PT Jornal Oficial da União Europeia L 142/26

DECISÃO DA COMISSÃO

de 22 de Setembro de 2004

relativa aos auxílios estatais que o Reino Unido prevê instituir a favor da British Energy plc

[notificada com o número C(2004) 3474]

(Apenas faz fé o texto em língua inglesa)

(Texto relevante para efeitos do EEE)

(2005/407/CE)

A COMISSÃO DAS COMUNIDADES EUROPEIAS,

Tendo em conta o Tratado que institui a Comunidade Europeia, nomeadamente o n.o 2, primeiro parágrafo, do artigo 88.o,

Tendo em conta o Acordo sobre o Espaço Económico Europeu, nomeadamente a alínea a) do n.o 1 do artigo 62.o,

Tendo convidado as partes interessadas a apresentarem as suas observações nos termos das disposições supra (1) e tendo em conta essas observações,

Considerando o seguinte:

I. PROCEDIMENTO

(1) Em 9 de Setembro de 2002, o Governo do Reino Unido instituiu um pacote de auxílios de emergência a favor da empresa britânica de electricidade British Energy plc («BE»). A Comissão decidiu, em 27 de Novembro de 2002 (2), não levantar objecções no caso em apreço. Em conformidade com essa decisão, as autoridades britânicas tinham um prazo até 9 de Março de 2003 para apresentar um plano de reestruturação ou de liquidação para a BE, ou provar que os auxílios tinham sido reembolsados.

(2) Em 7 de Março de 2003, as autoridades britânicas notificaram um plano de reestruturação à Comissão. A notificação do Governo britânico foi registada com o número de processo NN 45/2003, uma vez que certas medidas de reestruturação, que eram susceptíveis de incluir auxílios, tinham já entrado em vigor. Foram apresentadas informações adicionais em 13 de Março de 2003. Realizou-se, em 28 de Março de 2003, uma reunião entre a Comissão e as autoridades britânicas. A Comissão enviou às autoridades britânicas um pedido de informações em 21 de Abril de 2003, ao qual as autoridades britânicas responderam em 2 de Maio de 2003.

(3) Por carta de 23 de Julho de 2003, a Comissão informou o Reino Unido da sua decisão de dar início ao procedimento previsto no n.o 2 do artigo 88.o do Tratado CE relativamente ao auxílio em questão.

(4) A decisão da Comissão de dar início ao procedimento foi publicada no Jornal Oficial da União Europeia (3). A Comissão convidou os terceiros interessados a apresentarem as suas observações.

(5) As autoridades britânicas apresentaram à Comissão as suas observações relativamente ao início do procedimento por carta de 22 de Agosto de 2003, registada na Comissão no mesmo dia.

(6) A Comissão recebeu observações das partes interessadas. Estas foram transmitidas ao Reino Unido, a quem foi dada a oportunidade de se pronunciar; as suas observações foram recebidas por carta de 29 de Outubro de 2003, registada pela Comissão em 30 de Outubro de 2003.

(7) A Comissão teve um encontro com as autoridades britânicas em 7 de Outubro de 2003. Na sequência desta reunião, o Reino Unido apresentou informações por carta de 5 de Novembro de 2003, registada em 10 de Novembro de 2003. Teve lugar uma outra reunião em 28 de Novembro de 2003. A Comissão enviou um pedido de informações ao Reino Unido em 5 de Dezembro de 2003, a que este Estado-Membro respondeu em 22 de Dezembro de 2003. Teve lugar uma outra reunião em 2 de Fevereiro de 2004. O Reino Unido enviou informações em 4 de Fevereiro de 2004. O Reino Unido apresentou novas informações em 10 de Março de 2004. Teve lugar uma reunião em 22 de Março de 2004. A Comissão enviou um novo pedido em 19 de Abril de 2004, a que o Reino Unido respondeu em 11 de Maio de 2004. Teve lugar uma reunião em 7 de Junho de 2004. Foram apresentadas novas informações em 1 de Julho de 2004 e teve lugar uma reunião em 29 de Julho de 2004. O Reino Unido enviou informações adicionais em 23 de Agosto de 2004.

II. DESCRIÇÃO PORMENORIZADA DO AUXÍLIO

1. Beneficiário do auxílio

a) O grupo British Energy plc

(8) A BE é um produtor de electricidade. Foi privatizada pelas autoridades britânicas em 1996. À excepção das três participações especiais detidas pelas autoridades britânicas (uma na BE e uma em cada uma das suas duas principais filiais britânicas), a BE é agora propriedade a 100 % de investidores privados.

(9) No momento da privatização, as principais componentes das actividades da BE eram seis centrais nucleares em Inglaterra e duas na Escócia. A BE continua a explorar estas centrais, que têm uma capacidade total registada de 9 820 MW, dos quais 7 281 MW em Inglaterra e no País de Gales e 2 539 MW na Escócia. A BE é o único operador de centrais nucleares do Reino Unido propriedade do sector privado. Fornece electricidade ao mercado grossista e a determinados grandes clientes industriais e comerciais («I&C»), mas não ao mercado retalhista.

(10) Desde a privatização, a BE constituiu uma empresa comum 50 % – 50 % nos EUA (denominada Amergen), com o objectivo de adquirir e explorar centrais nucleares nesse país, tendo adquirido uma participação de 82,4 % na concessão da Bruce Power LP em Ontário, Canadá. No Reino Unido, a BE adquiriu em 1999 as actividades de fornecimento a retalho da South Wales Electricity (posteriormente vendida em 2000) e, em 2000, a central termoeléctrica de Eggborough com uma capacidade de 1 970 MW, a fim de aumentar a sua flexibilidade e como medida de segurança contra falhas nas suas centrais nucleares.

(11) Das oito centrais nucleares da BE no Reino Unido, sete são reactores avançados arrefecidos a gás («RAG»), uma concepção e tecnologia únicas no Reino Unido. A oitava, a Sizewell B, é um reactor a água pressurizada («RAP»), uma concepção e tecnologia amplamente adoptadas a nível internacional.

(12) As principais filiais da BE no Reino Unido são as seguintes: — British Energy Generation Ltd («BEG»), que detém e explora as seis centrais nucleares em Inglaterra e possui a licença de fornecimento para as actividades de fornecimento directo, — British Energy Generation (UK) Ltd («BEGUK»), que detém e explora as duas centrais nucleares da Escócia, — Eggborough Power (Holdings) Ltd («EPL»), que detém e explora a central termoeléctrica em Inglaterra, e — British Energy Power & Energy Trading Ltd («BEPET»), que comercializa toda a produção da BE (à excepção da directamente relacionada com as actividades de fornecimento directo) e gere os riscos de mercado.

b) A recente evolução

(13) Como consequência da redução substancial dos preços da electricidade no mercado em que a BE opera, juntamente com a falta de cobertura de riscos da BE e das falhas inesperadas nas centrais, as receitas geradas pelas centrais da BE diminuíram acentuadamente em 2002. A elevada proporção dos custos inevitáveis (4) na estrutura de custos da BE no que diz respeito às suas centrais nucleares também não proporcionou muitas oportunidades de a empresa dar resposta à queda dos preços através de uma redução dos preços.

(14) Uma redução de 8,56 libras esterlinas/MWh, que se verificou nos dois anos anteriores a 2002, é equivalente a uma redução anual das receitas de 642 milhões de libras por ano relativamente a uma produção de 75 TWh (a produção das centrais da BE no exercício financeiro em causa). Nem os contratos de comercialização de electricidade nem as actividades de venda directa atenuaram suficientemente o efeito desta redução dos preços nas receitas da BE.

(15) Como resultado destes factores, a situação de tesouraria da BE deteriorou-se de forma significativa durante o Verão de 2002, tendo as suas disponibilidades diminuído de 231 milhões de libras no início de Abril de 2002 para apenas 78 milhões de libras no final de Agosto de 2002 e tendo-se verificado uma aceleração desta descida a partir do final de Junho de 2002. Para além desta redução significativa dos saldos de caixa, a BE previa importantes saídas de tesouraria no período de Setembro de 2002 a Março de 2003. Estas saídas de caixa incluíam pagamentos à British Nuclear Fuel Limited («BNFL») no âmbito dos seus contratos de gestão do combustível usado, despesas significativas em bens de capital na instalação da Bruce Power no Canadá e o primeiro reembolso da emissão obrigacionista da BE, devido em 25 de Março de 2003.

(16) Em 5 de Setembro de 2002, face ao fracasso de uma emissão obrigacionista durante o Verão e às preocupações sobre a sua capacidade de acesso a linhas de crédito bancárias não utilizadas, o Conselho de administração da BE solicitou um parecer jurídico, tendo-lhe sido referido que a empresa não poderia utilizar as suas linhas de crédito. Na realidade, uma vez que os membros da direcção não se encontravam em situação de declarar que a empresa poderia reembolsar essas linhas de crédito, utilizá-las teria correspondido a operar sem qualquer perspectiva razoável de evitar uma liquidação por insolvência. Isto levou a BE a procurar assistência financeira junto das autoridades britânicas, a fim de evitar o processo de insolvência. Essa assistência financeira foi aprovada como pacote de auxílios de emergência através da decisão da Comissão de 27 de Novembro de 2002.

(17) Tal decisão remetia para o compromisso do Governo britânico de notificar um plano de liquidação ou de reestruturação ou de provar que os auxílios tinham sido reembolsadas na íntegra e/ou que o termo da garantia tinha sido notificado à Comissão o mais tardar seis meses após a autorização do auxílio de emergência. Em 7 de Março de 2003, o Governo britânico notificou um plano de reestruturação da BE à Comissão.

2. O plano de reestruturação

a) Origem das dificuldades da BE

(18) O Governo britânico identificou a origem das dificuldades da BE da seguinte forma:

(19) Ao contrário de outras grandes empresas privadas produtoras de electricidade, a BE não dispõe de actividades de venda a retalho que proporcionem uma protecção natural para os riscos ligados aos preços de venda por grosso. Com efeito, a BE vende a sua electricidade principalmente no mercado grossista e uma pequena parte a grandes consumidores comerciais e industriais.

(20) A posição da BE no mercado do fornecimento retalhista a grandes consumidores comerciais e industriais não previa uma protecção contra a queda dos preços grossistas. Este mercado foi completamente aberto à concorrência em 1994. É competitivo com base nos preços oferecidos aos consumidores. Os preços neste mercado também registaram uma diminuição. Estes repercutem-se em grande medida nos consumidores. Por conseguinte, não se registaram quaisquer aumentos das margens retalhistas que compensassem os efeitos da queda dos preços por grosso.

(21) A estrutura de custos das centrais nucleares caracteriza-se por custos inevitáveis muito elevados e custos evitáveis reduzidos (5).

(22) Alguns dos custos inevitáveis da BE são unicamente aplicáveis às centrais de energia nuclear. Em primeiro lugar, as responsabilidades de encerramento das centrais nucleares não estão relacionadas com a produção, à excepção do que diz respeito à sua calendarização, que se baseia no calendário dos encerramentos das centrais. Em segundo lugar, os custos de gestão do combustível usado – os custos de reprocessamento, armazenagem e eliminação final – também não são evitáveis para o combustível que já foi introduzido no reactor.

(23) Por outro lado, os custos evitáveis das centrais nucleares são inferiores aos das outras centrais do sistema, incluindo outras centrais de carga de base.

(24) A queda dos preços do mercado conduziu a uma redução importante das margens líquidas dos custos evitáveis obtidas pela BE. Por conseguinte, foram em grande medida reduzidos os meios financeiros disponíveis para cobrir os seus elevados custos fixos, principalmente custos de financiamento e compromissos nucleares decorrentes de operações anteriores. Tal conduziu a dificuldades no cumprimento dos pagamentos a credores, o que exigiu uma reestruturação financeira das empresas.

(25) Além dos custos inevitáveis de longo prazo decorrentes das responsabilidades nucleares, a BE registou também elevados custos fixos de curto prazo sob a forma de despesas financeiras, majoradas em resultado de uma distribuição de reservas aos accionistas e de aquisições à Eggborough e na América do Norte, bem como ao custo dos contratos de compra de energia.

(26) A perda de receitas da BE na sequência da queda dos preços grossistas da electricidade foi ainda mais acentuada por importantes cortes de fornecimento nas centrais de Torness 2 e Dungeness BE. Em 13 de Agosto de 2002, a BE anunciou que, na sequência dos cortes de fornecimento em Torness, o objectivo da produção nuclear no Reino Unido tinha sido reduzido de 67,5 TWh para 63 TWh (+/- 1 TWh).

b) As medidas de reestruturação

(27) O pacote de reestruturação consiste nas seguintes sete medidas, que foram acordadas entre a BE, os seus principais credores (incluindo a empresa pública BNFL de processamento do combustível nuclear) e o Governo do Reino Unido: — medida A : Medidas associadas ao financiamento das responsabilidades nucleares, — medida B : Medidas relativas ao ciclo do combustível acordadas com a BNFL, — medida C : Medidas intercalares («standstill»), — medida D : Pacote de reestruturação para grandes credores, — medida E : Introdução de uma nova estratégia comercial, — medida F : Alienação de activos para ajudar a financiar a reestruturação, — medida G : Diferimento do pagamento de impostos locais.

(28) Estas medidas estão descritas mais pormenorizadamente nos considerandos 29 a 102.

(29) As responsabilidades nucleares decorrem principalmente da necessidade de reprocessar ou armazenar e, em última análise, escoar o combustível nuclear usado («Back-end Liabilities» – compromissos relativos à parte a jusante do ciclo nuclear) e da necessidade de encerrar centrais nucleares no final da sua vida útil («Decommissioning Liabilities»).

(30) No que se refere a alguns dos compromissos relativos à parte a jusante do ciclo nuclear, a BE concluiu contratos para a prestação de serviços de gestão de combustível usado junto da BNFL («responsabilidades contratuais»). As responsabilidades contratuais significam que a BE é, por contrato, obrigada a pagar futuramente à BNFL o reprocessamento e/ou o armazenamento de combustível usado das centrais RAG, bem como outros serviços ligados à gestão do combustível usado. Os contratos cobrem o reprocessamento e a armazenagem do combustível usado e dos produtos residuais conexos relativamente ao combustível das centrais RAG até pelo menos 2038 ou 2086. Estes contratos dizem principalmente respeito a um preço fixo, suportando a BNFL todos os riscos técnicos associados ao armazenamento e reprocessamento do combustível nuclear usado. A propriedade de todo o combustível e da maior parte dos resíduos associados continua a pertencer à BE durante toda a vigência dos contratos.

(31) Existem outros compromissos relativos à parte a jusante do ciclo nuclear, que podem estar ou não associadas ao mesmo combustível usado, relativamente às quais não existe actualmente qualquer contrato de serviços («responsabilidades não contratuais»). As responsabilidades não contratuais dizem principalmente respeito ao escoamento definitivo do combustível usado, plutónio, urânio e dos resíduos resultantes do reprocessamento do combustível RAG, armazenagem e escoamento definitivo do combustível RAP usado, incluindo a construção de um armazém a seco em Sizewell B, e a armazenagem e escoamento dos resíduos operacionais.

(32) As responsabilidades decorrentes do desmantelamento de centrais nucleares estão associadas aos custos de extracção do combustível, descontaminação e desmantelamento das centrais nucleares após a paragem destas. Normalmente, o desmantelamento inclui três fases: — fase 1: extracção do combustível do reactor imediatamente após o encerramento da central e remoção do combustível da central, — fase 2: desmantelamento de edifícios secundários obsoletos e operações para tornar o reactor seguro e impermeável, após o que é mantido e controlado, normalmente durante longos períodos, e — fase 3: desmantelamento do reactor, a fim de permitir que o local seja reutilizado (pelo menos 85 anos após o final da produção de electricidade para as centrais RAG e até 50 anos para as centrais RAP).

(33) Até agora foram concluídos vários acordos para financiar o passivo nuclear. Aquando da privatização, foi criado um fundo separado, o Fundo para o desmantelamento nuclear (Nuclear Decommissioning Fund – «NDF»), sob a forma de uma sociedade de responsabilidade limitada propriedade de uma entidade gestora independente. O seu objectivo consistia em constituir um fundo separado, a ser aplicado na assumpção de uma parte das responsabilidades de desmantelamento. Previa-se que o financiamento de todas as outras responsabilidades nucleares fosse assumido pelos meios líquidos gerados pela exploração de actividades correntes da BE. Contudo, como consequência da diminuição das receitas da BE, estes acordos existentes não são suficientes para o financiamento das responsabilidades nucleares.

(34) O Governo britânico incluiu no seu plano de reestruturação alguns instrumentos, a fim de assumir a responsabilidade financeira de pelo menos parte do financiamento das responsabilidades nucleares. Estes novos instrumentos serão criados paralelamente a novos acordos com vista a assegurar as contribuições da BE para cobrir os custos das responsabilidades nucleares juntamente com a gestão das responsabilidades nucleares da BE.

(35) O plano de reestruturação prevê que o actual NDF seja alargado, ou complementado, por um novo fundo, o Fundo para as responsabilidades nucleares (Nuclear Liabilities Fund – «NLF»). O NLF será constituído no âmbito de uma sociedade de responsabilidade limitada propriedade de uma entidade gestora independente. O NLF deve cobrir os custos das responsabilidades não contratuais (Uncontracted Liabilities) e das responsabilidades de desmantelamento em relação a: a) Todo o combustível RAG introduzido nos reactores da BE antes da data em que todas as condições anteriores à reestruturação foram cumpridas, incluindo a decisão da Comissão relativa ao plano de reestruturação («a data efectiva da reestruturação») em relação a todo o combustível RAP, bem como a armazenagem e o escoamento de resíduos operacionais das centrais nucleares; b) Todas as responsabilidades de desmantelamento da BE da fase 1; e c) Todas as responsabilidades de desmantelamento da BE das fases 2 e 3, na medida em que o valor acumulado do NDF seja insuficiente para cobrir as responsabilidades de desmantelamento das fases 2 e 3, no prazo em que os pagamentos sejam devidos.

(36) Uma vez a reestruturação em vigor, a BE contribuirá para o NLF, pagando: a) Contribuições de desmantelamento fixas no valor de 20 milhões de libras esterlinas por ano – indexadas com base no índice dos preços no consumidor («IPC») - que diminuirão à medida que as centrais encerram; b) 150 000 libras esterlinas, indexadas ao IPC, por cada tonelada de combustível RAP introduzido no reactor de Sizewell B após a data em que tenham sido satisfeitas todas as condições indispensáveis existentes antes da data efectiva da reestruturação. Segundo as autoridades britânicas, o montante de 150 000 libras esterlinas por tonelada é comparável às tarifas internacionais para a gestão do combustível utilizado; c) 275 milhões de libras esterlinas de novas obrigações a favor do NFL. As novas obrigações terão um grau de prioridade elevado e não serão garantidas; d) Pagamentos que se elevam inicialmente a 65 % do fluxo de caixa líquido consolidado da BE após impostos e encargos financeiros e após o financiamento das reservas de tesouraria («os pagamentos NLF»). Estes pagamentos são designados por «mecanismo de afectação de fundos» («cash sweep»). Os administradores do NFL terão igualmente o direito, em certas ocasiões, de converter todos ou parte dos pagamentos NLF nalgumas acções da BE. Enquanto estas acções forem propriedade do NLF, serão acções sem direito de voto, na medida em que confiram direitos equivalentes a 30 % ou mais dos direitos de voto da BE.

(37) A percentagem de meios libertos pela exploração, em que assentam os pagamentos NLF, pode ser ajustada pontualmente, numa base justa e razoável, de modo a que os accionistas beneficiem dos fundos retidos e do produto de novas subscrições de acções da BE e que o NLF e os accionistas não sejam lesados por qualquer cisão de empresas, emissão de títulos destinados aos accionistas ou outras medidas tomadas pela empresa.

(38) O pagamento das contribuições fixas de 20 milhões de libras esterlinas por ano (indexadas e descendentes à medida que as centrais encerram) a favor do NLF ou do NDF a título de responsabilidades de desmantelamento será imediatamente vencido, sendo devido o respectivo valor actual líquido (descontado segundo uma taxa apropriada para o NLF ou NDF, consoante o caso) e a pagar em caso de insolvência da BEG ou da BEGUK. Os pagamentos acelerados serão garantidos por todas as principais empresas do grupo BE e caucionados por garantias sobre os seus activos.

(39) Os administradores do NLF não terão qualquer outro papel ou função à excepção da gestão do fundo e dos seus investimentos, bem como da realização do pagamento das despesas justificadas. Tal incluirá a avaliação sobre a oportunidade para o NLF de diferir quaisquer pagamentos ou convertê-los em acções. Os administradores do NLF não disporão de poderes para reexaminar as necessidades de financiamento, financiar as necessidades ou fixar as contribuições da BE.

(40) O Governo britânico adoptará as quatro medidas que se seguem relativamente ao financiamento das responsabilidades nucleares:

— Assunção do passivo da BE no âmbito de contratos anteriores relativos ao combustível usado

(41) O Governo britânico compromete-se a assumir a responsabilidade pelo passivo da BE no âmbito de contratos entre a BE e a BNFL («contratos anteriores de combustível usado»), relativamente: i) ao reprocessamento e/ou ao armazenamento de combustível usado RAG introduzido nos reactores antes da data efectiva da reestruturação; e ii) outros serviços relativos à manutenção dos recipientes, gestão do óxido e transporte ferroviário no âmbito de contratos em vigor com a BNFL.

(42) Esse compromisso não cobre os pagamentos de combustível introduzido nos RAG após a data efectiva da reestruturação, cujos custos continuam a ser suportados pela BE no âmbito de novos contratos resultantes das negociações comerciais entre a BE e a BNFL. Não cobre os pagamentos relativos ao combustível RAP, uma vez que o RAP não é transformado pela BNFL, mas gerido directamente – na realidade, armazenado – pela BE.

— Compromisso de cobrir qualquer redução de financiamento do NLF para a fase 1 – Responsabilidades de desmantelamento e responsabilidades fora do âmbito do contrato

(43) O Governo britânico compromete-se a cobrir qualquer insuficiência de financiamento no âmbito do NLF relativamente à fase 1 – Responsabilidades de desmantelamento e responsabilidades fora do âmbito do contrato (incluindo o custo de construção de um armazém a seco em Sizewell B e o escoamento definitivo do combustível).

— Compromisso de cobrir a insuficiência de financiamento do NLF para as fases 2 e 3 – Responsabilidades de desmantelamento

(44) O Governo britânico compromete-se a cobrir quaisquer insuficiências de financiamento no âmbito do NLF em relação às fases 2 e 3 do desmantelamento.

— Desagravamento fiscal específico

(45) Os compromissos supramencionados assumidos pelo Governo britânico serão considerados como um activo no balanço da BE e um crédito correspondente na conta de ganhos e perdas. Em circunstâncias normais, este compromisso seria tributável. De acordo com o Governo britânico, isto exigiria que o Governo britânico «aumentasse» o nível de auxílio concedido à BE, no âmbito do processo de reestruturação, do montante dos impostos resultantes da concessão desse compromisso, a fim de garantir a solvência da BE após a reestruturação.

(46) A fim de evitar esta situação, as autoridades britânicas vão introduzir um projecto de legislação em matéria de desagravamento fiscal específico, a Lei relativa à electricidade. Na ausência desta legislação, verificar-se-ia uma receita tributável de cerca de 3 152 milhões de libras esterlinas. Segundo o Governo britânico, a legislação em matéria de desagravamento fiscal foi redigida de forma a garantir que não será concedido no futuro qualquer benefício fiscal assimétrico à BE. Quaisquer aumentos posteriores do valor do compromisso, quer se deva a alterações de preços quer a uma revalorização, serão tributáveis, equiparando-se assim ao benefício fiscal recebido pela BE, quando as despesas extraordinárias forem inseridas na conta de ganhos e perdas.

(47) O quadro 1 apresenta uma análise realizada pelas autoridades britânicas dos instrumentos de auxílio descritos. Estas estimativas do valor estão sujeitas a grandes incertezas. Tanto os custos das responsabilidades nucleares libertadas como a contribuição da BE para esses custos são significativamente incertos. Na realidade, a redução das responsabilidades verificar-se-á durante períodos extremamente longos. Por exemplo, a BE só prevê começar o desmantelamento de um RAG pelo menos 85 anos após uma central ter cessado a sua produção, enquanto a gestão do combustível usado deve continuar indefinidamente. Além disso, existem muitas tarefas, incluindo o desmantelamento dos RAG, relativamente às quais não existe até ao momento qualquer experiência directa. O valor estimado do auxílio mudou desde a sua notificação. As principais razões decorrem principalmente do aumento do cash sweep devido a melhorias nos resultados previstos da BE, ao impacto da inflação, à actualização dos montantes devidos no âmbito de contratos anteriores para combustível usado, ao aumento dos volumes do combustível histórico usado nos RAG em resultado do adiamento da data efectiva da reestruturação e ao aumento do valor dos activos de que dispõe o Fundo para o encerramento definitivo das centrais nucleares, a fim de reflectir o mais recente valor de mercado. Quadro 1 Análise dos instrumentos de auxílio da medida A baseados em projecções de Julho de 2004 (6). (Milhões de libras esterlinas) Proposta inicial Projecções actuais VAL [descontado à taxa nominal de 5,4 % (7)] Total dos pagamentos futuros (não descontados) VAL [descontado à taxa nominal de 5,4 % (7)] Total dos pagamentos futuros (não descontados) Compromisso relativo aos contratos anteriores de combustível usado 2 185 3 218 2 377 3 067 Compromisso relativo às responsabilidades não contratuais 750 3 166 951 3 375 Compromisso relativo às responsabilidades de desmantelamento 879 4 917 1 115 5 062 Montantes das contribuições da BE para o NLF – 1 432 – 1 845 – 2 007 – 2 510 Montantes líquidos a pagar pelo Estado 197 6 238 59 5 927 Desagravamento fiscal 916 946 1 047 1 077 Total 3 298 10 402 3 483 10 071 Proposta inicial: fluxos de caixa avaliados em Março de 2003, a preços de Dezembro de 2002. Projecções actuais: fluxos de caixa avaliados em Março de 2004, a preços de Março de 2004.

(48) A BNFL fornece combustível nuclear à BE para todos os seus reactores RAG e transforma ou armazena este combustível após a sua utilização (8).

(49) Como parte do plano de reestruturação, a BNFL, que é o maior credor individual da BE, acordou em alterar os seus contratos com a BE tanto no que diz respeito ao fornecimento de combustível como ao reprocessamento do combustível usado.

(50) Os acordos de fornecimento de combustível anteriores à reestruturação concluídos entre a BE e a BNFL datam de 1997 e 1995 em relação à BEG e à BEGUK, respectivamente. Previa-se que continuassem em vigor até 31 de Março de 2006, mas com o objectivo de renegociar e prorrogar esses contratos a partir dessa data no que se refere à BEG e ter uma opção para prorrogação relativamente à BEGUK.

(51) Os encargos com o fornecimento de combustível incluíam um montante fixo anual e um montante variável adicional por elemento de combustível entregue. Os encargos foram definidos em função de um ajustamento em conformidade com um índice da inflação.

(52) As condições de fornecimento de combustível renegociadas entraram em vigor em 1 de Abril de 2003 através de uma adenda aos acordos anteriores. As novas condições constituirão também a base de novos acordos de longa duração para o fornecimento de combustível RAG após 31 de Março de 2006, que entrarão em vigor a partir de 1 de Abril de 2006.

(53) Segundo as novas condições, o pagamento anual fixo efectuado no âmbito dos acordos anteriores será reduzido em 5 milhões de libras esterlinas e será objecto de uma actualização suplementar, ligada aos preços de base da electricidade, mas sujeito a um limite máximo de 15 milhões de libras esterlinas (ambos os montantes a preços de 2003 e sujeitos à indexação IPCR (Índice de Preços no Comércio a Retalho). Os preços manter-se-ão tal como nos contratos anteriores.

(54) No que diz respeito ao fornecimento de combustível a partir de 1 de Abril de 2006, e desde que pelo menos 4 das 7 centrais RAG permaneçam em funcionamento, o encargo fixo a pagar pela BE será de 25,5 milhões de libras esterlinas, menos a actualização supramencionada, com um encargo variável (tal como para os contratos em vigor) equivalente a 191 000 libras por tonelada de urânio. Estes preços correspondem a valores de Julho de 2002 e serão indexados de acordo com o IPCR.

(55) Em relação ao período em que apenas permanecerão em funcionamento pelo menos três centrais nucleares, o preço pode ser fixado com base em recomendações de uma equipa conjunta BE/BNFL, na sequência de um estudo do programa de optimização da vida útil da central de produção de combustível da BNFL.

(56) Em 1995, os predecessores jurídicos da BEG e da BEGUK (a Nuclear Electric e a Scottish Nuclear respectivamente) celebraram contratos de longo prazo com a BNFL para o armazenamento e reprocessamento do combustível RAG irradiado e serviços conexos. A BEGUK (então Scottish Nuclear) celebrou um outro contrato em 1995 para o armazenamento a longo prazo de todo o combustível RAG, que excedesse a quantidade já contratada para reprocessamento. Em 1997, a BEG celebrou também um outro contrato para serviços de gestão de combustível usado, relativo ao conjunto do combustível RAG irradiado produzido durante a vida útil das instalações, que excedesse o entregue no âmbito do contrato de 1995 para os reactores da BEG. Todos os contratos supramencionados passarão a ser designados por «acordos de gestão de combustível usado em vigor». Prevêem a prestação de serviços até pelo menos 2038 ou 2086 (consoante a categoria dos resíduos).

(57) No âmbito dos acordos em vigor relativos ao combustível usado, a BE conserva a propriedade de todo o combustível usado. Eventualmente, a BEG e a BEGUK serão obrigadas a receber dos armazéns da BNFL os resíduos vitrificados de alto nível, o combustível usado, certos resíduos de nível intermédio e urânio e plutónio reprocessados, a fim de assumir as suas responsabilidades de escoamento desses produtos.

(58) Os preços no âmbito destes acordos são essencialmente fixos, sujeitos a ajustamentos em função da inflação e, em caso de compromissos a nível do armazenamento e reprocessamento, em função das tonelagens de combustível entregue. A fixação dos preços nos contratos iniciais de 1995 incluía também montantes relativos ao desmantelamento da THORP (Thermal Oxide Reprocessing Plant) em Sellafield, na qual está a ser reprocessado o combustível RAG. Dada a natureza dos serviços prestados pela BNFL, a BE comprometeu-se a continuar a efectuar os pagamentos no que se refere ao combustível entregue, independentemente de denunciar ou não os contratos relativos ao combustível não entregue.

(59) Os pagamentos em relação aos contratos de armazenamento e reprocessamento de 1995 são fixos e realizam-se até à conclusão dos contratos em 2086, através de pagamentos mensais. Os pagamentos em relação ao contrato de 1997 baseiam-se no calendário e na tonelagem das entregas de combustível à BNFL. Estes pagamentos fixos correspondem a um montante total pago de acordo com um calendário previamente estabelecido.

(60) Os acordos de gestão do combustível usado renegociados (a seguir denominados «novos acordos de gestão do combustível usado») são aplicáveis de forma diferente consoante o combustível gerido foi carregado antes ou depois da data efectiva de reestruturação.

(61) As revisões significativas relativas ao combustível carregado antes da data efectiva de reestruturação serão as seguintes: a) Os prazos de pagamento serão encurtados, de forma a que o valor líquido actual dos futuros pagamentos, calculado com base nas taxas de desconto do sector público britânico, se mantenha inalterado; b) As cláusulas de denúncia dos contratos serão alteradas de forma a que, no caso de a BE se tornar insolvente apesar da reestruturação, os contratos possam ser rescindidos sem recorrer à BE. As autoridades britânicas indicaram que, neste caso, seria provavelmente necessário continuar a gerir este combustível nas instalações da BNFL, em Sellafield, e que o Governo britânico ou o NFL teria de concluir para o efeito acordos contratuais com a BNFL, ou qualquer outra empresa que lhe suceda. Neste caso, as autoridades britânicas indicaram que esperavam que estes novos acordos se baseassem num estudo de todas as circunstâncias relevantes do momento, incluindo as cláusulas contratuais em vigor.

(62) As revisões significativas para o combustível carregado na ou após a data efectiva da reestruturação serão as seguintes: a) A propriedade do combustível usado passará para a BNFL no momento em que esta assume o risco da gestão do combustível usado (ou seja, aquando da entrega do combustível usado à BNFL), após o que a BE deixará de ter quaisquer responsabilidades a esse respeito; b) O pagamento pelos serviços relativos ao combustível usado será efectuado em função do tempo de carregamento do combustível não irradiado nos reactores da BE e não numa fase posterior (por exemplo, no momento da entrega do combustível usado à BNFL) e basear-se-á num plano de carregamento com um ajustamento anual; c) O preço de base para o combustível usado será de 150 000 libras esterlinas por tonelada de urânio, a pagar no momento do carregamento do combustível não irradiado, a preços de 2003. Seguidamente será indexado ao IPCR. Proceder-se-á também anualmente a um ajustamento ascendente ou descendente segundo uma fórmula baseada na quantidade de electricidade produzida pelas centrais nucleares RAG e no valor da electricidade de base em Inglaterra e no País de Gales, proporcionando desta forma à BE uma protecção contra as flutuações dos preços da electricidade. O preço de base para a gestão do combustível usado é de cerca de 0,6 libras esterlinas/MWh, antes do ajustamento ascendente ou descendente.

(63) Quadro 2 apresenta os efeitos para a BE das alterações nos contratos de fornecimento do combustível da BNFL, tal como estimado pelas autoridades britânicas segundo três eventuais cenários de evolução do mercado da electricidade. Quadro 2 Efeitos das alterações nos contratos de fornecimento do combustível pela BNFL (Milhões de libras esterlinas) Cálculo das poupanças no fornecimento de combustível Ano até 31 de Março 2004 2005 2006 2007 2008 Custos antes da reestruturação — Hipótese dos bancos e hipótese favorável 221 247 232 203 213 — Hipótese desfavorável 216 241 227 198 208 Custos após a reestruturação — Hipótese dos bancos 206 231 218 188 201 — Hipótese favorável 207 231 227 198 207 — Hipótese desfavorável 200 220 205 176 186 Economias realizadas — Hipótese dos bancos 15 16 14 15 12 — Hipótese favorável 14 16 5 5 6 — Hipótese desfavorável 16 21 22 22 22

(64) As autoridades britânicas alegaram que seria difícil apresentar estimativas exactas das economias realizadas pela BE após 2006, uma vez que se previa que os contratos de fornecimento de combustível anteriores à reestruturação terminassem em 2006. Qualquer estimativa dos benefícios para a BE das alterações devia, por conseguinte, ter em conta de alguma forma as vantagens para a BNFL decorrentes da prorrogação dos contratos até ao final da vida útil das instalações da BE, que se reflecte nos preços dos novos contratos. Tomando em consideração estas incertezas, as autoridades britânicas indicaram que a estimativa interna da BE sobre as economias de custos durante a vida útil das centrais seria de 239 milhões de libras esterlinas (não actualizados) e de 140 milhões de libras [actualizados à taxa real de 3,5 % (9)]. O quadro 3 apresenta o efeito para a BE das alterações introduzidas nos contratos de combustível usado RAG da BNFL, tal como previsto pelas autoridades britânicas, no âmbito dos mesmos três cenários eventuais (10). O valor actual líquido é calculado utilizando a taxa de desconto do sector público britânico de 3,5 %. Este quadro limita-se a apresentar o impacto das alterações dos preços em contratos para combustível carregado na ou após a data efectiva da reestruturação. O impacto das alterações em contratos de combustível carregado antes da data efectiva da reestruturação é difícil de quantificar, uma vez que apenas se materializaria no caso de a BE se tornar insolvente. Além disso, a vantagem de que a BE beneficiaria com a transferência de propriedade do combustível usado e dos respectivos encargos, para a BNFL, é difícil de estimar, segundo as autoridades britânicas. Estas alegaram, no entanto, que uma estimativa subjectiva dos benefícios da BE com esta transferência de propriedade seria de cerca de 1 421 milhões de libras esterlinas (sem descontos) e de 148 milhões de libras (com descontos a uma taxa nominal de 5,4 %). Este benefício não se encontra incluído no quadro 3. Quadro 3 Impacto no VAL das alterações nos futuros contratos de combustível usado RAG (11) (Milhões de libras esterlinas) VAL Total dos pagamentos actualizados Antes da reestruturação — Hipótese dos bancos 592 1 117 Após a reestruturação — Hipótese dos bancos 418 558 — Hipótese favorável 881 1 204 — Hipótese desfavorável 3 4 Economias realizadas — Hipótese dos bancos 174 559 — Hipótese favorável – 289 – 87 — Hipótese desfavorável 589 1 113

(65) Inicialmente, as empresas que precederam a BEG e a BEGUK adquiriam elas próprias afins de urânio para os transferir para a BNFL e esta utilizar para a produção e fabrico de combustível nuclear para as suas instalações RAG. A empresa agora denominada BEGUK transferiu então os seus contratos de aquisição de afins de urânio para a BNFL. Esses contratos pré-existentes eram contratos de longo prazo e, de qualquer modo, suficientes apenas para as quantidades relativamente reduzidas de material necessário para a BEGUK. Por conseguinte, essa alteração conferiu à BNFL apenas uma base limitada para o desenvolvimento de uma unidade comercial de aquisição e fornecimento de afins de urânio.

(66) Como parte da renegociação entre a BE e a BNFL dos contratos para o futuro fornecimento do combustível nuclear fabricado pela BNFL e pela BE, foi acordado que a BEG devia igualmente transferir os seus contratos de aquisição de afins de urânio para a BNFL, que se tornaria responsável pela conclusão de futuros acordos para a aquisição de afins de urânio para o combustível nuclear das centrais RAG da BEG.

(67) Simultaneamente, a BNFL adquirirá as existências de afins de urânio da BEG, cujo valor contabilístico estimado se eleva a 67 milhões de libras esterlinas.

(68) No âmbito do plano de reestruturação, a BE concluiu acordos («acordos de congelamento») relativos à suspensão, mediante certas condições, dos pagamentos devidos à BNFL e a um número significativo de credores («grandes credores»), que inclui os titulares da maior parte das obrigações emitidas em libras esterlinas de 2003, 2006 e 2016 emitidas pela BE («os obrigacionistas»), o sindicato bancário de Eggborough, incluindo o Royal Bank of Scotland, enquanto fornecedor de uma carta de crédito («RBS») (denominados em conjunto os «bancos credores») e as partes contratantes nos três acordos de compra de electricidade (denominados «CCE») e contratos de diferença: Teaside Power Limited («TPL»), Total Fina Elf («TFE»); e Enron (conjuntamente «as partes nos CCE»).

(69) No âmbito dos acordos de congelamento, o período de suspensão começa em 14 de Fevereiro de 2003 e termina no mínimo em 30 de Setembro de 2004 ou no caso de ocorrer um acontecimento que o dê por concluído ou caso a reestruturação termine. Durante este período, a BNFL e os grandes credores acordaram com a BE que não tomarão quaisquer medidas para dar início a um processo de insolvência, solicitar ou acelerar o pagamento de montantes devidos pela BE.

(70) As obrigações da BE e da BNFL, bem como dos grandes credores no âmbito dos acordos de congelamento estão descritos nos considerandos 71 a 73.

(71) Ao abrigo dos acordos de congelamento: a) Os juros continuarão a ser pagos aos obrigacionistas e aos bancos de Eggborough em conformidade com as condições em vigor; b) Serão pagos ao RBS juros a 6 % ao ano (relativamente à sua carta de crédito) sobre um montante de 34 milhões de libras e às partes nos CCE sobre o montante das suas dívidas (RBS: 37,5 milhões de libras; TPL: 159 milhões de libras; TFE: 85 milhões de libras; Enron: 72 milhões de libras); c) Serão pagos à EPL montantes afectados às suas despesas operacionais e de bens de equipamento; d) A BE continuará a adquirir energia à TPL a preços fixos, a níveis baseados na actual curva de preços para transacções a prazo em relação à electricidade, até à conclusão da reestruturação; e) Os juros caberão à BNFL no que diz respeito aos montantes devidos ao abrigo dos actuais acordos relativos à gestão do combustível usado a partir de 1 de Abril de 2003 e serão anulados se a reestruturação se realizar. As quantidades devidas no âmbito dos actuais acordos de gestão do combustível usado no que se refere ao combustível carregado antes da data efectiva de reestruturação serão congeladas, na medida em que ultrapassem os montantes que deviam ter sido pagos, se os novos acordos de gestão do combustível usado tivessem entrado em vigor a partir de 1 de Abril de 2003 e serão anuladas se a reestruturação se realizar.

(72) Ao abrigo dos acordos de congelamento: a) A partir de Novembro de 2002 e até 31 de Março de 2003, a BNFL congelará todos os pagamentos devidos ao abrigo dos actuais acordos de gestão de combustível usado a partir de 1 de Abril de 2003, e bloqueará a diferença entre os pagamentos devidos ao abrigo dos antigos e dos novos acordos de gestão de combustível usado; b) O capital devido aos obrigacionistas no âmbito das obrigações de 2003 manter-se-á inalterado; c) Os bancos de Eggborough congelarão os reembolsos de capital e outros pagamentos devidos por força do acordo de capacidade e transmissão (Capacity and Tolling Agreement - CTA), excepto os incluídos nas obrigações correntes da BE; d) O RBS congelará todos os montantes relativos à sua contra-garantia, à garantia composta ou à carta de crédito; e e) As partes nos CCE congelarão todos os montantes resultantes dos CCE, excepto os incluídos nas obrigações correntes da BE.

(73) As obrigações de um grande credor no âmbito do seu acordo de suspensão dos pagamentos deixarão de ser aplicáveis se ocorrer uma das seguintes situações e se esse grande credor notificar à BE o termo de vigência do acordo: a) Não pagamento pontual dos montantes não diferidos devidos a esse grande credor, que se prolongue por mais de 20 dias úteis; b) Apresentação de um pedido de liquidação ou de administração judicial ou tomada de uma decisão no que diz respeito à BE ou às suas filiais; c) Pedido escrito do Governo britânico de reembolso do acordo de facilidade de crédito ou de qualquer outra linha de crédito concedida pelos bancos comerciais que a substitua, e que seja garantida pelo Governo britânico, bem como pela correspondente contragarantia da BE e suas filiais a favor do Governo britânico; d) Não obtenção das aprovações indispensáveis do agente da Facilidade de Crédito Eggborough, RBS, do sindicato bancário TPL ou do Enron; e) Apresentação de documentos pela BE ou por qualquer das suas filiais, que estabeleçam uma distribuição aos grandes credores diferente da prevista nas condições de base aceites por esses credores.

(74) O quadro 4 estabelece, segundo as autoridades britânicas, o acréscimo de liquidez que representariam para a BE os acordos de congelamento, caso a data efectiva de reestruturação seja 31 de Março de 2004. Quadro 4 Acréscimos de liquidez para a BE graças aos acordos de congelamento (Milhões de libras esterlinas) Exercício encerrado em Março de 2003 Exercício encerrado em Março de 2004 BNFL 132 265 Obrigacionistas 110 0 Bancos Eggborough 47 40 TPL 13 33 TFE 3 14 Enron 4 19 Impacto no IVA 0 – 8 Impacto nos juros – 9 – 21 Impacto dos acordos de congelamento 300 342 Aumento acumulado de liquidez 300 642

(75) Além dos acordos de congelamento, o plano de reestruturação prevê a reestruturação e o reescalonamento dos montantes devidos aos grandes credores. Em 14 de Fevereiro de 2003, a BE concluiu um acordo não vinculativo com os grandes credores para a fixação e repartição das suas dívidas.

(76) As dívidas devidas aos grandes credores que deviam ser fixadas, tal como reflectido nas declarações financeiras não objecto de auditoria da BE para os próximos seis meses até 30 de Setembro de 2002, eram as seguintes: — obrigacionistas: 408 milhões de libras esterlinas, — bancos credores: 490 milhões de libras esterlinas, — partes nos CCE: 365 milhões de libras esterlinas.

(77) Em conformidade com o acordado, os montantes das dívidas ligados aos CCE foram fixados em 316 milhões de libras esterlinas para efeitos do pacote de reestruturação.

(78) As dívidas serão reestruturadas e escalonadas da seguinte forma: a) 275 milhões de libras esterlinas de obrigações novas a emitir em benefício dos obrigacionistas, bancos credores, RBS, TPL, TFE e Enron; b) Será concluído com os bancos de Eggborough um CTA revisto com um retorno financeiro para os bancos equivalente a 150 milhões de libras esterlinas de novas obrigações; c) Acções ordinárias a emitir em benefício dos obrigacionistas, bancos credores, RBS, TPL, TFE e Enron.

(79) A BE reviu a sua estratégia de comercialização, procurando reduzir a sua exposição aos riscos associados à produção e aos preços. Esta revisão constitui um dos elementos do pacote de reestruturação que reforçam a solidez financeira da BE.

(80) A BE é uma das maiores empresas de produção de electricidade do Reino Unido, contribuindo com mais de 20 % da produção britânica de energia. Esta carteira de produção de electricidade consiste na produção de energia nuclear (83 % da capacidade) e na produção de energia termoeléctrica (17 % da capacidade), susceptível de produzir aproximadamente 75 TWh por ano.

(81) O ramo comercial da BE, a BEPET é responsável pela venda da produção da BE, gerindo a exposição da BE às flutuações dos preços no mercado da electricidade e optimizando os preços de venda alcançados pela BE relativamente ao mercado. Uma vez que 83 % da capacidade de produção da BE é de origem nuclear, uma das tónicas essenciais da BEPET consiste na venda desta produção, que é principalmente contínua.

(82) A central termoeléctrica de Eggborough constitui também um importante elemento da carteira comercial. Proporciona flexibilidade de produção a fim de se adaptar aos níveis de procura em mutação dos clientes e constitui uma «garantia» valiosa em caso de falha nuclear. Proporciona flexibilidade em relação aos objectivos dos seus grandes clientes I&C e faz igualmente parte da sua comercialização grossista.

(83) A fim de gerir os riscos de exposição da BE aos preços de mercado, maximizando simultaneamente os preços de venda alcançados no mercado, a BEPET vende a sua produção antecipadamente. Quando a electricidade é produzida, a BEPET, conjuntamente com outros produtores, procura ter já vendido 100 % da sua produção, a fim de evitar a exposição a preços tradicionalmente voláteis do mecanismo de equilíbrio. Ao vender antecipadamente, a empresa pode garantir que os futuros volumes de produção são vendidos ao preço em vigor nesse momento e, em alguns casos, que os preços da futura produção são fixos.

(84) A BEPET utiliza certas redes através das quais pode vender a produção da BE e escoa 32 % da sua produção total através do departamento de vendas directas (Direct Supply Business («DSB»). O DSB tem vindo a aumentar a sua importância e representa um elemento essencial da estratégia comercial da BE.

(85) A parte que a BE vende no mercado retalhista representa uma pequena parte da sua produção de electricidade em relação a outros produtores britânicos significativos. O crescimento da BE neste mercado é orientado pelo objectivo de diversificação dos canais de entrega da sua produção de electricidade e não por qualquer objectivo relativo ao mercado retalhista em si mesmo. A BE realiza uma margem bruta de cerca de 2 % (12) relativamente às suas vendas directas, o que reflecte a natureza competitiva deste mercado.

(86) As razões das dificuldades financeiras com que a BE se confrontou em Setembro de 2002 incluem três acordos de compra de electricidade com valores muito fora da cotação e contratos para diferenças, que tinha concluído como parte de anteriores actividades comerciais e empresariais. Estavam incluídos no compromisso concluído com os grandes credores e faziam parte do pacote de reestruturação.

(87) O primeiro é o contrato com a TFE. Em comparação com os preços de mercado em vigor actualmente, os preços no âmbito deste contrato são muito elevados. O acordo foi concluído em 1997, altura em que os preços eram em média muito mais elevados do que actualmente. O acordo deu origem a prejuízos para a BE e o montante das dívidas a pagar à TFE eleva-se a 85 milhões de libras esterlinas.

(88) O segundo diz respeito a um contrato de permuta a prazo com a Enron, de 1 de Abril de 1996, que é um instrumento financeiramente estável, baseado na diferença entre os preços de grupo em períodos de baixo e alto consumo. O contrato foi celebrado pela BE antes da aquisição de Eggborough. Tinha por objectivo uma protecção contra a amplitude variável das crescentes actividades da BE junto dos consumidores I&C. O montante das dívidas a pagar à Enron e reconhecido em relação a este CCE pelo pacote de reestruturação eleva-se a 72 milhões de libras esterlinas.

(89) O terceiro refere-se a um acordo herdado através da compra que a BE efectuou em 1999 da SWALEC, conjuntamente com a TPL. O contrato foi inicialmente assinado em 26 de Junho de 1991, e está muito fora das cotações. O montante das dívidas a pagar à TPL e reconhecido em relação a este CCE pelo pacote de reestruturação eleva-se a 159 milhões de libras esterlinas.

(90) A BE decidiu, no âmbito do pacote de reestruturação, garantir mais vendas da sua produção a preços fixos a médio prazo. Segundo o Governo britânico, a execução desta estratégia reduzirá a volatilidade dos fluxos de caixa e reforçará a viabilidade financeira da empresa a longo prazo.

(91) No âmbito da nova estratégia, as vendas antecipadas da sua produção a preços fixos levará a empresa à venda antecipada de uma parte significativa da sua produção para os próximos 3-5 anos a um preço fixo, o que permitirá à BEPET, estabelecer o valor de uma maior proporção da sua futura produção.

(92) Os objectivos essenciais da nova estratégia comercial são os seguintes: i) limitar os riscos em termos de preços garantindo mais contratos a preços fixos; ii) manter canais de venda viáveis em relação a volumes significativos de produção; e iii) conseguir fundos adicionais para manter reservas financeiras adequadas.

(93) Uma vez que a nova estratégia foi criada em Dezembro de 2002, a BE conseguiu vender 14,8 TWh adicionais das vendas DSB para 2003-2006 através da renovação de contratos anuais e algumas prorrogações de acordos multianuais. A partir de 6 de Março de 2003, a BE tinha também encetado negociações com algumas contrapartes grossistas sobre a questão do comércio estruturado.

(94) Em 6 de Fevereiro de 2003, foi assinado um importante contrato com a British Gas Trading Limited para a venda de aproximadamente 10 TWh por ano até 1 de Abril de 2007, sendo mais de metade desta quantidade a preço fixo.

(95) Os novos contratos com a BNFL também proporcionam à BE uma certa protecção relativamente aos preços da electricidade devido aos preços variáveis, associados aos preços da electricidade, a pagar pelo fornecimento de combustível RAG e por serviços de gestão de combustível RAG usado. Aos preços actuais de mercado, os novos acordos com a BNFL prevêem uma garantia parcial sobre cerca de 60 % da produção RAG da BE, que se eleva aproximadamente a 58 TWh por ano.

(96) A BE propõe centrar a sua estratégia de médio prazo nos seguintes objectivos: a) Garantir que as suas centrais nucleares funcionem com níveis de segurança e de desempenho mundiais; b) Reforçar a segurança melhorando simultaneamente a produtividade e a competitividade; c) Reduzir a exposição aos preços da electricidade por grosso no Reino Unido, embora continuando a manter um escoamento fiável para a produção. Tal será alcançado através de uma combinação de condições contratuais, do acesso a uma produção flexível através de Eggborough e de DSB, centrando-se principalmente no sector dos consumidores I&C; d) Desenvolver uma actividade rentável no domínio das energias renováveis, a fim de apoiar a competitividade das operações DSB. e) Manter um compromisso permanente de apoio às actividades ligadas à segurança e financiadas pela UE na ex-União Soviética e na Europa Oriental.

(97) Em 23 de Dezembro de 2002, a BE anunciou que tinha concluído com carácter vinculativo as linhas gerais de um acordo para alienar a sua participação de 82,4 % na Bruce Power da seguinte forma: 79,8 % a um consórcio constituído pela Cameco, BPC Generation Infrastructure Trust e TransCanada PipeLines Limited (denominadas em conjunto, o «consórcio») e 2,6 % à Power Workers' Union Trust N.o 1 e The Society. Além disso, o consórcio acordou em adquirir a participação de 50 % da BE no Huron Wind, um projecto de turbinas eólicas em Ontário. A venda da Bruce Power e da Huron Wind ao consórcio foi concluída em 14 de Fevereiro de 2003. No final, a BE recebeu 678 milhões de dólares canadianos em numerário. Além disso, a BE espera receber até 140 milhões de dólares canadianos de montantes condicionais associados ao reinício de duas unidades de Bruce A e a partir de contas bloqueadas.

(98) O montante inicial de 275 milhões de libras esterlinas, menos certos montantes para custos de transacção, foram pagos numa conta aprovada pelo e imputada ao MCI ao abrigo do Acordo relativo a facilidades de crédito para recuperação («CFA»).

(99) A Exelon Generation Company, a LLC («Exelon») e a British Energy Investment Ltd. têm solicitado propostas para as suas participações respectivas na AmerGen, no que se refere à venda da AmerGen. Em 22 de Dezembro de 2003, os accionistas da BE aprovaram a alienação à Exelon Generation Company LLC da participação de 50 % da BE na Amergen. A BE recebeu aproximadamente 277 milhões em numerário.

(100) Algumas autoridades locais acordaram em diferir, sem juros, o pagamento de impostos comerciais, que lhes são devidos pela BE.

(101) De acordo com as informações enviadas pelas autoridades britânicas, trata-se de: — Lancaster City Council, no que diz respeito à fábrica central de Heysham, no valor de 1 775 240 libras esterlinas, — Shepway District Council, no que diz respeito à fábrica central de Dungeness, no valor de 578 524 libras esterlinas, — Hartlepool Borough Council, no que diz respeito à fábrica central de Hartlepool, no valor de 447 508 libras esterlinas, — North Ayrshire Council, no que diz respeito à fábrica central de Hunterston, no valor de 735 947 libras esterlinas, — East Lothian Council, no que diz respeito à fábrica central de Torness, no valor de 765 986 libras esterlinas.

(102) No total, foram adiados de Novembro de 2002 a Fevereiro de 2003 cerca de 4 303 205 de libras esterlinas em pagamentos de impostos. Quanto à medida G, os impostos foram pagos pela BE na totalidade em Fevereiro de 2003 e os juros de 65 656,24 libras esterlinas por atraso de pagamento foram pagos em 7 de Outubro de 2003. O cálculo da taxa de juro baseia-se nas taxas de referência da Comissão para o Reino Unido no valor de 6,01 % até 31 de Dezembro de 2002 e de 5,42 % após esta data.

c) Implicações financeiras do pacote de reestruturação

(103) Antes de apresentar os efeitos do plano de reestruturação sobre a viabilidade da BE, as autoridades britânicas descreveram os aspectos económicos da energia nuclear. Ao avaliar os aspectos económicos das actividades de produção de energia nuclear da BE, a notificação estabelece uma distinção entre os custos evitáveis e os custos inevitáveis resultantes do funcionamento das centrais da BE. As centrais nucleares caracterizam-se por custos inevitáveis muito elevados e comparativamente custos evitáveis reduzidos, tendo em conta, em especial, custos marginais a curto prazo. De acordo com as autoridades britânicas, uma vez que a decisão de produzir electricidade se baseia no nível dos custos evitáveis e tendo em conta o facto de as centrais nucleares terem custos marginais mais baixos, a exploração de centrais nucleares é uma actividade economicamente racional.

(104) As autoridades britânicas alegam seguidamente que se a reestruturação da BE tiver êxito, a empresa não será deficitária do ponto de vista estrutural. Segundo as autoridades britânicas, o plano consegue solucionar as questões na origem das dificuldades da BE e conduzir a uma viabilidade a longo prazo. Em especial, melhorará a estratégia comercial da BE, a fim de tentar compensar a sua posição não coberta, atenuar alguns dos seus custos fixos muito elevados ao assumir o passivo nuclear anterior e permitir-lhe-á constituir reservas de tesouraria suficientes para garantir as suas actividades.

(105) O objectivo do plano de reestruturação da BE consiste em reestruturar os custos e o passivo da BE e criar uma estrutura de capital estável, a fim de que a BE continue a funcionar a longo prazo enquanto entidade financeiramente viável. Para que a BE seja considerada financeiramente viável, o Governo britânico presumiu que, durante algum tempo, a empresa deve ser rentável, com um fluxo de caixa positivo e capaz de financiar as suas actividades de forma permanente.

(106) Foram desenvolvidas as seguintes componentes do plano de reestruturação, a fim de alcançar o objectivo de viabilidade financeira: a) A venda da participação da BE na Bruce Power e na AmerGen, a fim de constituir recursos de tesouraria no âmbito da empresa, reforçar a sua solidez e reduzir o âmbito das suas actividades; b) A redução da base dos custos correntes da BE através de negociações comerciais com os actuais grandes credores para chegar a compromissos relativos às suas dívidas anteriores, e concluir acordos de congelamento até à realização da reestruturação, em troca de uma combinação de novas obrigações e novas acções da BE no final da realização da reestruturação; c) A assumpção dos custos de um certo passivo nuclear por parte do Governo britânico e a renegociação comercial dos contratos relativos ao combustível nuclear de início e de final do ciclo nuclear com a BNFL; os novos acordos comerciais com a BNFL reduziram também a exposição da BE a variações desfavoráveis dos preços da electricidade; d) Aplicação de uma nova estratégia comercial a fim de reduzir a exposição da BE aos riscos a nível de volumes e de preços no mercado grossista da electricidade.

(107) Segundo as autoridades britânicas, o plano de reestruturação foi desenvolvido a fim de tomar em consideração um requisito essencial em matéria de viabilidade financeira, nomeadamente a capacidade da empresa de financiar as suas actividades. Uma vez que a empresa previa confrontar-se com dificuldades na obtenção de financiamento junto dos bancos ou do mercado obrigacionista, especialmente considerando o número relativamente reduzido de mutuantes dispostos a conceder financiamento a uma empresa de energia nuclear, o plano de reestruturação deve ser considerado uma alternativa à procura de financiamento externo. Prevê a constituição e a acumulação de reservas de tesouraria. Estas reservas de tesouraria deviam permitir que a empresa celebrasse contratos de comercialização de electricidade que exigiam uma cobertura com caução e a apoiar défices de tesouraria sem a necessidade de recorrer a financiamento externo. Por conseguinte, o plano de reestruturação prevê a criação de duas reservas: uma reserva para as cauções em numerário e uma reserva para cobrir cortes de energia e défices de liquidez. Apesar de terem sido identificados dois grupos de reservas distintos, pretende-se que estas reservas sejam fungíveis, conferindo a possibilidade de recurso à reserva para cortes e défices, a fim de cumprir requisitos adicionais em termos de cauções e inversamente. Trata-se de reforçar a solidez da BE.

(108) A BE realizou várias acções para melhorar a sua situação de tesouraria através: a) Da redução do impacto da sazonalidade mediante a gestão de perfis de pagamento, consoante o caso; b) De novas iniciativas a nível da redução dos custos; c) Da securização dos montantes a receber pelas vendas directas.

(109) Além disso, a BE efectuou um planeamento das suas actividades, que deu origem a projecções financeiras actualizadas e conduziu a uma revisão pormenorizada das questões atinentes ao desempenho das suas centrais.

(110) No período que termina em 31 de Março de 2004, as reservas de tesouraria foram aumentadas através de duas fontes financeiras: os acordos de congelamento (medida C) e as alienações de activos (medida F), após reembolso do passivo pendente ao abrigo do auxílio de emergência no âmbito do acordo de facilidades de crédito.

(111) As autoridades britânicas desenvolveram três cenários financeiros a fim de tomar em consideração as variáveis a que a posição financeira da BE é particularmente sensível: produção de energia e preços de electricidade. As projecções financeiras foram revistas pela Deloitte & Touche na sua qualidade de consultor económico e para os mercados de energia do Governo britânico. As hipóteses a nível da produção e das despesas em bens de capital incluídas nos cenários de planeamento empresarial foram revistas pela WS Atkins na sua qualidade de consultor técnico da BE e do Citigroup e pela Stone & Webster Management Consultants, Inc. na sua qualidade de consultor técnico do Governo britânico.

(112) A revisão teve em conta três alterações principais ocorridas desde a notificação inicial de Março de 2003, nomeadamente, o nível dos preços da electricidade, o programa de melhoria do desempenho (PIP), destinado a melhorar a viabilidade das centrais nucleares e o nível das cauções comerciais.

(113) Os preços da electricidade evoluíram de forma significativa nos últimos meses. Segundo as autoridades britânicas, os preços da electricidade são actualmente superiores a 28 libras/MWh em comparação com 16,4 libras/MWh em Março de 2003. O principal factor da evolução das previsões dos preços da electricidade são o movimento nos preços dos combustíveis subjacentes (carvão, gás, petróleo), a fixação dos preços do carbono introduzidos pelo sistema europeu de permuta dos direitos de emissão e as margens de reservas de capacidade.

(114) O parque nuclear da BE tem tradicionalmente sido menos eficaz do que os seus pares internacionais. As centrais mais antigas registaram um subinvestimento e todas as centrais dispõem de um importante potencial de melhoria e um elevado risco de cortes a curto prazo. Por conseguinte, a BE desenvolveu planos de recuperação para as centrais. Os benefícios do PIP devem resultar de uma mudança de mentalidade e a nível da organização, bem como de um maior investimento em capital e recursos humanos. Deve dar origem, com o tempo, a reduções das avarias das centrais nucleares e a um aumento da produção.

(115) A BE tomou igualmente em consideração o recente aumento significativo dos requisitos em termos de cauções resultantes dos aumentos dos preços de mercado.

(116) A fim de determinar o impacto na posição financeira da BE de hipóteses alternativas para a produção e preços da electricidade, a BE considerou uma hipótese positiva e uma outra negativa, que tomarão em consideração a evolução dos preços da electricidade, os benefícios do PIP e as projecções previstas em matéria de cauções. a) A «hipótese positiva», que constituiu a base do orçamento anual da BE e é utilizada para estabelecer objectivos de desempenho; é em grande medida equivalente à «hipótese positiva» descrita na decisão de dar início a um procedimento; b) A «hipótese de nova admissão à cotação», que constitui a base para divulgar ao público as informações e os prospectos a publicar para efeitos de cotação na bolsa; deve ser considerada uma «hipótese dos bancos». Neste caso, os preços resultam de uma curva de preços a prazo utilizando um modelo de mercado que incorpora as perspectivas da BE relativamente aos custos do combustível e à fixação dos preços do carbono; c) A «pior das hipóteses», que é equivalente à hipótese negativa e toma em consideração incertezas relativamente aos preços e à produção; os preços desta hipótese baseiam-se numa curva de preços desenvolvida pela BE.

(117) O Governo britânico considerou como base para testar a viabilidade da BE os valores globais apresentados pela empresa. Chegou às seguintes estimativas para o período 2005-2010: Quadro 5 Margem financeira (em milhões de libras esterlinas) Hipótese de nova admissão à bolsa/hipótese dos bancos 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Reserva de liquidez […] (14) Impacto da sazonalidade e da facilidade em relação aos valores a receber Margem financeira após sazonalidade Impacto cumulado de riscos de quebras de tesouraria, de produção e de cauções (13) Margem financeira após riscos de quebras Impacto cumulado das decisões de gestão na tesouraria e nas cauções Margem financeira após decisões de gestão Hipótese pessimista/negativa Reserva de liquidez Impacto de sazonalidade e da facilidade em relação aos valores a receber Margem financeira após sazonalidade Impacto cumulado das decisões de gestão na tesouraria e nas cauções Margem financeira após riscos de quebras Impacto cumulado das decisões de gestão na tesouraria e nas cauções Margem financeira após decisões de gestão

(118) As autoridades britânicas forneceram igualmente uma conta de ganhos e perdas estimada para o período 2005/2009 relativamente à hipótese de nova admissão à cotação. Quadro 6 Conta de ganhos e perdas na hipótese de nova admissão à cotação Previsões para um período de 5 anos Contas de ganhos e perdas 2005 2006 2007 2008 2009 Produção nuclear em TWh […] Receitas. Venda de electricidade Vendas mistas Receitas totais Custos de exploração Custos do combustível Despesas com pessoal Materiais e serviços Investimentos afectados à conta de ganhos e perdas Amortizações Total dos custos de exploração Resultados de exploração Contribuição das novas actividades comerciais (resultado antes de encargos financeiros e impostos) AmerGen (antes de reavaliação) Resultados antes de encargos financeiros e impostos Encargos financeiros Reavaliação (líquida) Juros líquidos e outros encargos financeiros Encargos financeiros totais Resultado antes de impostos 17 171 186 336 355 Participações minoritárias (parte do resultado antes de impostos) 0 0 0 0 0 Resultado antes de impostos (incluindo subsídio do Estado) 17 171 186 336 355 Variação do subsídio do Estado 0 – 96 – 133 – 206 – 156 Resultado antes de impostos (incluindo resultado extraordinário) 17 75 53 130 199 Resultado extraordinário 4 068 0 0 – 40 0 Resultado antes de impostos (depois do resultado extraordinário) 4 085 75 53 90 199 Impostos 0 0 0 – 26 – 87 Resultado após impostos e resultado extraordinário (antes de impostos sobre o resultado extraordinário do exercício) 4 085 75 53 64 112 Fonte: BE Nota: Os valores relativos a 2004/05 foram preparados numa base pró-forma, isto é, para facilitar a comparabilidade, para efeitos de contabilidade, e os dados de reavaliação reflectem os novos contratos relativos aos combustíveis, embora estes de um ponto de vista técnico só entrem em vigor na data efectiva de reestruturação.

(119) Esta estimativa revela que o resultado antes de impostos, as participações minoritárias, os compromissos do Governo britânico e as rubricas extraordinárias melhoram de 17 milhões de libras esterlinas em 2005 para entre 171 e 355 milhões de libras nos anos subsequentes. Em 2005, a rubrica extraordinária diz respeito à inscrição contabilística do compromisso do Governo britânico para financiar o passivo nuclear a que se refere a medida A.

(120) O resultado antes de impostos é substancialmente reduzido por contribuições para o NLF a partir de 2005. No entanto, estas contribuições representam 65 % da capacidade de autofinanciamento disponível após o serviço da dívida e não são pagas quando a margem é negativa ou quando são necessárias transferências para manter objectivos em matéria de reservas de tesouraria.

(121) Uma análise das projecções financeiras da BE revela que na hipótese de nova admissão à cotação se prevê que as actividades reestruturadas gerem lucros e que a margem de autofinanciamento satisfaça os vários accionistas e que sejam efectuadas contribuições significativas para financiar o passivo não objecto de contratos e o passivo de desmantelamento antes de qualquer pagamento aos accionistas.

3. Motivos para dar início ao procedimento

(122) Na sua decisão de dar início ao procedimento, a Comissão notou que o plano de reestruturação conferia uma vantagem competitiva selectiva à BE num sector em que se verificam trocas comerciais intracomunitárias. As medidas A e G implicam directamente o orçamento das autoridades centrais ou das autarquias locais britânicas, por conseguinte, recursos estatais, pelo que constituem um auxílio estatal na acepção do n.o 6 do artigo 87.o do Tratado. Também é possível que a medida B e, pelo menos em parte, a medida C provenha de recursos estatais, na medida em que a empresa pública BNFL não terá agido de acordo com o princípio do investidor privado numa economia de mercado. Afigura-se, por conseguinte, que estas medidas constituem também auxílios estatais na acepção do n.o 1 do artigo 87.o do Tratado.

(123) A Comissão analisou o auxílio à luz das orientações comunitárias dos auxílios estatais de emergência e à reestruturação concedidos a empresas em dificuldade (15) (a seguir designadas «as orientações»).

(124) A análise suscitou as seguintes dúvidas sobre a compatibilidade do auxílio com o mercado comum:

(125) A Comissão tinha dúvidas quanto a saber se o plano daria origem a um restabelecimento da viabilidade da BE num prazo razoável. De facto, parte das medidas têm um prazo muito longo (até, pelo menos, 2086). Além disso, a melhoria da situação da BE parece dever-se apenas ao apoio externo concedido pelo governo e pelos credores principais, e não a uma reestruturação industrial interna. Além disso, no caso de ser considerado auxílio estatal, a renegociação com a BNFL dos preços de abastecimento de combustível e da gestão do combustível usado poderia ser considerado um auxílio ao funcionamento permanente às centrais nucleares, o que seria incompatível com a exigência de a BE após a conclusão da reestruturação ter de fazer face ao mercado unicamente com as suas próprias forças, e contrário ao princípio do poluidor-pagador.

(126) A Comissão tinha dúvidas de que o auxílio pudesse ser autorizado sem qualquer medida de compensação para reduzir o impacto do auxílio sobre os concorrentes. A este respeito, a Comissão reconheceu que é provável que não existisse capacidade estrutural excessiva no mercado relevante ou que fosse muito reduzida. Porém, a Comissão considerou que, tendo em conta a natureza altamente competitiva deste mercado e o importante volume do auxílio, era provável que fosse necessário uma certa medida de compensação para que o auxílio fosse compatível, mesmo que a referida medida de compensação não consistisse em encerrar definitivamente as centrais.

(127) A Comissão tinha dúvidas de que o auxílio se restringisse ao mínimo necessário. A este respeito, a Comissão observou que o plano previa um mecanismo pelo qual a BE participaria nos custos de reestruturação mediante uma percentagem dos seus fundos disponíveis. Contudo, tendo em conta em especial a grande incerteza sobre os montantes do auxílio a conceder, a Comissão não está em condições, na fase actual, de avaliar se o auxílio se limita ao mínimo necessário.

(128) Com base nestas considerações, a Comissão concluiu que subsistiam dúvidas quanto à conformidade do plano de reestruturação com os critérios estabelecidos nas orientações e à questão de saber se os auxílios concedidos e a conceder pelo Governo britânico a favor da BE podiam ser considerados compatíveis com o mercado comum. Por conseguinte, a Comissão decidiu dar início ao procedimento previsto no n.o 2 do artigo 88.o do Tratado.

(129) Na mesma decisão, a Comissão acrescentou igualmente que a decisão de dar início a um procedimento não prejudicava a aplicação do Tratado Euratom. Parte das medidas, nomeadamente as medidas A e B, devem ser analisadas tendo em conta os objectivos do Tratado Euratom. Assim, a Comissão solicitou ao Reino Unido que fornecesse todas as informações necessárias para analisar as medidas, especialmente as medidas A e B, tendo em consideração os objectivos do Tratado Euratom.

III. OBSERVAÇÕES DAS PARTES INTERESSADAS

(130) Na sequência da publicação da decisão de dar início ao procedimento e dentro do prazo previsto nessa publicação, a Comissão recebeu observações de 20 terceiros interessados, incluindo a própria BE. Podem ser resumidas da seguinte forma:

(131) A BE sublinha que o processo é raro devido ao modo de funcionamento do mercado da electricidade e à estrutura económica das centrais nucleares.

(132) A BE sublinha o facto de os custos do passado representados pelo seu passivo nuclear não poderem continuar a ser assumidos pela BE, tendo em conta a queda substancial dos preços da electricidade que se verificou no Reino Unido. No âmbito do plano de reestruturação, a BE deve igualmente efectuar contribuições significativas em relação aos custos do passado. No que se refere aos custos de desmantelamento e ao outro passivo nuclear não coberto pelos novos contratos com a BNFL, será efectuada uma contribuição através do NDF/NLF. De entre outras medidas que afectam a BE e os seus investidores contam-se a venda dos activos da empresa na América do Norte, a perda pelos accionistas anteriores da totalidade do seu investimento, o acordo concluído com os antigos investidores, bem como a emissão de novas obrigações.

(133) A BE sublinha que o pagamento de um montante fixo ao beneficiário não seria praticável, em especial devido ao facto de alguns desses custos terem de ser suportados em datas num futuro muito longínquo. Rejeitar o plano de reestruturação da BE devido ao facto de este libertar de uma vez por todas a BE de certas responsabilidades definidas, apesar de actualmente não quantificáveis, criaria um precedente que viria opor-se à aprovação de auxílios à reestruturação necessários devido à existência do peso do passado.

(134) A BE considera que não se podem tirar conclusões de uma comparação com os acordos concluídos com os credores privados. Em especial, no caso da BNFL, uma parte importante das suas actividades essenciais seria ameaçada e talvez tornada inviável, se o funcionamento das centrais da BE não fosse viável.

(135) A BE sublinha que a BNFL adoptou uma posição extremamente dura e pode ter sido eventualmente restringida apenas por uma preocupação de que a BE viesse de outro modo a ser declarada insolvente. As condições que foram renegociadas foram as mínimas que a BE considerava poder obter comercialmente, assegurando simultaneamente a sua solidez após a reestruturação. Segundo a BE, a Comissão pode ter entendido mal a natureza comercial dos novos contratos com a BNFL, devido a uma má compreensão dos factos e em especial da sua cronologia. A BE fornece um anexo à sua notificação, que demonstra por que razão considera que os preços nos novos contratos não lhe são particularmente favoráveis.

(136) A BE recorda que o problema a resolver pelo plano de reestruturação reside essencialmente no facto de o novo enquadramento criado por preços de grosso da electricidade muito mais baixos não permitir à BE continuar a suportar os «custos do passado». Segundo a BE, o plano de reestruturação resolve esse problema.

(137) No que diz respeito aos efeitos do pacote de auxílios sobre a concorrência, a BE alega que, devido ao facto de os custos marginais a curto prazo (SRMS) das suas centrais nucleares serem muito inferiores aos de qualquer outro fornecedor de base, as centrais nucleares da BE são obrigadas a funcionar em contínuo. No entanto, o nível exacto dos SRMC da BE é irrelevante para a determinação dos preços da electricidade, que reflectem os SRMC mais elevados do fornecedor marginal.

(138) A BE explica que as centrais nucleares não são técnica e economicamente flexíveis e que o seu funcionamento, excepto como central de base, não é rentável. Quanto à sua estratégia comercial, a BE explica que a economia da produção nuclear tem tendência para conduzir a BE a centrar-se na venda da sua produção antecipadamente, em mercados de mais longo prazo.

(139) Segundo a BE, não existe qualquer sobrecapacidade na produção de electricidade na Grã-Bretanha. No que diz respeito às medidas de compensação, a BE alega que exigir o encerramento prematuro de qualquer das suas centrais nucleares seria economicamente ineficaz, uma vez que o objectivo do pacote de auxílios consiste em preservar a capacidade nuclear da BE que, em termos de produção de electricidade e, mediante um gasto mínimo de recursos, é a capacidade mais eficaz do mercado britânico. Além disso, invadiria o exercício, por parte do Governo britânico, das suas competências em relação a fontes de fornecimento de energia no Reino Unido e aumentaria a emissão para a atmosfera de gases nocivos para o ambiente.

(140) A BNFL é uma empresa pública que desenvolve actividades no sector nuclear. Fornece e transforma ou armazena o combustível nuclear RAG da BE. À parte das suas actividades no ciclo do combustível, a BNFL também explora algumas centrais nucleares Magnox e desenvolve actividades de concepção de centrais nucleares.

(141) As observações da BNFL centram-se nas questões da existência de auxílios à BE nas medidas B e C. A BNFL alega que todas as suas intervenções no plano de reestruturação da BE respeitaram o princípio do investidor privado numa economia de mercado, não contendo, por conseguinte, qualquer elemento de auxílio.

(142) A BNFL explica que, seguindo o conselho dos seus consultores financeiros (NM Rothschild & Sons Limited – «Rothschild»), a BNFL já tinha concluído em Abril de 2002 que um «pacote de emergência ordenado» com vantagens para a BNFL era preferível do que permitir que a BE fosse declarada insolvente, dada a posição muito vulnerável da BNFL, enquanto principal credor da BE, a sua falta de segurança e a fraqueza da sua situação jurídica. A BNFL acrescenta que o seu Conselho de administração, contudo, só concordou com uma reestruturação dos contratos em vigor com a BE com a condição de a BE não ser mantida na solvência a qualquer preço e que qualquer pacote proposto à BE constituísse uma vantagem comercial para a BNFL, dado o seu próprio défice da balança.

(143) A BNFL apresenta pormenores de cada uma das propostas e contrapropostas sucessivas de ambas as partes, juntamente com o respectivo parecer da Rothschild. A BNFL também pormenoriza a cronologia e conteúdo das negociações que se realizaram entre a BE e a BNFL, que demonstram que a BNFL já se tinha manifestado disposta a ajudar a BE antes de esta empresa ter solicitado a assistência do Governo britânico, tendo-se no entanto dado conta de que tal não seria possível sem um plano global de reestruturação. As negociações já começaram em Maio de 2000, quando a BE solicitou pela primeira vez – sem êxito – a aplicação da cláusula de tratamento excepcional em caso de força maior prevista nos contratos. Tiveram início durante 2002 novas negociações.

(144) A BNFL sublinha igualmente que não esteve implicada nas discussões realizadas entre a BE e o Governo britânico. Com base na análise dos seus consultores financeiros e jurídicos independentes, a BNFL concluiu que uma reestruturação com retorno à solvência respondia ao seu interesse comercial e chegou a um acordo com a BE sobre as condições definitivas em 28 de Novembro de 2002. Só depois de ter acordado as condições definitivas com a BE teve conhecimento dos pormenores exactos da participação do Governo britânico.

(145) A comparação pela BNFL das condições de 3 de Setembro e das condições finais mostra que existem semelhanças significativas entre os dois documentos e que o resultado final foi bastante mais próximo da posição inicial da BNFL do que da BE.

(146) A BNFL apresenta pormenores da sua avaliação dos benefícios comerciais que para si advêm da reestruturação com retorno à viabilidade em comparação com a insolvência da BE, com base na análise realizada por consultores financeiros e jurídicos. Identificou riscos consideráveis para si em caso de insolvência da BE, em especial devido ao facto de esta empresa ter elevados saldos de empréstimos não documentados entre as diferentes empresas do grupo BE e de os acordos contratuais da BNFL com a BE terem sido por muitas razões únicos e não existir um precedente claro de anteriores processos de insolvência. Além disso, o Governo britânico, enquanto único credor a beneficiar de cauções sobre as centrais nucleares da BE, teria tido um papel essencial no resultado da insolvência. Todavia, a BNFL não foi informada sobre a eventual abordagem do Governo britânico durante o processo de insolvência.

(147) Embora se pudesse ter esperado que o papel da BNFL, enquanto principal fornecedora da BE, a tivesse colocado numa posição de negociação forte, em caso de insolvência, a sua capacidade para efectuar uma ameaça credível de parar o fornecimento de bens e serviços à BE foi prejudicada por alguns factores. Em especial, a BNFL observa que enquanto maior credor individual da BE seria a principal prejudicada do ponto de vista financeiro se as centrais nucleares da BE viessem a ser encerradas na sequência da concretização da sua ameaça. Além disso, é questionável que pudesse denunciar legalmente os contratos e devolver à BE o combustível usado e os resíduos já recebidos, uma vez que tal não seria permitido pela legislação britânica em matéria de segurança nuclear. Finalmente, enquanto empresa responsável por serviços no sector nuclear, a BNFL tinha de continuar a prestar serviços à BE, na medida em que se não o fizesse, seria inseguro e podia mesmo ser considerado inseguro para terceiros.

(148) A análise da insolvência da BE realizada pela BNFL centrou-se em três eventuais cenários, nomeadamente o encerramento das centrais nucleares da BE com um reembolso financeiro mínimo, assumindo a BNFL a propriedade das centrais nucleares da BE, o que significaria assumir todo o passivo nuclear da BE, situação muito arriscada e pouco atractiva, e assumindo o Governo britânico a propriedade e solicitando aos credores existentes que aceitassem reduções de valor das dívidas muito significativas.

(149) Consequentemente, a reestruturação solvente proposta pareceu ser comercialmente mais atractiva, uma vez que reduzia a exposição da BNFL face à BE e proporcionava um fluxo de receitas mais elevado e mais seguro para a BNFL do que a sua liquidação. Por conseguinte, considera-se que a BNFL agiu da mesma forma que qualquer outro credor privado.

(150) Finalmente, a BNFL comparou o retorno de capital dos outros credores importantes em conjunto para o seu próprio retorno de capital, a fim de garantir que as condições ofereciam à BNFL uma solução razoável. A fim de proteger ainda mais a sua posição, a BNFL também garantiu a inclusão de uma cláusula nas condições finais, permitindo a retirada das concessões sugeridas, caso fossem oferecidas a qualquer outro credor importante condições mais favoráveis do que à BNFL. A Rothschild actualizou a sua análise, após terem sido estabelecidas as condições pormenorizadas que a BE acordou com outros credores importantes e confirmou que os acordos da BNFL não pareciam realmente ser piores do que as acordadas com outros grandes credores. Além disso, nenhum dos acordos contratuais revistos entrará em vigor até à realização da reestruturação.

(151) No que diz respeito à medida C, a BNFL alega que, com a ajuda da Rothschild, verificou que não concedeu mais do que outros grandes credores em relação a períodos de congelamento. Quando a BNFL tomou conhecimento de que outros credores estavam a obter condições mais favoráveis do que ela própria, no âmbito dos acordos de congelamento (apesar de a posição da BNFL não ser directamente comparável à de outros grandes credores da BE), questionou-se se devia procurar renegociar e exigir juros. Concluiu, no entanto, que era improvável que a BE pudesse pagar-lhe juros e gerar receitas excedentárias suficientes durante o período de congelamento para permitir a continuação da reestruturação com retorno à viabilidade. Além disso, apesar da sua posição ao abrigo dos acordos de congelamento, a BNFL conseguiria melhores condições globais se uma reestruturação com retorno à solvência continuasse.

(152) A BNFL alega que a sua decisão de concluir acordos com a BE constituiu uma decisão autónoma da BNFL e que não tinha sido sugerida ao Governo britânico. O facto de a BNFL ser uma empresa pública não é suficiente para considerar que as decisões desta empresa são imputáveis ao Governo britânico. Apesar de o Governo britânico ser o único accionista da BNFL, esta empresa é autónoma em relação ao Governo britânico no que diz respeito às suas actividades comerciais correntes e deve funcionar numa base comercial. A BNFL junta um documento em que explica o seu estatuto jurídico. A BNFL acrescenta que ao longo das suas negociações com a BE, manteve sempre o seu accionista (Ministério do Comércio e da Indústria (MCI) informado das suas discussões com a BE. Descreve que se trata de uma situação comercial típica de uma empresa que tem um accionista dominante. O MCI indicou à BNFL que só aprovaria (ao abrigo dos acordos de gestão comercial da BNFL com o MCI) acordos revistos com a BE que tivessem uma base comercial para a BNFL.

(153) A Greenpeace Limited é o ramo britânico da Greenpeace International: duas das suas principais actividades são uma campanha para pôr termo à utilização da energia nuclear e promover o uso de recursos energéticos limpos e renováveis no Reino Unido.

(154) A Greenpeace alega que, ao limitar as contribuições da BE para o financiamento do passivo nuclear, a medida A constitui um auxílio ao funcionamento injustificável a favor da BE e/ou dos accionistas da BE, como meio para aumentar o atractivo da BE para os investidores no mercado.

(155) Segundo o Greenpeace, as medidas B e C constituem um auxílio ao funcionamento injustificável, uma vez que conferem um apoio permanente por parte da BNFL agindo ou que se considera que age em nome do Estado ou às ordens do Estado nas seguintes circunstâncias: a) A BNFL é uma empresa em dificuldades, que sobrevive apenas graças a auxílios estatais; b) A BNFL participou em negociações tripartidas com o Governo e a BE, que conduziram à elaboração do pacote de reestruturação da BE imediatamente após a própria recusa da BNFL de alterar as condições dos seus contratos com a BE; por conseguinte, a Greenpeace solicitou à Comissão que exigisse à BNFL que apresentasse cópias dos seus documentos internos, a fim de verificar se a BNFL tinha conhecimento das negociações da BE com o Governo britânico; c) De qualquer modo, os acordos carecem de um verdadeiro carácter comercial; segundo a Greenpeace, os contratos da BNFL com a BE não são nem eram acordos comerciais à partida e parecem mais um instrumento artificial destinado a proporcionar à BNFL um fluxo de receitas garantido; o pacote de auxílios à reestruturação continua a proporcionar à BNFL este fluxo de receitas; d) As condições de fixação dos preços renegociadas não reflectem os custos reais associados ao serviço prestado, mas estão ligadas aos preços grossistas; uma vez que a vantagem conferida pelos contratos é contínua e depende de um acordo de duração indeterminada, o auxílio implica um apoio à BE a longo prazo e não um benefício pontual destinado a restaurar a sua viabilidade; por conseguinte, o benefício constitui «um auxílio ao funcionamento» e não «um auxílio à reestruturação», não podendo ser compatível com o mercado comum.

(156) A Greenpeace partilha todas as dúvidas da Comissão e conclui que o auxílio é incompatível com o Tratado CE. Sublinha em especial que o auxílio à reestruturação não só teria um efeito sobre os operadores existentes, mas também desencorajaria novas entradas, uma vez que impede outros candidatos e novos operadores de explorarem as suas próprias eficiências. Apoiar os operadores de energia nuclear seria além disso incoerente com a declaração do Governo sobre a diversidade das fontes de energia, incluindo as energias renováveis.

(157) Quanto à questão da sobrecapacidade, a Greenpeace considera que a «margem de planeamento» utilizada pela rede nacional para planear as necessidades da produção futura, a fim de manter uma capacidade de segurança, não é o elemento apropriado a tomar em consideração para avaliar se existe sobrecapacidade no mercado. Segundo a Greenpeace, é provável que exista já uma sobrecapacidade estrutural significativa no mercado relevante e que venha a aumentar.

(158) A Greenpeace duvida que o encerramento de algumas centrais da BE fosse mais dispendioso para os contribuintes, uma vez que a possibilidade de a BE contribuir para o reembolso do seu actual passivo é duvidosa. A Greenpeace acrescenta que, numa perspectiva de curto prazo, não existem razões para crer que o Reino Unido não seria capaz de alcançar os seus objectivos ao abrigo do Protocolo de Quioto.

(159) A Greenpeace alega que, segundo os relatórios por ela encomendados, é praticável e seguro encerrar centrais nucleares imediata ou progressivamente. A Greenpeace conclui que a opção de encerramento parcial ou gradual das centrais da BE pode dar origem à necessidade de uma intensidade mais limitada de auxílio.

(160) A Greenpeace considera que o Tratado Euratom não prejudica qualquer análise dos auxílios estatais ao abrigo do Tratado CE. Na ausência de regras sectoriais aplicáveis aos auxílios à indústria nuclear no Tratado Euratom, deviam ser aplicáveis as disposições gerais em matéria de auxílios estatais do Tratado CE. A Greenpeace cita os processos apensos 188 e 190/80, França e outros/Comissão (16). A Greenpeace alega ainda que as medidas de auxílio só dizem respeito a questões que podem ser reguladas pelo Tratado Euratom, na medida em que se referem à segurança de instalações nucleares relativamente aos aspectos de segurança do desmantelamento. A Greenpeace conclui que as medidas em questão não são necessárias para atingir os objectivos declarados e que auxílios ao funcionamento contínuos sob qualquer forma, não podem ser considerados necessários para preservar a segurança em circunstâncias em que existe uma opção segura e viável de um encerramento faseado total ou parcial das centrais da BE. De acordo com a Greenpeace, a Comissão deve ter em consideração o Enquadramento comunitário dos auxílios estatais a favor do ambiente (17).

(161) A Powergen é um dos principais operadores do sector da electricidade em Inglaterra e no País de Gales. Tem uma quota de 11 % da produção de energia (a BE tem 14 %) e fornece quantidades importantes de electricidade a grandes clientes industriais e comerciais, bem como a PME e clientes residenciais. É propriedade do grupo E-ON.

(162) A Powergen é contra o pacote de auxílios. Alega que o auxílio permitirá à BE continuar a exploração das suas centrais nucleares, que de outro modo teria encerrado. Quanto a este aspecto, a Powergen contesta o parecer das autoridades britânicas de que as centrais funcionariam em qualquer caso. A Powergen teme que o auxílio permita à BE oferecer preços artificialmente reduzidos para ganhar quotas no mercado do fornecimento a grandes clientes e entrar nas actividades de fornecimento a clientes domésticos. A BE poderia igualmente financiar investimentos no sector da energia não nuclear.

(163) No que diz respeito às medidas compensatórias, a Powergen pretende ser consultada sobre quaisquer medidas compensatórias que venham a ser instituídas e sugere três eventuais medidas:

(164) Em primeiro lugar, antecipar o encerramento do reactor nuclear de Dungeness B para Abril de 2004. Segundo a Powergen, se este encerramento fosse divulgado de forma suficientemente antecipada, haveria tempo para o mercado constituir as capacidades correspondentes para dispor de uma margem suficiente.

(165) Em segundo lugar, limitar o auxílio proibindo subvenções cruzadas entre os activos deficitários da BE (as centrais RAG) e outras actividades da BE, dividindo as actividades de produção e de fornecimento da BE em entidades separadas com contabilidade independente e impondo controlos específicos sobre a utilização dos fundos pela BE, a fim de garantir que não desviará montantes pagos pelo Estado para financiar o seu passivo nuclear. Estas medidas devem permanecer em vigor, enquanto o plano de reestruturação estiver em vigor.

(166) Em terceiro lugar, impedir as distorções da concorrência no mercado retalhista da electricidade, proibindo a BE de vender electricidade abaixo do custo (o custo de aquisição da electricidade no mercado grossista majorado dos outros custos relacionados com as vendas), impondo uma limitação à quota de mercado da BE nas suas actividades de fornecimento a clientes comerciais e industriais (a Powergen apresenta uma limitação indicativa de 20 %), e proibindo a BE de entrar nos novos mercados retalhistas. Estas medidas devem permanecer em vigor durante a realização do plano de reestruturação e a sua eficácia devia ser avaliada pela Comissão 5 anos após a sua aplicação.

(167) Quanto ao retorno à viabilidade, a Powergen alega que os cenários tomados em consideração pelas autoridades britânicas para avaliar a futura viabilidade da BE são demasiado optimistas, em especial, no que se refere à disponibilidade das centrais da BE em comparação com referências passadas.

(168) Finalmente, a Powergen considera que «está bem estabelecido que as regras em matéria de auxílios estatais constantes do Tratado CE são aplicáveis ao sector nuclear, apesar da existência do Tratado Euratom». Refere-se ao mesmo processo de 1990 que o referido pela Greenpeace.

(169) A Intergen é uma empresa de produção de energia a nível mundial, com actividades em todos os continentes. Possui uma quota de 20 % da capacidade de produção em Inglaterra e no País de Gales (a BE tem 14 %), com duas centrais em funcionamento e uma em construção. Vende a maior parte da sua produção de electricidade no mercado grossista e uma parte dela através de contratos de longo prazo. Desenvolve também actividades no mercado da comercialização de gás. É propriedade conjunta da Shell e da Bechtel.

(170) A Intergen alega que existe uma preocupação a nível da segurança do fornecimento no Reino Unido e que a segurança nuclear podia ser gerida por administradores judiciais. A empresa chama a atenção da Comissão para o facto de os auxílios à BE terem prejudicado e continuarem a prejudicar a Intergen, e para o facto de outros concorrentes da Intergen, como a Teeside Power Limited, que se encontram entre os credores da BE, serem igualmente favorecidos em comparação com a Intergen no quadro do plano de reestruturação. A Intergen alega que, se a Comissão autorizar o auxílio, ela e as suas filiais, terão de ser compensadas pelos prejuízos sofridos.

(171) Esta parte alega que anteriores comunicados de imprensa sugerem um preço de reprocessamento antes da reestruturação da BE de cerca de 1 000 libras esterlinas/kg de metal pesado (MP). Na sequência da reestruturação da BE, foi acordado um preço de cerca de 150 libras/kg MP entre a BNFL e a BE, que é 85 % inferior ao acordo inicial. Acresce que os contratos de reprocessamento iniciais entre a BNFL e a BE se baseavam no sistema do preço de custo majorado, o que significa que os clientes de base só podiam por contrato obter o reprocessamento se aceitassem (proporcionalmente) os custos totais de reprocessamento mais uma margem de lucro. Neste contexto, se os custos de reprocessamento acordados com os clientes de base se situam a nível das 1 000 libras esterlinas/kg MP, os novos preços agora acordados com a BE não podem de modo algum cobrir os custos. Mesmo no caso de novos contratos, o preço eleva-se a 1 000 libras esterlinas/kg MP (preços de 2003).

(172) Conclui que estes preços indicam que a BNFL não agiu como um investidor privado numa economia de mercado nas suas negociações com a BE, a menos que a BNFL estivesse disposta a estender estas condições favoráveis a outros clientes.

(173) A Drax é o maior produtor de electricidade a partir de centrais a carvão na Europa Ocidental. Fazia anteriormente parte da AES Corporation, um grupo energético americano com interesses na produção, distribuição e fornecimento de electricidade em todo o mundo. Em 5 de Agosto, a AES Corporation cedeu o controlo da Drax aos seus credores. Em 30 de Agosto de 2003, a Drax anunciou que tinha concluído um acordo exclusivo com a International Power plc tendo em vista a sua reestruturação.

(174) Segundo a DRAX, as medidas A, B e G constituem auxílios estatais na acepção do n.o 1 do artigo 87.o do Tratado CE. A DRAX concorda que as medidas D, E e F não constituem auxílios estatais. A DRAX considera que o montante do auxílio é difícil de estimar. No que diz respeito à medida A, a DRAX considera que o seu montante podia ser consideravelmente superior ao actualmente estimado, em especial devido ao facto de as responsabilidades de desmantelamento serem desconhecidas no Reino Unido e de ser pouco provável que a BE contribua para os custos do passivo nuclear. O Governo britânico permanecerá sempre o responsável último pelas responsabilidades relativas à parte final do ciclo nuclear e de desmantelamento. O Governo britânico nunca permitirá que a BE seja declarada insolvente. A DRAX considera que o próprio desagravamento fiscal deve ser notificado enquanto auxílio.

(175) A DRAX considera que, no que se refere à renegociação dos contratos com a BNFL, nenhum investidor privado teria jamais concordado com tais condições não comerciais, comprometendo-se a sofrer pesados prejuízos presentes e futuros, independentemente da cláusula de tratamento excepcional em caso de força maior e do facto de a BE ser o seu maior cliente. É evidente que a renegociação prejudicou gravemente a posição da BNFL. Conduzirá a uma redução do pagamento fixo anual relativo ao acordo de fornecimento de combustível num valor entre 5 milhões e 20 milhões de libras esterlinas por ano. Esta opinião é confirmada pelas contas anuais da BNFL de 2004. Apesar de parecer que mesmo que a BE venha a ser colocada sob administração judicial, as suas centrais continuarão a funcionar e a ter as mesmas necessidades em termos de fornecimento de combustível, bem como de serviços de gestão, reprocessamento e eliminação desse combustível após a sua utilização. A questão a colocar devia então ser se o administrador podia ter conseguido estas condições da BNFL. Além disso, a BN