych dotyczących zaangażowania Wielkiej Brytanii.

(145) Porównanie przez BNFL Karty warunków z 3 września i Karty warunków ostatecznych prowadzi do wniosku, że istnieją znaczące podobieństwa między tymi dwoma Kartami warunków i ostateczny wynik jest znacząco bliższy pierwotnej pozycji BNFL niż pozycji BE.

(146) BNFL podaje szczegóły dotyczące oceny korzyści handlowych płynących dla niej z restrukturyzacji związanej z przywróceniem rentowności w porównaniu z niewypłacalnością BE w oparciu o analizę dokonaną przez doradców finansowych i prawnych. Wykryła ona znaczące ryzyka dla BNFL w przypadku niewypłacalności BE, w szczególności z powodu faktu, że BE ma duże nieudokumentowane salda kredytów między spółkami pomiędzy różnymi firmami grupy BE, zaś ustalenia kontraktowe z BE były pod wieloma względami unikatowe i nie można odnaleźć jednoznacznego precedensu na podstawie poprzednich przypadków niewypłacalności. Poza tym jako jedyny wierzyciel, który odniósłby korzyści z zabezpieczenia na elektrowniach jądrowych BE, rząd brytyjski miałby odegrać podstawową rolę w skutkach niewypłacalności. BNFL nie uzyskała jednak żadnych opinii dotyczących prawdopodobnego stanowiska rządu brytyjskiego w ramach postępowania upadłościowego.

(147) Jako że BNFL jest kluczowym dostawcą dla BE, można przewidywać, że w przypadku upadłości znajdzie się na kluczowej pozycji negocjacyjnej, a możliwość wysunięcia realnej groźby zaprzestania dostarczania towarów i świadczenia usług na rzecz BE została nadszarpnięta przez szereg czynników. W szczególności BNFL zauważa, że BNFL jako największy indywidualny wierzyciel odniosłaby znaczące straty finansowe, gdyby doszło do zamknięcia elektrowni atomowych BE wskutek wykonania tej groźby. Ponadto należy wątpić, czy mogłaby ona legalnie wypowiedzieć umowy i zwrócić BE już otrzymane paliwo i odpady, jako że zakazują tego brytyjskie przepisy o bezpieczeństwie jądrowym. I wreszcie, jako odpowiedzialna spółka zajmująca się usługami jądrowymi, BNFL musi nadal świadczyć usługi dla BE w zakresie, w jakim zaprzestanie ich świadczenia byłoby niebezpieczne lub nawet mogło być postrzegane jako niebezpieczne dla stron trzecich.

(148) Przeprowadzona przez BNFL analiza upadłości skupiała się na trzech możliwych scenariuszach, a mianowicie na zamknięciu elektrowni atomowych BE prowadzącym do minimalnego odzyskania, przejęciu przez BNFL własności elektrowni jądrowych BE, co oznaczałoby przejęcie wszystkich obciążeń jądrowych BE, co jest wysoce ryzykowne i nieatrakcyjne, oraz przejęciu własności przez rząd brytyjski oraz zwróceniu się do obecnych wierzycieli o znaczące odpisy.

(149) Wobec powyższego proponowana restrukturyzacja związana z wypłacalnością wydawała się być o wiele bardziej atrakcyjna, z komercyjnego punktu widzenia, ponieważ zmniejszała ryzyko BNFL związane z BE i oferowała bardziej pewny strumień przychodów dla BNFL niż w przypadku upadłości. BNFL musi zatem postępować tak samo, jak każdy inny wierzyciel prywatny.

(150) I wreszcie, BNFL porównała zyski innych większych wierzycieli zbiorowo z własnymi zyskami w celu zapewnienia, że takie warunki zapewnią korzystną transakcję dla BNFL. W celu dalszej ochrony swojej pozycji, BNFL zapewniła także wprowadzenie do Karty warunków ostatecznych klauzuli pozwalającej na wycofanie sugerowanych ustępstw w przypadku, gdyby inny znaczący wierzyciel zaproponował bardziej korzystne warunki niż BNFL. Firma Rothschild dokonała aktualizacji swojej analizy, gdy ustalono już i potwierdzono z innymi znaczącymi wierzycielami, że ustalenia BNFL w istocie nie wydają się być gorsze od ustaleń innych większych wierzycieli. Ponadto żadne ze zmienionych ustaleń kontraktowych nie wejdzie w życie, dopóki i o ile nie zostanie zakończona restrukturyzacja.

(151) W przypadku środka C BNFL przyznaje, że — z pomocą firmy Rothschild — sprawdziła, iż jej ustępstwa z tytułu zamrożenia zadłużenia nie będą większe niż w przypadku innych znaczących wierzycieli. Gdy BNFL stała się świadoma faktu, że inni wierzyciele uzyskują bardziej korzystne warunki niż BNFL na mocy umów o zamrożeniu zadłużenia (choć pozycji BNFL nie można porównywać bezpośrednio z pozycją innych większych wierzycieli), rozpatrywała możliwość podjęcia renegocjacji i ubiegania się o odsetki. Spółka doszła do wniosku, że zapłacenie odsetek przez BE na rzecz BNFL i wygenerowanie wystarczającej nadwyżki gotówkowej w okresie zamrożenia, aby umożliwić kontynuowanie restrukturyzacji związanej wypłacalnością jest bardzo mało prawdopodobne. Ponadto, mimo swojej pozycji wynikłej z umów o zamrożeniu, BNFL osiągnęłaby lepszy stopień odzysku w przypadku przeprowadzenia restrukturyzacji związanej z wypłacalnością.

(152) BNFL przyznaje, że jej decyzja o zawarciu z BE umów była autonomiczną decyzją BNFL, niepodjętą pod wpływem sugestii rządu brytyjskiego. Fakt, że BNFL jest spółką publiczną, nie wystarczy, by uznać, że decyzje BNFL można przypisać rządowi brytyjskiemu. Choć rząd brytyjski jest jedynym udziałowcem BNFL, spółka jest niezależna od rządu brytyjskiego w takim sensie, że sama prowadzi swoją regularną działalność i ma działać w oparciu o zasady rynkowe. BNFL przedłożyła swój status prawny jako podstawowy dokument. BNFL dodaje, że podczas negocjacji z BE, BNFL informowała swojego akcjonariusza (Ministerstwo Handlu i Przemysłu) o rozmowach z BE. Opisuje to jako typową sytuację handlową, kiedy to spółka ma akcjonariusza kontrolującego. Ministerstwo Handlu i Przemysłu zasygnalizowało BNFL, że zatwierdzi wyłącznie (zgodnie z korporacyjnymi umowami rządowymi BNFL z Ministerstwem Handlu i Przemysłu) zmienione umowy z BE, w których BNFL działa na zasadach komercyjnych.

(153) Greenpeace Limited to brytyjski oddział Greenpeace International, organizacji, której dwa główne aspekty działalności obejmują kampanie na rzecz zaprzestania korzystania z energii atomowej i promowanie w Wielkiej Brytanii czystych i odnawialnych źródeł energii.

(154) Greenpeace sugeruje, że zmniejszenie wkładu BE w finansowanie obciążeń jądrowych w ramach środka A stanowi nieuzasadnioną pomoc operacyjną na rzecz BE i udziałowców BE stanowiącą metodę poprawy atrakcyjności BE dla inwestorów na rynku.

(155) Zdaniem Greenpeace środki B i C stanowią nieuzasadnioną pomoc operacyjną, a ponieważ zapewniają stałe wsparcie BNFL działającej lub mającej działać jako państwo lub na żądanie państwa w warunkach, w których: a) BNFL jest przedsięwzięciem niewydolnym, które przetrwa tylko z pomocą państwa; b) BNFL była stroną trójstronnych negocjacji z rządem i BE, które doprowadziły do stworzenia pakietu restrukturyzacyjnego BE bezpośrednio po wyrażeniu przez BNFL odmowy zmiany warunków kontraktów z BNFL, organizacja Greenpeace zwróciła się do Komisji, by ta zażądała od BNFL przedłożenia kopii dokumentów wewnętrznych celem sprawdzenia, czy BNFL była wtajemniczona w rozmowy BE z rządem brytyjskim; c) w każdym wypadku umowom brak rzetelnego komercyjnego charakteru; zdaniem Greenpeace, kontrakty BNFL z BE nie są i nie były umowami komercyjnymi z zasady i wyglądają raczej na sztuczny instrument mający zapewnić BNFL gwarantowany strumień przychodów; pakiet restrukturyzacyjny zapewni BNFL dalsze otrzymywanie tych przychodów; d) renegocjowane warunki cenowe nie odzwierciedlają rzeczywistych kosztów związanych ze świadczonymi usługami, ale są powiązane z cenami hurtowymi; ponieważ przewaga zapewniana przez kontrakty jest stała i wynikła z umów otwartych, pomoc wiąże się z długoterminowym wsparciem dla BE, a nie jednokrotnym dofinansowaniem mającym na celu powrót do rentowności; dofinansowanie ma zatem charakter operacyjny, a nie jest „pomocą restrukturyzacyjną”, a zatem jest niezgodne z wspólnym rynkiem.

(156) Greenpeace popiera wszystkie wątpliwości Komisji oraz wnioskuje, że pomoc jest niezgodna z Traktatem WE. Podkreśla w szczególności, że pomoc restrukturyzacyjna nie tylko nie będzie miała wpływu na istniejących operatorów, ale także zniechęcałaby istniejących operatorów do wejścia na rynek, ponieważ inni już działający i wchodzący na rynek operatorzy nie mogliby wykorzystywać własnej wydajności. Wspieranie operatorów wytwarzających energię atomową ponadto byłoby niespójne z deklaracją rządu dotyczącą różnorodności źródeł energii, także odnawialnych.

(157) W przypadku nadmiernej wydajności Greenpeace jest zdania, że „margines planowania” wykorzystywany przez sieć krajową do planowania wytworzonej w przyszłości energii w celu zapewnienia bezpiecznej wydajności nie stanowi poprawnych danych pozwalających na ocenienie, czy na rynku istnieje nadmierna wydajność. Zdaniem Greenpeace jest prawdopodobne, że na rynku istnieje znacząca nadmierna wydajność strukturalna i będzie ona wzrastać.

(158) Greenpeace wątpi w to, czy zamknięcie niektórych elektrowni BE byłoby bardziej kosztowne dla podatników, gdyż zdolność BE do spłacenia swoich istniejących zobowiązań jest wątpliwa. Greenpeace dodaje, że w perspektywie krótkoterminowej nie ma podstaw by uważać, że Wielka Brytania nie będzie w stanie osiągnąć swoich celów wynikających z protokołu z Kioto.

(159) Greenpeace sugeruje, że zgodnie z zamówionymi przezeń raportami zamykanie elektrowni atomowych, natychmiastowe lub stopniowe, jest praktyczne i bezpieczne. Greenpeace wyraża opinię, że opcja częściowego lub fazowego zamykania elektrowni BE może spowodować, że niezbędna pomoc będzie mogła być niższa.

(160) Greenpeace jest zdania, że Traktat Euratom nie wyklucza żadnej pomocy państwowej zgodnej z Traktatem WE. W przypadku braku zasad sektorowych odnoszących się do pomocy w przemyśle atomowym w Traktacie Euratom obowiązują ogólne przepisy Traktatu WE dotyczące pomocy państwa. Greenpeace cytuje wspólne sprawy 188 i 190/80 — Francja i inni przeciwko Komisji (16). Greenpeace ponadto utrzymuje, że środki pomocowe są związane ze sprawami, które mogą być regulowane z mocy Traktatu Euratom wyłącznie w zakresie, w jakim odnoszą się one do bezpieczeństwa instalacji jądrowych w przypadku aspektów związanych z bezpieczeństwem procesu likwidacji. Greenpeace oświadcza, że omawiane środki nie są niezbędne, by osiągnąć założone cele i dalsze zapewnianie pomocy operacyjnej jakiegokolwiek rodzaju nie może być uznane za niezbędne w celu zachowania bezpieczeństwa w sytuacji, gdy istnieje bezpieczna, opłacalna opcja stopniowego całkowitego lub częściowego wyłączenia elektrowni BE. Zdaniem Greenpeace, Komisja powinna posłużyć się wytycznymi wspólnotowymi w sprawie pomocy państwowej związanej z ochroną środowiska (17).

(161) Powergen jest jednym z najważniejszych graczy w sektorze energetycznym w Anglii i Walii. Udział spółki w sektorze wytwarzania energii wynosi 11 % (BE ma 14 %). Spółka prowadzi znaczącą działalność związaną z dostarczaniem energii dla dużych klientów przemysłowych i komercyjnych oraz małych i średnich firm oraz gospodarstw domowych. Jej właścicielem jest E-ON.

(162) Powergen jest przeciwna pakietowi restrukturyzacyjnemu. Twierdzi, że pomoc umożliwi BE dalsze prowadzenie elektrowni atomowych, które w przeciwnym razie zostałyby zamknięte. W tej kwestii Powergen kwestionuje pogląd władz brytyjskich głoszący, że elektrownie BE powinny w każdym wypadku pracować dalej. Powergen obawia się, że pomoc pozwoli BE oferować sztucznie zaniżone ceny w celu zdobycia udziałów w rynku związanym z dostarczaniem energii dużym klientom oraz wejście na rynek dostarczania energii do gospodarstw domowych. BE może także być w stanie finansować inwestycje w wytwarzanie energii w elektrowniach innych niż jądrowe.

(163) W przypadku środków kompensacyjnych Powergen życzy sobie, by konsultowano z nią wszelkie środki kompensacyjne, jakie miałyby zostać wprowadzone, i sugeruje trzy możliwości:

(164) Po pierwsze, przyspieszenie zamknięcia reaktora atomowego Dungeness B w kwietniu 2004 r. Zdaniem spółki Powergen, gdyby z odpowiednim wyprzedzeniem ogłoszono zamknięcie tego reaktora, rynek miałby czas na zbudowanie wystarczających rezerw.

(165) Po drugie, wyodrębnienie pomocy poprzez zakazanie wzajemnego dofinansowania dla przynoszących straty składników majątkowych BE (elektrowni AGR) i innej działalności BE, poprzez utworzenie osobnych spółek zajmujących się wytwarzaniem energii i jej dostarczaniem, spółek z oddzielną księgowością, nakładających specyficzne ograniczenia na wykorzystanie środków pieniężnych przez BE celem zapewnienia, że środki płacone przez państwo na finansowanie zobowiązań jądrowych nie zostaną skierowane na inne zastosowania. Metody te powinny być wykorzystywane do chwili zakończenia planu restrukturyzacji.

(166) Po trzecie, zapobieganie rozproszeniu konkurencji na detalicznym rynku energii elektrycznej poprzez zakazanie BE sprzedawania energii poniżej kosztów (koszt nabycia energii na rynku hurtowym plus inne koszty sprzedaży), nałożenie ograniczeń na udział BE w rynku dostarczania energii sektorowi przemysłowemu i komercyjnemu (podaje się orientacyjny pułap w wysokości 20 %) oraz zakaz wchodzenia przez BE na nowe rynki detaliczne. Środki te powinny być wykorzystywane, dopóki realizowane są środki restrukturyzacyjne, a Komisja powinna ocenić ich skuteczność po 5 latach od ich wprowadzenia.

(167) W przypadku przywrócenia rentowności Powergen jest zdania, że scenariusze uwzględniane przez władze brytyjskie, mające zapewnić przyszłą rentowność BE, są zbyt optymistyczne, w szczególności w kwestii dostępności elektrowni BE w porównaniu ze wskaźnikami z przeszłości.

(168) I wreszcie Powergen jest zdania, że „jest powszechnie uznane, że zasady dotyczące pomocy państwa ujęte w Traktacie WE odnoszą się do przemysłu atomowego, pomimo istnienia Traktatu Euratom”. Jest to odesłanie do tego samego przypadku z 1990 r., co cytowany przez Greenpeace.

(169) InterGen jest globalnym producentem energii prowadzącym działalność na wszystkich kontynentach. Ma 2 % udziału w wydajności energetycznej Anglii i Walii, z dwoma działającymi elektrowniami i jedną w budowie (BE ma 14 %). Sprzedaje większość energii na rynku hurtowym, częściowo w ramach kontraktów długoterminowych. Spółka ta jest również aktywna na rynku handlu gazem. Jej właścicielami są Shell i Bechtel.

(170) Intergen uważa, że w Wielkiej Brytanii występuje problem zabezpieczenia dostaw, a syndykowie masy upadłościowej poradzą sobie z problemem bezpieczeństwa atomowego. Zwracają uwagę Komisji na fakt, że pomoc na rzecz BE była i jest szkodliwa dla InterGen, oraz na fakt, że inni konkurenci InterGen, jak Teeside Power Limited, którzy są wierzycielami BE, także otrzymują preferencje w porównaniu z InterGen w ramach planu restrukturyzacyjnego. InterGen sugeruje także, że powinna wraz ze swoją filią otrzymać odszkodowanie za straty, w przypadku gdyby Komisja zatwierdziła pomoc.

(171) Strona ta głosi, że wcześniejsze raporty prasowe sugerują, iż cena powtórnego przetworzenia, przed restrukturyzacją BE, wynosiła ok. 1 000 GBP za kg metalu ciężkiego (MC). Wskutek restrukturyzacji BE, została ustalona między BNFL a BE cena rzędu 150 GBP za kg MC, co stanowi obniżkę o 85 % w stosunku do pierwotnych ustaleń. Dodaje ona, że pierwotne kontrakty dotyczące powtórnego przetworzenia zawarte między BNFL a BE były kontraktami dotyczącymi ceny plus wartość, co oznacza, że klienci w podstawie obciążenia mogliby z mocy kontraktu otrzymać powtórne przetworzenie tylko wtedy, gdyby przyjęli (proporcjonalnie) założenie pełnych kosztów powtórnego przetworzenia plus dodatek na zysk. Na tej podstawie, gdyby koszty powtórnego przetworzenia ustalone z klientami w podstawie obciążenia pokrywały koszty tylko na poziomie 1 000 GBP za kg MC, oznaczałoby to, że nowa, obecnie ustalona cena, w żaden sposób nie może zbliżyć się do pokrycia kosztów. Nawet w wypadku nowych kontraktów kwota ta wyniesie 1 000 GBP za kg MC (ceny z 2003 r.).

(172) Strona ta stwierdza, że ceny te wskazują, iż BNFL nie działa jako prywatny inwestor w warunkach gospodarki rynkowej w negocjacjach z BE, chyba że BNFL byłaby skłonna rozszerzyć te korzystne warunki na innych klientów.

(173) Drax jest największym producentem energii elektrycznej z elektrowni węglowych w Europie Zachodniej. Pierwotnie była częścią AES Corporation, amerykańskiej grupy energetycznej działającej w dziedzinie wytwarzania, dystrybucji i dostarczania energii na całym świecie. W dniu 5 sierpnia AES Corporation przekazała kontrolę nad Drax wierzycielom. W dniu 30 sierpnia 2003 r. Drax ogłosiła zawarcie wyłącznej umowy z International Power plc w celu wzięcia udziału w restrukturyzacji Drax.

(174) Zdaniem DRAX środki A, B i G stanowią pomoc państwa w rozumieniu art. 87 ust. 1 Traktatu WE. DRAX zgadza się, że środki D, E i F nie stanowią pomocy państwa. DRAX wyraża pogląd, że kwotę pomocy trudno ocenić. W przypadku środka A, DRAX uważa, że kwota ta może być o wiele większa niż obecnie przewidywana, w szczególności z powodu faktu, że obciążenia związane z likwidacją nie są w Wielkiej Brytanii ustawowo regulowane i jest mało prawdopodobne, aby BE pokrywała koszty obciążeń jądrowych. Rząd brytyjski zawsze pozostanie stroną ponoszącą ostateczną odpowiedzialność za obciążenia związane z usuwaniem paliwa i wyłączaniem z użytkowania. Rząd brytyjski nie dopuści nigdy do likwidacji BE. DRAX wyraża opinię, że sama ulga podatkowa powinna zostać uznana za pomoc.

(175) DRAX wyraziła opinię dotyczącą renegocjacji kontraktów z BNFL, a mianowicie, że żaden inwestor prywatny nie wyraziłby zgody na tak niekomercyjne warunki, skutkujące po jego stronie znaczącymi stratami obecnie i w przyszłości, niezależnie od klauzuli o trudnościach i faktu, że BE jest jej największym klientem. Jest oczywiste, że renegocjacja poważnie pogorszyła pozycję BNFL. Doprowadzi ona do redukcji stałych rocznych płatności dotyczących umowy o dostawie paliwa rzędu 5–20 milionów GBP rocznie. Pogląd ten potwierdza raport księgowy BNFL za 2004 r. Poza tym wydaje się, że jeśli nawet BE otrzymałaby zarząd komisaryczny, elektrownie BE nadal by pracowały i miałyby takie samo zapotrzebowanie na paliwo, usługi zarządcze oraz usługi związane z przetwarzaniem i likwidacją paliwa po jego wykorzystaniu. Należy zatem zadać pytanie, czy zarządca byłby w stanie uzyskać od BNFL te warunki. Ponadto BNFL mogłaby wykorzystać inne możliwości biznesowe, gdyby jej działalność z BE została zredukowana. BNFL nie działa w oparciu o zasadę inwestora rynkowego. Co oznacza, że środek B stanowi pomoc państwa.

(176) DRAX wyraża opinię, że umowa BNFL o zamrożeniu, uwzględniona w środku C, także stanowi pomoc państwa, gdyż BNFL nie otrzymuje odsetek w okresie zamrożenia, w przeciwieństwie do innych zaangażowanych wierzycieli.

(177) Drax opublikowała także komentarz dotyczący zgodności z pakietem pomocowym. DRAX nie podważa faktu, że BE jest firmą w trudnej sytuacji. Jednakże, wyraża pogląd, że niezabezpieczona pozycja BE była w całości spowodowana dziwną decyzją podjętą przez zarząd, a dotyczącą sprzedaży działalności detalicznej. Poza tym BE mogła zmniejszyć koszty sprzedając niektóre lub wszystkie elektrownie, gdyż utrzymywanie niektórych elektrowni jądrowych jest o wiele droższe niż tymczasowe ich zamknięcie.

(178) W przypadku przywrócenia rentowności, DRAX jest zdania, że proponowany plan nie jest rzeczywistym planem restrukturyzacji. Ponadto BE jest i zawsze będzie znajdować się w pozycji odmiennej niż jej konkurenci. Będzie nadal wytwarzać energię i sprzedawać ją na rynek po dowolnej cenie, co spowoduje nacisk na obniżenie cen przez wszystkich konkurentów.

(179) DRAX występuje przeciwko wykorzystaniu przez rząd brytyjski krótkookresowych kosztów węzłowych (SRMC) jako właściwego środka podtrzymania rentowności BE. Restrukturyzacja uwalnia BE od obciążeń związanych z głównymi kosztami wytwarzania energii w elektrowniach atomowych. Decyzja spółki dotycząca wejścia lub nie na określony rynek lub dalszego konkurowania na tym rynku będzie oparta na tym, czy będzie ona w stanie, w rozsądnym okresie, pokryć średnie koszty oraz uzyskać akceptowalny zysk z inwestycji. Nie ma to miejsca w przypadku BE, gdyż zlikwidowano ryzyko komercyjne.

(180) Jeśli chodzi o czas trwania pomocy, DRAX jest zdania, że finansowanie obciążeń otwartych w tak dalekiej perspektywie czasowej nie jest zgodne z Wytycznymi. Argumentuje także, że stała pomoc operacyjna nie może zostać uznana za ograniczoną do niezbędnego minimum. Ponadto, w przypadku wkładu własnego BE, DRAX zauważa, że nie ma pewności co do przychodów ze sprzedaży majątku i co do tego, czy wkład BE w NLF będzie pochodził ze wspomaganych przepływów pieniężnych, czego nie można uwzględnić.

(181) W przypadku kwestii nadmiernej wydajności, DRAX zauważa, że rezerwa wydajności rzędu 20 % podawana w decyzji o zainicjowaniu procedury dotyczy wyłącznie popytu w szczycie zimowym. Zdaniem NGC średni margines mocy w szczycie zimowym wynosi 20,3 %. Zdaniem DRAX racjonalne podejście ze strony każdego operatora BE zakładałoby zamykanie części elektrowni wytwarzających energię w miesiącach letnich. Zapewniłoby to oszczędności netto.

(182) DRAX uważa, że istnieje szereg środków kompensacyjnych i/lub poprawek, jakie można wprowadzić do planu restrukturyzacji, które w pewnym stopniu zapewniałyby, by restrukturyzacja przebiegała zgodnie z Wytycznymi i zapewniała kompensację dla konkurentów nieotrzymujących pomocy. DRAX proponuje, co następuje: a) usunięcie BE z konkurencyjnego rynku poprzez utworzenie systemu obowiązkowych zakupów energii z elektrowni jądrowych po stałej cenie, podobnego do zobowiązania odnawialnego. Restrukturyzacja BE nie będzie właściwa, jeśli umożliwi jej konkurowanie na normalnych warunkach z uczestnikami rynku nieotrzymującymi pomocy. Jeśli BE nie może wycofać się z rynku, najlepsze rozwiązanie zakłada, że wydajność BE można wydzielić na rynku konkurencyjnym. Cena energii elektrycznej wytworzonej przez elektrownie jądrowe powinna być regulowana i może być ustalona na podstawie kosztów kapitału i innych tradycyjnych parametrów regulacji cen. Taka propozycja spełnia warunki rządu brytyjskiego dotyczące dostaw i bezpieczeństwa jądrowego i nie powodowałaby zakłócenia konkurencji; b) zmniejszenie okresu i ponowne zbilansowanie ryzyka kontraktów z BNFL na korzyść BNFL; c) zbycie Eggborough; d) zakaz dalszych przejęć czy działania w charakterze lidera rynkowego; e) uzyskanie zaangażowania rządu brytyjskiego odnośnie zasady jednorazowej pomocy.

(183) DRAX skomentowała także związki z Traktatem Euratom. DRAX jest zdania, że Traktat WE i Traktat Euratom dążą do celów uzupełniających się, nie sprzecznych.

(184) Uwagi zgłosiła także organizacja Trade Unionists for Safe Nuclear Energy (within a Balanced Energy Policy) — TUSNE (18) (Związkowcy na Rzecz Bezpiecznej Energii Jądrowej (w ramach zrównoważonej polityki energetycznej)), Robert Freer (19), The UK Chemical Industries Association (Związek Brytyjskiego Przemysłu Chemicznego) („CIA”) (20), John Hall Associates („JHA”) (21), the Energy Intensive Users Group („EIUG”) (Grupa Intensywnych Użytkowników Energii) (22), Terra Nitrogen (23), Energywatch (24), Teollisuuden Voima Oy („TVO”) (25), National Grid Transco (26), the Royal Academy of Engineering (Królewska Akademia Inżynieryjna) (27), Enfield Energy Centre Limited („EECL”) (28), the Energy Information Centre Ltd („EIC”) (29), Major Energy Users' Council Ltd („MEUC”) (30) oraz druga ze stron trzecich, pragnąca zachować anonimowość.

(185) TUSNE, Robert Freer, CIA, JHA, EUIG, Terra Nitrogen, EIC i MEUC wyrażają zaniepokojenie zabezpieczeniem dostarczania energii w Wielkiej Brytanii i twierdzą, że zamknięcie elektrowni atomowych BE stworzyłoby zagrożenie przerwami w dostawie energii elektrycznej i byłoby niekorzystne dla interesów konsumentów. Niektórzy z nich podkreślają także, że rezygnacja z elektrowni jądrowych BE sprawiłaby, że Wielka Brytania miałaby problemy z realizacją zobowiązań przewidzianych protokołem z Kioto, gdyż wiążą się one ze zróżnicowaniem metod wytwarzania energii. Twierdzą oni także, że koszty, jakie poniosłaby gospodarka w wyniku niepowodzenia BE znacznie przewyższyłyby cenę restrukturyzacji i niezbędnej pomocy.

(186) Anonimowa strona trzecia twierdzi, że BE korzysta z pomocy państwa, by agresywnie przejmować udział w rynku dzięki cenom dumpingowym. Przytacza przypadki, kiedy to BE przypuszczalnie oferowała ceny 10–15 % niższe niż konkurencja. Sugeruje, że utrzymanie takiej oferty nie byłoby możliwe bez poparcia państwa, a zatem nie można twierdzić, że przyczynia się ona do powrotu rentowności spółki.

(187) TVO sugeruje, że na podstawie trudności, jakie przeżywa BE, nie można wysnuć wniosku, że energia wytwarzana przez elektrownie jądrowe nie może być konkurencyjna na zliberalizowanym rynku energii elektrycznej.

(188) National Grid Transco sugeruje, że obecna rezerwa wydajności dla Anglii i Walii jest niższa niż pierwotnie przewidywano, i nie może być uważana za strukturalną nadwyżkę wydajności. National Grid Transco odwołuje się do 20 % rezerwy bezpieczeństwa jako poziomu, powyżej którego można uznać, że istnieje nadwyżka wydajności. National Grid Transco przewiduje, że rezerwa wydajności będzie się kształtować poniżej 20 % przynajmniej do roku 2006, w scenariuszu o