PL Dziennik Urzędowy Unii Europejskiej L 109/44

DECYZJA KOMISJI (UE) 2015/658

z dnia 8 października 2014 r.

w sprawie środka pomocy SA.34947 (2013/C) (ex 2013/N), który Zjednoczone Królestwo planuje wdrożyć w celu wsparcia elektrowni jądrowej Hinkley Point C

(notyfikowana jako dokument nr C(2014) 7142)

(Jedynie tekst w języku angielskim jest autentyczny)

(Tekst mający znaczenie dla EOG)

KOMISJA EUROPEJSKA,

uwzględniając Traktat o funkcjonowaniu Unii Europejskiej, w szczególności jego art. 108 ust. 2 akapit pierwszy,

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

po wezwaniu zainteresowanych stron do przedstawienia uwag zgodnie z przywołanymi postanowieniami (1) i uwzględniając otrzymane odpowiedzi,

a także mając na uwadze, co następuje:

1. PROCEDURA

(1) Po wymianie informacji w ramach kontaktów przedzgłoszeniowych Zjednoczone Królestwo zgłosiło środki wsparcia dla nowej elektrowni jądrowej Hinkley Point C („HPC”) w dniu 22 października 2013 r. Zgłoszenie dokonane drogą elektroniczną zostało zarejestrowane przez Komisję tego samego dnia.

(2) Komisja wszczęła formalne postępowanie wyjaśniające w sprawie zgłoszonych środków w dniu 18 grudnia 2013 r., utrzymując, że istnieją istotne wątpliwości co do ich zgodności z zasadami pomocy państwa.

(3) Decyzja Komisji o wszczęciu postępowania („decyzja o wszczęciu postępowania”) została opublikowana w witrynie internetowej Dyrekcji Generalnej ds. Konkurencji w dniu 31 stycznia 2014 r. oraz w Dzienniku Urzędowym Unii Europejskiej w dniu 7 marca 2014 r. Komisja wezwała zainteresowane strony do przedstawienia uwag.

(4) W dniu 31 stycznia 2014 r. Zjednoczone Królestwo przedstawiło swoje uwagi do decyzji o wszczęciu postępowania.

(5) Komisja otrzymała uwagi w tej sprawie od zainteresowanych stron. Przekazała je Zjednoczonemu Królestwu, które miało możliwość ustosunkowania się do nich. Komisja otrzymała uwagi od Zjednoczonego Królestwa w dniu 13 czerwca i 4 lipca 2014 r.

2. OPIS ŚRODKÓW

2.1. KONTRAKT NA TRANSAKCJE RÓŻNICOWE

(6) Zgłoszone środki składają się, przede wszystkim, z kontraktu na transakcje różnicowe („KTR”), zapewniającego wsparcie dochodowe podczas etapu eksploatacji HPC. Zjednoczone Królestwo początkowo zgłosiło umowę inwestycyjną, która została określona jako wstępna forma KTR. Ze względu na fakt, że negocjacje między Zjednoczonym Królestwem a przedsiębiorstwem EDF Energy plc („EDF”), posiadającym w chwili wydawania niniejszej decyzji wszystkie udziały w jednostce będącej beneficjentem, trwały dłużej, niż przewidywano, umowa inwestycyjna została w pełni zastąpiona przez KTR. EDF jest spółką zależną w Zjednoczonym Królestwie francuskiej spółki energetycznej Electricité de France.

(7) Beneficjentem jest NNB Generation Company Limited („NNBG”), który w chwili wydawania decyzji był całkowicie kontrolowany przez EDF. KTR stanowi umowę zawartą na zasadach prawa prywatnego między NNBG a Low Carbon Contracts Company Ltd., będącym kontrahentem KTR. Między Sekretarzem Stanu a udziałowcami NNBG zostanie podpisana odrębna umowa. Ta odrębna umowa będzie odnosiła się tylko do części warunków transakcji, w szczególności związanych z potencjalnymi przestojami oraz mechanizmami udziału w zyskach.

(8) Na podstawie KTR NNBG uzyska dochody, które określa się według sumy hurtowej ceny rynkowej, po której przedsiębiorstwo to sprzedaje energię elektryczną, i płatności różnicowej wynikającej z różnicy między wcześniej ustalonym kursem wykonania („KW”) a ceną referencyjną („CR”) odnotowaną w poprzednim okresie referencyjnym.

(9) W przypadku CR niższej od KW kontrahent KTR pokrywa różnicę między KW i CR, zapewniając ostatecznie uzyskanie przez NNBG stosunkowo stałych dochodów, stosownie do strategii sprzedaży oraz poziomu produkcji. W przeciwnym wypadku, gdy CR będzie wyższa niż KW, NNBG będzie zobowiązany zapłacić różnicę kontrahentowi KTR. Również w tym przypadku NNBG uzyska zatem stosunkowo stabilne dochody.

(10) CR stanowi średnią ważoną cen hurtowych, ustalonych przez Zjednoczone Królestwo dla wszystkich podmiotów wspieranych przez KTR. W przypadku NNBG odpowiednią CR jest cena rynkowa energii na potrzeby obciążenia podstawowego, mająca zastosowanie do wszystkich podmiotów wytwarzających energię elektryczną na potrzeby obciążenia podstawowego (2).

(11) W szczególności CR energii na potrzeby obciążenia podstawowego jest obecnie ustalona w sposób umożliwiający wykorzystanie dziennych notowań cen ogłaszanych przez organizację London Energy Broker's Association (LEBA) oraz giełdę NASDAQ OMX Commodities, w odniesieniu do ceny zakupu energii elektrycznej na jeden sezon (tj. 6 miesięcy) przed dostawą, czyli ceny z jednosezonowym wyprzedzeniem (3).

(12) CR energii na potrzeby obciążenia podstawowego jest obliczana raz na sezon, bezpośrednio przed każdym sezonem, przy uwzględnieniu średniej arytmetycznej dziennych cen z jednosezonowym wyprzedzeniem publikowanych codziennie w poprzednim sezonie. Ta średnia jest ważona w celu zapewnienia proporcjonalnego wpływu wolumenu obrotu w ramach każdego indeksu referencyjnego.

(13) NNBG będzie zobowiązany do utrzymania z góry określonego minimalnego poziomu wydajności, ale nie jest zobowiązany do osiągnięcia wcześniej określonej wielkości produkcji. W szczególności oczekuje się, że elektrownia będzie działała przy 91-procentowym współczynniku obciążenia. Jeśli NNBG nie osiągnie tego współczynnika obciążenia, w sposób dorozumiany nie zdoła uzyskać poziomu dochodów, których oczekuje w ramach projektu.

(14) NNBG otrzyma płatności różnicowe, których podstawą jest zmierzona wielkość produkcji, do maksymalnego poziomu tej wielkości („pułapu”), określonego w KTR. Żadne kwoty nie będą wypłacane w przypadku sprzedaży na rynku energii ponad ten pułap. Energia elektryczna wytwarzana przez NNBG będzie sprzedawana na rynku.

2.1.1. Ogólne działanie mechanizmu KTR

(15) KTR zostanie zawarty z kontrahentem KTR, tj. podmiotem finansowanym poprzez statutowy obowiązek nałożony na wszystkich koncesjonowanych dostawców łącznie.

(16) Zawarcie końcowego kontraktu zależy od końcowej decyzji inwestycyjnej EDF i NNBG, jak również umowy dotyczącej uzgodnień finansowych (w tym warunków gwarancji na instrumenty dłużne udzielonych przez rząd Zjednoczonego Królestwa) oraz ostatecznej akceptacji przez strony.

(17) W ramach KTR koncesjonowani dostawcy łącznie ponoszą odpowiedzialność za wszelkie zobowiązania wynikające z kontraktu, natomiast kontrahent kontraktu odpowiada wyłącznie do wysokości środków przekazanych mu przez koncesjonowanych dostawców lub rząd Zjednoczonego Królestwa. Każdy dostawca będzie ponosił odpowiedzialność na podstawie swojego udziału w rynku, określonego według odczytu zużycia energii elektrycznej. Zgodnie z tym systemem w przypadku niespełnienia zobowiązań płatniczych sekretarz stanu wyznaczy innego kontrahenta, pobierze płatności od pozostałych dostawców lub dokona bezpośredniej płatności na rzecz podmiotów wytwarzających energię elektryczną.

(18) Kontrahent oddzielnie powierzy agentowi rozliczeniowemu uprawnienia w zakresie pozyskiwania dochodów (tj. uprawnienia do pobierania płatności od dostawców) z jednej strony, zaś z drugiej strony nałoży nań obowiązek dokonywania płatności na rzecz podmiotów wytwarzających energię elektryczną i pobierania od nich płatności. Rząd zamierza wyznaczyć jako agenta rozliczeniowego jednostkę zależną od Elexonu (tj. podmiotu obecnie działającego jako agent rozliczeniowy w Zjednoczonym Królestwie, w pełni należącego do operatora systemu przesyłowego – OSP – Zjednoczonego Królestwa – National Grid).

(19) Kontrahent podmiotu wytwarzającego energię elektryczną na podstawie KTR będzie mógł podejmować decyzje oraz postępować według własnego uznania, na przykład poprzez stwierdzenie, że wspomniany podmiot wypełnia swoje obowiązki lub musi złożyć zabezpieczenie w celu zagwarantowania płatności w ramach programu, bądź odstąpić od pewnych wymagań, w zależności od określonych warunków panujących na rynku. Rząd Zjednoczonego Królestwa zamierza dostarczyć dalsze wytyczne na temat parametrów, które mogą ograniczać swobodę kontrahenta w podejmowaniu decyzji odnoszących się do realizacji KTR.

(20) Rysunek 1 objaśnia role przewidziane dla każdego z podmiotów w systemie KTR. Rysunek 1 Role i obowiązki dotyczące realizacji KTR Źródło: Władze Zjednoczonego Królestwa.

2.1.2. Warunki umowy KTR

(21) Warunki KTR uzgodniły Zjednoczone Królestwo i EDF. Warunki te zostaną przekształcone w długoterminowy kontrakt przed ostatecznym podpisaniem umowy i końcowej decyzji inwestycyjnej przez EDF.

(22) Wiele spośród uzgodnionych warunków odzwierciedla warunki KTR dotyczące innych technologii, w szczególności technologii energii odnawialnej. Warunki takie są dostępne do wiadomości publicznej (4). Inne warunki mają szczególny charakter w odniesieniu do KTR dotyczącego HCP.

(23) Na podstawie uzgodnionych warunków KW zostanie ustalony na 92,50 GBP za MWh w cenach nominalnych z 2012 r. Jeśli decyzja inwestycyjna o budowie nowej elektrowni jądrowej Sizewell C zostanie podjęta, z wykorzystaniem tego samego projektu i możliwością podziału niektórych kosztów w przypadku reaktorów HPC, KW zostanie zmieniony na 89,50 GBP za MWh, jak wcześniej w liczbach nominalnych z 2012 r.

(24) KW będzie w pełni indeksowany według indeksu cen konsumpcyjnych („ICK”), tak jak w przypadku innych KTR. Korekta ICK będzie odbywać się raz w roku, przy czym za datę bazową uznaje się listopad 2011 r. Corocznie KW będzie korygowany pierwszego dnia sezonu w odniesieniu do najnowszego indeksu ICK, opublikowanego przez krajowy urząd statystyczny (Office of National Statistics – ONS) za luty.

(25) Okres trwania KTR rozpocznie się ostatecznie z datą początkową biegu terminu rozruchu dla każdego reaktora, co oznacza […] (5) lat od uzgodnionej docelowej daty rozruchu. Po tej dacie okres obowiązywania KTR rozpocznie bieg bez względu na to, czy elektrownia będzie działać.

(26) Najpóźniejszy termin realizacji umowy stanowi data przypadająca w […] rocznicę ostatniego dnia docelowego terminu rozruchu dla drugiego reaktora. Jeśli żaden z reaktorów nie zostanie oddany do eksploatacji w najpóźniejszym terminie realizacji lub przed tym dniem, kontrahent KTR może rozwiązać umowę. Najpóźniejszy termin realizacji umowy może zostać przesunięty z powodu siły wyższej lub trudności z połączeniem.

(27) Będą występowały dwa mechanizmy „udziału w zyskach”. Pierwszy mechanizm będzie dotyczył kosztów budowy (6) i będzie przewidywał, że: (i) pierwsze […] zysku budowlanego (w wartości nominalnej) zostanie podzielone w proporcji 50:50, przy czym 50 procent jest przekazywane kontrahentowi KTR i 50 procent otrzymuje NNBG; (ii) ewentualny zysk ponad […] (wartość nominalna) zostanie podzielony w proporcji 75:25, przy czym 75 procent otrzymuje kontrahent KTR, a 25 procent NNBG.

(28) Drugie rozwiązanie dotyczące udziału w zyskach jest oparte na stopie zwrotu z kapitału własnego. Ustalono dwa progi (6):

(29) Pierwszy próg ustalono na poziomie przewidywanej wewnętrznej stopy zwrotu z kapitału wygenerowanej w chwili wydawania niniejszej decyzji w najnowszym modelu finansowym (7) lub 11,4 procent na podstawie zadeklarowanego kapitału w liczbach nominalnych. Wszelki zysk poniżej lub powyżej tego poziomu zostanie podzielony między kontrahenta KTR – 30 procent i NNBG – 70 procent.

(30) Drugi próg ustalono na wyższym spośród poziomów: 13,5 procent w liczbach nominalnych lub 11,5 w liczbach rzeczywistych (skorygowanym współczynnikiem ICK), na podstawie tego samego modelu jak w powyższym punkcie. Ewentualny zysk powyżej tego progu zostanie podzielony między kontrahenta KTR – 60 procent i NNBG – 40 procent.

(31) Przewidziano dwie daty renegocjacji kosztów operacyjnych. Pierwsza przypada 15 lat, a druga 25 lat po uruchomieniu pierwszego reaktora. Renegocjacja kosztów operacyjnych zapewni sposób na ograniczenie długoterminowego ryzyka kosztowego po obydwu stronach i umożliwi zmianę KW w dwóch kierunkach. Mechanizm ten pozwala na zwiększenie lub zmniejszenie KW na podstawie znanych kosztów rzeczywistych oraz skorygowanych przewidywań przyszłych kosztów dla niżej wymienionych pozycji operacyjnych, w każdym przypadku całkowicie i wyłącznie zgodnie z wymaganiami niezbędnymi do zapewnienia ciągłej pracy obiektu wytwarzającego energię elektryczną: a) zaopatrzenie w paliwo jądrowe; b) ubezpieczenie; c) opłaty na rzecz urzędu regulacji ONR; d) stawki podatku od nieruchomości niemieszkalnych; e) niektóre koszty przesyłowe; f) zmiany kosztów składowania odpadów promieniotwórczych średnioaktywnych/wypalonego paliwa z powodu zmian w cenie przekazania odpadów w ramach umowy; g) zmiany kosztów gospodarowania wypalonym paliwem i kosztów likwidacji; h) koszty eksploatacji i konserwacji; i) modernizacje i gotówkowe koszty operacyjne pokrywane za pośrednictwem rachunku zysków i strat podmiotu wytwarzającego energię elektryczną zgodnie z MSSF, oraz wszystkie poniesione wydatki kapitałowe.

(32) Wszelkie koszty związane z projektem, eksploatacją niespełniającą standardów racjonalności i ostrożności, dostępnością lub zdolnościami podmiotu wytwarzającego energię elektryczną, wydatki kapitałowe niezwiązane z konserwacją, wydatki na nowe konstrukcje (niezlokalizowane w obrębie istniejącego budynku), finansowanie oraz niektóre koszty przekazania odpadów nie zostaną uwzględnione w renegocjacjach.

(33) Skorygowane szacunki kosztów użyte w renegocjacji kosztów operacyjnych zostaną oparte na sprawozdaniu opracowanym przez NNBG oraz zaakceptowane przez kontrahenta KTR, z uwzględnieniem kosztów referencyjnych z innych elektrowni jądrowych wykorzystujących technologię EPR, a także innych elektrowni jądrowych, w których zastosowano reaktor wodny ciśnieniowy, w Ameryce Północnej oraz UE, w każdym przypadku działających zgodnie z zasadą racjonalności i ostrożności. Korekta KW zostanie obliczona przez odniesienie do górnej połowy kosztów referencyjnych.

(34) KW (lub kwota ryczałtowa bądź płatności roczne dokonywane na rzecz kontrahenta KTR) zostanie zmniejszony w celu odzwierciedlenia zmian w kwocie podatku płatnego przez NNBG w okolicznościach związanych z finansowaniem przez udziałowców oraz strukturyzacją podatkową NNBG. W tym względzie nie będą dozwolone żadne podwyżki.

(35) Nastąpi jednorazowa perspektywiczna korekta KW pod względem stawek podatku od nieruchomości niemieszkalnych po przeprowadzeniu oficjalnej ponownej oceny przez urząd ds. wyceny po uruchomieniu elektrowni. Kolejne zmiany stawek podatku od nieruchomości niemieszkalnych nastąpią w drodze renegocjacji kosztów operacyjnych.

(36) Oprócz informacji wskazanych w ogólnych standardowych warunkach KTR NNBG będzie zobowiązany do złożenia pewnych gwarancji w odniesieniu do informacji zawartych w danych i modelach dostarczanych rządowi Zjednoczonego Królestwa o kosztach projektu. Kontrakt przewiduje zastosowanie uzgodnionego modelu finansowego do ustalenia różnych KW oraz wprowadzenia innych korekt wymaganych jego warunkami.

(37) NNBG zostanie objęty ochroną i może odzyskać pewne koszty w przypadku kwalifikującej się zmiany przepisów („KZP”).

(38) KZP to dyskryminująca zmiana przepisów, szczegółowa zmiana przepisów, szczegółowa zmiana podatkowa przepisów, inna zmiana przepisów lub zmiana podstawy prawnej, w każdym przypadku nieprzewidywalna.

(39) Dyskryminująca zmiana przepisów oznacza zmianę przepisów, których warunki w szczególności (a nie tylko pośrednio lub w następstwie lub poprzez nieproporcjonalny skutek jakiejkolwiek zmiany przepisów mającej ogólne zastosowanie) mają zastosowanie do projektu, obiektu wytwarzającego energię elektryczną lub NNBG, ale nie w innym przypadku.

(40) Szczegółowa zmiana przepisów to zmiana przepisów, których warunki w szczególności (a nie tylko pośrednio lub w następstwie lub poprzez nieproporcjonalny skutek jakiejkolwiek zmiany o ogólnych zastosowaniu) mają zastosowanie do obiektów wytwarzających energię jądrową lub obiektów wytwarzających energię elektryczną objętych KTR.

(41) Szczegółowa zmiana podatkowa przepisów to (i) zmiana podatku lub wprowadzenie nowego podatku na uran; lub (ii) zmiana w przepisach lub praktykach podatkowych stosowanych przez HMRC, skutkująca mniej korzystnymi dla NNBG rozwiązaniami podatkowymi niż te, które wynikały z niektórych szczegółowych deklaracji podatkowych przetworzonych przez HMRC.

(42) Zmiana podstawy prawnej występuje, gdy (i) ONR (lub podmiot regulacyjny będący jego następcą prawnym) zaprzestaje regulacji obiektu wytwarzającego energię elektryczną przez ocenę, czy nakłady na ograniczenie ryzyka są w dużym stopniu nieproporcjonalne do osiągniętych korzyści; (ii) odpowiednia agencja ochrony środowiska (lub podmiot regulacyjny będący jej następcą prawnym) zaprzestaje oceny wariantu ograniczenia ryzyka w odniesieniu do obiektu wytwarzającego energię elektryczną jako akceptowanego ryzyka dla środowiska przez odniesienie do rozważania, czy koszty wdrożenia są nieproporcjonalne do uzyskanych korzyści środowiskowych.

(43) Rekompensata z tytułu KZP będzie wypłacana wyłącznie gdy łączna kwota wszystkich roszczeń z tytułu KZP przekroczy 50 mln GBP w indeksowanych liczbach nominalnych z 2012 r. Podwójne odzyskanie środków nie jest dozwolone. KW zostanie skorygowany tylko raz z powodu danej KZP na pozostały okres trwania kontraktu, z zastosowaniem uzgodnionego modelu finansowego lub przez obliczenie wartości bieżącej netto wymaganej korekty.

(44) NNBG otrzyma, pod pewnymi warunkami, rekompensatę w przypadku „politycznego” zamknięcia HPC (przez Zjednoczone Królestwo, UE lub międzynarodowy właściwy organ) z przyczyn innych niż ochrona zdrowia, bezpieczeństwo jądrowe, ogólne bezpieczeństwo, ochrona środowiska, transport materiałów jądrowych lub zabezpieczenia jądrowe (zdarzenie kwalifikujące do zamknięcia).

(45) Rekompensata będzie również możliwa, gdy obiekt wytwarzający energię elektryczną zostanie zamknięty z okolicznościach związanych z ubezpieczeniem od odpowiedzialności cywilnej, w tym w wyniku niezatwierdzenia przez rząd Zjednoczonego Królestwa alternatywnych rozwiązań ubezpieczeniowych zaproponowanych przez podmiot wytwórczy, które zasadnie powinny być zaakceptowane przez rząd, a podmiotowi wytwórczemu nie pozostały żadne inne zatwierdzone warianty ubezpieczeniowe.

(46) Ochrona związana ze zdarzeniem kwalifikującym do zamknięcia obejmuje prawo do przeniesienia NNBG pod kontrolę rządu Zjednoczonego Królestwa (oraz prawo rządu Zjednoczonego Królestwa do żądania przeniesienia) oprócz wypłaty rekompensaty przez kontrahenta KTR lub rząd Zjednoczonego Królestwa.

(47) Zdarzenia umożliwiające rozwiązanie umowy mają zastosowanie wyłącznie do NNBG. Do kontrahenta KTR należy decyzja, czy rozwiązać umowę po wystąpieniu zdarzenia rozwiązującego umowę.

2.2. GWARANCJA KREDYTOWA

(48) Projekt HPC, a w szczególności NNBG, będzie mógł korzystać nie tylko z KTR, ale też z państwowej gwarancji kredytowej dla emitowanego przez siebie instrumentu dłużnego („gwarancja kredytowa”).

(49) Gwarancją kredytową zostaną objęte wyemitowane obligacje. Gwarancję można traktować jako umowę ubezpieczeniową, gwarantującą terminowe spłacanie kwoty głównej i odsetek długu o obniżonym ryzyku, nawet do wysokości 17 mld funtów (8).

(50) Gwarancja kredytowa zostanie zapewniona przez Infrastructure UK („IUK”), dział Skarbu Zjednoczonego Królestwa nadzorujący administrowanie systemem gwarancji. Gwarancja kredytowa stanowi instrument dłużny o charakterze kompleksowym do długoterminowego finansowania HPC.

(51) IUK uważa, że struktura transakcji uzasadnia klasyfikację HPC w kategorii ryzyka równoważnej z BB+/Ba1. Opłata gwarancyjna będzie wynosiła 295 punktów bazowych.

(52) W tym systemie obligacje emitowane jako element struktury finansowania będą objęte gwarancją wydawaną przez Lordów Komisarzy Skarbu Zjednoczonego Królestwa (gwaranta). Uwzględniono też budowlany instrument pomostowy, który będzie zapewniony przez banki komercyjne (bez gwarancji w ramach systemu gwarancyjnego Zjednoczonego Królestwa). Pozostały kapitał zadeklarowany na finansowanie transakcji będzie dostarczony przez udziałowców. Za zgodą gwaranta do struktury finansowej mogą zostać dodane inne źródła kapitału.

(53) Podczas wydawania decyzji zaplanowano następujące źródła finansowania: a) kapitał zakładowy w wysokości […] GBP; b) kapitał warunkowy w wysokości […] GBP; c). budowlany instrument pomostowy do […] GBP; d) obligacje za […] GBP.

(54) Struktura finansowania jest ustalona w ten sposób, że kapitał zakładowy zostaje obciążony pełną stratą przed obciążeniem obligacji jakąkolwiek stratą. Kapitał warunkowy stwarza dodatkowe zapewnienie, że nastąpi „finansowe zakończenie realizacji”, czyli dzień, w którym gwarant uzna, między innymi, że HPC jest oddany do eksploatacji i uruchomiony, a wszystkie wymagane rezerwy są w pełni pokryte.

(55) Obowiązki udziałowców dotyczące kapitału własnego zostaną określone w umowie dotyczącej wkładów kapitałowych, której stroną będzie również gwarant w celu przyjmowania zobowiązań w odniesieniu do wpłacania kapitału.

(56) Aby zapewnić opisane powyżej zdolności kapitału do absorpcji strat w przypadku niewykonania zobowiązania, strony ustaliły dwa warunki (warunek wariantu podstawowego (9) oraz warunek w przypadku niezdolności do działania (10)), które umożliwiają gwarantowi żądanie przyspieszenia wypłaty kapitału zakładowego lub, odpowiednio, kapitału warunkowego, tj. bezzwłocznego dostarczenia i wykorzystania do spłaty obligacji oraz sumy należnej gwarantowi. Takie połączenie postanowień ma zapewnić, że to udziałowcy, a nie gwarant, są przede wszystkim narażeni na problemy z rentownością technologii EPR, do momentu uzyskania obiektywnego dowodu wynikającego z pomyślnej realizacji wcześniejszych projektów, takich jak Flamanville 3 i Taishan 1.

(57) W okresie do dnia spełnienia warunku wariantu podstawowego istnieje ograniczenie kwoty zaciągniętego zadłużenia do wartości mniejszej spośród poniższych: pułapu odpowiedniego celu pośredniego zadłużenia oraz […] procent kapitału zakładowego pomniejszonego o kapitał deweloperski, tj. […] mld GBP. Tabela 1 przedstawia praktyczny przykład zdolności kapitału do absorpcji strat: Tabela 1 Profil wypłat wariantu podstawowego oraz przypadek braku spełnienia warunku wariantu podstawowego Źródło: Uwagi IUK przedłożone w dniu 12 września 2014 r. Base Case Drawdown Profile GBP bilion Total Commited Development Equity 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 Cashflow Base Equity 9,23 1,69 — — — — — — 2,10 2,52 2,09 0,83 Contingent Equity 8,00 N/A — — — — — — — — — — Bonds 16,00 N/A 1,50 1,95 2,40 2,90 3,35 2,65 1,25 — — — Balance Sheet Base Equity 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 3,79 6,31 8,39 9,23 Contingent Equity — — — — — — — — — — Bonds 1,50 3,45 5,85 8,75 12,10 14,75 16,00 16,00 16,00 16,00 Memo item Undrawn Base Equity 7,53 7,53 7,53 7,53 7,53 7,53 5,43 2,92 0,83 — Undrawn Committed Equity 15,53 15,53 15,53 15,53 15,53 15,53 13,43 10,92 8,83 8,00 Source: UK Base Case

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

(58) Po spełnieniu warunku wariantu podstawowego głównym zabezpieczeniem gwaranta w okresie budowy jest wysokość kapitału warunkowego, który może być wykorzystany w sytuacji przekroczenia kosztów wraz osiąganiem celów pośrednich projektu, ograniczających kwotę zadłużenia w danym okresie.

(59) Zobowiązania udziałowców w odniesieniu do kapitału zakładowego i warunkowego będą w pełni pokrywane z kredytu w postaci instrumentów, w tym między innymi gwarancji spółki dominującej, akredytywy lub innego wsparcia kredytowego, akceptowanego przez gwaranta.

(60) Udziałowcy zapewnią stałe (11) i/lub płynne (12) zabezpieczenie (13), w tym kwalifikowany zastaw o zmiennym składzie (14), w odniesieniu do wszystkich aktywów, nieruchomości i przedsięwzięć w celu wsparcia swoich obowiązków na rzecz NNBG i obowiązków NNBG. Zarówno NNBG, jak i emitent obligacji, nowo zarejestrowana spółka celowa, ustanowią kompleksowe zabezpieczenia stałe i/lub płynne, w tym kwalifikowany zastaw o zmiennym składzie, w odniesieniu do wszystkich aktywów, nieruchomości i przedsięwzięć w celu wsparcia swoich obowiązków. Bezpieczeństwo będzie wzmacniane przez bezpośrednie umowy z umawiającymi się stronami w odniesieniu do pewnych istotnych kontraktów.

(61) Ze względu na charakter transakcji oraz duże znaczenie bezpieczeństwa wykorzystanie zabezpieczenia będzie uwzględniało zgodę podmiotu regulacyjnego w zakresie bezpieczeństwa Zjednoczonego Królestwa oraz fakt, że składowanie odpadów może odbywać się wyłącznie w zakładzie, który dysponuje lub będzie dysponował koncesją dla terenu obiektu jądrowego w odniesieniu do terenu HPC.

(62) Zabezpieczenie przyznane przez udziałowców, NNBG i emitenta ma zagwarantować zabezpieczonym stronom (15): (i) posiadanie najwyższego priorytetu przed roszczeniami niezabezpieczonych kredytodawców odpowiedniego dłużnika w razie jego niewypłacalności; (ii) zachowanie możliwości zbywania zabezpieczonych aktywów i przeznaczania wpływów ze sprzedaży na zaspokojenie niewykonanych zabezpieczonych zobowiązań, o ile stanowi to najlepszy sposób maksymalizacji odzyskiwanych kwot; (iii) sprawowanie maksymalnej kontroli w przypadku niewypłacalności któregokolwiek z ustanawiających zabezpieczenie oraz osiąganie celu zarządczego zabezpieczenia poprzez wyznaczenie zarządcy przymusowego nad działalnością i aktywami odpowiedniego dłużnika.

(63) Obligacje będą obligacjami niezabezpieczonymi emitenta i nie będą uwzględnione w jakichkolwiek zabezpieczeniach ustanowionych przez emitenta lub innego członka korporacyjnej grupy HPC.

(64) Jeśli chodzi o ranking kredytodawców, wpływy z egzekwowania zabezpieczenia ustanowionego przez NNBG będą w praktyce realizowane w następującej kolejności: 1) kredytodawcy uprzywilejowani przepisami; 2) koszty egzekucji (tj. koszty powierników zabezpieczenia i pełnomocnika zarządcy, w stosownym przypadku); 3) kredytodawcy FDP (16); 4) instytucje zapewniające budowlane instrumenty pomostowe; 5) obligacje i gwarant; 6) niezabezpieczeni kredytodawcy NNBG; 7) udziałowcy NNBG.

(65) Kolejność w realizacji wpływów z egzekwowania zabezpieczeń nie może być zmieniona bez zgody gwaranta.

(66) Finansowanie transakcji będzie podzielone na etapy przez odniesienie do osiągnięcia celów pośrednich realizacji projektu.

(67) W okresie po terminie emisji maksymalnej liczby obligacji (z wyjątkiem obligacji SZC) nastąpi wniesienie kapitału zakładowego zgodnie z harmonogramem, wraz z kapitałem warunkowym na pokrycie ewentualnych przekroczonych kosztów w odniesieniu do tego harmonogramu.

(68) Dywidendy na rzecz udziałowców nie mogą być wypłacone przed finansowym zakończeniem realizacji.

(69) Władze Zjednoczonego Królestwa argumentują, że po finansowym zakończeniu realizacji gwarancja kredytowa nadal jest chroniona przez szereg strukturalnych i umownych narzędzi ograniczających ryzyko, w tym znaczące ograniczenia dotyczące warunków wypłaty dywidend oraz […]-miesięczną rezerwę na obsługę zadłużenia (finansowaną w gotówce, za pośrednictwem akredytywy zabezpieczającej lub akceptowalnych gwarancji) do wysokości nawet […] mld GBP. Standardem rynkowym w finansowaniu projektu jest jakoby 6-miesięczna rezerwa na obsługę zadłużenia.

(70) Można domniemywać, że po finansowym zakończeniu realizacji gwarancja kredytowa zostanie wykorzystana wyłącznie wtedy, gdy: a) wystąpi istotne odchylenie w wydajności operacyjnej oraz wynikowe ograniczenie przepływów pieniężnych dostępnych na obsługę zadłużenia w stosunku do oczekiwanego; b) odchylenie spowoduje znaczne wyczerpanie rezerwy na obsługę długu, przewidzianej w strukturze i wspomnianej powyżej.

(71) W razie skorzystania z rezerwy na obsługę długu (w jakimkolwiek zakresie) musi ona zostać w pełni uzupełniona przed wypłatą dywidend.

(72) Władze Zjednoczonego Królestwa argumentują, że biorąc pod uwagę zakres strukturalnej ochrony przed niewykonaniem zobowiązania oraz obecność zdarzeń sprawczych i potencjalnych środków zaradczych podejmowanych z wyprzedzeniem, potrzeba egzekucji powinna wystąpić w rzadkich i mało prawdopodobnych okolicznościach. Jednak okoliczności powstania konieczności przeprowadzenia egzekucji prawdopodobnie będą poważne i nieoczekiwane, a wówczas zastosowanie ustalonych działań egzekucyjnych nie będzie właściwe. IUK uznał, że konieczna jest elastyczność w rozważaniu możliwych wariantów w momencie występowania zdarzeń w celu lepszej ochrony jego własnych interesów. Dlatego IUK postanowił o wyborze maksymalnego i elastycznego pakietu opcji egzekucji ze swobodą zdecydowania o najlepszej metodzie w odpowiednim czasie.

(73) Komisji dostarczono, do oceny, wstępne warunki finansowe uzgodnione do tej pory w odniesieniu do finansowania projektu HPC. Obejmują one uzgodnienia stron w zakresie głównych warunków dokumentów finansowych, bez przedstawiania dokumentów prawnych w ostatecznej postaci, niedostępnych podczas wydawania niniejszej decyzji. Władze Zjednoczonego Królestwa oświadczyły, że pozostałe warunki i postanowienia, jak również końcowe dokumenty finansowe będą zawierały standardowe klauzule, jakich inwestorzy mogą spodziewać się w tego rodzaju projekcie. Ponieważ Komisja nie miała możliwości zweryfikowania tego faktu, w przypadku gdy końcowe dokumenty spowodują zmianę obecnego kształtu środka przedstawionego Komisji w jakimkolwiek względzie, władze Zjednoczonego Królestwa będą musiały go zgłosić Komisji.

2.3. UMOWA Z SEKRETARZEM STANU

(74) KTR przewiduje, że inwestorzy NNBG są uprawnieni do uzyskania rekompensaty, jeśli rząd Zjednoczonego Królestwa zdecyduje o zamknięciu HPC z powodów politycznych (i niezwiązanych z kwestiami ochrony zdrowia, bezpieczeństwa, ochrony środowiska, transportu czy zabezpieczeń). Płatności te będą finansowane w ten sam sposób jak płatności w ramach KTR (tj. za pośrednictwem opłaty wnoszonej przez dostawców). KTR będzie towarzyszyła umowa z sekretarzem stanu zawierana między sekretarzem stanu a inwestorami NNBG.

(75) Umowa przewiduje, że jeśli, po politycznym zamknięciu, podmiot kontrahenta nie mógłby wypłacić rekompensat na rzecz inwestorów NNBG, uzgodnionej wypłaty dokona sekretarz stanu. Umowa nie przewiduje dodatkowych wypłat rekompensat na rzecz NNBG lub jego inwestorów.

3. UWAGI ZAINTERESOWANYCH STRON

(76) Podczas trwających do dnia 7 kwietnia 2014 r. konsultacji dotyczących decyzji o wszczęciu postępowania Komisja otrzymała bardzo dużą liczbę odpowiedzi. Poniżej zawarto opis opinii istotnych dla oceny pomocy państwa.

(77) Uwagi zainteresowanych stron zostaną omówione w odpowiednich częściach oceny bez konkretnego odniesienia do poszczególnych wypowiedzi.

(78) Biorąc pod uwagę liczbę odpowiedzi, pogrupowano je tematycznie.

3.1. OTRZYMANE UWAGI NA TEMAT ŚRODKÓW JAKO USŁUGI ŚWIADCZONEJ W OGÓLNYM INTERESIE GOSPODARCZYM

(79) Jeden z respondentów zgodził się z rządem Zjednoczonego Królestwa, że środki nie pociągają za sobą pomocy państwa, przytaczając dowód podany przez Zjednoczone Królestwo na poparcie oceny UOIG.

(80) Jedna ze stron argumentowała, że HPC świadczy UOIG, ponieważ wypełnia obowiązki użyteczności publicznej („OUP”) w celu zaspokojenia popytu na energię w krótkim, średnim i długim horyzoncie czasowym, oraz że realizacja projektu odbywa się w jednoznaczny i przejrzysty sposób, nieskutkujący uzyskaniem przewagi przez żadną z uczestniczących firm. HPC poprawi również bezpieczeństwo dostaw, przez ograniczenie uzależnienia od importowanych paliw oraz stosowania paliw kopalnych.

(81) Wśród stron sprzeciwiających się opinii Zjednoczonego Królestwa, że środek nie obejmuje pomocy państwa, jeden z respondentów wysunął spostrzeżenie, że środek nie spełnia kryteriów Altmark, ponieważ KTR stanowi jedynie rekompensatę za usługę świadczoną w ogólnym interesie gospodarczym („UOIG”).

(82) Kilkoro respondentów wysunęło spostrzeżenie, że żadne inne firmy nie mogły wziąć udziału w przetargu na ten projekt.

(83) Kilka ze stron argumentowało, że zgłoszone środki nie podlegają unijnym ramom UOIG, ponieważ Zjednoczone Królestwo nie określiło dokładnie obowiązków użyteczności publicznej („OUP”), na które przyzna rekompensatę, oraz nie spełniło warunków powierzenia misji spełnienia OUP, zgodnie z art. 3 ust. 2 dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/72/WE (17).

(84) Kilka ze stron zwróciło uwagę, że środki pomocy są niezgodne z kryteriami Altmark, na podstawie których wytwarzanie energii elektrycznej stanowi normalną działalność gospodarczą, w związku z czym powinna istnieć konkurencja między energią jądrową a innymi źródłami energii elektrycznej na zliberalizowanym wewnętrznym rynku energii. Poza tym środek nie ma celu leżącego w ogólnym interesie i brak jest obiektywnego kryterium uzasadniającego 35-letni okres trwania. Energia jądrowa jest też traktowana inaczej niż odnawialne źródła energii, a także nieznane są parametry oraz brak jest analizy kosztów i korzyści. Co więcej, fakt, że energia jądrowa może zapewniać jedynie energię elektryczną na potrzeby obciążenia podstawowego uniemożliwia zakwalifikowanie jej jako UOIG. I wreszcie, możliwość wypłaty nadmiernej rekompensaty jest znaczna.

3.2. OTRZYMANE UWAGI DOTYCZĄCE ISTNIENIA POMOCY

(85) Kilkoro respondentów argumentowało, że wspomniane środki stanowią pomoc państwa, ponieważ obejmują dwustronne umowy między państwem a przedsiębiorstwem. Poza tym płatności będą dokonywane z tytułu wytwarzania energii jądrowej, z bezpośrednim zaangażowaniem budżetu państwa. Kontrakt przewiduje wsparcie wytwarzania energii jądrowej i specjalne warunki, które przewyższają wszelką pomoc udzielaną w zakresie odnawialnych źródeł energii.

(86) Jeden z respondentów zauważył, że zmiana w zakresie stawek za przekazanie odpadów z jednostkowej na maksymalny pułap będzie stanowiła pomoc i kolejną dotację na rzecz nowych podmiotów wytwarzających energię jądrową.

3.3. OTRZYMANE UWAGI NA TEMAT CELÓW STANOWIĄCYCH PRZEDMIOT WSPÓLNEGO ZAINTERESOWANIA, NIEDOSKONAŁOŚCI RYNKU I POTRZEBY INTERWENCJI PAŃSTWA

(87) Wśród pozytywnych odpowiedzi znalazło się spostrzeżenie jednego z respondentów, że energia jądrowa może być głównym czynnikiem wytwarzania niskoemisyjnej energii elektrycznej, a ponadto przyczynić się do dywersyfikacji sektora wytwarzania energii elektrycznej. Zauważono również, że choć nie zapewni całej dodatkowej zdolności wytwórczej, jaka będzie niezbędna przez następne dziesięciolecia w Zjednoczonym Królestwie, prawdopodobnie odegra krytyczną rolę w zastąpieniu wycofywanych jądrowych zdolności wytwórczych oraz zaspokojeniu popytu w przyszłości.

(88) Kilkoro respondentów argumentowało, że Zjednoczone Królestwo znajduje się w innym położeniu niż pozostałe państwa członkowskie UE, ponieważ jest wyspą i oferuje ograniczone możliwości tworzenia połączeń międzysystemowych. Wszelkie porównania z Finlandią lub Francją są niewłaściwe z powodu w znacznym stopniu odmiennej struktury rynku oraz obecności w tych państwach członkowskich długoterminowych umów gospodarczych na wsparcie budowy elektrowni jądrowych. Co więcej, Zjednoczone Królestwo nie będzie mogło zarządzać nieciągłością odnawialnych źródeł przez importowanie dużych ilości energii z sąsiednich krajów w chwili, gdy energia odnawialna nie jest produkowana, i eliminowanie problemów związanych z nadmierną ilością energii podczas wytwarzania. Niedoskonałości rynku w Zjednoczonym Królestwie w porównaniu z dowolnym innym europejskim rynkiem energetycznym będą zawsze poważniejsze niż na kontynencie europejskim, zatem będą wymagały zastosowania większych środków w celu ich korygowania. Ponadto wsparcie energii jądrowej zwiększy dywersyfikację dostaw energii elektrycznej, w ten sposób wzmacniając odporność systemu energetycznego Zjednoczonego Królestwa.

(89) Jeden z respondentów wskazał na specyficzne niedoskonałości rynku energii jądrowej, w szczególności długi okres budowy oraz czas eksploatacji skutkujące zwrotem z inwestycji po ponad 30 latach, w tym przypadku znacznie po 2050 r. Ponadto z przypadków zaniku napięcia w niektórych państwach członkowskich wynika wniosek, że możliwość polegania na transgranicznych połączeniach międzysystemowych jest ograniczona i żaden pojedynczy OSP nie może też zagwarantować takich samych zdolności w zakresie połączeń międzysystemowych, jak w krajowej sieci kratowej. Pomoc państwa na rzecz projektu HPC może powodować mniejsze zakłócenia konkurencji niż wprowadzenie innych środków, takich jak rynki zdolności wytwórczych.

(90) Jeden z respondentów argumentował, że HPC nie będzie miał niekorzystnego wpływu na cel zapewniania ochrony środowiska, ponieważ jego działalność będzie objęta ścisłą kontrolą odpowiednich instytucji, takich jak Urząd Regulacji Jądrowych (ONR). Ponadto HPC będzie spełniał wymogi przepisów z 2010 r. w sprawie zezwoleń środowiskowych.

(91) Kilka ze stron stwierdziło, że obecnie istnieją technologie umożliwiające bezpieczne składowanie odpadów promieniotwórczych.

(92) Kilka ze stron zauważyło, że obecne połączenie rozwiązań z zakresu polityki jest niewystarczające do stymulowania inwestycji w energię jądrową, w szczególności z powodu zbyt niskich cen uprawnień do emisji w ramach ETS. Minimalna cena uprawnień do emisji w Zjednoczonym Królestwie nie wywoła wystarczającego zwiększenia cen, aby zachęcić do inwestowania w technologie jądrowe. Także sam system gwarancji w Zjednoczonym Królestwie nie wystarcza do wspierania inwestycji, ponieważ nie odnosi się do długoterminowej rentowności ekonomicznej energii jądrowej. I wreszcie, ślad węglowy technologii jądrowej jest zbliżony do śladu energii wiatrowej i dużo mniejszy niż morskich energii odnawialnych, słonecznych ogniw fotowoltaicznych oraz technologii wykorzystania biomasy.

(93) Jedna ze stron argumentowała, że Zjednoczone Królestwo wspiera odnawialne źródła energii, technologie takie jednak nie są odpowiednie do dostarczania energii elektrycznej na potrzeby obciążenia podstawowego, a jednocześnie poleganie na gazie jako źródle energii powoduje uzależnienie Zjednoczonego Królestwo od paliw kopalnych i narażenie na ryzyko geopolityczne.

(94) Jeden z respondentów argumentował, że Komisja powinna ocenić korzyści środowiskowe netto HPC na tle obecnego koszyka energetycznego w Zjednoczonym Królestwie. Zgodnie z oceną według tych kryteriów HPC z pewnością zapewni znaczne korzyści środowiskowe.

(95) Kilka ze stron argumentowało, że państwa członkowskie powinny mieć swobodę wyboru własnego koszyka energetycznego i stwarzania niezbędnych zachęt, bez których efektywne, prywatne długoterminowe inwestycje w niskoemisyjne zdolności wytwórcze byłyby wstrzymywane. Komisja nie ma kompetencji do wywierania wpływu na takie decyzje. Ponadto elektrownie jądrowe charakteryzują się wysokimi początkowymi kosztami kapitałowymi oraz niskimi krańcowymi kosztami operacyjnymi, co w połączeniu z brakiem korelacji między kosztami operacyjnymi a cenami rynkowymi energii elektrycznej stwarza ryzyko, którego nie można skutecznie przenieść na konsumentów bez interwencji państwa.

(96) Kilka ze stron wyraziło krytyczną opinię wobec pkt 337 decyzji o wszczęciu postępowania, w szczególności z uwagi na brak inwestycji w nowe elektrownie jądrowe w Zjednoczonym Królestwie od chwili uwolnienia rynku energii elektrycznej przed 20 laty. Ponadto zagrożenie zmianami w polityce rządu oraz inne rodzaje ryzyka politycznego sprawiają, że takie inwestycje są trudne dla inwestorów prywatnych.

(97) Niektóre ze stron argumentowały, że koszty kapitału stanowią około 75 procent uśrednionego kosztu energii elektrycznej (18), w porównaniu z 10–15 procent dla gazu przy emisji nieobniżonej. Zaobserwowano również na podstawie własnego modelu, że opłacalne obniżanie emisyjności wiąże się z osiągnięciem poziomu 50 g CO2/kWh do 2030 r., w porównaniu z bieżącym poziomem 500 g CO2/kWh, który można osiągnąć po najniższym koszcie tylko wówczas, gdy zdolności wytwórcze nowej instalacji jądrowej osiągną znaczącą stopę penetracji (tj. 11–18 GW). Korzyść z wdrożenia programu jądrowego na dużą skalę wynosi 23 mld GBP w wartości bieżącej. Ponadto długoterminowy kontrakt na energię jądrową pozwoliłby zachować efektywność dysponowania energią; jest to czynnik odnoszący się zarówno do technologii jądrowych, jak i odnawialnych, mając na względzie ich niskie koszty krańcowe.

(98) Jeden z respondentów stwierdził, że brak wsparcia na wczesnym etapie rozwoju nowych technologii, takich jak EPR, doprowadzi do zmniejszenia zainteresowania inwestorów tą technologią, zarówno w Zjednoczonym Królestwie, jak i poza jego granicami.

(99) Jeden z respondentów zauważył, że postanowień Traktatu Euratom nie można stosować niezależnie od obecnej polityki Komisji, biorąc pod uwagę, że art. 40 Traktatu wymaga okresowego publikowania przez Komisję wartości docelowych dotyczących energii jądrowej, a cele Traktatu mogą być osiągane jedynie zgodnie z pozostałymi postanowieniami Traktatu.

(100) Jeden z respondentów wyraził opinię, że inwestycje w technologię jądrową przed liberalizacją były możliwe za pośrednictwem projektów finansowanych taryfami, co eliminowało ryzyko inwestycyjne.

(101) Jedna ze stron stwierdziła, że źródło paliwa jądrowego jest zróżnicowane oraz ma wysoką ocenę pod względem bezpieczeństwa energetycznego.

(102) Jedna ze stron zaobserwowała, że poza technologiami jądrowymi nie są dostępne do zastosowania sprawdzone niskoemisyjne technologie obciążenia podstawowego na tym samym poziomie zdolności produkcyjnych. Ponadto biorąc pod uwagę charakterystykę ryzyka politycznego w Unii Europejskiej, inwestorzy będą coraz bardziej nieufni wobec przeznaczania wyjątkowo dużego kapitału na wytwarzanie energii elektrycznej z nowych źródeł. I wreszcie, przewidywania Komisji dotyczące inwestycji w nowe instalacje jądrowe w latach 2027–2030 są wątpliwe z uwagi na dużą dozę niepewności.

(103) Kilka ze stron zaobserwowało, że Zjednoczone Królestwo nie ma mechanizmu podobnego do fińskiego modelu przedsiębiorstwa Mankala (wspólna inwestycja dokonana przez przedsiębiorstwa wytwarzające energię elektryczną oraz sektory energochłonne), w ramach którego można zarządzać asymetrią między ryzykiem początkowych kosztów kapitałowych a długoterminową ceną energii chwilowej.

(104) Jedna ze stron wyraziła spostrzeżenie, że większość technologii odnawialnych zostało wynalezionych do początku XX w., przez co wspieranie ich jest mniej uzasadnione niż wspieranie energii jądrowej z uwagi na kwestie dojrzałości technologii.

(105) Kilka ze stron zauważyło, że reaktory nie będą gotowe do eksploatacji co najmniej do 2023 r. Zatem elektrownia nie przyczyni się do zapewnienia bezpieczeństwa dostaw, stanowiącego wyzwanie podkreślane przez Zjednoczone Królestwo jako uzasadnienie do zastosowania środków.

(106) Jedna ze stron zauważyła, że technologia jądrowa nie zapewnia bezpieczeństwa dostaw, ponieważ wytwarzanie energii uzależnia od importu rozszczepialnego materiału jądrowego. Inna ze stron przesłała uwagę, że zakres wykorzystania paliw importowanych powinien być ograniczany w celu zwiększenia bezpieczeństwa dostaw.

(107) Jeden z respondentów zauważył, że polityka energetyczna Zjednoczonego Królestwa jest stronnicza i ogranicza rozwój lądowych farm wiatrowych oraz elektrowni słonecznych.

(108) Kilkoro respondentów zauważyło, że technologia jądrowa pogarsza bezpieczeństwo dostaw, ze względu na brak elastyczności potrzebnej do równoważenia podaży i popytu w sieci w przypadku nieplanowanych przestojów, ograniczonego poziomu zdolności wytwórczych czy rutynowych konserwacji. Energia jądrowa wiąże się również z nieprzewidzianymi wstrząsami, które wymagają dużej liczby zabezpieczeń, w przeciwieństwie do zmienności wiatru, w dużym stopniu jednak przewidywalnej z wyprzedzeniem. I wreszcie, zdaniem tych samych respondentów energia jądrowa jest złym sposobem na ograniczenie emisji, ponieważ wyniki badań wskazują, że w cyklu jądrowym wytwarza się od 9 do 25 razy więcej CO2 niż w przypadku energii wiatrowej.

(109) Kilkoro respondentów zaobserwowało, że biorąc pod uwagę statystyki porównawcze, udział technologii jądrowej w obniżaniu emisyjności nie jest znaczący.

(110) Kilka ze stron wysunęło spostrzeżenie, że wspomniany środek nie zapewni bezpieczeństwa energetycznego, ponieważ nie zastąpi wycofywanych zdolności wytwórczych odpowiednio szybko, a także będzie zależeć od rezerw uranu, które mogą ulec wyczerpaniu.

(111) Kilkoro respondentów argumentowało, że dotacje będą prowadziły do blokowania innych, bardziej innowacyjnych i mniej szkodliwych dla środowiska technologii wytwarzania. Poza tym są one nieuzasadnione i niezgodne z zasadą „zanieczyszczający płaci”. Przyszłe generacje będą ponosić koszty wynikające z zastosowania długoterminowych środków.

(112) Kilkoro respondentów pragnęło podkreślić, że szereg państw członkowskich, w szczególności Niemcy, Austria, Irlandia, Włochy i inne, będzie występowało przeciwko energii jądrowej, natomiast takie kraje, jak Portugalia, Dania, Estonia czy Grecja nie będą stosowały energii jądrowej z uwagi na brak wspólnego celu jej dotyczącego.

(113) Kilkoro respondentów zauważyło, że technologii wymagającej dotowania przez 60 lat oraz zwolnionej z generowanych przez nią kosztów bezpośrednich i pośrednich, a także objętej 35-letnim gwarantowanym kontraktem, nie można uznać za rentowną.

(114) Jedna ze stron argumentowała, że nie ma zadowalającego sposobu rozwiązania kwestii składowania odpadów radioaktywnych.

(115) Jeden z respondentów stwierdził, że Zjednoczone Królestwo nadmiernie faworyzuje nowe technologie jądrowe przez niwelowanie wielu niepewnych czynników dotyczących składowania odpadów i zwiększanie pewności dla inwestorów.

(116) Kilkoro respondentów wyraziło krytykę oceny ryzyka przeprowadzonej przez Zjednoczone Królestwo, wskazując, że nie ujęła ona ani nie uchwyciła kaskadowego wystąpienia nieoczekiwanych awarii „pozaprojektowych” w Fukushimie, a także innych większych awarii jądrowych. Skrytykowano również stwierdzenia, że w przypadku najgorszej awarii czy incydentu, które można racjonalnie przewidzieć w HPC (łącznie z atakiem terrorystycznym), maksymalny współczynnik uwolnienia materiału promieniotwórczego przez pominięcie obudowy bezpieczeństwa nie przekroczy 0,03 procent zawartości rdzenia reaktora na dzień.

(117) Kilkoro respondentów zauważyło, że nie wiadomo, czy Zjednoczone Królestwo uwzględniło rozwój nowych technologii, które zwiększają elastyczność sieci elektroenergetycznej (np. dynamiczne ceny, kontrakty na przerywane obciążenie czy ograniczenie dynamicznego obciążenia w przemyśle, agregacja usług i optymalizacja popytu gospodarstw domowych).

(118) Jeden z respondentów skrytykował znaczenie, jakie Zjednoczone Królestwo nadaje wytwarzaniu energii elektrycznej na potrzeby obciążenia podstawowego, biorąc pod uwagę zachodzące w sektorze energetycznym zmiany, które sprawiają, że utrzymanie się do połowy lat 20 tego wieku tak dużego znaczenia obciążenia podstawowego staje się wątpliwe. W szczególności coraz większe znaczenie będzie miała elastyczność systemu.

(119) Kilka ze stron zauważyło, że HPC nie będzie pierwszą elektrownią danego rodzaju, ale raczej piątą lub szóstą, biorąc pod uwagę elektrownie w Finlandii i Francji oraz dwie kolejne wybudowane w Chinach. Co więcej, podobne reaktory były zamawiane bez przyznania pomocy państwa w Finlandii i we Francji.

(120) Jedna ze stron argumentowała, że sektor energii słonecznej będzie miał zdolność do corocznego dostarczania tej samej ilości energii, jakiej oczekuje się od HPC, po porównywalnych kosztach, a morska energia wiatrowa będzie tańsza niż jądrowa do 2020 r. lub niewiele później.

(121) Jedna ze stron argumentowała, że liczby przedstawione przez rząd Zjednoczonego Królestwa wskazują, jakoby nowa instalacja nuklearna nie była potrzebna, wbrew treści kilku dokumentów i wypowiedzi, które nieprawidłowo określają popyt na energię elektryczną jako dwu-, a nawet trzykrotnie większy od danych wynikających z badań rządu dotyczących długoterminowego popytu na energię elektryczną oraz potrzeb w zakresie zdolności wytwórczych do 2025 r.

3.4. OTRZYMANE UWAGI NA TEMAT STOSOWNOŚCI I EFEKTU ZACHĘTY ŚRODKÓW

(122) Wśród pozytywnych odpowiedzi znalazło się spostrzeżenie kilku respondentów, że energia jądrowa może w głównej mierze przyczyniać się do wytwarzania niskoemisyjnej energii elektrycznej, a ponadto może pomóc w dywersyfikacji sektora energetycznego. Zauważono również, że choć instalacja nie zapewni całej dodatkowej zdolności wytwórczej, jaka będzie niezbędna przez następne dziesięciolecia w Zjednoczonym Królestwie, prawdopodobnie odegra krytyczną rolę w zastąpieniu wycofywanych jądrowych zdolności wytwórczych oraz zaspokojeniu popytu w przyszłości.

(123) Kilkoro respondentów argumentowało, że bez interwencji rządu prywatne inwestycje będą koncentrowały się tylko na zwrotach krótkoterminowych, co uniemożliwi zastosowanie nowych technologii jądrowych.

(124) Jeden z respondentów argumentował, że bez pomocy podmioty nie będą miały żadnych zachęt do inwestowania w nowe elektrownie jądrowe, a pomyślne zakończenie pierwszego projektu znacząco ograniczy koszt nowych projektów. Argumentowano również, że reaktorów trzeciej generacji nie można porównywać z istniejącymi elektrowniami, a bez długoterminowego horyzontu czasowego stabilności cen nie będzie prywatnych inwestycji w energię nuklearną.

(125) Kilkoro respondentów stwierdziło, że w wyniku realizacji programu budowy nowej elektrowni jądrowej Zjednoczone Królestwo i Europa odniosą znaczące korzyści pod względem zatrudnienia.

(126) Kilkoro respondentów wysunęło spostrzeżenie, że pomoc umożliwi wysoko wyspecjalizowanemu personelowi zachowanie umiejętności i rozwijanie nowych technik, istotnych również w przypadku likwidacji reaktorów jądrowych, które aktualnie działają. Przekazali oni również uwagę o pozytywnym wpływie pomocy na podmioty w łańcuchu dostaw.

(127) Kilkoro respondentów wskazało, że firmy Zjednoczonego Królestwa będą zdecydowanie popierać zdywersyfikowany koszyk energetyczny, w szczególności energię jądrową, wiatrową i wodną. Program Zjednoczonego Królestwa może przyczynić się do powstania bardziej stabilnego środowiska inwestycyjnego dla przedsiębiorstw, zwłaszcza dużych użytkowników energii elektrycznej.

(128) Kilkoro respondentów zauważyło, że proponowany mechanizm, w porównaniu z systemem zielonych certyfikatów stosowanym obecnie wyłącznie w odniesieniu do energii odnawialnych, ma zaletę polegającą na ograniczaniu nadmiernej rekompensaty.

(129) Kilka ze stron zauważyło, że państwo ma obowiązek zachęcania inwestorów do podejmowania decyzji o różnicowaniu źródeł, ponieważ na zliberalizowanych rynkach nie można internalizować korzyści wynikających z bezpieczeństwa dostaw państwa członkowskiego.

(130) Jedna ze stron skrytykowała opinię Komisji, że KTR eliminuje większość rodzajów ryzyka rynkowego, ponieważ taryfy gwarantowane są powszechnie stosowane w wielu państwach członkowskich w celu wspierania odnawialnych źródeł energii i nie ma podstaw do innego traktowania energii jądrowej.

(131) Kilkoro respondentów argumentowało, że technologia jądrowa nie jest przyjazna dla środowiska, nie ma charakteru odnawialnego, ale ograniczony, a ponadto jest wyjątkowo droga, pomimo że jest to technologia dojrzała bez efektów uczenia się.

3.5. OTRZYMANE UWAGI NA TEMAT PROPORCJONALNOŚCI ŚRODKÓW

(132) Jedna ze stron przekazała uwagę, że KTR ogranicza ryzyko, a jednocześnie nadal naraża NNBG na podstawowe ryzyko oraz zapobiega nadmiernej rekompensacie, ponieważ płatności są dokonywane jedynie wtedy, gdy CR jest niższa niż kurs wykonania. Ponadto mechanizm udziału w zyskach kapitałowych ograniczy nadmierną rekompensatę i NNBG nie będzie miał zagwarantowanego stałego poziomu przychodów czy zysków. Na koniec KTR spowoduje ustabilizowanie cen, prowadząc do poprawy środowiska inwestycyjnego.

(133) Kilka ze stron argumentowało, że KW powinien być porównywany z kursami odnoszącymi się do innych niskoemisyjnych technologii, a nie kosztów elektrowni gazowych. Należy też uwzględnić przyszły poziom cen, a nie obecny.

(134) Kilka ze stron zauważyło, że okres trwania KTR dotyczącego HPC będzie wynosił 35 lat, zaś kontrakty odnoszące się do odnawialnych źródeł energii trwają krócej, zwykle nie dłużej niż 15 lat. Elektrownia jądrowa będzie jednak działała przez 60 lat, natomiast instalacje odnawialne przez 20–25 lat, skutkując niższym udziałem dotacji w okresie eksploatacji. KTR zabezpieczy Zjednoczone Królestwo przed koniecznością ponoszenia wyższych kosztów budowy.

(135) Jedna ze stron dostarczyła ocenę kosztów, sugerując znaczny spadek ich zakresu po otwarciu pierwszej elektrowni do 60–75 GBP na MWh do 2030 r. Argumentowano również, że KW zgłoszonego środka będzie mieścił się w zakresie sugerowanym w analizie, tj. 85–100 GBP na MWh.

(136) Kilka ze stron zasugerowało, że niewiele technologii jest obecnie uznanych za tańsze i żadna z nich nie może zapewnić znaczącej ilości energii elektrycznej w przyszłości.

(137) Kilka ze stron zauważyło, że po uwzględnieniu całkowitych kosztów systemu korzystającego z odnawialnych źródeł energii energia jądrowa jest znacznie tańszym wariantem przy KW zgłoszonym przez Zjednoczone Królestwo.

(138) Jedna ze stron argumentowała, ze decyzja Komisji w sprawie wyłączenia projektów dotyczących energii jądrowej z zastosowania mechanizmów typu KTR może mieć potencjalnie znaczący wpływ na zdolność NDA do wdrażania rozwiązania w zakresie cywilnego plutonu w Zjednoczonym Królestwie. Ponadto orzeczono, że obciążenie dla płatnika podatków kosztami związanymi z odpadami jest minimalne/mało prawdopodobne z uwagi na podejście rządu Zjednoczonego Królestwa.

(139) Kilkoro respondentów przekazało uwagę, że pomoc inwestycyjna nie została odliczona od pomocy operacyjnej.

(140) Jeden z respondentów zauważył, że wszystkie umowy oraz ich modyfikacje, mające wpływ na finansowanie, lub praktyczne uzgodnienia dotyczące likwidacji, gospodarowania odpadami i wypalonym paliwem oraz ich składowania powinny zostać podane do publicznej informacji, a także poddane kontroli Parlamentu. Zauważono również, że do publicznej wiadomości nie podano kluczowych informacji na temat modelowania kosztów.

(141) Kilka ze stron wyraziło zaniepokojenie, że Zjednoczone Królestwo może przyznawać dodatkową pomoc NNBG, w tym w postaci systemu ograniczającego odpowiedzialność podmiotów wytwarzających energię jądrową. Niektóre ze stron uznały również, że w zakresie technologii alternatywnych w stosunku do technologii jądrowej zakłada się ponoszenie pełnej odpowiedzialności, podczas gdy w przypadku technologii jądrowej odpowiedzialność ta ma być ograniczona.

(142) Inny typ wsparcia, które określono jako potencjalnie wykluczone ze zgłoszonej pomocy, stanowi niedoszacowanie kosztów gospodarowania odpadami promieniotwórczymi i ich składowania na podstawie kontraktu na przekazanie odpadów, do zawarcia którego Zjednoczone Królestwo zamierza zobowiązać nowe podmioty wytwarzające energię jądrową. Podobnie niektóre ze stron spostrzegły, że domniemany brak pełnego zestawienia kosztów likwidacji stanowi naruszenie zasady „zanieczyszczający płaci”.

(143) Jeden z respondentów wyraził obawę o potencjalne przekroczenie kosztów, na podstawie doświadczeń dotyczących modeli europejskiego reaktora ciśnieniowego („EPR”) w Finlandii i we Francji.

(144) Finansowe wsparcie istniejących podmiotów wytwarzających energię jądrową w Zjednoczonym Królestwie zostało zapewnione za pomocą szeregu instrumentów finansowych, w tym ograniczenia zobowiązań, gwarancji od ryzyka handlowego, dotacji na pokrycie kosztów składowania odpadów promieniotwórczych oraz na pokrycie kosztów ochrony antyterrorystycznej.

(145) Kilka ze stron zauważyło, że pomoc będzie skutkowała przeniesieniem ryzyka ekonomicznego z przedsiębiorstwa na płatników podatków oraz powstaniem uzależnienia, które wywoła wzrost cen energii w okresie najbliższych 35 lat.

(146) Kilka ze stron argumentowało, że KW jest zbyt wysoki, a HPC będzie najdroższą dotychczas wzniesioną elektrownią jądrową. Zakłócenia doprowadzą do powstania dodatkowych kosztów.

(147) Jedna ze stron zauważyła, że ocena proporcjonalności nie może być rozstrzygająca do momentu pełnego zgłoszenia przepisów dotyczących udziału w zyskach oraz renegocjacji kosztów.

(148) Jedna ze stron zaproponowała, że KW powinien być wyższy niż stawka płacona przez Niemcy za lądową energię wiatrową.

(149) Jedna ze stron zauważyła, że uczciwe byłoby założenie, iż nie ma zasadnych oczekiwań co do znacznego zmniejszenia kosztów EPR w razie zapewnienia wsparcia oraz że wspomniany reaktor nie kwalifikuje się jako nowa technologia.

(150) Kilka ze stron argumentowało, że niektóre nowe technologie energii odnawialnej mogą okazać się bardziej opłacalne niż HPC. W najnowszym sprawozdaniu opracowanym przez Carbon Connect (19) oszacowano, że stopa zwrotu na rzecz EDF i innych inwestorów w HPC będzie znacznie wyższa niż w innych projektach, przy oczekiwanym zwrocie z kapitału na poziomie 19–21 procent, czyli wyższym niż w projektach prywatnej inicjatywy finansowej. Ponadto jeśli uwzględni się pełne ubezpieczenie przed katastrofami jądrowymi, ekonomiczna przewaga energii jądrowej w porównaniu z innymi źródłami niskoemisyjnymi będzie znacząco osłabiona. I wreszcie, najnowsze sprawozdanie komisji ds. wydatków publicznych przy Izbie Gmin Zjednoczonego Królestwa oraz Nuclear Decommissioning Authority wskazuje, że koszt dotychczasowych instalacji jądrowych wynosi ponad 2,5 mld GBP rocznie, czyli 42 procent łącznego budżetu DECC.

(151) Kilka ze stron argumentowało, że istnieje uzasadnione podejrzenie nadmiernej rekompensaty.

(152) Jedna ze stron obliczyła, że jeśli KW na 35 lat zostanie przeliczony na 15-letni KW, wyniesie około 117 GBP na MWh w rzeczywistych liczbach z 2012 r. lub będzie ponad 20 procent wyższy niż przeliczone kursy lądowej energii wiatrowej i 10–15 procent wyższy niż przeliczniki energii z biomasy. Ponadto można założyć, że ceny lądowej energii wiatrowej mogą jeszcze spaść do 2023 r. z powodu zwiększenia zakresu wdrożenia, w wyniku czego różnica będzie bardziej zauważalna.

(153) Kilka ze stron zauważyło, że ceny alternatywnych technologii, zwłaszcza odnawialnych, prawdopodobnie spadną w przyszłości, a efektem będzie nadmierna relatywna rekompensata na rzecz projektu HPC.

(154) Jedna ze stron stwierdziła, że Zjednoczone Królestwo nie podjęło wysiłku zapewnienia w tym samym okresie równoważnych zdolności wytwórczych czy wielkości produkcji z innego źródła. We Francji i Finlandii ceny za jądrową energię elektryczną mieszczą się w przedziale 45–50 EUR za MWh. Sprawozdania analityków finansowych wskazują, że EDF może osiągnąć roczną wewnętrzną stopę zwrotu z kapitału w wysokości 25–35 procent. I wreszcie, KTR umożliwi łatwiejsze uzyskanie CR w przypadku energii jądrowej niż odnawialnych źródeł energii, a połączenie minimalnej ceny emisji z rynkiem zdolności wytwórczych zapewni wsparcie inwestycji w nowe instalacje jądrowe.

3.6. OTRZYMANE UWAGI NA TEMAT POTENCJALNYCH ZAKŁÓCEŃ KONKURENCJI I WYMIANY HANDLOWEJ MIĘDZY PAŃSTWAMI CZŁONKOWSKIMI

(155) Wśród pozytywnych odpowiedzi kilka ze stron argumentowało, że środek nie wywoła znaczącego efektu, jeśli chodzi o konkurencję czy wymianę handlową w państwach członkowskich, ponieważ nie będzie miał wpływu na dobrobyt konsumentów i nie doprowadzi do zwiększenia cen detalicznych. NNBG będzie również narażony na oddziaływanie sił rynkowych i zachęt do konkurowania na rynku hurtowego obrotu energią elektryczną.

(156) Kilka ze stron argumentowało, że w odniesieniu do dla wszystkich niskoemisyjnych technologii węglowych należy stworzyć równe warunki działania, dotacje na rzecz nowej instalacji będą więc spójne z bieżącą polityką pomocy dla odnawialnych źródeł energii. Kilka ze stron argumentowało, że trzeba zachować neutralność technologiczną, nie należy zatem na tym tle dyskryminować technologii jądrowej.

(157) Kilka ze stron zaobserwowało, że wspomniane środki nie wyeliminują inwestycji w odnawialne źródła energii, ponieważ one także otrzymują wsparcie w ramach KTR. Niektóre strony argumentowały dalej, że pomoc dla odmiany może pobudzać nowe inwestycje w technologie wytwarzania energii elektrycznej.

(158) Jedna ze stron zaobserwowała, że oczekiwane zdolności wytwórcze instalacji HPC mają wynieść nieco ponad 3 GW, zaś rynek Zjednoczonego Królestwa jako całość wkrótce osiągnie poziom 80 GW. W świetle powyższych rozważań zakłócenia rynku wywołane przez pomoc nie będą znaczące (np. 4 procent).

(159) Kilka ze stron zauważyło, że zyski ze źródeł alternatywnych w stosunku do nowej instalacji jądrowej nie będą w stanie zapewnić wystarczająco wysokiego poziomu zdolności wytwórczych, aby je uznać za rentowny wariant. W szczególności zysków z reakcji na popyt nie można uznać za pewne, efektywność energetyczna będzie wymagała opracowania dodatkowej polityki, a w efektywnym użytkowaniu zasobów kluczowym czynnikiem będą połączenia międzysystemowe. Jednak główne przeszkody będą miały charakter polityczny i regulacyjny.

(160) Kilkoro respondentów argumentowało, że wspomniane środki zakłócą konkurencję. Tak się stanie w przypadku wyeliminowania alternatywnych technologii, w szczególności poprzez dyskryminowanie lub zastępowanie inwestycji w technologie odnawialne. Na wewnętrznym rynku wystąpią zakłócenia w wymianie handlowej, ponieważ importerzy nie będą w stanie konkurować z dotowaną ceną energii jądrowej, a to doprowadzi do sztucznych nadwyżek w innych państwach członkowskich.

(161) Jeden z respondentów wskazał, że wspomniana pomoc zakłóci konkurencję między już działającymi i nowymi elektrowniami jądrowymi, ponieważ w przeciwieństwie do dotychczasowych elektrowni nowo powstałe otrzymają pomoc operacyjną. Inna ze stron zauważyła, że trzeba zachować neutralność technologiczną, nie należy więc na tym tle dyskryminować energii jądrowej.

(162) Jedna ze stron zauważyła, że dotacje w energię jądrową prawdopodobnie ograniczą wielkość dostępnego rynku technologii energii odnawialnej oraz zwiększą trudność w ustaleniu zdolności wytwórczych pochodzących z nowych instalacji energii odnawialnej w UE.

(163) Jedna ze stron skrytykowała badanie eksperckie opracowane przez prof. Greena i dr Staffella, w szczególności z uwagi na to, że ich metoda była nieodpowiednia do analiz dobrobytu czy oceny zakłóceń, założenia były niewłaściwe do rozpatrywania niedoskonałości rynku finansowego, a założenie egzogeniczności ważonego średniego kosztu kapitału nie miało uzasadnienia. Ponadto badanie pomijało czynnik uczenia się, efekty zewnętrzne związane z emisją, dywersyfikację dostaw oraz władzę rynkową.

(164) Jedna ze stron zauważyła, że pomoc spowoduje nierównowagę między pełnym kosztem innych technologii energetycznych a kosztem technologii jądrowej ze szkodą dla konsumentów i negatywnym skutkiem w postaci znacznie zwiększonych podatków. Ponadto EDF osiągnie dominującą pozycję na brytyjskim rynku energetycznym, w szczególności jeśli zostanie przyznane przedłużenie okresu eksploatacji istniejących elektrowni jądrowych.

(165) Jedna ze stron orzekła, że płatność różnicowa wynikająca z KTR według zmierzonej wielkości produkcji może spowodować zakłócenia na rynku, ponieważ podmioty wytwarzające energię elektryczną będą miały możliwość sprzedaży energii elektrycznej nawet po cenach ujemnych i uzyskania dodatniego dochodu na podstawie KTR.

(166) Jedna ze stron argumentowała, że skala pomocy podważy inwestycje w przyszłe połączenia międzysystemowe, w tym połączenia między Szkocją i Islandią (geotermalna energia elektryczna) oraz między Anglią i krajami nordyckimi (geotermalna i wiatrowa energia elektryczna oraz energia pływów).

3.7. OTRZYMANE UWAGI NA TEMAT GWARANCJI KREDYTOWYCH

(167) Kilkoro respondentów zauważyło, że nie można wykluczyć nadmiernej rekompensaty, przy założeniu uwzględnienia w pakiecie pomocy oprócz KTR także gwarancji kredytowej.

3.8. POZOSTAŁE OTRZYMANE UWAGI

(168) Kilkoro respondentów odniosło się do przypadku dzikich jeży, które w marcu 2013 r., 27 lat po awarii elektrowni jądrowej w Czarnobylu, nadal miały wysoki poziom napromieniowania. Kilkoro respondentów zażądało przeprowadzenia drugich konsultacji w chwili finalizowania zgłoszonego środka.

(169) Kilkoro respondentów wskazało, że rząd Zjednoczonego Królestwa obiecał w manifeście przedwyborczym, jakoby energia nuklearna nie miała być dotowana z publicznych środków.

(170) Jedna ze stron zaobserwowała, że w celu opracowania planów i określenia kosztów Zjednoczone Królestwo nadal polega na tak zwanej pomyślnej realizacji procesów związanych z nową budową, ale pomija istotną niepewność dotyczącą wyboru lokalizacji, zakładania oraz prowadzenia placówki geologicznego składowania odpadów. Skrytykowano również bieżące propozycje Zjednoczonego Królestwa dotyczące gospodarowania odpadami promieniotwórczymi i ich składowania.

4. UWAGI ZJEDNOCZONEGO KRÓLESTWA

(171) W dniu 31 stycznia 2014 r. Zjednoczone Królestwo przesłało swoją odpowiedź do decyzji o wszczęciu postępowania. Odpowiedź Zjednoczonego Królestwa zawierała szereg analiz, w tym: a) modelowanie przeprowadzone przez DECC i analizę alternatywnych scenariuszy; b) sprawozdanie opracowane przez Oxera na temat niedoskonałości rynku, proporcjonalności i potencjalnych zakłóceń konkurencji; c) badanie przeprowadzone przez Pöyry dotyczące potencjalnych zakłóceń rynku wewnętrznego i alternatyw dla nowych instalacji jądrowych; d) sprawozdanie opracowane przez Redpoint na temat ewolucji sektora energii elektrycznej w Zjednoczonym Królestwie; e) opis procedury ujawniania i weryfikacji kosztów, z udziałem KPMG i LeighFisher; f) raport KPMG na temat potencjalnych zakłóceń konkurencji; g) badania porównawcze stopy zwrotu.

(172) W odpowiedzi Zjednoczone Królestwo w szerokim zakresie przytoczyło to samo stanowisko, które wyraziło w powiadomieniu. W szczególności nowa instalacja jądrowa będzie stanowić istotny element koszyka energetycznego w Zjednoczonym Królestwie, dzięki czemu możliwe będzie uzyskanie niskoemisyjnych, bezpiecznych i zdywersyfikowanych dostaw energii elektrycznej po przystępnych kosztach.

(173) Argumenty Zjednoczonego Królestwa są bardziej szczegółowo przedstawione poniżej.

4.1. OTRZYMANE UWAGI DOTYCZĄCE ISTNIENIA POMOCY PAŃSTWA I UOIG

(174) Zjednoczone Królestwo podtrzymało opinię, że zgłoszony środek nie stanowi pomocy państwa, zgodnie z kryteriami Altmark odnoszącymi się do KTR oraz obwieszczeniem w sprawie gwarancji (20) w przypadku gwarancji. Zjednoczone Królestwo podtrzymywało też swą opinię, że pomoc będzie zgodna na podstawie ram UOIG (21). Jeśli nie, pomoc będzie zgodna na podstawie art. 107 ust. 3 lit. c) TFUE.

(175) W odniesieniu do warunku Altmark, tj. istnienia usługi świadczonej w ogólnym interesie gospodarczym („UOIG”), władze Zjednoczonego Królestwa twierdzą, że budowa HPC według określonego harmonogramu oraz działanie na podstawie ram KTR stanowi UOIG służącą osiągnięciu celów rządu Zjednoczonego Królestwa leżących w ogólnym interesie.

(176) Władze Zjednoczonego Królestwa wyjaśniają definicję UOIG. UOIG rzekomo polega na zapewnieniu realizacji inwestycji w zdolności wytwórcze nowej instalacji jądrowej w określonych ramach czasowych. Żaden prywatny inwestor w obecnych warunkach rynkowych najprawdopodobniej nie zainwestuje w nową elektrownię jądrową w ramach czasowych wskazanych w KTR. Władze Zjednoczonego Królestwa twierdzą, że w przypadku budowy nowych instalacji jądrowych ujawniają się niedoskonałości rynku, które uzasadniają ustanowienie UOIG.

(177) Zdaniem władz Zjednoczonego Królestwa dyrektywa w sprawie energii elektrycznej (22) uznaje, że obowiązki użyteczności publicznej zgodnie z art. 3 ust. 2 mogą uwzględniać potrzebę długoterminowego zapewnienia zdolności wytwórczych i bezpieczeństwa dostaw. Można domniemywać, że nie ma przyczyny, aby ograniczać te rozważania do obowiązków użyteczności publicznej w odniesieniu do zapewnienia rezerwowych zdolności wytwórczych. HPC rzekomo będzie elementem długoterminowego planowania Zjednoczonego Królestwa w zakresie bezpieczeństwa dostaw przez zapewnienie znacznych zdolności wytwórczych w długim horyzoncie czasowym, jak przewiduje art. 3 ust. 2 dyrektywy w sprawie energii elektrycznej, a mianowicie 35-letnim, w którym będą dokonywane płatności różnicowe na podstawie KTR. Fakt, że podłączenie HPC do sieci może nie odbyć w odpowiednim czasie, aby wspomóc potencjalnie niski poziom zdolności wytwórczych przed 2020 r., nie może stanowić decydującego czynnika w świetle ukierunkowania na długo- zamiast na krótkoterminowy cel leżący w ogólnym interesie. Można domniemywać, że prawdopodobne ograniczenie zdolności wytwórczych w Zjednoczonym Królestwie przed uruchomieniem elektrowni HPC nie podważa zasadności projektu. Ponadto bez dalszych interwencji Zjednoczone Królestwo będzie się nadal zmagało z ograniczeniami zdolności wytwórczych w latach 20. tego wieku i później, zatem będzie zmuszone do opracowania koszyka energetycznego, który umożliwi stawienie czoła tym wyzwaniom na trwałych zasadach.

(178) Rzekomo przez znaczące przyczynienie się do zapewnienia Zjednoczonemu Królestwu bezpieczeństwa dostaw niskoemisyjnej energii elektrycznej w perspektywie długoterminowej inwestycja w zdolności wytwórcze stwarzane przez nową instalację jądrową, która zostanie dostarczona i uruchomiona w określonych ramach czasowych i jej eksploatacja będzie odbywać się na podstawie KTR, jest ukierunkowana na interes ogólny lub publiczny, który można określić jako UOIG. Zdaniem rządu Zjednoczonego Królestwa nowe zdolności wytwórcze na potrzeby obciążenia podstawowego, w szczególności projekty jądrowe, nie będą realizowane przez przedsiębiorstwa działające w normalnych warunkach rynkowych w ramach czasowych wystarczających do osiągnięcia celów Zjednoczonego Królestwa stanowiących przedmiot wspólnego zainteresowania.

(179) Władze Zjednoczonego Królestwa wysuwają argument, że KTR należy traktować jako element, który nakłada na NNBG szczególne obowiązki użyteczności publicznej. Dokładna definicja i obowiązkowy charakter obowiązków użyteczności publicznej w ramach UOIG wynika z połączenia restrykcyjnych klauzul, które mają zapewnić, aby NNBG spełnił wymóg określonych ram czasowych, oraz faktu, że kiedy NNBG zaangażuje się w budowę, jego wycofanie się nie będzie możliwe w świetle wyjątkowo wysokich kosztów utopionych poniesionych przez to przedsiębiorstwo.

(180) W odniesieniu do drugiego warunku Altmark władze Zjednoczonego Królestwa twierdzą, że parametry do obliczeń CR oraz potencjalnych korekt KW zostały co do zasady uzgodnione i zostaną określone w KTR w sposób obiektywny i przejrzysty przed wejściem kontraktu w życie.

(181) Jeśli chodzi o trzeci warunek Altmark, władze Zjednoczonego Królestwa twierdzą, że na podstawie orzecznictwa, w świetle swobody, jaką ma państwo członkowskie w określaniu misji UOIG oraz warunków jej wdrażania, obszar kontroli Komisji w odniesieniu do konieczności i proporcjonalności rekompensaty pod kątem wspomnianego trzeciego warunku Altmark jest również ograniczony zakresem oczywistego błędu (23). Władze Zjednoczonego Królestwa uważają, że środek jest proporcjonalny oraz że mechanizm KTR automatycznie minimalizuje poziom pomocy państwa, ponieważ płatności różnicowe są dokonywane jedynie w przypadku rynkowej CR niższej niż KW, a płatności odwrotne, gdy rynkowa CR jest wyższa niż KW. KTR będzie zawierał szereg zabezpieczeń przed nadmierną rekompensatą.

(182) W odniesieniu do czwartego warunku Altmark władze Zjednoczonego Królestwa uznają, że to kryterium ma zapewnić, że rekompensata za świadczenie UOIG odpowiada standardowej rekompensacie rynkowej za taką usługę. Można domniemywać, że w danej sprawie brak odpowiedniej wartości referencyjnej nie powinien uniemożliwiać zastosowania czwartego warunku Altmark. Komisja powinna rzekomo ocenić istnienie przewagi przez odniesienie do celu elementów możliwych do zweryfikowania dostępnych w tym przypadku. Władze Zjednoczonego Królestwa uważają, że procedura ujawniania i weryfikowania kosztów przeprowadzona przez zewnętrznych doradców w celu zapewnienia zasadnego oszacowania kosztów świadczenia UOIG przez NNBG wystarczy do uznania czwartego warunku Altmark za spełniony.

(183) W odniesieniu do gwarancji kredytowej władze Zjednoczonego Królestwa wyrażają opinię, że nie zapewnia ona przedsiębiorstwu korzyści, ponieważ jest oferowana na warunkach komercyjnych zgodnie z zasadą inwestora rynkowego („ZIR”). Rząd Zjednoczonego Królestwa uważa, że gwarancja kredytowa i warunki KTR służą odmiennym celom. Celem KTR będzie zapewnienie długoterminowej umowy w celu ograniczenia niepewności cen na rynku hurtowym z zastrzeżeniem odpowiedniej wydajności aktywów bazowych. Gwarancja kredytowa, jak wszystkie komercyjne gwarancje kredytowe od ubezpieczycieli finansowych, ułatwia szerszy dostęp do rynków długoterminowego kapitału dłużnego. Ceny oraz zatwierdzenie gwarancji kredytowej uzależnione jest w ogromnym stopniu od ryzyka w całym projekcie, w tym warunków KTR. Jednak nie jest prawdziwa odwrócona sytuacja: obecność gwarancji przenosi profil ryzyka między inwestorami dłużnymi a gwarantem, a nie zmienia samego profilu ryzyka projektu. Rząd Zjednoczonego Królestwa nie uważa, że przedsiębiorstwo realizujące projekt otrzyma dodatkowe wsparcie w wyniku połączenia KTR i gwarancji kredytowej.

(184) W odniesieniu do umowy z sekretarzem stanu dotyczącej rekompensaty za polityczne zamknięcie elektrowni Zjednoczone Królestwo twierdzi, że wszystkie KTR będą zawierały przepisy o rekompensacie dla inwestorów w przypadku wystąpienia „zdarzenia kwalifikującego do zamknięcia”, na przykład zmiany w przepisach powodującej trwałe zamknięcie całego zakładu (zależne od technologii) lub odmowy zgody przez rząd Zjednoczonego Królestwa na ponowne uruchomienie elektrowni po upływie określonego czasu po zamknięciu. Bezpośrednia umowa między sekretarzem stanu a inwestorami NNBG stanowi dodatkową, odrębną umowę, która ma być przeciwwagą w stosunku do postanowień dotyczących zdarzenia kwalifikującego do zamknięcia. Umowa stanowi zapewnienie, że jeśli po politycznym zamknięciu podmiot kontrahenta nie mógłby wypłacić rekompensat na rzecz inwestorów NNBG, uzgodnionej wypłaty dokona sekretarz stanu. Nie przewiduje ona wypłat dodatkowych rekompensat na rzecz NNBG lub jego inwestorów.

(185) Władze Zjednoczonego Królestwa argumentują dalej, że umowa jest niezbędna z uwagi na wiążące się z elektrownią jądrową ryzyko politycznego zamknięcia.

(186) Władze Zjednoczonego Królestwa stwierdzają, że nie jest ich intencją dołączanie do każdego KTR umowy z sekretarzem stanu, ponieważ powinno to być analizowane odrębnie dla poszczególnych projektów. Jednak wyrażają one domniemanie, że zasadność bezpośredniej umowy prawdopodobnie może mieć zastosowanie do innych projektów, w tym innych technologii – zwłaszcza wyjątkowo dużych, kontrowersyjnych i/lub takich, które mają zbliżone ustalenia w zakresie likwidacji.

(187) Zdaniem władz Zjednoczonego Królestwa wypłaty rekompensaty są w rzeczywistości dokonywane z zamierzeniem przywrócenia początkowej pozycji inwestorom NNBG, więc nie należy ich uznać za pomoc państwa.

(188) Dalej władze Zjednoczonego Królestwa stwierdzają, że jeśli środek wiąże się z pomocą państwa, będzie ona zgodna z rynkiem wewnętrznym, jak przewidują ramy UOIG.

(189) Rzekomo inwestycje w zdolności wytwórcze pochodzące z nowej instalacji jądrowej dostarczonej i uruchomionej w określonych ramach czasowych oraz jej eksploatacja na podstawie umowy inwestycyjnej przez okres płatności różnicowych wynoszący 35 lat stanowi UOIG. Co więcej, uzgodnienia KTR obejmują elementy konieczne do sformułowania aktu powierzenia oraz określają odnośne obowiązki użyteczności publicznej i poziomy rekompensaty.

(190) Ponieważ 35-letni okres powierzenia (stanowiący okres płatności różnicowych) jest krótszy niż pełny okres amortyzacji HPC trwający 60 lat, jego długość jest rzekomo uzasadniona przy założeniu omawianej UOIG.

(191) W odniesieniu do wymagań dotyczących zamówień publicznych rząd Zjednoczonego Królestwa argumentuje, że Komisja powinna założyć prawidłowość procesu wyboru i negocjacji, chyba że postępowanie wyjaśniające wykaże w nim błędy. Zjednoczone Królestwo uważa, że zasady dotyczące zamówień publicznych w dyrektywie 2004/17/WE Parlamentu Europejskiego i Rady (24) lub dyrektywie 2004/18/WE Parlamentu Europejskiego i Rady (25) w sprawie udzielania zamówień publicznych na roboty budowlane, dostawy i usługi nie mają zastosowania do przedmiotowego środka, ponieważ nie obejmują zamówień na dostawy, roboty lub usługi na rzecz rządu Zjednoczonego Królestwa bądź innego organu państwowego w rozumieniu wspomnianych dyrektyw. Rzekomo z tych samych przyczyn rząd Zjednoczonego Królestwa uznaje, że art. 8 dyrektywy w sprawie energii elektrycznej nie ma zastosowania do zgłoszonego środka. Niemniej władze Zjednoczonego Królestwa oświadczają, że procedury stosowane do tej pory przez rząd w zakresie identyfikowania odpowiednich inwestorów w programie reformy rynku energetycznego zostały oparte na jednoznacznych, przejrzystych i niedyskryminujących ramach, równoważnych z postępowaniem przetargowym pod względem przejrzystości i niedyskryminacji. Co więcej, szczegółowe warunki kontraktu podobnego do kontraktu dotyczącego HPC muszą rzekomo być negocjowane indywidualnie w celu odzwierciedlenia cech konkretnej inwestycji.

(192) W odniesieniu do dyskryminacji należy domniemywać, że gdyby rząd Zjednoczonego Królestwa miał powierzyć świadczenie tej samej UOIG w zakresie nowych zdolności wytwarzania jądrowej energii elektrycznej innemu przedsiębiorstwu, zapewniłby zastosowanie tej samej metody do obliczenia CR i KW. Dokładne warunki każdej umowy inwestycyjnej mogą jednak różnić się z powodu niepowtarzalnej charakterystyki produktu. Niemniej takie potencjalne różnice mogą być obiektywnie uzasadnione i nie będą stanowiły dyskryminacji.

(193) W odniesieniu do wymagań dotyczących rekompensaty władze Zjednoczonego Królestwa utrzymują, ze KW został obliczony na podstawie kosztów budowy i kosztów operacyjnych przewidywanych przez NNBG, w tym niegwarantowanego uzasadnionego zysku, przy czym koszty te zostały uzasadnione i niezależnie zweryfikowane.

(194) Władze Zjednoczonego Królestwa uważają, że w odniesieniu do środka nie ma potrzeby stawiania dodatkowych wymagań, ponieważ nie można go zakwalifikować jako żadnego z przypadków ujętych w ramach UOIG. Nie ma też powodów, aby stwierdzać, że środek wywoła poważne zakłócenia konkurencji na rynku wewnętrznym lub będzie miał do takiego stopnia wpływ na wymianę handlową między państwami członkowskimi. Rzekomo podobne usługi nie są świadczone w ramach konkurencji dla UOIG. Nie należy się też spodziewać, aby były świadczone przez sektor prywatny w najbliższej przyszłości. Komisja przyznała w poprzedniej decyzji, jakoby wsparcie publiczne na rzecz sektora energetycznego w geograficznie odizolowanym kraju (Irlandia), przy ograniczonych połączeniach międzysystemowych z innymi sieciami energetycznymi, miało ograniczony wpływ na wymianę handlową i nie było sprzeczne z interesem Wspólnoty (26). To samo rzekomo ma zastosowanie do sektora energii elektrycznej w Zjednoczonym Królestwie.

(195) Dodatkowe uwagi przekazane przez władze Zjednoczonego Królestwa: (i) Władze Zjednoczonego Królestwa wyjaśniają w kilku miejscach przedłożonych uwag, że celem zastosowania środka jest zachęcenie do dokonywania inwestycji lub odblokowanie inwestycji w niskoemisyjne technologie wytwarzania, w szczególności w nowe instalacje jądrowe. (ii) KTR dotyczący HPC ma umożliwić wyeliminowanie barier w projekcie w jak najbardziej efektywny sposób, w tym zapewnić ochronę przed niektórymi rodzajami ryzyka, zwłaszcza związanego z niepewnością w zakresie przyszłych cen energii elektrycznej. (iii) Koszty NNBG mogą być wyższe od spodziewanych na wiele sposobów bądź dochody mogą być niższe od oczekiwanych (na przykład z powodu nieuzyskania planowanych poziomów produkcji lub osiągnięcia niższych cen sprzedaży energii elektrycznej niż rynkowa CR). (iv) NNBG będzie miał swobodę sprzedaży energii elektrycznej na zasadach natychmiastowych lub umownych. Nie jest stawiany wymóg, aby NNBG prowadził sprzedaż wyłącznie na rynku transakcji natychmiastowych.

4.2. OTRZYMANE UWAGI NA TEMAT CELÓW STANOWIĄCYCH PRZEDMIOT WSPÓLNEGO ZAINTERESOWANIA

(196) Zjednoczone Królestwo twierdzi, że dąży do wspólnych celów UE w zakresie obniżenia emisyjności, zapewnienia bezpieczeństwa i dywersyfikacji dostaw po najniższych kosztach oraz, jak każde państwo członkowskie, zmaga się z wyzwaniami w ich osiąganiu.

(197) Zjednoczone Królestwo zauważa, że efektywność energetyczna, reagowanie na zapotrzebowanie, połączenia międzysystemowe oraz lepsze działanie rynków bilansujących są istotnymi czynnikami, ale nie mogą samodzielnie przyczynić się do osiągnięcia celów, pomimo ich wdrażania. Jednocześnie Zjednoczone Królestwo stwierdza, że kompetencje w zakresie określania koszyka energetycznego leżą w gestii państw członkowskich i że Zjednoczone Królestwo zdecydowało, że energia jądrowa będzie jednym z elementów tego koszyka.

(198) Energia jądrowa pomaga w osiągnięciu celu obniżenia emisyjności, ponieważ jest to technologia niskoemisyjna, a ocena Zjednoczonego Królestwa uwidacznia, że wraz z odnawialnymi źródłami energii i elektrowniami wyposażonymi w technologię wychwytywania i składowania dwutlenku węgla stanowi jeden z elementów najbardziej opłacalnej ścieżki wiodącej do obniżenia emisyjności.

(199) Poleganie wyłącznie na innych technologiach jest ryzykowne. W szczególności Zjednoczone Królestwo szacuje, że w przypadku braku energii jądrowej, oprócz istniejących czy obecnie planowanych zdolności wytwórczych, do zaspokojenia popytu w tych samych ramach czasowych potrzebne byłoby 14 GW lądowej energii wiatrowej, 11 GW morskiej energii wiatrowej lub 5 GW pochodzących z układów gazowo-parowych z turbiną gazową (27).

(200) Zjednoczone Królestwo uważa, że zdywersyfikowany koszyk wytwarzania energii elektrycznej jest konieczny w celu stworzenia niezawodnego i zrównoważonego systemu energetycznego.

(201) I wreszcie, Zjednoczone Królestwo stwierdza, że jego polityka w zakresie energii jądrowej jest spójna z dążeniem do celu stanowiącego przedmiot wspólnego zainteresowania na podstawie Traktatu Euratom.

4.3. OTRZYMANE UWAGI NA TEMAT NIEDOSKONAŁOŚCI RYNKU I POTRZEBY INTERWENCJI PAŃSTWA

(202) Zjednoczone Królestwo twierdzi, że z wytwarzaniem energii elektrycznej, jeszcze bardziej z wytwarzaniem niskoemisyjnym, a szczególnie z nowymi instalacjami jądrowymi wiąże się szereg niedoskonałości rynkowych.

(203) W szczególności Zjednoczone Królestwo przedstawia poniższe niedoskonałości rynku, charakterystyczne dla rynków energii elektrycznej: a) rezydualny efekt zewnętrzny związany z emisją. Obecne obszary polityki (w tym system handlu uprawnieniami do emisji z powodu niskiego poziomu cen uprawnień) nie zapewnią dostatecznej długoterminowej pewności lub wystarczająco mocnych sygnałów cenowych do pełnej internalizacji negatywnych efektów zewnętrznych cechujących wytwarzanie energii elektrycznej (tj. jednoczesna emisja dwutlenku węgla), co w konsekwencji nie sprzyja nowym inwestycjom w energię jądrową; b) pozytywny efekt zewnętrzny prowadzący do niewystarczającego bezpieczeństwa i dywersyfikacji dostaw na rynku. Dostępność energii elektrycznej ma dobre cechy społeczne, prowadzi jednak do nieprawidłowej wyceny rzadkich zasobów i ostatecznie „braku środków” – tj. niedostatecznego poziomu wytwórczego i bezpieczeństwa dostaw. Dzieje się tak, ponieważ prywatne decyzje inwestycyjne w obszarze wytwarzania energii elektrycznej nie uwzględniają kosztów społecznych potencjalnych awarii zasilania ani wpływu dostępności zdolności wytwórczych na sieć i innych jej użytkowników, stąd ryzyko i korzyści poszczególnych technologii nie są zgodne ze społecznym optimum, gdy gaz jest naturalnie zabezpieczany, a wszystkie pozostałe technologie są dyskryminowane, co w konsekwencji prowadzi do mniejszej dywersyfikacji dostaw; c) niewystarczające zachęty do osiągnięcia korzyści z uczenia się podczas wdrażania nowych, niedojrzałych technologii. Powadzi to do niedostatecznych inwestycji w pierwszą z danego rodzaju elektrownię oraz nowe technologie; a także d) niedoskonałości rynku finansowego, ograniczające dostępność funduszy w projektach dotyczących infrastruktury energetycznej. W przypadku wytwarzania jądrowej energii elektrycznej brak jest dostępnego finansowania projektów, ponieważ rynki przenoszenia ryzyka są niekompletne i brak jest instrumentów zabezpieczenia przed tego rodzaju ryzykiem. Długoterminowe kontrakty na dostawy energii elektrycznej obejmują krótszy horyzont czasowy w porównaniu z poziomami inwestycji, podczas gdy zmienność cen jest bardzo duża, a długoterminowe prognozy są obarczone dużym stopniem niepewności.

(204) Zjednoczone Królestwo stwierdza również, że pewne dodatkowe niedoskonałości rynku istnieją szczególnie w przypadku energii jądrowej i pogłębiają bariery inwestycyjne w tej technologii: e) narażenie na ryzyko polityczne; f) brak zabezpieczenia przed ryzykiem związanym ze zmianą cen energii elektrycznej, być może stanowiący nawet bardziej dotkliwą wersja ogólnej niedoskonałości rynku opisanej w lit. d) z powodu wyjątkowo wysokiego poziomu potrzebnych inwestycji w wytwarzanie energii jądrowej.

(205) Zjednoczone Królestwo zauważa, że wspomniane niedoskonałości rynku nie są wyłącznie teoretyczne. Ich istnienia dowodzi fakt, że w Zjednoczonym Królestwie nie dokonano żadnych inwestycji w nowe elektrownie jądrowe od momentu liberalizacji rynku.

(206) Zjednoczone Królestwo stwierdza, że modelowanie wspomniane w decyzji o wszczęciu postępowania, w szczególności prognozy opracowane przez Redpoint oraz Departament ds. Energii i Zmian Klimatu Zjednoczonego Królestwa („DECC”), wskazujące, że nowa instalacja jądrowa zostanie uruchomiona w 2027 lub 2030 r., nie są wiarygodne.

(207) Zjednoczone Królestwo zaktualizowało modelowanie o najnowsze dane, które wskazują na możliwość funkcjonowania nowej instalacji jądrowej na komercyjnych zasadach najwcześniej w 2032 r, a możliwe, że nie przed 2050 r. Zjednoczone Królestwo podkreśla, że modelowanie z konieczności zawiera uproszczenia i nie może uwzględniać wszystkich rodzajów ryzyka oraz niepewnych czynników, z jakimi spotykają się inwestorzy w rzeczywistości.

(208) Zjednoczone Królestwo wysuwa wniosek, że poleganie wyłącznie na siłach rynku wiąże się z ryzykiem odłożenia o kilka lat momentu, kiedy nowa instalacja jądrowa zaczęłaby pracować na rzecz osiągnięcia założonych celów, oraz ryzykiem potencjalnego zwiększenia kosztów. Nawet krótkie trzy-, czteroletnie opóźnienie spowoduje zmniejszenie dobrobytu, szacowane przez Zjednoczone Królestwo na sumę do 30 mld GBP.

(209) I wreszcie, Zjednoczone Królestwo podważa twierdzenie, że inne projekty na podobnych rynkach są wdrażane bez interwencji bądź wsparcia ze strony państwa.

4.4. OTRZYMANE UWAGI NA TEMAT STOSOWNOŚCI I EFEKTU ZACHĘTY ŚRODKÓW

(210) W odpowiedzi na decyzję o wszczęciu postępowania Zjednoczone Królestwo podtrzymuje swoją opinię, że KTR jest najbardziej właściwym instrumentem, który umożliwia przyspieszenie inwestycji w nowe, niskoemisyjne instalacje wytwarzania energii elektrycznej, w szczególności nowe instalacje jądrowe.

(211) KTR wyeliminuje bariery skutecznego podziału lub przenoszenia ryzyka zmienności cen, spowodowane niekompletnymi rynkami przenoszenia ryzyka oraz brakiem odpowiednich rynkowych instrumentów zabezpieczających. KTR spowoduje ograniczenie ryzyka związanego z brakiem zabezpieczenia przed zmiennością cen hurtowych przez ograniczenie niepewności ceny sprzedaży wytworzonej energii elektrycznej, uzyskiwanej przez NNBG. W ten sposób KTR zapewnia, że w okresie poinwestycyjnym zostanie osiągnięty akceptowalny poziom zwrotu.

(212) Zjednoczone Królestwo zauważa, że KTR umożliwia wyeliminowanie uwydatnionych niedoskonałości rynku po niższych kosztach dla konsumentów w porównaniu z alternatywnymi mechanizmami, takimi jak instrumenty z gwarantowaną premią, ponieważ ogranicza poziom cen, a tym samym wsparcie państwa w przypadku cen hurtowych wyższych niż KW. W systemie z gwarantowaną stałą premią wypłacana jest ta sama kwota za każdą jednostkę energii elektrycznej bez względu na poziom cen hurtowych, natomiast KTR ogranicza ryzyko nadmiernej rekompensaty w scenariuszach obejmujących wysokie ceny hurtowe.

(213) Zjednoczone Królestwo podkreśla również, że KTR stanowi instrument rynkowy, biorąc pod uwagę fakt, że wymaga od beneficjenta sprzedaży po cenach hurtowych dominujących na rynku. Zostaną zatem utrzymane komercyjne zachęty skierowane do NNBG, aby sprzedaż energii elektrycznej odbywała się w sposób spójny ze standardowym funkcjonowaniem rynku. W szczególności jeśli NNBG odejdzie od CR, na przykład poprzez sprzedaż energii elektrycznej poniżej CR, obniży swoje dochody, ponieważ płatność różnicowa jest obliczana w oparciu o CR. Beneficjenci będą nadal podlegać do pewnego stopnia presji konkurencji stwarzanej przez innych uczestników rynku.

(214) Rząd Zjednoczonego Królestwa podtrzymuje również pogląd, że połączenie KTR i gwarancji kredytowej jest odpowiednim instrumentem.

(215) W opinii Zjednoczonego Królestwa sama gwarancja kredytowa nie ogranicza niepewności inwestorów dotyczącej cen hurtowych w przyszłości, co według Zjednoczonego Królestwa doprowadzi do zwiększenia poziomu wsparcia, a w konsekwencji wyższych kosztów dla konsumentów. Gwarancja kredytowa ma na celu eliminowanie trudności w pozyskiwaniu instrumentu dłużnego na rynkach kapitałowych na znacznym poziomie koniecznym do inwestowania w nowe instalacje jądrowe.

(216) Gwarancja kredytowa nie zapewnia dodatkowej ochrony posiadaczom kapitału przed różnego rodzaju ryzykiem występującym w projekcie w porównaniu z prawdopodobną ochroną oferowaną przez rynek, a w związku z tym nie wymaga znalezienia inwestorów kapitałowych. Inwestorzy nie będą gotowi do wydatkowania bardzo wysokich sum, zarówno kapitału własnego, jak i warunkowego, bez gwarancji przychodów zapewnianej przez KTR.

(217) I wreszcie, Zjednoczone Królestwo wysuwa spostrzeżenie, że projekt HPC to jedyny projekt w tym państwie znajdujący się na etapie odpowiednim do prowadzenia rozmów, stąd uzyskanie rzeczywiście konkurencyjnego postępowania byłoby w praktyce niemożliwe.

4.5. OTRZYMANE UWAGI NA TEMAT PROPORCJONALNOŚCI ŚRODKÓW

(218) W swej odpowiedzi Zjednoczone Królestwo podtrzymuje opinię, że KW był ustalony na minimalnym poziomie możliwym do stworzenia zachęt inwestycyjnych oraz na podstawie rygorystycznego procesu ujawniania i weryfikacji kosztów, oceny poziomu zwrotu, którego inwestorzy mogą zasadnie oczekiwać w związku z projektem HPC, oraz stanowiących znaczne wyzwanie negocjacji z EDF.

(219) Zjednoczone Królestwo twierdzi, że w ramach KTR zachowane jest znaczne ryzyko, na jakie narażeni są inwestorzy w HPC, w szczególności ryzyko związane z kosztami budowy, ale również część ryzyka operacyjnego oraz ryzyko ilościowe związane z dostępnością energii elektrycznej. Inwestorzy poniosą ryzyko przekroczenia kosztów budowy oraz opóźnień, ponieważ wynagrodzenie z tytułu KTR będzie wypłacane dopiero w momencie rozpoczęcia sprzedaży, tj. po uruchomieniu elektrowni. Jeśli NNBG nie zdoła zbudować elektrowni w ustalonych terminach rozruchu, będzie również narażony na skrócenie czasu trwania KTR, rozpoczynającego się od tej daty. Jeśli budowa nie zostanie zakończona przed najpóźniejszym terminem realizacji, Zjednoczone Królestwo ma prawo do jednostronnego rozwiązania KTR.

(220) Co więcej, gwarancja kredytowa nadal będzie wymagała znacznych nakładów kapitałowych od inwestorów, przy kapitale niezabezpieczonym gwarancją w odniesieniu do takiego ryzyka.

(221) Poziom KW zostaje obliczony w odniesieniu do spodziewanych kosztów NNBG w ramach projektu, z uwzględnieniem uzasadnionego zysku. Zjednoczone Królestwo stwierdza jednak, że koszty mogą być wyższe lub niższe niż oczekiwane, co narazi NNBG na ryzyko utraty zysków.

(222) Zjednoczone Królestwo zauważa, że KTR zabezpiecza przed nadmierną rekompensatą, przy założeniu, że kiedy hurtowe ceny rynkowe będą wyższe od KW, podmioty wytwarzające energię elektryczną będą dokonywały płatności na rzecz dostawców. Wskazuje również na dalsze zabezpieczenia przed nadmierną rekompensatą, w formie udziałów w zyskach budowlanych i kapitałowych, zapewniających, że wszelkie korzyści uzyskiwane przez NNBG będą dzielone z dostawcami i ostatecznymi odbiorcami, z pozostawieniem jednocześnie dostatecznych zachęt dla NNBG do realizacji tych korzyści. Niemniej wszelkie szkody będą ponoszone wyłącznie przez NNBG.

(223) Zjednoczone Królestwo utrzymuje, że korekty KW w przyszłości, w następstwie takich zdarzeń, jak KZP i uwolnienie kosztów operacyjnych, mają zastosowanie wyłącznie w ograniczonych oraz z góry określonych okolicznościach i odnoszą się do wybranych kosztów. Renegocjacja kosztów operacyjnych będzie również działała jako ograniczenie nadmiernej rekompensaty, ponieważ KW zostanie skorygowany w dół, jeśli koszty okażą się niższe niż szacowane.

(224) Zjednoczone Królestwo ponownie wyraża opinię, że gwarancja będzie zapewniana na zasadach komercyjnych, nie obejmuje zatem pomocy państwa.

4.6. OTRZYMANE UWAGI NA TEMAT POTENCJALNYCH ZAKŁÓCEŃ KONKURENCJI I WYMIANY HANDLOWEJ MIĘDZY PAŃSTWAMI CZŁONKOWSKIMI

(225) Zjednoczone Królestwo utrzymuje, że KTR nie ma znaczącego wpływu na konkurencję i wymianę handlową między państwami członkowskimi, oraz dostarcza sprawozdania opracowane przez KPMG, Oxera i Pöyry na poparcie swojego twierdzenia.

(226) Instrument KTR ograniczy zakłócenia konkurencji między podmiotami wytwarzającymi energię elektryczną przez zachowanie ekspozycji NNBG na oddziaływanie sił rynkowych oraz zachęt do konkurowania na hurtowym rynku energii elektrycznej. NNBG nie zagwarantowano osiągnięcia CR i będzie musiał sprzedawać wytworzoną energię elektryczną, konkurując o najlepszą możliwą cenę i uzyskując te same zachęty co inni uczestnicy rynku.

(227) Zjednoczone Królestwo stwierdza, że KTR nie wywołuje znaczących zakłóceń konkurencji, ponieważ NNBG lub EDF raczej nie uzyskają zachęt lub możliwości do angażowania się w strategię wpływu na CR, według której obliczane są płatności różnicowe. Jeśli NNBG miałby podejmować próby strategicznego ograniczania CR, odstąpiłby od strategii minimalizacji ryzyka, tj. nastawienia na realizację CR. Zjednoczone Królestwo kwestionuje ponadto, że będą istniały zachęty dla NNBG na rynku wyższego szczebla bądź dla NNBG lub EDF w na rynkach detalicznych niższego szczebla do angażowania się w takie strategie. Zjednoczone Królestwo nadmienia, że również organy regulacyjne działające w systemach regulacyjnych tego państwa oraz UE zapobiegają strategicznym działaniom NNBG i wywieraniu wpływu na KW.

(228) KTR nie zmniejszy też dobrobytu konsumentów ani nie doprowadzi do zwiększenia cen detalicznych. Faktycznie zmniejszy prawdopodobieństwo, że dostawca może przenosić jedynie wzrost kosztów, ponieważ stabilizuje ceny hurtowe.

(229) Zjednoczone Królestwo stwierdza, że nadal pozostaje zainteresowane połączeniami międzysystemowymi oraz że KTR nie będzie miało znaczącego wpływu na przepływy w połączeniach międzysystemowych oraz zachęty do inwestowania w tym zakresie, ponieważ są one stymulowane przez różnice w cenie między Zjednoczonym Królestwem a innymi rynkami.

(230) Analiza Pöyry wskazuje, że HPC będzie miał ograniczony wpływ na różnice w cenie między Zjednoczonym Królestwem a sąsiednimi rynkami połączonymi z nim międzysystemowo, zatem projekt nie zakłóci wymiany handlowej między państwami członkowskimi.

(231) Zjednoczone Królestwo uznaje również, że możliwe niewielkie ograniczenie cen detalicznych, ewentualnie spowodowane uruchomieniem HPC nie zmieni zasadniczo zachęt do osiągania efektywności energetycznej, a potencjalne oszczędności energii elektrycznej przez zastosowanie rozwiązań alternatywnych do nowej instalacji jądrowej, np. w zakresie reakcji na popyt lub efektywności energetycznej, nie będą na tyle wysokie, aby je uznać za realistyczny wariant.

5. UWAGI OTRZYMANE OD EDF

(232) EDF, wraz EDF S.A i NNBG, przekazał odpowiedź w dniu 7 kwietnia 2014 r. W odpowiedzi EDF przekazał dodatkowe dowody i analizy na poparcie argumentu, że żadna z wątpliwości zgłoszonych przez Komisję w decyzji o wszczęciu postępowania nie znajduje uzasadnienia.

(233) Główne argumenty przedstawione przez EDF zostały krótko opisane poniżej, uporządkowane ponownie według zasad oceny pomocy państwa.

(234) EDF stwierdza, że KTR spełnia kryteria Altmark i dlatego środek nie stanowi pomocy państwa na podstawie art. 107 ust. 1 TFUE.

(235) W odniesieniu do pierwszego kryterium Altmark EDF argumentuje, że UOIG świadczona przez HPC nie obejmuje dostarczania przez NNBG energii elektrycznej na potrzeby obciążenia podstawowego. UOIG polega raczej na realizacji inwestycji w elektrownię jądrową nowej generacji w określonych ramach czasowych. Wątpliwości wyrażone przez Komisję, czy dostarczanie energii elektrycznej na potrzeby obciążenia podstawowego można uznać za UOIG, nie są zatem istotne.

(236) HPC jest rzekomo niezbędny do osiągnięcia celów dekarbonizacji, bezpieczeństwa/dywersyfikacji dostaw oraz przystępności cenowej energii elektrycznej.

(237) W odniesieniu do trzeciego ostatniego kryterium Altmark NNBG rzekomo nie będzie uzyskiwać żadnej korzyści. Parametry obliczania rekompensaty będą określone w KTR. Nadmiernej rekompensaty unika się kilkoma metodami, w szczególności przez zastosowanie formalnej procedury ujawniania i weryfikacji kosztów przeprowadzonej przed określeniem KW. Można domniemywać co więcej, że szczegółowa analiza parametrów finansowych KTR dotyczącego HPC przeprowadzona przez rząd Zjednoczonego Królestwa powinna eliminować wszelkie wątpliwości, że poziom rekompensaty jest oparty na analizie kosztów, jakie ponosi typowe przedsiębiorstwo, prawidłowo zarządzane i wyposażone w niezbędne środki.

(238) W odniesieniu do gwarancji kredytowej EDF stwierdza, że nie pociąga ona za sobą pomocy państwa, ponieważ jest zgodna z zasadą ZIR.

(239) W odniesieniu do umowy z sekretarzem stanu dotyczącej ryzyka politycznego zamknięcia elektrowni EDF twierdzi, że postanowienia dotyczące wspomnianego ryzyka nie stanowią pomocy.

(240) Zdaniem EDF ogólne zasady leżące u podstaw przepisów Zjednoczonego Królestwa i UE przewidują prawo do rekompensaty w przypadku pozbawienia prawa własności. Wspomniane ogólne zasady mają zastosowanie do wszystkich podmiotów rynkowych, choć pewne ścieżki do ubiegania się o rekompensaty są dostępne wyłącznie dla podmiotów rynkowych z państw członkowskich UE lub państw objętych Traktatem karty energetycznej. Odpowiednie przepisy KTR rzekomo zapewniają umowną pewność funkcjonowania zasad ogólnych. Na tej podstawie EDF stwierdza, że umowy nie można zakwalifikować jako pomocy państwa.

5.1. OTRZYMANE UWAGI NA TEMAT CELÓW STANOWIĄCYCH PRZEDMIOT WSPÓLNEGO ZAINTERESOWANIA

(241) EDF utrzymuje, że Zjednoczone Królestwo będzie potrzebować około 60 GW nowych zdolności wytwórczych w systemie między 2021 a 2030 r. w celu wyeliminowania luki energetycznej wynikającej z zamykania istniejących elektrowni na paliwa kopalne oraz elektrowni jądrowych. W opinii EDF luki tej nie można wyeliminować tylko przez zwiększenie połączeń międzysystemowych i podniesienie efektywności energetycznej, ale będzie ona wymagała znacznej ilości nowych zdolności wytwórczych.

(242) EDF zauważa, że modelowanie przeprowadzone przez DECC wskazuje na powstanie problemów z odpowiednim poziomem wytwórczym we wczesnych latach 20. tego wieku, a HPC,