6.6.2005

Diario Oficial de la Unión Europea

L 142/1

DECISIÓN DE LA COMISIÓN

de 15 de octubre de 2003

relativa a medidas puntuales aplicadas por Portugal en favor de RTP

[notificada con el número C(2003) 3526]

(El texto en lengua portuguesa es el único auténtico)

(Texto pertinente a efectos del EEE)

(2005/406/CE)

LA COMISIÓN DE LAS COMUNIDADES EUROPEAS,

Visto el Tratado constitutivo de la Comunidad Europea y, en particular, su artículo 88, apartado 2, párrafo primero,

Visto el acuerdo sobre el Espacio Económico Europeo y, en particular, su artículo 62, apartado 1, letra a),

Después de haber invitado a los interesados a presentar sus observaciones de conformidad con los mencionados artículos (1),

Considerando lo siguiente:

I. PROCEDIMIENTO

(1)	A través de tres denuncias, de 1993, 1996 y 1997, presentadas por la empresa privada de televisión SIC, la Comisión fue informada de que Portugal había aplicado una serie de medidas puntuales e indemnizaciones compensatorias anuales en favor de la empresa pública de televisión RTP.

(2)	Mediante carta de 15 de noviembre de 2001, la Comisión informó a las autoridades portuguesas de su decisión de incoar el procedimiento previsto en el artículo 88, apartado 2, del Tratado CE en relación con una serie de medidas puntuales en favor de RTP.

(3)	La decisión de la Comisión de incoar el procedimiento se publicó en el Diario Oficial de las Comunidades Europeas (2). La Comisión invitó a las partes interesadas a presentar sus observaciones.

(4)	Las autoridades portuguesas transmitieron sus observaciones a la Comisión mediante cartas de 28 de enero de 2002 y 31 de enero de 2002. Posteriormente, recibió observaciones de otras partes interesadas.

(5)

Mediante cartas de 8 de febrero de 2002 y 9 de mayo de 2002, el denunciante SIC comunicó sus observaciones, mediante carta de 8 de mayo de 2002 lo hizo la empresa privada de televisión portuguesa TVI, mediante carta de 9 de mayo de 2002 la Asociación de Televisión Comercial Europea (ACT) y mediante carta de 12 de junio de 2002 la empresa privada de televisión italiana Mediaset. El 16 de mayo de 2003 y el 4 de agosto de 2003 la Comisión recibió nuevas cartas de SIC relativas a este asunto.

(6)	La Comisión transmitió estas observaciones a las autoridades portuguesas, que respondieron mediante carta de 25 de marzo de 2003. Las autoridades portuguesas respondieron a las preguntas complementarias de la Comisión mediante carta de 29 de julio de 2003.

(7)	La presente Decisión sólo tratará de las medidas puntuales a las que se refiere la Decisión de incoar el procedimiento. Por lo tanto, la presente decisión se centra en las relaciones financieras entre RTP y el Estado portugués durante el período 1992-1998.

(8)

Como ocurriera con la Decisión de incoar el procedimiento, la presente Decisión no aborda las cuestiones de la calificación jurídica y la compatibilidad con el Tratado de las «indemnizaciones compensatorias» anuales concedidas a RTP. Dado que, con carácter preliminar, se consideró a estas cuestiones como una ayuda existente, están siendo objeto de un procedimiento distinto en aplicación del artículo 17 del Reglamento (CE) no 659/1999 del Consejo (3).

(9)

No obstante, con el fin de tener una visión completa de las relaciones financieras que existen entre el Estado portugués y RTP en el período cubierto por la presente investigación, la Comisión debe tener en cuenta, no sólo las medidas puntuales, sino también el apoyo financiero concedido a RTP en forma de «indemnizaciones compensatorias» anuales. Por consiguiente, en la presente Decisión, la Comisión sólo se referirá a las «indemnizaciones compensatorias» anuales en la medida necesaria para precisar su posición sobre las medidas puntuales.

II. DESCRIPCIÓN PORMENORIZADA DE LAS MEDIDAS

(10)

Las «indemnizaciones compensatorias» anuales constituyen el principal mecanismo de compensación de RTP. Durante el período comprendido entre 1992 y 1998, RTP recibió 66 495 millones de escudos portugueses (PTE) para cubrir los costes asumidos en la realización de sus obligaciones de servicio público. El fundamento jurídico de esta compensación lo constituye el artículo 5 de la Ley no 21/92 (4).

(11)

El cuadro 1 presenta una distribución de las indemnizaciones compensatorias anuales concedidas a RTP durante el período cubierto por la presente Decisión.

Cuadro 1

Importe de las indemnizaciones compensatorias anuales 1992-1998

(en millones PTE)
1992	1993	1994	1995	1996	1997	1998
6 200	7 100	7 145	7 200	14 500	10 350	14 000
Fuente: Resoluciones del Consejo de Ministros no 18/92, no 21/93, no 19/94, no 25-A/95, no 97/96, no 83/97 y no 1/99.

(12)

En el momento de su transformación en sociedad anónima, RTP gozó de una exención del pago de impuestos y emolumentos correspondientes al registro de dicha transformación de RTP por un importe de 33 millones PTE. En principio, la legislación portuguesa establece que la constitución de una sociedad o la modificación de sus estatutos o de la propia empresa está sujeta al pago de impuestos y emolumentos.

(13)

El fundamento jurídico de esta exención lo constituye el apartado 1 del artículo 11 de la Ley no 21/92, que estipula:

«Se aprueban los estatutos de RTP SA […], que no deben necesariamente elevarse a escritura pública, sino que se registran de oficio, libres de impuestos y emolumentos, en el Diario Oficial de la República (Diário da República) en el que se publiquen.»

(14)

Lo dispuesto en el artículo 11, apartado 1, se deriva de la aplicación de la Ley no 84/88. El artículo 1 de esta Ley estipula que las empresas públicas, aunque estén nacionalizadas, pueden transformarse en sociedades anónimas por Decreto-Ley. Este Decreto-Ley constituyó el acto por el cual se aprobaron los estatutos de la sociedad anónima, siendo título suficiente para cumplir todas las exigencias de registro (5).

(15)	Por otro lado, en aplicación del artículo 11, apartado 2, de la Ley no 21/92, todos los actos directamente vinculados con la modificación del estatuto jurídico de la sociedad están exentos de impuestos y emolumentos relacionados con su inscripción.

(16)

Las disposiciones del artículo 11, apartado 2, de la Ley no 21/92 proceden de la aplicación del Decreto-Ley no 404/90 (6). Su artículo 1 estipula que, hasta el 31 de diciembre de 1993, las empresas que efectúen actos de cooperación o concentración pueden beneficiarse de una exención de los impuestos sobre la transmisión de bienes inmuebles necesarios para la concentración o cooperación, así como de otros impuestos y gastos legales por la realización de este tipo de actos.

(17)

Con la apertura del mercado portugués de la televisión se decidió retirar los activos relativos a la red de distribución de las señales de televisión de las actividades de emisión de RTP y crear una entidad jurídica distinta, la «Teledifusora de Portugal» (TDP), dotada con un capital de 5 400 millones PTE (7). El valor de la nueva entidad fue fijado por dos instituciones independientes, el Banco Nacional Ultramarino (BNU) y el Banco Português de Investimento (BPI) (8).

(18)	En 1993, el Estado pagó a RTP un importe de 5 400 millones PTE (cifra resultante de una evaluación independiente) para la compra de la red de teledifusión TDP, importe que correspondía al valor de los activos transferidos (9).

(19)	Más adelante se ofrece una panorámica del contexto en el que se celebraron los acuerdos. Se describe la evolución de la propiedad de Portugal Telecom, así como los cánones cobrados y los acuerdos firmados con RTP.

(20)

Entre 1991 y 1994, la red portuguesa de teledifusión era propiedad de la empresa pública TDP SA. Desde 1994, la red es propiedad de Portugal Telecom, empresa que surgió de la fusión de Telecom Portugal SA, Telefones de Lisboa e Porto SA y TDP SA. Tras la creación de Portugal Telecom, el Estado redujo periódicamente su participación en la empresa. En 1995, se vendió el 26,3 % a través de una oferta pública de venta. En junio de 1996 se subastó públicamente una segunda parte, dejando la participación del Estado en un 51 %. A mediados de 1997, su participación bajó al 25 %, y a mediados de 1999 al 10,5 %. Actualmente, la empresa está privatizada (10).

(21)	La Ley no 58/90 determina explícitamente que los operadores privados puedan perder su licencia si no pagan a su debido tiempo el canon de la red de teledifusión (11).

(22)

No se constató ninguna diferencia entre los cánones aplicados por el operador de red a RTP y los aplicados a los operadores privados de televisión. De hecho, está prohibido legalmente establecer diferencias entre los cánones aplicados a la cadena pública RTP y los aplicados a las cadenas privadas que utilicen la red (12). Hasta 1997, los cánones practicados por el operador de red se basaban en parámetros legalmente establecidos (13). En 1997, se celebró un acuerdo entre el Instituto para los Medios de Comunicación Social, la Dirección General de Comercio y Competencia y Portugal Telecom por el que se fijaron los precios máximos que Portugal Telecom podía aplicar a la distribución de señales de televisión.

(23)

RTP debía pagar un canon anual al propietario de la red de teledifusión para poder utilizarla (14). RTP nunca estuvo de acuerdo con el importe de este canon anual, ya que era superior a la mitad del valor de la red en el momento de su transferencia. Aunque RTP haya inscrito todos los costes de la red de teledifusión en el pasivo de su balance, incluidos los intereses de demora, no pagó los cánones a su debido tiempo.

(24)	RTP no puede prescindir de la red para difundir sus programas. Por otra parte, RTP es uno de los principales usuarios de la red (además del operador comercial SIC).

(25)

Entre 1992 y 1998, el operador de la red aceptó retrasos en el pago de los cánones por parte de RTP, habiéndose celebrado varios acuerdos entre RTP y Portugal Telecom para la reprogramación de la deuda (15). Incluso después de 1998 también se firmaron algunos acuerdos de reprogramación de la deuda entre las dos sociedades. En un acuerdo de 31 de mayo de 2001 se consolidó la deuda acumulada de RTP a Portugal Telecom, incluido el importe de los intereses de demora. En ese momento, las dos empresas celebraron un acuerdo con arreglo al cual la deuda total se pagaría en diez pagos semestrales adeudados el 30 de junio y el 30 de diciembre de cada año.

(26)

El 3 de julio de 2003, Anacom, la entidad responsable actualmente de velar por la aplicación de las normas relativas a la fijación de los precios para la red de teledifusión, decidió que Portugal Telecom debía reducir sus precios de 2002 a partir de enero de 2003 (un 14 % más un 1,2 % suplementario).

(27)

En el marco de la concesión del servicio público de telecomunicaciones, Portugal Telecom está obligada a prestar el servicio de distribución y radiodifusión de las señales de telecomunicación. La obligación de servicio universal de Portugal Telecom, cuyo margen de beneficios negativo puede ser compensado por el Estado, no incluye la prestación de un servicio de distribución de señales de televisión a RTP (16).

(28)

RTP acumuló una deuda con la seguridad social de 2 189 millones PTE, correspondiente al período de 1983 a 1989, originada por la falta de pago de las cotizaciones a dicha institución. Esta deuda nació de un litigio entre RTP y la seguridad social sobre una cuestión de interpretación relativa a las cotizaciones sociales debidas por las horas extraordinarias de sus empleados y las remuneraciones de los artistas.

(29)

La interpretación de la seguridad social se basaba en el artículo 2, letra e), del Decreto Legislativo no 12/83, de 12 de febrero de 1983. Con el fin de evitar una acción judicial, las dos partes interesadas celebraron un acuerdo amistoso en virtud del cual la seguridad social renunciaba al cobro de los intereses de demora y aceptaba una reprogramación de la deuda. Después de llegar al acuerdo para solucionar el litigio, no llegó a revocarse nunca el Decreto Legislativo.

(30)	El 6 de mayo de 1993, un decreto conjunto del Ministerio de Hacienda y del Ministerio de seguridad social autorizó la reprogramación de la deuda en 120 mensualidades y renunció a las multas y a los intereses debidos sobre el importe de 1 206 millones PTE.

(31)

Las condiciones de autorización de pago en condiciones excepcionales de las deudas a la seguridad social figuran en el Decreto-Ley no 411/91. Con arreglo al artículo 2, apartado 1, de dicho Decreto-Ley, la autorización debe ser indispensable para garantizar la viabilidad de la empresa deudora. Las condiciones excepcionales mencionadas pueden aplicarse cuando, entre otras cosas, como establece la letra d) la empresa endeudada «haya sido ocupada, autogestionada o intervenida por el Estado».

(32)	En 1994, RTP emitió obligaciones por un valor total de 5 000 millones PTE. Según el folleto de emisión, era RTP quien garantizaba el reembolso de la deuda con cargo a sus ingresos.

(33)

El 18 de septiembre de 1996, RTP y el Ministerio de Cultura celebraron un Protocolo de apoyo al cine que precisa las obligaciones de RTP en su apoyo a la producción cinematográfica. Las disposiciones del Protocolo no estipulan ninguna financiación específica en favor de RTP como contrapartida a su obligación de apoyar al sector cinematográfico.

(34)	RTP realizó un estudio sobre las posibilidades de reestructurar la empresa durante el período 1996-2000, que no desembocó en ningún compromiso financiero por parte del Estado.

(35)

Durante el período 1994-1997, el Estado amplió el capital de RTP cada año. El cuadro siguiente presenta una panorámica de las diversas ampliaciones de capital, que ascienden a 46 800 millones PTE.

Cuadro 2

Ampliaciones del capital social de RTP entre 1994 y 1997

(en millones PTE)
Año	1994	1995	1996	1997
Ampliación del capital social	10 000	12 800	10 000	14 000
Capital social a 31 de diciembre	22 708	35 508	45 508	59 508
Fuente: Balances de RTP.

(36)	Los Contratos de servicio público celebrados entre el Estado portugués y RTP prevén la participación del Estado en las inversiones efectuadas por RTP, preferiblemente en forma de ampliación de capital (17).

(37)

En diciembre de 1998 se celebró un contrato de préstamo «subordinado» entre el Fondo de regularización de la deuda pública (Fundo de Regularização da Dívida Pública) y RTP, que establecía las condiciones de un préstamo del Fondo a RTP por valor de 20 000 millones PTE destinado a aumentar el capital de la empresa.

(38)

El Fondo de estabilización de la deuda pública es gestionado por el Instituto de gestión de la deuda pública (Instituto de Gestão do Crédito Público). Este Instituto se encarga de la gestión de la deuda del Estado portugués y de la ejecución del programa de préstamos de la administración central, con arreglo a la Ley que regula el régimen de la deuda pública del Estado (18) y a las orientaciones definidas por el Gobierno. El Instituto de gestión de la deuda pública está tutelado por el Ministerio de Hacienda (19).

(39)	A partir de la fecha en que RTP tuvo los fondos a su disposición, el préstamo quedó sujeto al pago de intereses anuales correspondientes al tipo Lisbor a 12 meses, calculados al comienzo de cada período, y aumentados en 20 puntos de base (20).

(40)

El contrato prevé que el préstamo sea reembolsado hasta el 31 de diciembre de 2003, pero podrá prorrogarse uno a dos años por acuerdo mutuo. RTP no pagó intereses sobre el préstamo, dado que el contrato de préstamo estipula que los intereses debidos durante las cuatro primeras anualidades deben capitalizarse (21).

(41)	El contrato celebrado entre el Fondo de estabilización de la deuda pública y RTP se elaboró siguiendo las orientaciones que figuran en una resolución conjunta entre los Secretarios de Estado de los medios de comunicación, del tesoro y de las finanzas de 17 de diciembre de 1998.

(42)	La empresa pública de televisión RTP se creó mediante acto de 15 de diciembre de 1955, tras la decisión del Estado de constituir una empresa pública que obtendría una concesión para la prestación del servicio público de televisión (22).

(43)

RTP ocupó una posición de monopolio en el mercado televisivo hasta los años ochenta. Durante los años noventa, la competencia de las cadenas privadas de televisión hizo su aparición, una vez que el Estado concedió licencias a SIC y a TVI en febrero de 1992 para explotar la tercera y cuarta cadenas respectivamente (23).

(44)	Los estatutos de RTP de 1992, enunciados en la Ley no 21/92 (en lo sucesivo, «la Ley no 21/92») transformaron a esta empresa en sociedad anónima (24).

(45)	RTP desarrolla simultáneamente actividades televisivas tanto de servicio público como comerciales. Está habilitada legalmente para desarrollar otras actividades comerciales o industriales relacionadas con la actividad televisiva (25).

(46)	RTP desarrolla sus actividades comerciales por medio de participaciones financieras en empresas que son jurídicamente distintas de RTP y que disponen de una estructura y de un sistema contable propios.

(47)

Como puede observarse en el siguiente cuadro, RTP registró pérdidas durante el período examinado. En 1996, su situación financiera se deterioró hasta el punto de que sus fondos propios netos eran negativos.

Cuadro 3

Datos económicos y financieros de RTP para el período 1993-1998

(en millones PTE)
	1993	1994	1995	1996	1997	1998
Beneficios (o pérdidas) netos	(7 883)	(19 558)	(26 581)	(18 512)	(32 223)	(25 039)
Fondos propios netos	1 557	8 071	4 269	(4 274)	(20 586)	(50 827)
Activo	39 418	42 262	56 078	67 654	62 340	83 843
Deudas financieras (26)	22 402	26 855	30 258	44 922	44 885	92 775
Fuente: Cuentas financieras de RTP.

(48)	RTP debe prestar unos servicios de televisión pública, cuya definición, atribución y financiación se regula en diversos actos jurídicos.

(49)

La Ley no 58/90, que regula el ejercicio de la actividad televisiva, estableció las normas aplicables a los operadores privados, instituyendo para el Estado la obligación de garantizar un servicio público de televisión (27). La Ley no 21/92 relativa a los estatutos de RTP determina las principales obligaciones del servicio público y su financiación.

(50)	Dos Contratos de servicio público firmados entre RTP y el Estado portugués describen de una manera más detallada los servicios públicos y su respectiva financiación (28).

(51)

El artículo 4 de la Ley no 21/92 establece que debe celebrarse un contrato de concesión entre el Estado y RTP y determina las principales obligaciones de servicio público que deben respetarse con arreglo a dicho contrato. El artículo 4, apartado 2, enuncia los principios generales a los que debe ajustarse RTP en el ejercicio de su actividad de concesionaria (29). El artículo 4, apartado 3, expone las obligaciones del servicio público de televisión (30).

(52)

Los Contratos de servicio público confirman las obligaciones de servicio público de RTP. En primer lugar, RTP está sujeta a obligaciones de carácter general y a obligaciones sobre el contenido de los programas (31). RTP debe prestar un servicio público de televisión en el marco del cual debe emitir en dos cadenas y proporcionar una cobertura general a la parte continental de Portugal. La primera cadena tiene un carácter más general y debe proponer una programación más generalista. La segunda cadena debe dirigirse a audiencias más específicas y presentar programas educativos, culturales y científicos. Una de las cadenas debe cubrir las regiones autónomas de Azores y Madeira.

(53)

En segundo lugar, los contratos imponen a RTP obligaciones específicas de programación (32). Se establecen ciertas normas de calidad de los programas (pluralismo, imparcialidad de la información, etc.) y de contenido de los mismos (nuevas películas de ficción, deporte, programas infantiles, producción y cultura portuguesas, información nacional y programas de entretenimiento). RTP debe conceder tiempo de emisión a entidades determinadas, apoyar al cine y las otras formas de producción y expresión audiovisual, fomentar la producción de programas educativos o formativos, intercambiar programas con las Regiones autónomas y promover la cooperación con otros organismos que presten servicio público de televisión en la Unión Europea. Por otra parte, RTP debe cumplir obligaciones específicas de programación en el marco de la cooperación internacional. Por ejemplo, RTP debe producir y emitir programas para las comunidades portuguesas que viven en el extranjero, los países africanos de lengua oficial portuguesa y Macao. RTP debe garantizar el funcionamiento de RTP Madeira y RTP Azores y mantener sus centros de producción y sus delegaciones en el extranjero.

(54)

En tercer lugar, los contratos imponen a RTP obligaciones específicas. Por ejemplo, RTP debe conservar archivos audiovisuales, introducir innovaciones técnicas en su material y en sus actividades, apoyar la Fundación del Teatro Nacional de S. Carlos y prestar otros servicios que deben precisarse específicamente.

(55)

El artículo 5 de la Ley no 58/90 concedió a RTP una concesión de servicio público de televisión durante un período de 15 años, renovable por un nuevo período de 15 años, que cubre las frecuencias correspondientes a la primera y a la segunda cadenas. El artículo 4 de la Ley no 21/92 destaca que RTP es concesionaria del servicio público de televisión. La primera cláusula de los Contratos de servicio público confirma que RTP es la prestadora de los servicios públicos televisivos (33).

(56)	Los Contratos de servicio público prevén un Consejo consultivo (34) compuesto por representantes de los distintos sectores de la opinión pública, que puede intervenir para verificar si RTP respeta sus obligaciones, generales y específicas, de servicio público de televisión.

(57)

RTP debe presentar anualmente al Ministro de Hacienda un plan de actividades y un presupuesto relativos al servicio público para el ejercicio siguiente, acompañados de dictámenes emitidos por el Gabinete de Auditoría y por el Consejo consultivo de la empresa. Por otra parte, debe presentar un informe sobre las obligaciones de servicio público del ejercicio anterior, acompañado de un dictamen del Gabinete de Auditoría (35).

(58)

El Ministro de Hacienda y el miembro del Gobierno responsable de los medios de comunicación social deben comprobar el cumplimiento de los Contratos de servicio público. La Inspección general de finanzas debe controlar el plano financiero. Por otro lado, una empresa especializada debe realizar anualmente una auditoría externa (36).

(59)	El nuevo Contrato de servicio público también prevé sanciones del Estado, en caso de incumplimiento de dicho contrato por RTP, en forma de multas, aprensiones, rescate y rescisión del contrato de concesión.

(60)	El artículo 5 de la Ley no 21/92 confiere a RTP el derecho a recibir una compensación del Estado como contrapartida a la prestación de servicio público. El Contrato de servicio público confirma este derecho.

(61)

Además del sistema de indemnizaciones compensatorias anuales, los Contratos de servicio público también prevén financiar:

—	el pago de servicios específicos en aplicación de acuerdos de prestación de servicios que hayan sido firmados o que vayan a serlo por la administración pública y por RTP (37),

—

la participación del Estado en todas las inversiones efectuadas por RTP, en particular las destinadas a las infraestructuras necesarias para el funcionamiento de los centros de producción y emisión de las Regiones Autónomas de Azores y Madeira, a los archivos audiovisuales, a las emisiones internacionales de RTP y a otras que, por condicionamientos tecnológicos, esté obligada a hacer la concesionaria (38).

(62)

Con el fin de determinar los ingresos y gastos de las obligaciones derivadas de la condición de servicio público elegibles a efectos de la indemnización compensatoria, RTP utiliza un sistema de contabilidad analítica de costes. Los contratos precisan los criterios que deben aplicarse para calcular los costes que pueden considerarse con respecto a cada obligación de servicio público (39).

(63)

En el marco de este sistema de contabilidad analítica, RTP distribuye los ingresos y gastos (por ejemplo, gastos de personal y material) entre un número determinado de actividades (gestión de la programación, costes directos e indirectos de los programas, costes de difusión, costes de emisión, costes de comercialización y gastos generales).

(64)	Los costes directos de las diversas actividades se distribuyen entre los distintos objetos de coste (por ejemplo RTP 1, RTP 2, RTPi y RTP África). Los costes indirectos se distribuyen entre los objetos de coste según criterios analíticos coherentes (por ejemplo, el número de horas de emisión) (40).

(65)

El sistema de distribución de los costes presenta las siguientes características:

—

en el ámbito de los Contratos de servicio público, solamente los costes de explotación netos pueden compensarse de acuerdo con el método descrito en los contratos. Los costes financieros, los gastos extraordinarios y las provisiones que no estén directamente relacionados con una actividad no causan derecho a una compensación (41),

—	con el fin de calcular el importe de los costes de explotación netos reembolsables, RTP debe deducir los ingresos de explotación para cada obligación de servicio público de los costes de explotación,

—	aplicando el antiguo Contrato de servicio público, no era posible ninguna compensación por la obligación general de servicio público de explotar RTP 1 y RTP 2 y garantizar una cobertura de las Regiones Autónomas a través de una de las cadenas (42),

—

con arreglo al nuevo Contrato de servicio público, los costes de explotación de RTP 1 y RTP 2 pueden ser objeto de indemnizaciones compensatorias, pero no sería posible ninguna compensación complementaria si los costes de explotación netos reales de RTP 1 y RTP 2 fueran superiores a los previstos (43).

(66)

RTP presentó el coste neto de la prestación del servicio público en los informes anuales sobre el servicio público, de acuerdo con el método de cálculo de los costes anteriormente mencionado. El siguiente cuadro ofrece una panorámica de los costes para cada actividad de servicio público que puede beneficiarse de una indemnización compensatoria.

Cuadro 4

Costes netos comunicados y reembolsables por la prestación del servicio público

(en millones PTE)
	1992	1993	1994	1995	1996	1997	1998
Teletexto						112,9	86,8
Funcionamiento de RTP Internacional	882,3	1 517,4	1 826,9	1 890,8	2 059,6	3 999,1	3 712,9
RTP África	—	—	—	—		654,7	1 332,0
Emisión directa de RTP 1 para Madeira y Azores	—	—	—	—	—	76,8	295,4
Archivos audiovisuales	509,1	241,6	402,7	492,7	184,9	909,4	672,1
Cooperación con los países africanos de lengua oficial portuguesa	186,9	128,4	172,2	148,6	144,9	202,4	200,3
Diferencial de cobertura	406,7	1 312,8	1 314,2	1 050,3	1 050,0	622,6	208,6
Delegaciones/corresponsales	797,8	658,2	681,1	642,7	583,2	457,2	211,0
Fundación del Teatro Nacional de S. Carlos		50,0	55,0	60,0	60,0	60,0	60,0
Apoyo al cine		215,0	95,0	27,5	156,5	391,1	352,8
Explotación de los centros autónomos regionales	3 453,4	3 486,0	3 685,9	3 696,1	3 846,6	3 459,2	2 855,2
Emisión destinada a entidades específicas	482,0	350,6	151,1	94,6	80,8
Sport TV (44)							– 440,0
Costes de explotación netos de RTP 1						16 946,1	11 916,6
Costes de explotación netos de RTP 2					9 050,6	10 080,6	8 637,6
Total de los costes de explotación netos	6 718,2	7 960,0	8 384,1	8 103,3	17 217,1	37 972,1	30 101,3
Fuente: Información comunicada por las autoridades portuguesas y procedente de informes sobre el servicio público.

(67)

El siguiente cuadro ofrece una panorámica de las inversiones realizadas por RTP en equipamientos destinados a las actividades de servicio público. Presenta, a la vez, las inversiones reales en actividades de servicio público, como figuran en las cuentas financieras anuales, así como las inversiones comunicadas en los informes sobre el servicio público. Así, todo indica que las inversiones reales efectuadas en las actividades de servicio público eran superiores a las que figuran en los Contratos de servicio público.

Cuadro 5

Inversiones en actividades de servicio público

(en millones PTE)
	1992	1993	1994	1995	1996	1997	1998	Total
Cuentas financieras	2 632,6	2 102,0	2 763,9	992,7	1 480,4	4 037,4	6 054,2	20 063,2
Informes sobre el servicio público	2 327,3	98,0	1 975,1	154,4	28,1	4 037,4	6 127,8	14 748,1
Diferencia	305,3	2 004,0	788,8	838,3	1 452,3	0	– 73,6	5 315,1
Fuente: Cuentas financieras de RTP e informes sobre el servicio público.

(68)	Las medidas están destinadas a compensar a RTP por las obligaciones de servicio público que se le imponen y a financiar sus inversiones.

(69)

En Portugal, el operador de servicio público no fue elegido a raíz de un procedimiento en el que todas las empresas interesadas tuvieran ocasión de indicar el importe de la indemnización compensatoria que les sería necesaria para explotar una concesión de servicio público de televisión, sino que fue una designación del Gobierno.

(70)

Desde 1992, en el mercado portugués de televisión están presentes operadores públicos y privados. Además de RTP, los operadores privados SIC y TVI tienen licencias para explotar cadenas de televisión. SIC fue el primer operador privado en iniciar sus actividades de radiodifusión el 6 de octubre de 1992. Las medidas en favor de RTP podrían tener como efecto falsear la competencia en el mercado portugués de televisión.

(71)	La Comisión incoó el procedimiento a raíz de una sentencia del Tribunal de Primera Instancia de 2000 (45). Esta sentencia anuló la Decisión de la Comisión de 1996 (46).

(72)

Por otra parte, teniendo en cuenta la duración de su examen preliminar y las dudas sobre la proporcionalidad de la financiación del coste reembolsable del servicio público de RTP, la Comisión incoó el procedimiento a raíz de las denuncias presentadas por SIC en 1996 y 1997. Estas medidas se referían al pago por el Estado de la transferencia de la red de teledifusión, a una emisión de obligaciones, al apoyo al cine, a un plan de reestructuración para el período 1996-2000, a inyecciones de capital en 1994-1997 y a un préstamo.

(73)

Al incoar el procedimiento de investigación formal, la Comisión manifestó sus dudas, teniendo en cuenta los costes totales reembolsables por la prestación del servicio público de RTP durante el período 1992-1998, sobre el hecho de que el Estado portugués hubiera o no compensado en exceso los costes netos del servicio público asumido por la empresa.

III. OBSERVACIONES DE LOS INTERESADOS DIRECTOS

(74)	Tras la apertura del procedimiento de investigación, varios interesados directos presentaron observaciones relativas a las medidas en cuestión. La siguiente sección ofrece una visión de las observaciones de estas partes, medida por medida.

(75)

SIC y TVI argumentaron que la exención de impuestos y emolumentos relativos al registro constituye una excepción a las normas normalmente aplicables a cualquier modificación de los estatutos de una sociedad. SIC añadió que el ámbito de aplicación de esta medida no se limitaba a la constitución de RTP. De conformidad con lo dispuesto en el artículo 11, apartado 2, de sus estatutos, RTP se beneficia de una exención general de impuestos y emolumentos para todo tipo de inscripción y registro.

(76)	TVI indicó que RTP estaba también exenta del pago de los gastos vinculados a la escritura.

(77)

Con respecto a las facilidades concedidas para el pago del canon correspondiente a la utilización de la red de teledifusión, los interesados directos alegaron que debía indicarse claramente si se habían aplicado intereses y a qué tipo y si se habían efectuado pagos a Portugal Telecom. Por otra parte, debería esclarecerse la actual deuda de RTP con Portugal Telecom.

(78)

SIC y TVI presentaron observaciones relativas a la reprogramación de la deuda con la seguridad social. Afirmaron que RTP estaba autorizada a amortizar sus deudas a la seguridad social en condiciones diferentes de las aplicables a otras empresas en virtud del Decreto-Ley no 411/91. ACT destacó el papel determinante del Estado en este acuerdo.

(79)

En lo relativo a la venta de la red de teledifusión, ACT y TVI indicaron que debía procederse a un análisis económico y contable del valor patrimonial de la nueva sociedad creada, TDP, con el fin de determinar si existía un exceso de compensación. Sobre esta cuestión, Mediaset y ACT señalaron que la red de teledifusión se había constituido gracias a la financiación estatal y no por el propio operador. Por consiguiente, se preguntan si está justificada la compensación pagada a RTP para estos activos públicos.

(80)	En cuanto a la emisión de obligaciones, SIC destacó que, dada la situación financiera de RTP, sólo fue aceptada en el mercado porque el propietario al 100 % era el Estado. Por otra parte, Mediaset observó que la Comisión debía examinar el fondo de la garantía más que la forma.

(81)

Sobre la cuestión del Protocolo de apoyo al cine, SIC indicó que el Estado se comprometió a compensar anualmente los costes derivados de las obligaciones de servicio público que incluyen la promoción del cine, lo que equivale a una doble financiación de RTP por el mismo concepto. TVI indicó que se habían firmado protocolos semejantes con operadores privados, pero que sólo RTP recibe ayuda estatal. Por otra parte, TVI afirmó que el protocolo de 1996 sobre el cine fue sustituido en 2000, estipulando que RTP debe cofinanciar, en calidad de coproductor, todos los proyectos cinematográficos que cuenten con una financiación concedida por el ICAM (Instituto del cine, el sector audiovisual y multimedia). Mediaset señaló sobre esta cuestión que, en la medida en que las condiciones de financiación exigen que el operador público participe en coproducciones con productores independientes, es importante garantizar que dicha participación no confiera una ventaja indirecta al operador público en sus relaciones con estos productores cinematográficos.

(82)

Por lo que se refiere a las inyecciones de capital de 1994 a 1997, SIC, ACT, Mediaset y TVI señalaron que ningún accionista razonable habría procedido a un aumento de capital de una sociedad que presentaba las características de RTP. Estas inyecciones de capital se realizaron en una sociedad seriamente deficitaria, sin un plan de reestructuración coherente que pudiera devolver la viabilidad a la empresa.

(83)	Además, SIC afirmó que ninguna entidad financiera habría aprobado un préstamo a RTP dada su situación de quiebra técnica en 1996.

(84)

Mediaset y ACT solicitaron una mayor incidencia durante el procedimiento de investigación en la supervisión independiente de la prestación de servicio público. La empresas privadas de televisión SIC y TVI dijeron que la Comisión debía concluir que las medidas eran ayudas estatales incompatibles, dado que los recursos públicos concedidos a RTP son desproporcionados.

IV. OBSERVACIONES DE LAS AUTORIDADES PORTUGUESAS

(85)

En relación con la exención de los gastos de notario y registro, las autoridades portuguesas indicaron que, dado que no era necesaria una escritura pública para formalizar el acto de transformación de la empresa pública en sociedad comercial, no existía ningún fundamento para percibir esos impuestos y emolumentos.

(86)

En cuanto a las observaciones hechas por SIC sobre el artículo 11, apartado 2, de la Ley no 21/92, las autoridades portuguesas alegaron que la legislación portuguesa no concedía a las empresas públicas beneficios fiscales específicos en caso de transformación o reestructuración de las sociedades. La exención estaba basada en el Decreto-Ley no 404/90.

(87)

Por lo que se refiere a los retrasos de pago de los importes debidos para la utilización de la red, las autoridades portuguesas afirman que la reprogramación de la deuda por Portugal Telecom constituye una estrategia común en las relaciones comerciales entre acreedor y deudor y no resultó de la intervención del Estado.

(88)

Las autoridades portuguesas afirman que el acuerdo inicial entre la seguridad social y RTP sobre la reprogramación de la deuda y la renuncia a intereses y multas se inscribía en el contexto de un litigio jurídico sobre la constitucionalidad del Decreto Legislativo no 12/83 que regula la base de incidencia de las cotizaciones a la seguridad social en relación con la remuneración de las horas extraordinarias. El acuerdo de regularización de la deuda reconoció la interpretación de RTP según la cual la remuneración no estaba sujeta a las cotizaciones a la seguridad social, interpretación confirmada por un experto en fiscalidad.

(89)

En segundo lugar, las autoridades portuguesas mantienen que la autorización formal de este acuerdo por el Gobierno no confirió un beneficio financiero específico a RTP con respecto a otras empresas en circunstancias semejantes en los términos del Decreto-Ley no 411/91. Las autoridades portuguesas afirman que la derogación contemplada en el artículo 2, apartado 1, letra d), se aplica a RTP, ya que ésta fue objeto de una intervención estatal y pasó por distintas vicisitudes en el marco de la gestión de una Comisión administrativa nombrada por el Gobierno en 1977 (47). Según las autoridades portuguesas, el hecho de que se haya celebrado un acuerdo con uno de los interesados directos con arreglo a esta misma ley destaca el carácter general de las medidas.

(90)

Por lo que se refiere al pago de la transferencia de la red de teledifusión en 1993, las autoridades portuguesas explicaron que la financiación estaba directamente vinculada al proceso de división y venta de la red de transmisión y difusión de las señales de televisión. El Estado compró TDP a RTP y pagó esta operación con una ampliación de capital de RTP por el importe exacto del valor de los activos que fueron transferidos y, por lo tanto, esta medida no constituye una ayuda estatal.

(91)	En cuanto a la emisión de obligaciones con garantía del Estado, las autoridades portuguesas defienden que este préstamo a los accionistas no implicó ninguna garantía por parte del Estado portugués, como demuestran los documentos técnicos relativos a la emisión.

(92)

Sobre la cuestión del Protocolo de apoyo al cine, las autoridades portuguesas declararon que el Protocolo de 1996 aclara y expone las modalidades de la obligación de servicio público de RTP apoyando y promoviendo la producción cinematográfica. En virtud del Protocolo, RTP debía cofinanciar «proyectos que sean objeto de un apoyo financiero» que hubieran sido preseleccionados por la entidad estatal responsable. Según las autoridades portuguesas, los términos del Protocolo celebrado con RTP no eran comparables a los establecidos con SIC y TVI, puesto que RTP estaba obligada a cofinanciar obras cinematográficas cuyo interés televisivo podía ser escaso o incluso inexistente. En cualquier caso, el valor de la subvención concedida por RTP era, por regla general, mucho más elevado que el valor medio de los derechos de emisión de las obras adaptadas a la emisión televisiva.

(93)	En lo relativo al plan de reestructuración para el período 1996-2000, las autoridades portuguesas indican que este plan no superó la fase del estudio preliminar y no constituye, por lo tanto, la base de ninguna forma de intervención financiera del Estado en favor de RTP.

(94)	Por lo que se refiere al préstamo, las autoridades portuguesas indicaron que las condiciones técnicas vinculadas al mismo establecían que la operación financiera generaría intereses calculados con arreglo a criterios de mercado.

(95)	Por otra parte, las autoridades portuguesas afirmaron que las inyecciones de capital durante el período 1994-1998 constituyeron, junto con las indemnizaciones compensatorias, un instrumento de financiación de los costes vinculados a la prestación de un servicio de televisión pública.

(96)

Según las autoridades portuguesas, el modelo de financiación elegido para compensar los costes del servicio público sufragados por RTP resultó inadecuado e implicó déficits comerciales. En primer lugar, las indemnizaciones compensatorias se calcularon siempre por debajo de las necesidades reales de financiación del servicio público de televisión. En segundo lugar, el Estado portugués pagó las indemnizaciones sistemáticamente con retraso. Por ello, RTP se vio obligada a recurrir a la financiación bancaria para hacer frente a sus costes de explotación y no pudo incluir los gastos por intereses y amortización en el cálculo del coste del servicio público. En tercer lugar, RTP tenía que pagar IVA al Estado sobre las indemnizaciones compensatorias, lo que disminuía su importe neto.

(97)

Las autoridades portuguesas afirman que la exención de impuestos y emolumentos (i), las facilidades de pago del canon sobre la utilización de la red de teledifusión (ii), la reprogramación de la deuda a la seguridad social (iii), el pago relativo a la transferencia de la red de teledifusión (iv), el Protocolo de apoyo al cine (v) y el préstamo suscrito por RTP en 1998 (vi) no están incluidos en el concepto de ayuda estatal. Por lo que se refiere a la compatibilidad de las otras medidas, las autoridades portuguesas afirman que deben considerarse como una compensación por el coste del servicio público y, en consecuencia, no como ayuda estatal (48) o, como alternativa, que su compatibilidad con el Derecho comunitario debería apreciarse sobre la base del artículo 86, apartado 2, del Tratado CE.

(98)

Por lo que se refiere al cálculo del exceso de compensación, las autoridades portuguesas declaran lo siguiente:

—

la inclusión en 1996 de los costes de explotación de RTP 2 como coste del servicio público reembolsable se basa jurídicamente en el Contrato de servicio público de 1996 según el cual la indemnización compensatoria de los costes de explotación de RTP 2 entra en vigor, en aplicación de dicho contrato, a partir del 1 de enero de 1996 (49),

—	el préstamo de 20 000 millones PTE no debería considerarse como indemnización compensatoria, dado que fue concedido en condiciones de mercado,

—

las ampliaciones de capital también estaban destinadas a financiar inversiones, no sólo a compensar financieramente los costes reembolsables del servicio público. La obligación del Estado, como accionista, de participar en la financiación de inversiones consideradas necesarias figura en los Contratos de servicio público de 1993 y 1996 (50),

—	las indemnizaciones compensatorias estaban sujetas al pago de IVA, de modo que el valor neto recibido por RTP fue inferior,

—	de acuerdo con el Contrato de servicio público de 1996, el coste del servicio público sólo podía reembolsarse hasta la dotación presupuestaria prevista.

(99)	Teniendo en cuenta lo expuesto, las autoridades portuguesas concluyen que la compensación financiera a favor de RTP por su obligación de servicio público no debe considerarse excesiva o inadecuada.

V. VALORACIÓN DE LA MEDIDA/AYUDA

(100)

Con el fin de determinar si las medidas constituyen una ayuda según lo dispuesto en el artículo 87, apartado 1, del Tratado, la Comisión debe apreciar si las medidas a favor de RTP:

—	son concedidas por el Estado o proceden de recursos estatales,

—	pueden falsear la competencia,

—	favorecen a determinadas empresas o a la producción de ciertos bienes,

—	afectan a los intercambios entre los Estados miembros.

(101)

Existen recursos públicos en la exención de los gastos notariales y de registro en la medida en que una pérdida de ingresos fiscales equivale al consumo de recursos estatales en forma de gastos fiscales (51).

(102)

Por lo que se refiere a la implicación de recursos públicos en la aceptación, por el operador de la red de radiodifusión, de los retrasos de pago de RTP por la utilización de la red de radiodifusión, la Comisión considera que, al renunciar al pago del canon por la utilización de la red y los intereses correspondientes, lo cual supuso una acumulación de deudas durante el período investigado, el operador de la red renunció efectivamente a ingresos y pudo encontrarse en la obligación de contraer empréstitos en el mercado para financiar sus operaciones.

(103)

Teniendo en cuenta que Portugal Telecom fue privatizada de forma gradual durante el período investigado, la Comisión debe distinguir entre el período durante el cual el Estado tuvo una participación mayoritaria en Portugal Telecom y el período en el que tuvo una participación minoritaria.

(104)

Por lo que respecta al período posterior al primer semestre de 1997, la Comisión considera que la pérdida de ingresos de Portugal Telecom no puede considerarse como «recursos públicos», en la medida en que la participación del Estado en Portugal Telecom se limitaba al 25 %, se redujo aún más durante los años siguientes y otros grandes accionistas tenían participaciones en la sociedad (52). Además, como resulta del considerando 27, Portugal Telecom no podía beneficiarse de una compensación estatal por las posibles pérdidas resultantes de la aceptación de los pagos atrasados de RTP. Ésta es la razón por la que la Comisión concluyó que, desde mediados de 1997, no estaban implicados recursos estatales.

(105)

En cuanto al período anterior al segundo semestre de 1997, el Estado controlaba Portugal Telecom, puesto que tenía una participación mayoritaria en la empresa. Ésta es la razón por la que cualquier pérdida de ingresos resultante de la aceptación de pagos atrasados referentes al período anterior al segundo semestre de 1997 debe considerarse como «recursos públicos» (53).

(106)

En primer lugar, la Comisión debe determinar si el comportamiento del operador de red antes del segundo semestre de 1997 produjo una pérdida de recursos estatales. En efecto, al conceder facilidades de pago, el operador de red actuó como un acreedor público con respecto a RTP. Ésta es la razón por la que su comportamiento debe compararse al de un acreedor público o privado que intenta recuperar los importes que se le deben y que, a tal efecto, celebra acuerdos con el deudor en virtud de los cuales las deudas acumuladas se escalonan o fraccionan para facilitar su reembolso (54). Los intereses normalmente aplicables a este tipo de créditos, los intereses de demora, se destinan a reparar el perjuicio sufrido por el acreedor en virtud de la mora en el cumplimiento de sus obligaciones por parte del deudor. El tipo de los intereses de demora aplicado por el acreedor público debe ser igual al tipo que un acreedor privado aplicaría en circunstancias similares (55).

(107)

Después de la apertura del procedimiento y de las observaciones presentadas por terceros, las autoridades portuguesas no facilitaron información suficiente ni sobre el tipo de interés aplicado por el operador público de red ni sobre el tipo de referencia del mercado. Ésta es la razón por la que la Comisión no puede excluir que los tipos de interés aplicados por Portugal Telecom antes de mediados de 1997 constituyan una pérdida de recursos estatales.

(108)

En segundo lugar, la Comisión no sólo tiene que apreciar si la medida implica recursos estatales, sino que también tiene que determinar si las autoridades públicas participaron realmente en la adopción de la medida (56).

(109)

Es innegable que antes del segundo semestre de 1997, el Estado podía controlar Portugal Telecom y ejercer una influencia dominante sobre sus operaciones, puesto que tenía más del 50 % de las acciones de la empresa.

(110)

Durante su investigación, la Comisión no encontró indicios de que las autoridades portuguesas estuvieran efectivamente implicadas en la adopción de los acuerdos relativos a la aceptación del reembolso de la deuda atrasada por parte del operador de la red de radiodifusión (57).

(111)

Tal como figura en el considerando 22, el Estado reguló las tarifas y el servicio de difusión de las señales de televisión que el operador de red debía prestar en el marco de su contrato de concesión celebrado con el Estado. Las disposiciones legales no establecían distinción entre los servicios y las tarifas que el operador de red debía aplicar a la empresa pública de televisión RTP y a los operadores privados de televisión. Tampoco el operador de red tenía que prestar un servicio universal obligatorio de red de radiodifusión a RTP.

(112)

Ésta es la razón por la que la Comisión no está de acuerdo con los interesados directos que argumentan haber sido objeto de discriminación, dado que la Ley sobre la televisión sólo preveía la pérdida de la licencia de radiodifusión para los operadores privados que no pagasen dentro de los plazos el canon por la utilización de la red. Aunque la ley sólo previese las consecuencias de un posible impago por parte de operadores privados, Portugal Telecom no estaba sujeta a la obligación de prestar sus servicios a RTP, independientemente de que RTP pagara o no sus cánones.

(113)

Por otro lado, el operador de red no estaba integrado en las estructuras de la administración pública, en la medida en que se había constituido, con arreglo al Derecho de sociedades, en forma de sociedad anónima.

(114)

Las autoridades portuguesas declararon explícitamente que las autoridades públicas no intervinieron, directa o indirectamente, en la aceptación de los retrasos de pago por Portugal Telecom. Del mismo modo, no había indicaciones de terceros que indicasen la implicación del Estado en esta medida.

(115)

Por último, como resulta del considerando 25, el comportamiento del operador de red fue el mismo antes y después de mediados de 1997, puesto que siguió celebrando acuerdos con RTP sobre el pago de los cánones. En realidad, la principal razón de estos acuerdos parece haber sido un conflicto sobre el importe del canon anual, unido a la interdependencia de las dos empresas. Parece confirmarlo la decisión tomada por Anacom en 2003, que obligaba a Portugal Telecom a reducir considerablemente sus precios.

(116)

Habida cuenta de los argumentos presentados en los considerandos anteriores, la Comisión llegó a la conclusión de que nada permitía afirmar que el operador de red debiera aceptar los retrasos de pago por imposición de las autoridades públicas. Del mismo modo, nada indica que las autoridades públicas estuvieran implicadas en la adopción de la medida (58). Además, se celebraron acuerdos similares después de la privatización de la empresa. Por esta razón la medida no puede ser imputable al Estado y, de este modo, no implicó una pérdida de recursos estatales.

(117)

Por lo que se refiere a la reprogramación de la deuda con la seguridad social, así como la renuncia al pago de intereses de demora, la Comisión considera que la seguridad social no puede considerarse como una empresa. No ejerce una actividad económica, sino que es un organismo público encargado de administrar el sistema de seguridad social (59). Por otro lado, la autorización para la reprogramación de la deuda no fue dada por la propia seguridad social, sino por una resolución conjunta de los Secretarios de Estado de Finanzas y seguridad social y del Secretario de Estado adjunto al viceministro. Con esta autorización, el Estado renunció a percibir ingresos, dado que en principio habría percibido 1 206 millones PTE por intereses sobre la deuda en curso. Por consiguiente, está claro que están implicados recursos estatales y que la medida es imputable al Estado.

(118)

Las ampliaciones de capital concedidas a RTP y los pagos por la red de teledifusión fueron proporcionados directamente por el Estado con cargo a su presupuesto. Queda claro, por lo tanto, que estos fondos constituyen recursos estatales con arreglo a lo dispuesto en el artículo 87, apartado 1, del Tratado.

(119)

La Comisión no puede estar de acuerdo con las autoridades portuguesas en que el préstamo no ha implicado recursos estatales. Debe recordar que el concepto de recursos estatales incluye también los beneficios concedidos por organismos designados o creados por el Estado a tal efecto (60). El contrato de préstamo se había celebrado entre RTP y el Fondo de regularización de la deuda pública, fondo gestionado por el Instituto de gestión de la deuda pública. Un acto jurídico determina que el Instituto está tutelado por el Ministerio de Hacienda (61). Se puede concluir, por lo tanto, que los fondos concedidos por el Fondo de regularización de la deuda pública deben considerarse recursos estatales.

(120)

Por otro lado, la medida puede considerarse directamente imputable al Estado portugués, puesto que las condiciones del contrato la definieron en una resolución conjunta de 17 de diciembre de 1998 los Secretarios de Estado de Comunicación Social, Tesoro y Finanzas.

(121)

La Comisión no recibió ninguna información que probara que la emisión de obligaciones de RTP fuera acompañada por una garantía estatal. Según el folleto técnico de la emisión de obligaciones, RTP garantizaba el servicio de la deuda. En el momento de la emisión, RTP no gozaba de un estatuto jurídico del que resultase una garantía implícita del Estado. En 1992, la empresa pasó de ser una empresa pública a ser una sociedad anónima por la Ley no 21/92. Por consiguiente, la Comisión considera que la emisión de obligaciones se realizó en condiciones de mercado y que el Estado no renunció a la obtención de ingresos. Así, no existe utilización de los recursos estatales. Contrariamente a lo alegado por terceros, la Comisión considera que el hecho de que el Estado sea propietario de RTP no afecta a esta conclusión, dado que el Tratado CE no alude a la naturaleza pública o privada de la propiedad (62).

(122)

Por lo que se refiere al Protocolo de apoyo al cine de septiembre de 1996, la Comisión no puede estar de acuerdo con las observaciones de los terceros según las cuales RTP recibió financiación adicional sobre la base de este Protocolo. El Protocolo precisaba con todo detalle cómo RTP debía cumplir sus obligaciones de servicio público en lo relativo al apoyo al cine (63), sin prever ninguna compensación financiera adicional para RTP. El sistema general de indemnizaciones compensatorias previsto por la Ley no 21/92 ya preveía la posibilidad de compensación financiera para las obligaciones asumidas por RTP en el ámbito de la producción cinematográfica (64). Por eso, el Protocolo no puede considerarse una medida distinta de financiación puntual. De este modo, el Protocolo por sí mismo no implica una pérdida de recursos estatales, puesto que no prevé la concesión por el Estado de recursos financieros en favor de RTP.

(123)

El plan de reestructuración 1996-2000 sólo parece haber sido un estudio preliminar realizado por RTP, sin ningún compromiso financiero por parte del Estado portugués. Ésta es la razón por la que la Comisión considera que no hay, en este caso concreto, utilización de recursos estatales. Ninguno de los terceros interesados comunicó nuevos datos a este respecto.

(124)

Sobre la base de las observaciones anteriores, puede concluirse, por lo tanto, que el Protocolo de apoyo al cine, el plan de reestructuración de 1996-2000, los retrasos de pago por la utilización de la red de radiodifusión, así como la emisión de obligaciones no constituyen ayudas estatales, dado que no implican la utilización de recursos estatales.

(125)

Por lo que se refiere a la exención de los gastos de notario y registro, la Comisión debe apreciar si la medida concedió una exención fiscal general a RTP y si se aplicó específicamente a RTP (o, alternativamente, sólo a empresas públicas) y no a empresas privadas. Además, la Comisión debe determinar si RTP se benefició de una ventaja adicional al no pagar los costes vinculados a la formalización de la escritura y si además quedó exenta de los gastos de registro por todos los demás activos con arreglo al artículo 11, apartado 2, de la Ley no 21/92.

(126)

En primer lugar, la Comisión considera que el artículo 11 tenía por objeto eximir a RTP de los gastos de registro o análogos directamente vinculados a la modificación de sus estatutos. El apartado 1 trata sobre el deber fundamental de registrar los estatutos en el Registro Nacional de Personas Jurídicas, mientras que el apartado 2 se refiere a otros actos de registro exigidos directamente relacionados con la modificación del estatuto jurídico de la sociedad (registro de los activos materiales o inmateriales, etc.). De hecho, la información proporcionada por las autoridades portuguesas pone de manifiesto que RTP no se beneficia de una exención general de los gastos de registro, puesto que en diversas ocasiones pagó los gastos notariales y de registro relacionados con las modificaciones sufridas por la empresa tras su transformación en sociedad anónima (65). Ésta es la razón por la que la Comisión no puede aceptar las observaciones de terceros interesados que afirman que RTP se benefició de una exención general de los gastos notariales y de registro.

(127)

En segundo lugar, la Comisión está de acuerdo con las autoridades portuguesas sobre el hecho de que el apartado 1 del artículo 11 de la Ley no 21/92, sobre la base de la cual RTP fue eximida del pago de los gastos notariales y de registro, no le confiere un beneficio específico. Reafirma simplemente la aplicabilidad de la Ley no 84/88 al caso específico de RTP, con arreglo a la cual las empresas públicas pueden ser transformadas en sociedades anónimas mediante un Decreto-Ley por el que se opere la transformación y se aprueben los estatutos de la sociedad anónima considerándolo documento suficiente para todas las obligaciones de registro necesarias.

(128)

El diferente tratamiento al que están sometidas las empresas públicas cuyo estatuto jurídico es modificado para transformarlas en sociedades anónimas es la consecuencia de la lógica interna del sistema y no confiere a estas empresas un beneficio específico, en la medida en que no existen factores generadores de gastos. Resulta necesario un acto notarial para certificar los documentos que crean o modifican a una sociedad, con el fin de otorgarles un valor legal. No obstante, parece superfluo un acto de este tipo para las empresas públicas cuyo estatuto jurídico haya variado, para convertirlas en sociedades anónimas mediante un acto legislativo, en la medida en que este acto ya posee el valor legal necesario.

(129)

Este razonamiento es también aplicable a los gastos de registro y a los costes de publicación. Dentro de sus responsabilidades de autoridad pública, el Estado debe publicar en el Diário de la República las modificaciones legislativas introducidas. Dado que la Ley no 21/92, por la que se aprueban los nuevos estatutos de RTP, ya fue publicada por el Estado, habría sido superfluo imponer a RTP la exigencia de publicación a la que podrían estar sometidas las empresas privadas. En el Diário de la República figura el texto íntegro de los estatutos de RTP, lo que produce el mismo efecto que su registro, incluso por lo que se refiere a los efectos en materia de información a terceros.

(130)

En tercer lugar, la Comisión está de acuerdo con las autoridades portuguesas en que el artículo 11, apartado 2, de la Ley no 21/92, que exime a RTP del pago de otras tasas de registro directamente relacionadas con la modificación del estatuto jurídico de la sociedad, no confiere un beneficio específico a RTP. El artículo 11, apartado 2, de la Ley no 21/92 confirma simplemente la aplicabilidad del artículo 1 del Decreto-Ley no 404/90, que dispone que las empresas pueden verse eximidas de los impuestos de transmisiones inmobiliarias necesarias para una concentración o para una cooperación, así como de otros gastos legales debidos por la práctica de dichos actos. El Decreto-Ley no 404/90 se aplicaba a todas las empresas que realizaron operaciones de concentración o cooperación hasta el 31 de diciembre de 1993. La exención del pago de otros gastos de registro concedida a RTP no le confiere un beneficio específico, en la medida en que es aplicable a todas las empresas que se encuentran en la misma situación.

(131)

Después de haber examinado las observaciones de terceros y de las autoridades portuguesas, la Comisión concluye que el acuerdo inicial celebrado entre la seguridad social y RTP no puede considerarse el comportamiento típico de un operador privado. El litigio se refería a la cuestión de saber si la interpretación de determinadas normas de seguridad social, establecidas en el Decreto Legislativo no 12/83, era jurídicamente correcta. Este acuerdo confirmó la interpretación de RTP al respecto, corroborada por la opinión de un experto fiscal que llegó a la conclusión de que el Decreto Legislativo era anticonstitucional. No obstante, tras el acuerdo, el Decreto Legislativo no fue revocado. Por consiguiente, hay que concluir que la medida se aplicó a RTP de manera selectiva, sin modificar la aplicación de la interpretación de las mencionadas normas de seguridad social a otras sociedades.

(132)

Por otro lado, la Comisión no puede estar de acuerdo con la opinión de las autoridades portuguesas según la cual la autorización de reprogramación de la deuda y renuncia a las multas e intereses correspondientes se había concedido en el marco de un sistema general aplicable a todas las empresas que se encontraban en una situación similar, sobre la base del Decreto-Ley no 411/91, y no confería, por lo tanto, ningún beneficio específico a RTP.

(133)

Sin prejuzgar la naturaleza selectiva o general de este régimen, la presente Decisión tiene por objeto determinar si su aplicación a RTP fue selectiva.

(134)

Con el fin de demostrar que la reprogramación resulta indispensable para garantizar la viabilidad de la sociedad, el Decreto-Ley no 411/91 exige la elaboración de un estudio económico y financiero. RTP no ha llegado a realizar este estudio económico y financiero de su viabilidad con arreglo a lo dispuesto en el artículo 2, apartado 3, del Decreto-Ley no 411/91.

(135)

Además, la condición prevista en el artículo 2, apartado 1, letra d), no era aplicable a RTP dado que la regularización de la deuda no fue consecuencia de una intervención del Estado. La Comisión no está de acuerdo con las autoridades portuguesas cuando éstas afirman que el historial de intervención estatal afectó al funcionamiento de la empresa deudora y que RTP se regía por normas legales en el momento de la intervención estatal. Aunque RTP estuviese sujeta a un régimen de gestión específico en 1977 (66), este régimen había finalizado con la aprobación de los estatutos de RTP en 1980, mientras que la deuda con la seguridad social se acumuló de 1983 a 1989. La Comisión considera que la autorización de regularización de la deuda concedida a RTP no puede considerarse en el marco de un régimen general, en virtud del Decreto-Ley no 411/91, dado que RTP no cumplía los criterios establecidos en esa ley para la autorización de la regularización de deudas. Así pues, la medida se aplicó a RTP de manera selectiva.

(136)

Por otra parte, al permitir la reprogramación de la deuda, el Estado habría debido actuar como un acreedor público o privado que pretende recuperar los importes que se le deben y que, a tal efecto, celebra acuerdos de reprogramación de la deuda para facilitar su pago (67). El tipo de los intereses de demora aplicado por el Estado debería ser igual al tipo que un acreedor privado aplicaría en circunstancias similares. La Comisión considera que un acreedor privado que intentara recuperar el importe de la deuda mediante acción judicial obtendría al menos el tipo de interés legal. Ésta es la razón por la que, al renunciar al pago de intereses a pesar de la existencia de mecanismos de ejecución, las autoridades portuguesas no actuaron como lo habría hecho un acreedor privado con el fin de maximizar el tipo de interés. Además, la deuda a la seguridad social se acumuló durante los años 1983 a 1989, mientras que su reprogramación no se llevó a cabo hasta 1993. En estas condiciones, un acreedor privado no habría permitido tal acumulación de deudas atrasadas durante un período tan largo sin iniciar un procedimiento de recuperación. Por lo tanto, parece que la medida ofreció un beneficio específico a RTP.

(137)

Por lo que se refiere a los pagos por la transferencia de la red de difusión y transmisión de la señal televisiva, la Comisión no puede tener en cuenta las observaciones de terceros que ponen en entredicho el cálculo del valor de la red de radiodifusión. La Comisión ya había llegado a la conclusión, en su Decisión de 2 de octubre de 1996 relativa a la financiación de RTP, de que el precio pagado por el Estado a RTP para la red correspondía al valor de mercado y no constituía una ayuda estatal (68). Esta conclusión no fue contestada por SIC ante el Tribunal de Primera Instancia (69).

(138)

Por otro lado, la Comisión no está de acuerdo con las observaciones que alegan que la compensación no está justificada porque el Estado financió la construcción de la red de difusión y transmisión de la señal televisiva. La Comisión considera que la función del Estado como inversor no debe confundirse con su función como autoridad pública. Aunque el Estado fuese propietario del 100 % de RTP y convirtiera en propietario del 100 % de TDP, los dos sociedades eran jurídica y financieramente independientes, por razones de transparencia. La red formaba parte de los activos de RTP. Ésta es la razón por la que el hecho de que el Estado haya compensado a la empresa pública RTP al valor de mercado por la red que había decidido retirar de los activos de RTP no confirió ningún beneficio financiero a esta última, en la medida en que la compensación correspondía al valor real de estos activos. Por lo tanto, esta medida no confiere ningún beneficio a RTP y no constituye una ayuda estatal según lo dispuesto en el artículo 87, apartado 1, del Tratado CE.

(139)

Una vez examinadas las observaciones transmitidas por terceros y por las autoridades portuguesas, la Comisión concluye que las ampliaciones de capital concedidas en 1994-1997 proporcionaron un beneficio financiero a RTP. Como puede observarse en el cuadro 3, habida cuenta de la debilidad de la situación financiera de RTP en el momento en que se realizaron las ampliaciones de capital, ningún inversor privado habría inyectado capitales en la sociedad, ya que ésta no habría estado en condiciones de garantizar una rentabilidad normal de la inversión en un plazo razonable. De hecho, a pesar de las inyecciones de capital, la situación financiera de RTP se deterioró. Ni el Estado portugués ni los terceros alegaron que el Estado portugués hubiera actuado como un inversor privado cuando aportó capital a la sociedad.

(140)

La Comisión no está de acuerdo con las autoridades portuguesas sobre el hecho de que el préstamo concedido en 1998 se ajustaba a las condiciones de mercado. Para que el préstamo no constituya una ayuda estatal, las condiciones asociadas a un préstamo (la garantía relativa al préstamo y el tipo de interés) deben reflejar el riesgo inherente a la concesión de un préstamo a una empresa (70). El riesgo y, por lo tanto, el tipo de interés son más elevados cuando una sociedad se encuentra en una situación económica y financiera con un grado de solidez inferior al que exigiría una entidad financiera para la concesión de un préstamo.

(141)

Como puede observarse en el cuadro 3, cuando se concedió el préstamo RTP se encontraba en graves dificultades financieras en la medida que sus deudas superaban el valor de sus activos y la situación neta era negativa. Técnicamente, la empresa estaba en quiebra.

(142)

En primer lugar, hay que destacar que se trataba de un préstamo «subordinado», es decir que no estaba garantizado por los activos y que, en caso de quiebra de la sociedad, a efectos de reembolso el Estado portugués se habría situado por detrás de todos los acreedores y por delante de los accionistas. La ausencia de una garantía adecuada sobre los activos indica claramente que este préstamo no se concedió en condiciones de mercado y que existía ayuda. Teniendo en cuenta que, en el momento en que se concedió el préstamo, RTP se encontraba en situación de quiebra técnica, ninguna entidad financiera habría concedido un préstamo «subordinado» a la sociedad dadas las escasas posibilidades que tenía RTP de reembolsarlo. De hecho, el préstamo no fue concedido por una entidad financiera privada, sino por el Fondo de regularización de la deuda pública.

(143)

En segundo lugar, se puede afirmar que el tipo de interés aplicado al préstamo no refleja claramente el riesgo inherente al mismo. No sólo es inferior al tipo de referencia habitualmente utilizado por la Comisión para calcular el elemento de ayuda en los regímenes de bonificación de intereses (71), sino que un operador de mercado normal exigiría, igualmente, además de garantías seguras, un tipo de interés que compensase ese riesgo elevado de no reembolso.

(144)

Dado que la situación financiera de RTP era tal que ésta no habría estado en condiciones de obtener un préstamo «subordinado» en condiciones normales, el préstamo equivale efectivamente al pago de una subvención y constituye un beneficio para RTP.

(145)

Teniendo en cuenta lo que antecede, la Comisión considera que la reprogramación de la deuda con la seguridad social, las inyecciones de capital de 1994-1997 y el préstamo concedido en 1998 confirieron a la sociedad un beneficio económico y financiero con relación a los competidores que no recibieron los mismos fondos.

(146)

El mercado televisivo portugués se abrió a la competencia como muy tarde en 1992, de modo que había competidores en el mercado en el período en que RTP se benefició de las distintas medidas. En febrero de 1992, se concedieron licencias de radiodifusión a los operadores privados de televisión SIC y TVI, y en octubre de 1992 SIC comenzó a emitir en Portugal.

(147)

La Comisión no puede aceptar la posición de las autoridades portuguesas en el sentido de que el acuerdo sobre la deuda con la seguridad social no entraría en el concepto de ayuda estatal, dado que la propia deuda se generó antes de la apertura a la competencia del mercado portugués de radiodifusión. El beneficio financiero se concedió a RTP en mayo de 1993, tras la apertura a la competencia del mercado de radiodifusión, pudiendo, por lo tanto, haber conferido un beneficio económico a RTP.

(148)

Teniendo en cuenta lo expuesto, la Comisión concluyó que las medidas concedidas por el Estado habrían podido conferir un beneficio económico y financiero a RTP con relación a sus competidores que no recibieron los mismos fondos y, de este modo, falsear la competencia según lo dispuesto en el artículo 87, apartado 1.

(149)

Las ayudas estatales entran en el ámbito del artículo 87, apartado 1, en la medida que afectan a los intercambios comerciales entre Estados miembros. Es el caso cuando las actividades en cuestión son objeto de intercambios intracomunitarios. En el presente proceso la propia sociedad beneficiaria, RTP, opera en el mercado internacional. En efecto, a través de la UER (Unión Europea de Radio y Televisión), intercambia programas de televisión y participa en el sistema de Eurovisión (72). Además, RTP está en competencia directa con operadores privados de radiodifusión que operan en el mercado internacional y cuya estructura de propiedad es internacional (73).

(150)

Puede concluirse, por lo tanto, que las ayudas concedidas a RTP tuvieron una incidencia sobre los intercambios comerciales entre Estados miembros en el sentido del artículo 87, apartado 1.

(151)

Teniendo en cuenta lo expuesto, hay que concluir que, además de posibles obligaciones de servicio público impuestas a RTP, existen ayudas estatales, con arreglo a lo dispuesto en el artículo 87, apartado 1, del Tratado CE, en las medidas siguientes: reprogramación de la deuda con la seguridad social, inyecciones de capital de 1994-1997 y préstamo concedido en 1998.

(152)

No obstante, como se ha mencionado anteriormente, se confió a RTP una obligación de servicio público de radiodifusión. En la sentencia Altmark, el Tribunal de Justicia de las Comunidades Europeas declaró que las medidas estatales que compensan el coste del servicio público no constituyen ayudas con arreglo a lo dispuesto en el artículo 87, apartado 1, del Tratado CE, cuando se cumplen simultáneamente a las cuatro condiciones siguientes (74):

—	la empresa beneficiaria debe encargarse efectivamente del cumplimiento de obligaciones de servicio público y estas obligaciones deben estar claramente definidas,

—	los parámetros sobre cuya base se calculará la compensación deben establecerse previamente de manera objetiva y transparente,

—	la compensación no puede rebasar lo necesario para cubrir la totalidad o parte de los costes causados por el cumplimiento de las obligaciones de servicio público, teniendo en cuenta los ingresos obtenidos, así como un beneficio razonable por la ejecución de estas obligaciones,

—

en cuanto al hecho de que la empresa no haya sido elegida en el marco de un procedimiento de contratación pública, el nivel de la compensación necesaria debe determinarse sobre la base de un análisis de los costes en que una empresa media, bien gestionada y adecuadamente equipada, habría incurrido para cumplir con estas obligaciones.

(153)

Si se descartan la primera y la tercera condiciones, las medidas puntuales mencionadas en el considerando 151 no parecen cumplir la segundo y la cuarta de las condiciones mencionadas en la sentencia Altmark por las razones que se exponen a continuación.

(154)

Queda claro que la financiación concedida a través del acuerdo con la seguridad social y el préstamo no formaban parte de un sistema de compensación con parámetros establecidos previamente de manera objetiva y transparente (segunda condición). Por el contrario, se basaban en decisiones puntuales imputables al Estado.

(155)

Además, como se afirma en el considerando 61, el contrato de servicio público preveía una posibilidad específica de financiación de inversiones en equipamientos para las actividades de servicio público por medio de inyecciones de capital. Los Contratos de servicio público no limitan las inversiones a los servicios públicos ni definen claramente las condiciones y los límites de la participación del Estado; simplemente prevén la posibilidad de que el Estado participe en las inversiones de RTP como accionista. Ésta es la razón por la que la Comisión considera que no puede considerarse tampoco que las inyecciones de capital forman parte de un sistema de compensaciones cuyos parámetros se habrían establecido previamente de manera objetiva y transparente.

(156)

Por otra parte, es evidente que RTP no fue seleccionada por medio de un concurso público que garantizase el mínimo coste posible. Nada indica que el importe de los pagos puntuales fuese determinado sobre la base de un análisis de los costes soportados por una empresa media (cuarta condición).

(157)

Teniendo en cuenta lo expuesto, es evidente que, en el presente caso, no se cumplen todas las condiciones mencionadas en la sentencia Altmark. Ésta es la razón por la que las medidas mencionadas en el considerando 151 deben considerarse como ayudas estatales según lo dispuesto en el artículo 87, apartado 1, del Tratado CE.

(158)

El Tribunal de Justicia siempre ha considerado que el artículo 86 puede permitir exenciones de la prohibición de ayudas estatales a empresas encargadas de la prestación de servicios de interés económico general (SIEG). La sentencia Altmark confirmó implícitamente que las ayudas estatales que compensan los costes soportados por una empresa para la prestación de un SIEG pueden considerarse compatibles con el mercado común si respetan las condiciones enunciadas en el artículo 86, apartado 2, del Tratado CE (75).

(159)

El Tribunal de Justicia precisó que para que una medida pueda beneficiarse de esa exención, es necesario que se cumplan acumulativamente los principios de definición, atribución y proporcionalidad. La Comisión considera que, cuando se cumplen estos principios, el desarrollo de los intercambios comerciales no se ve afectado en medida contraria a los intereses de la Comunidad.

(160)

La forma en que estos principios se aplican al sector de la radiodifusión se explica en la Comunicación de la Comisión sobre la aplicación de las normas en materia de ayudas estatales a los servicios públicos de radiodifusión (76). Según esta Comunicación, la Comisión debe apreciar si (77):

—	las actividades de RTP constituyen obligaciones de servicio público claramente definidas como tales por el Estado miembro (definición),

—	las autoridades portuguesas encargaron oficialmente a RTP la prestación de dicho servicio (atribución),

—	la financiación es proporcional al coste neto de la prestación de servicio público.

(161)

Como se afirma en el Protocolo de Amsterdam (78) y en la Comunicación sobre la radiodifusión (79), la definición de las atribuciones de servicio público de la empresa de radiodifusión incumbe a los Estados miembros. En el sector de la radiodifusión, la Comisión debe limita a comprobar si la definición de servicio público no implica error manifiesto. Dicho error constituiría un abuso de la definición de servicio público.

(162)

Dada la naturaleza específica del sector de radiodifusión, la Comisión considera legítima, teniendo en cuenta las disposiciones interpretativas del Protocolo, una definición que confiera a un organismo de radiodifusión determinado la función de ofrecer una programación equilibrada y variada (80). Esta definición se ajustaría al objetivo de dar respuesta a las necesidades democráticas, sociales y culturales de una sociedad determinada.

(163)

Como se describe en los considerandos 51 y 52, RTP está obligada, en virtud de la Ley no 21/92 y de los Contratos de servicio público, a prestar un servicio público general de televisión que implica la difusión de dos cadenas de carácter general. La primera cadena debe ofrecer una programación más general, mientras que la segunda se orienta a públicos más específicos. Por otro lado, como se indica en los considerandos 53 y 54, la Ley no 21/92 y los Contratos de servicio público establecen de manera más pormenorizada las obligaciones impuestas a RTP relativas al contenido de los programas, a la cooperación internacional y a algunas otras obligaciones específicas.

(164)

Aunque la definición del servicio público de radiodifusión de RTP sea amplia y cualitativa, la Comisión considera que, de conformidad con las disposiciones interpretativas del Protocolo de Amsterdam, esta definición «amplia» es legítima (81). Por ello, la Comisión considera legítima la definición general del servicio público de RTP de ofrecer dos cadenas de televisión con cobertura nacional, una de carácter más general y otra más centrada en audiencias específicas. Puede considerarse que esta definición satisface las necesidades democráticas, sociales y culturales de la sociedad portuguesa.

(165)

La Comisión considera igualmente legítimas las obligaciones que determinan de manera pormenorizada la forma en que RTP debe realizar su obligación general de servicio público de radiodifusión. En efecto, también puede considerarse que estas obligaciones, como exige el Protocolo de Amsterdam, responden a las necesidades democráticas, sociales y culturales de la sociedad portuguesa.

(166)

Aunque la Comisión considere legítima la misión de servicio público conferida a RTP, debe sin embargo comprobar si esta definición no contiene errores manifiestos.

(167)

Habida cuenta del considerando 45 de la Directiva «Televisión sin fronteras», la Comisión puede aceptar, en la medida en que los derechos cinematográficos resultantes posibiliten su difusión en la televisión de servicio público, que la definición de servicio público de las empresas de radiodifusión de servicio público incluya la obligación de contribuir de manera importante a la inversión en la producción audiovisual europea (82).

(168)

La Comisión considera que la obligación impuesta a RTP de apoyar al cine se inscribe en el marco del servicio público de radiodifusión, dado que RTP procede consiguientemente a la difusión en la televisión de servicio público de las películas cuyos derechos de distribución hubiera adquirido.

(169)

Ésta es la razón por la que la Comisión no puede admitir las observaciones presentadas por los interesados directos según las cuales las obligaciones de RTP en lo relativo al cine y a su financiación sean discriminatorias. Los interesados directos alegaron que las empresas privadas de radiodifusión celebraron también protocolos de apoyo al cine con las autoridades portuguesas, con respecto a los cuales no se prevé ninguna indemnización compensatoria. La Comisión considera que hay que establecer una distinción entre los acuerdos voluntarios celebrados entre el Estado y los operadores privados de radiodifusión para el apoyo al cine y la obligación de servicio público de radiodifusión impuesta a RTP para emitir producciones cinematográficas y para financiarlas. Queda claro que se confió explícitamente a RTP una misión de servicio público de apoyo a determinadas producciones cinematográficas que se emiten a continuación como programas de televisión del servicio público, mientras que no se confía a los operadores privados ninguna misión de servicio público de este tipo. RTP se convierte así en un instrumento utilizado por el Estado para apoyar al cine. Los posibles beneficios que RTP podría conceder al cine podrían constituir ayudas estatales y deberán apreciarse como tales. La presente Decisión no va en perjuicio de la posible valoración de beneficios potenciales concedidos a productores cinematográficos.

(170)

Teniendo en cuenta lo expuesto, la Comisión concluye que la cofinanciación por RTP de producciones cinematográficas portuguesas que son emitidas en las cadenas del servicio público puede considerarse como una obligación específica legítima, necesaria para que RTP pueda cumplir su obligación general de servicio público de radiodifusión. Por lo tanto, esta obligación no constituye un error manifiesto.

(171)

No obstante, la Comisión considera que la obligación legal impuesta a RTP de prestar «otros servicios por especificar sobre una base ad hoc» (83) no es suficientemente precisa para permitirle apreciar a priori, con una seguridad jurídica suficiente, si estos servicios pueden ser considerados de servicio público. Aunque la Comisión considere que los «otros servicios por especificar» no estén claramente definidos, observa que no se efectuó ningún pago en virtud de esta disposición durante el período investigado (84).

(172)

Teniendo en cuenta lo expuesto, la Comisión concluye que las actividades de RTP, tal como se describen en la Ley no 21/92 y redefinidas en los Contratos de servicio público, constituyen obligaciones de servicio público claramente definidas. Aunque la obligación de prestar «otros servicios por especificar sobre una base ad hoc» no sea suficientemente precisa para que pueda concluirse a priori que todos los servicios prestados en este ámbito pueden considerarse servicios públicos, no se efectuó ningún pago de conformidad con esta disposición en 1992-1998.

(173)

En segundo lugar, la Comisión debe apreciar si las obligaciones de servicio público se confiaron al beneficiario de la financiación.

(174)

De acuerdo con la Comunicación sobre la radiodifusión, la Comisión debe comprobar si las atribuciones de servicio público se confiaron a RTP a través de un acto oficial (85).

(175)

Como puede observarse en el considerando 55, las obligaciones de servicio público se confiaron claramente a RTP sobre la base de varias leyes y contratos: artículo 5 de la Ley no 58/90, artículo 4, apartado 1, y artículo 5 de la Ley no 21/92 y primera cláusula de los Contratos de servicio público.

(176)

La Comisión no ha recibido observaciones ni de los interesados directos ni del Gobierno portugués que indiquen la posibilidad de que el servicio público no haya sido confiado a RTP a través de un acto oficial. De acuerdo con la Comunicación sobre la radiodifusión y habida cuenta de las leyes y contratos anteriormente mencionados, la Comisión concluye que no cabe duda de que RTP debía cumplir las obligaciones de servicio público de televisión y, por consiguiente, la atribución de servicio público se confió oficialmente a RTP.

(177)

Es necesario no sólo que la misión de servicio público se confíe a RTP por medio de un acto oficial, sino que también hay que garantizar que el servicio público se presta con arreglo a lo previsto. Tal como se observó en los considerandos 56 a 59, se establecieron diferentes mecanismos de control con el fin de garantizar que RTP desempeñaba sus obligaciones de servicio público con arreglo a lo previsto.

(178)

En primer lugar, RTP debía proporcionar informes sobre la realización de las obligaciones de servicio público, así como de los planes acompañados del dictamen emitido por el Gabinete de Auditoría. De hecho, RTP elaboró, entre 1992 y 1998, informes relativos a las obligaciones de servicio público que describían el cumplimiento de cada una de las obligaciones de servicio público y definían los costes de cada una de dichas obligaciones sobre la base de un sistema de contabilidad analítica.

(179)

En segundo lugar, el Ministro de Hacienda y el miembro del Gobierno responsable de los medios de comunicación social comprobaron el cumplimiento del Contrato de servicio público y la Inspección General de Hacienda realizó la auditoría del plano financiero.

(180)

En tercer lugar, debía realizarse una auditoría externa anual. La Comisión no puede compartir la opinión de SIC según la cual los costes de servicio público, tal como son presentados por las autoridades portuguesas, y los datos relativos a RTP en sus Contratos de servicio público y en sus cuentas anuales, no son fiables y, por consiguiente, no podían ser suficientemente controlados. La Comisión tiene en cuenta que un censor de cuentas oficial realizó una auditoría anual de las cuentas financieras de RTP en el período 1992-1998. Asimismo, aunque los informes sobre las obligaciones de servicio público no siempre hayan ido acompañadas de un informe de auditoría, las estrictas normas del sistema de contabilidad garantizaban que los costes de cada obligación de servicio público que pudiera beneficiarse de indemnizaciones compensatorias podían definirse y controlarse correctamente.

(181)

De lo que antecede resulta evidente que se realizaron controles a tres niveles diferentes: por el Gabinete de Auditoría internamente, por los organismos públicos responsables y por una empresa de auditoría externa. Aunque no parece que se haya realizado una auditoría externa sistemática de los informes de servicio público, el sistema descrito garantizaba que se prestaba con arreglo a lo previsto. Ésta es la razón por la que la Comisión concluye que existía un mecanismo eficaz entre 1992 y 1998 que garantizaba la supervisión efectiva del cumplimiento por RTP de sus obligaciones de servicio público.

(182)

El tercer criterio que la Comisión debe apreciar es la proporcionalidad entre la financiación y el coste neto del servicio público.

(183)

En la Comunicación sobre la radiodifusión, la Comisión describió los criterios sobre cuya base apreciará la proporcionalidad de la financiación pública. Para que este criterio se respete, es necesario que las ayudas estatales no superen los costes netos inducidos por la misión de servicio público y que no existan distorsiones en el mercado que no sean necesarias para la realización de la misión de servicio público (86).

(184)

En primer lugar, con el fin de determinar correctamente el coste de las actividades de servicio público, la Comunicación sobre la radiodifusión exige una distribución adecuada de los costes e ingresos entre el servicio público y las actividades comerciales.

(185)

Como se describe en los considerandos 62 a 64, los Contratos de servicio público definen el método de distribución de los costes e ingresos que debe aplicar RTP. En este caso concreto, la tarea de la Comisión en principio se ve facilitada por el hecho de que RTP estableciera un sistema de contabilidad analítica que permite cuantificar los costes seleccionables sufragados por la empresa con el fin de cumplir cada una de las obligaciones de servicio público que puedan ser objeto de una compensación.

(186)

Tomando como base este sistema, cada partida de gasto seleccionable se destina a una actividad y a continuación se distribuye según las distintas funciones compensables de servicio público de RTP, sobre la base de principios contables objetivos.

(187)

Dado que los ingresos procedentes de cada una de las funciones compensables de servicio público se deducen de los costes de explotación, el sistema garantiza que las compensaciones anuales se limitan al coste neto de cada obligación de servicio público (véase el considerando 65).

(188)

Teniendo en cuenta lo expuesto, la Comisión concluye que los parámetros que permiten determinar los costes se definen, en principio, de manera objetiva y transparente.

(189)

No obstante, la Comisión observa que las normas de compensación de los costes pueden subestimar el coste neto real del servicio público de RTP y producir una subfinanciación estructural de las necesidades reales de financiación.

(190)

Como puede observarse en el considerando 65, de acuerdo con el método de cálculo de los costes definido en los contratos, algunos costes del servicio público fueron excluidos de pago por medio de las compensaciones anuales (87). Además de ello, las autoridades portuguesas informaron a la Comisión que aunque RTP tuviese que pagar el IVA sobre las compensaciones anuales recibidas, no podían tenerse en cuenta los costes correspondientes de acuerdo con las normas contables existentes (considerando 96). Por último, en sus informes sobre el servicio público, RTP no tuvo en cuenta todas las inversiones realizadas en equipamiento para actividades de servicio público, aunque fueran contabilizadas en sus cuentas financieras (véase el considerando 67).

(191)

No obstante, de acuerdo con las disposiciones del Protocolo de Amsterdam, es a los Estados miembros a quienes incumbe la organización del régimen de financiación de las empresas de radiodifusión del servicio público. En el presente caso, las autoridades portuguesas decidieron no reembolsar algunos de los costes en los que incurrió el prestador de ese servicio para cumplir su misión.

(192)

En el presente caso, el Estado no sólo concedió compensaciones anuales a RTP, sino que le concedió también una financiación complementaria en forma de ampliaciones de capital, de préstamos y de un acuerdo con la seguridad social.

(193)

Aunque los Contratos de servicio público previeran una financiación estatal para los costes de explotación, en forma de indemnizaciones compensatorias anuales, así como la posibilidad de proceder a ampliaciones de capital para las inversiones realizadas por RTP, las disposiciones jurídicas de la misión de servicio público de RTP no preveían financiación por medio de préstamos y deducciones relacionadas con la seguridad social. No obstante, de acuerdo con el punto 57 de la Comunicación sobre la radiodifusión, la Comisión debe analizar si todas las medidas son proporcionales a los costes netos del servicio público. Sólo en este caso la financiación de RTP podrá considerarse compatible con el apartado 2 del artículo 86 del Tratado CE.

(194)

La Comisión considera igualmente que las obligaciones de servicio público impuestas a RTP que no podían ser objeto de compensación en virtud de los Contratos de servicio público, pueden considerarse legítimas y como obligaciones de servicio público claramente definidas, impuestas formalmente por el Estado al prestador del servicio público. Ésta es la razón por la que, de acuerdo con el Derecho comunitario, el Estado portugués puede financiar la totalidad de los costes netos del servicio público de RTP.

(195)

A efectos de la presente decisión, no es necesario recalcular de manera precisa todos los costes netos reales en que incurrió RTP en la prestación de sus obligaciones de servicio público. Basta con demostrar que la financiación total del Estado recibida por RTP en 1992-1998 no fue superior a los costes suplementarios netos en que incurrió la empresa para cumplir las obligaciones de servicio público mencionadas durante este período.

(196)

El cuadro 6 presenta una panorámica del coste de servicio público de RTP (costes de inversión y costes de explotación netos) tal como se calculan siguiendo las normas aplicables de contabilidad de costes, así como las compensaciones recibidas en concepto de inversiones y de costes de explotación.

(197)

En primer lugar, se encuentran las inversiones en equipamiento para las actividades de servicio público (ya presentadas en el cuadro 5) así como la compensación prevista para financiar las inversiones (ya presentada en el cuadro 2). En segundo lugar, se encuentran los costes de explotación netos de RTP (tal como se han presentado ya en el cuadro 4), así como las compensaciones previstas para estos costes (ya presentadas en el cuadro 1). Por último, el cuadro presenta el beneficio vinculado a las ayudas específicas consecutivas al acuerdo celebrado con la seguridad social, así como al préstamo.

Cuadro 6

Resumen de las necesidades de financiación y compensación del coste de explotación neto del servicio público, de acuerdo con las normas contables

(en millones PTE)
	1992	1993	1994	1995	1996	1997	1998	Total
Costes de inversión	2 632,6	2 102,0	2 763,9	992,7	1 480,4	4 037,4	6 054,2	20 063,2
Inyecciones de capital	– 0	– 0	– 10 000,0	– 12 800,0	– 10 000,0	– 14 000,0	– 0	– 46 800,0
Diferencia entre los costes de inversión y la compensación	2 632,6	2 102,0	– 7 236,1	– 11 807,3	– 8 519,6	– 9 962,6	6 054,2	– 26 736,8
Costes de explotación del servicio público	6 718,2	7 960,0	8 384,1	8 103,3	17 217,1	37 972,1	30 101,3	116 456,1
Indemnizaciones compensatorias	– 6 200,0	– 7 100,0	– 7 145,0	– 7 200,0	– 14 500,0	– 10 350,0	– 14 000,0	– 66 495,0
seguridad social	—	– 1 206,0	—	—	—	—	—	– 1 206,0
Préstamos							– 20 000,0	– 20 000,0
Diferencia entre los costes de explotación y la compensación	518,2	– 346	1 239,1	903,3	2 717,1	27 622,1	– 3 898,7	28 755,1
Fuente: Informe financiero e informes sobre el servicio público.

(198)

Como ya se ha indicado, el sistema de indemnizaciones compensatorias anuales elegido por las autoridades portuguesas implicó una infravaloración de los costes reales de la misión de servicio público de RTP. Este sistema implicó una acumulación de deudas. Con el fin de mantener el equilibrio financiero de RTP, en una segunda fase las autoridades utilizaron instrumentos específicos para financiar los costes de la prestación del servicio público de RTP.

(199)

Como puede observarse en el cuadro 6, la inyección de capital compensó de manera excesiva las inversiones realizadas para el servicio público en 26 736,8 millones PTE, mientras que los costes de explotación fueron subfinanciados por las indemnizaciones compensatorias y por las otras ayudas específicas en 28 755,1 millones PTE. En efecto, aunque las inyecciones de capital se destinasen fundamentalmente a financiar las inversiones en equipamiento, también fueron utilizadas para reembolsar las deudas acumuladas.

(200)

Como puede apreciarse en el cuadro 6, la compensación total fue 2 018,3 millones PTE inferior a los costes netos de la prestación de servicio público (28 755,1 millones menos 26 736,8 millones PTE). Por ello, la Comisión concluye que, de acuerdo con las normas comunitarias, la financiación total del Estado es proporcional a los costes de explotación netos de la misión de servicio público asumida por RTP durante el período investigado.

(201)

La Comisión considera que los fondos recibidos fueron probablemente incluso inferiores a los costes netos totales incurridos para la realización de las atribuciones de servicio público conferidas por el Estado, teniendo en cuenta que el cuadro 6 no incluye la totalidad de los costes de servicio público de RTP durante el período 1992-1998.

(202)

De acuerdo con la Comunicación sobre la radiodifusión, la Comisión no sólo debe garantizar que la financiación pública sea proporcional a los costes netos de la prestación del servicio público, sino que además no existen distorsiones en el mercado con respecto a las actividades comerciales derivadas de las actividades de servicio público para las cuales no es posible proceder a una consignación correcta de los costes con relación a los ingresos y que no son necesarias para la realización de la misión de servicio público. Existiría distorsión, por ejemplo, si RTP provocara una disminución de los precios de la publicidad en el mercado de modo que disminuyeran los ingresos de sus competidores (88). En tal caso, RTP no maximizaría sus ingresos comerciales y aumentaría inútilmente su necesidad de financiación pública. De acuerdo con la Comunicación sobre la radiodifusión, si se demostrara este comportamiento, no podría considerarse intrínseco a la misión de servicio público confiada al organismo de radiodifusión (89).

(203)

En su decisión de apertura del proceso de investigación, la Comisión afirmó que, si se demostrara este comportamiento, tendría en cuenta estas distorsiones y la posible necesidad de una financiación pública más elevada para apreciar si existe o no una compensación excesiva. En esta fase del procedimiento, la Comisión observó que «sobre la base de la información de que dispone la Comisión en estos momentos, no es posible determinar si RTP tuvo este comportamiento» (90).

(204)

Tras su invitación a presentar observaciones sobre la apertura del procedimiento, la Comisión no recibió ninguna observación de competidores de RTP que indicaran o demostraran que RTP tenía un comportamiento contrario a la competencia en los mercados comerciales que pudiera implicar un aumento de la financiación pública incompatible con el Tratado (91).

(205)

En este contexto, la Comisión considera que no hay indicios de un comportamiento de este tipo. Concluye, por lo tanto, que no parece que RTP haya tenido, en los mercados comerciales, un comportamiento contrario a la competencia que implicara una mayor necesidad de financiación pública y que se hubiera producido una compensación excesiva como resultado de dicho comportamiento.

(206)

Teniendo en cuenta lo anterior, la Comisión concluye que el acuerdo con la seguridad social, las inyecciones de capital y el préstamo «subordinado» deben considerarse ayudas estatales según lo dispuesto en el artículo 87, apartado 1, del Tratado CE. No obstante, la financiación de RTP por medio de ayudas puntuales es compatible con el mercado común de conformidad con lo dispuesto en el artículo 86, apartado 2, del Tratado CE. La financiación total es proporcional a los costes netos de las obligaciones de servicio público claramente definidas y atribuidas. Por consiguiente, la financiación concedida por el Estado no afectó a los intercambios y a la competencia en la Comunidad de forma contraria al interés común de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 86, apartado 2, del Tratado CE (92).

VI. CONCLUSIÓN

(207)

La Comisión considera que Portugal concedió las ayudas puntuales de manera ilícita, infringiendo el artículo 88, apartado 3, del Tratado. Tal como se ha analizado anteriormente, la Comisión concluye que el acuerdo con la seguridad social de 1993, las inyecciones de capital de 1994-1997 y el préstamo de 1998 constituyen ayudas estatales según lo dispuesto en el artículo 87, apartado 1, del Tratado CE. Estas medidas se concedieron por medio de recursos estatales, amenazan con falsear la competencia favoreciendo a RTP y tienen una incidencia sobre los intercambios. Como se ha analizado, no cumplen las condiciones enunciadas en la sentencia Altmark, ya que no puede considerarse que formen parte de un sistema de compensación cuyos parámetros se establecieron previamente de manera objetiva y transparente. Queda también claro que RTP no fue seleccionada por medio de un procedimiento de concurso público que garantizase los costes más bajos posibles y nada indica que el importe de los pagos específicos se determinara sobre la base de un análisis de los costes que habrían sido soportados por una empresa típica.

(208)

La exención prevista en el artículo 86, apartado 2, es aplicable a las medidas puntuales. Como se ha explicado, estas medidas compensaron obligaciones de servicio público claramente definidas y debidamente confiadas a RTP. Como se ha indicado, las medidas puntuales son proporcionales a los costes netos del servicio público de RTP. No falsean la competencia en una medida contraria al interés comunitario, puesto que son proporcionales al coste neto de la misión de servicio público confiada a RTP y que esta empresa no se comportó de manera contraria a la competencia en sus actividades comerciales.

Habida cuenta de las conclusiones anteriormente mencionadas, la Comisión.

HA ADOPTADO LA PRESENTE DECISIÓN:

Artículo 1

La ayuda estatal que Portugal concedió a RTP por un importe de 68 006 millones PTE en forma de un acuerdo con la seguridad social en 1993, de inyecciones de capital en 1994-1997 y de un préstamo en 1998, es compatible con el mercado común según lo dispuesto en el artículo 86, apartado 2, del Tratado, dado que no produjo una compensación excesiva de los costes netos de las funciones de servicio público confiadas a RTP.

Artículo 2

No constituyen ayuda estatal las medidas de exención de los gastos de notario y registro, el pago por la transferencia de la red de difusión de la señal televisiva, las facilidades concedidas para el pago del canon anual por la utilización de la red, el protocolo de apoyo al cine, la emisión de obligaciones y el plan de reestructuración para 1996-2000.

Artículo 3

El destinatario de la presente decisión será la República Portuguesa.

Hecho en Bruselas, el 15 de octubre de 2003.

Por la Comisión

Mario MONTI

Miembro de la Comisión

(1) DO C 85 de 9.4.2002, p. 9.

(2) Ibidem.

(3) Reglamento (CE) no 659/1999 del Consejo, de 22 de marzo de 1999, por el que se establecen disposiciones de aplicación del artículo 93 del Tratado CE [actual artículo 88] (DO L 83 de 27.3.1999, p. 1). Reglamento modificado por el Acta de adhesión de 2003.

(4) El artículo 5 dispone que «el cumplimiento de las obligaciones de servicio público encomendadas a RTP SA […] confiere a esta sociedad el derecho a una indemnización compensatoria, cuyo importe exacto deberá corresponder al coste efectivo de la prestación del servicio público, determinado a partir de criterios objetivamente cuantificables y de acuerdo con el principio de buena gestión».

(5) Artículo 3, apartados 2 y 3, de la Ley no 84/88, de 20 de julio de 1988.

(6) Decreto-Ley no 404/90, de 21 de diciembre de 1990.

(7) Decreto-Ley no 138/91, de 8 de abril de 1991.

(8) Para el análisis del valor de la red, véase la Decisión de la Comisión de noviembre de 1996, en la que indicaba que el valor de la red correspondía a su valor en el mercado.

(9) En 1991, RTP transfirió estos activos a TDP, recibiendo una participación en dicha empresa correspondiente al valor de los activos. Posteriormente, el Estado se convirtió en propietario único de TDP. No obstante, parece que el Estado no hizo efectivo el pago a RTP, convirtiéndose en deudor de dicha empresa por un importe de 5 400 millones PTE. En su caso, RTP compensó esta deuda con pérdidas anteriores. Por otro lado, teniendo en cuenta que RTP perdió algunos activos, el Estado decidió en 1993 proporcionarle recursos inyectando capital en la empresa. Esto se realizó por medio de una contribución de capital fijada en un importe equivalente a los activos cedidos por RTP.

(10) Los principales accionistas son el grupo Banco Espírito Santo (9,3 %), Brandes Investments Partners (5,5 %), Telefónica (4,8 %), el grupo Caixa Geral de Depósitos (4,7 %) y el grupo BPI (2,9 %).

(11) Artículo 13, apartado 1, letra f), de la Ley no 58/90, de 7 de septiembre de 1990, relativa al ejercicio de la actividad televisiva.

(12) Artículo 5 del Decreto-Ley no 401/90, de 20 de diciembre de 1990, sustituido por el artículo 13 del Decreto-Ley no 40/95, de 15 de febrero de 1995.

(13) Artículo 4, apartado 2, de la Ley no 401/90, de 20 de diciembre.

(14) Los importes pagados fueron los siguientes: 3 650 millones PTE en 1992, 3 680 millones PTE en 1993, 3 101 millones PTE en 1994, 2 866 millones PTE en 1995 y 2 876 millones PTE en 1996.

(15) En marzo de 1996 y diciembre de 1997.

(16) Decreto-Ley no 40/95, de 15 de febrero, modificado por el Decreto-Ley no 458/99, de 5 de diciembre de 1999.

(17) Cláusula 14 del antiguo Contrato de servicio público y cláusula 21 del nuevo Contrato de servicio público.

(18) Ley no 7/98.

(19) Artículo 1 del Decreto-Ley no 160/96.

(20) El porcentaje aplicado fue del 3,54 % en 1999, 4,14 % en 2000, 5,05 % en 2001, 3,62 % en 2002 y 2,95 % en 2003.

(21) Artículo 5 del contrato de préstamo modificado.

(22) Decreto-Ley no 40 341, de 18 de octubre de 1955, en el que el Estado portugués promueve «la constitución de una sociedad anónima […], con la que celebrará un contrato de concesión del servicio público de televisión en territorio portugués».

(23) Puntos 11.4 y 11.5 de la Resolución del Consejo de Ministros no 49/90, de 31 de diciembre de 1990, y punto 3 de la Resolución del Consejo de Ministros no 6/92, de 22 de febrero de 1992.

(24) Ley no 21/92, de 14 de Agosto de 1992.

(25) El anexo de la Ley no 21/92 relativa a los estatutos de RTP estipula en su artículo 3, apartados 2 y 3, que la sociedad puede ejercer las siguientes actividades: i) explotación de la publicidad televisiva, ii) comercialización de productos, en especial programas y publicaciones relacionadas con sus actividades, iii) prestación de servicios de asesoramiento técnico y formación profesional, así como cooperación con otros organismos nacionales y extranjeros, iv) comercialización y alquiler de material televisivo, películas, cintas magnéticas, cintas de vídeo y productos similares, v) participación en otros grupos de empresas y grupos de interés económico europeos, así como participación en el capital social de otras sociedades en cualquiera de las formas previstas por la legislación comercial.

(26) Deudas a corto, medio y largo plazo con las entidades de crédito y obligaciones.

Fuente: Cuentas financieras de RTP.

(27) Ley no 58/90, de 7 de septiembre de 1990, que regula el ejercicio de la actividad televisiva.

(28) El 17 de marzo de 1993 se firmó un contrato de servicio público (antiguo Contrato de servicio público) entre el Estado portugués y RTP. El 31 de diciembre de 1996, un nuevo Contrato de servicio público sustituyó al antiguo Contrato de servicio público de 1993.

(29) RTP debe: a) respetar los principios de libertad, independencia, no discriminación y no concentración; b) preservar su independencia con relación a los poderes políticos; c) ordenar la programación en función de exigencias de calidad y variedad en interés del público.

(30) RTP debe: a), c) contribuir al esclarecimiento, información y formación de la población; b) garantizar la cobertura informativa; d)-h) conceder tiempo de emisión para la difusión de mensajes, comunicados y notas oficiales a las confesiones religiosas, los partidos políticos, los sindicatos, la administración pública y el Gobierno; i) emitir dos programas de cobertura general, de los que al menos uno deberá cubrir las Regiones Autónomas de Azores y Madeira; j), m) emitir programas de carácter educativo, deportivo y cultural y programas formativos; l) apoyar y promover el cine; n) conservar los archivos audiovisuales; o) proporcionar los medios necesarios para intercambiar programas e información con las Regiones Autónomas de Azores y Madeira; p) producir y emitir programas para las comunidades portuguesas en el extranjero; q) cooperar con los países de habla portuguesa; r) garantizar la cobertura directa de los principales acontecimientos en el extranjero; s) mantener contactos con empresas que, en el espacio de las Comunidades Europeas, prestan servicio público de televisión; t) velar por la conformidad del ejercicio de la actividad televisiva con las orientaciones definidas por las instancias internacionales competentes.

(31) Cláusula 4 del antiguo Contrato de servicio público y cláusulas 4 y 5 del nuevo Contrato de servicio público.

(32) Cláusulas 5 a 8 y 10 del antiguo Contrato de servicio público y cláusulas 6 a 13 del nuevo Contrato de servicio público.

(33) El artículo 1 del antiguo Contrato de servicio público indicaba que el objeto del contrato era establecer las condiciones de la prestación del servicio público de televisión por parte de RTP. El nuevo Contrato establece en su artículo 1 que RTP es el único prestador del servicio público de televisión según lo dispuesto en el artículo 5 de la Ley no 58/90, de 7 de septiembre, y del artículo 4 de la Ley no 21/92, de 14 de agosto.

(34) Cláusula 9 del antiguo Contrato de servicio público y cláusula 23 del nuevo Contrato de servicio público.

(35) Cláusulas 15, 16, 18, 19 del antiguo Contrato de servicio público y cláusulas 18 y 25 del nuevo Contrato de servicio público.

(36) Cláusula 19 del antiguo Contrato de servicio público, cláusula 25 del nuevo Contrato de servicio público y apartado 2 del artículo 47 de la Ley no 31-A/98.

(37) Cláusula 13 del antiguo Contrato de servicio público y cláusula 20 del nuevo Contrato de servicio público.

(38) Cláusula 14 del antiguo Contrato de servicio público y cláusula 21 del nuevo Contrato de servicio público.

(39) La cláusula 12 del antiguo Contrato de servicio público expone con todo detalle qué coste puede ser objeto de una compensación y el método de cálculo: el diferencial de cobertura (la diferencia entre los costes soportados por RTP 1 y los costes soportados por el mayor operador privado de televisión), el déficit de explotación en las Regiones autónomas, el déficit de explotación del archivo audiovisual, el coste operativo de RTP-Internacional, el coste de funcionamiento de la estructura vinculada a la cooperación con los países africanos de lengua oficial portuguesa (PALOP), los gastos causados por la concesión de horas de emisión a algunas entidades, el coste de las delegaciones y corresponsales y el coste de la Fundación del Teatro San Carlos. La cláusula 15 del nuevo Contrato de servicio público expone con todo detalle qué coste puede ser objeto de una compensación y su método de cálculo. Las partidas cubiertas son: los costes de explotación de RTP 1 y RTP 2, las obligaciones de prestación de servicios específicos mencionados en la cláusula 7, letras a) a l), y el diferencial de cobertura.

(40) Información facilitada por las autoridades portuguesas mediante carta de 31 de marzo de 1999.

(41) Cláusula 14, apartado 2, del nuevo Contrato de servicio público.

(42) Con exclusión del coste vinculado al diferencial de cobertura.

(43) Cláusula 19, apartados 1 y 3, del nuevo Contrato de servicio público. El nuevo Contrato de servicio público estipula que los costes de explotación de RTP 2 podrían compensarse retroactivamente a partir del 1 de enero de 1996.

(44) Aunque Sport TV no sea una actividad de servicio público seleccionable para recibir pagos compensatorios, RTP dedujo los beneficios de Sport TV del coste del servicio público. Lo hizo basándose en el artículo 47, apartado 4, de la Ley no 31-A/98, de 14 de julio de 1998, que dispone que los beneficios realizados por RTP en el marco de la explotación o la participación en otras cadenas deben transferirse para financiar iniciativas del servicio público.

Fuente: Información comunicada por las autoridades portuguesas y procedente de informes sobre el servicio público.

(45) Sentencia del Tribunal de Primera instancia de 10 de mayo de 2000 en el asunto T-46/97 SIC/Comisión, Rec. 2000, p. II-2125.

(46) NN 141/95, Financiación de la Radiotelevisión portuguesa, DO C 67 de 4.3.1997, p. 10.

(47) El Decreto-Ley no 91/A/77 revocó los estatutos de RTP de 1976 y dispuso que RTP pasaría a ser gestionada por una Comisión administrativa.

(48) En referencia a la sentencia del Tribunal de Justicia de 22 de noviembre de 2001 en el asunto C-53/00, Ferring/Agencia central de los organismos de seguridad social (ACOSS), Rec. 2001, p. I-9067.

(49) Cláusulas 3 y 4 del Contrato de servicio público de 31 de diciembre de 1996.

(50) De acuerdo con la cláusula 14 del Contrato de servicio público de 1993 y de la cláusula 21, apartado 3, del Contrato de servicio público de 1996 «la participación en las inversiones mencionadas revestirá, preferiblemente, por parte del primer otorgante y, en calidad de accionista, la forma de ampliación de capital».

(51) Punto 10 de la Comunicación de la Comisión sobre la aplicación de las normas relativas a las ayudas estatales a las medidas relativas a la fiscalidad directa de las empresas (DO C 384 de 10.12.1998, p. 3).

(52) Véase, a este respecto, la definición de empresa pública que figura en el artículo 2, apartado 1, letra b), de la Directiva 2000/52/CE de la Comisión, de 26 de julio de 2000, por la que se modifica la Directiva 80/723/CEE relativa a la transparencia de las relaciones financieras entre los Estados miembros y las empresas públicas (DO L 193 de 29.7.2000, p. 75).

(53) Véase la sentencia del Tribunal de Primera Instancia de 12 de diciembre de 1996 en el asunto T-358/94 de 12 de diciembre de 1996, Compagnie Nationale Air France/Comisión, Rec. 1996, p. II-2109.

(54) Sentencia del Tribunal de Justicia en el asunto C-342/96, España/Comisión, Rec. 1999, p. I-2459, apartado 46.

(55) Ibídem, apartado 48.

(56) Sentencia del tribunal de Justica de 16 de mayo de 2002 en el asunto C-482/99, Francia/Comisión, Rec. 2002, p. I-4397.

(57) La Comisión pidió expresamente, mediante carta de 16 de junio de 2003, información relativa a los indicadores señalados por el Tribunal de Justicia en el asunto C-482/99.

(58) Véase el asunto 70/85, sentencia del tribunal de Justicia de 2 de febrero de 1988 en los asuntos acumulados 67, 68 70/85, Van der Kooy/Comisión, Rec. 1988, p. 219, apartado 37.

(59) Sentencia del Tribunal de Justicia de 17 de febrero de 1993, en los asuntos acumulados C-159/1 y C-160/1, Christian Poucet/Assurances Générales de France y Caisse Mutuelle Regionale du Languedoc-Roussillon, Rec. 1993, p. I-637.

(60) Sentenzia del Tribunal de justicia de 17 de junio de 1999 en el asunto C-295/97, Industrie Aeronautiche e Meccaniche Rinaldo Piaggio SpA/International Factors Italia SpA (Ifitalia), Dornier Luftfahrt GmbH y Ministero della Difesa, Rec. 1999, p. I-3735, apartado 35.

(61) Artículo 1 del Decreto-Ley no 160/96.

(62) Véase el punto 1.2 de la Comunicación de la Comisión relativa a la aplicación de los artículos 87 y 88 del Tratado CE a las ayudas estatales en forma de garantías (DO C 71/2000, p. 7).

(63) De conformidad con lo dispuesto en el artículo 4, apartado 3, letra l), de la Ley no 21/92, así como en la cláusula 5, apartado 1, letra j), del Contrato de servicio público de 1993 y en la cláusula 7, apartado 1, letra m), del Contrato de servicio público de 1996.

(64) Artículo 5 de la Ley no 21/92.

(65) Carta de las autoridades portuguesas de 14 de diciembre de 1995.

(66) El Decreto-Ley no 91/A/77 estableció que RTP debía ser gestionada por una Comisión administrativa, debido a su crisis estructural.

(67) Asunto C-342/96.

(68) NN 141/95, Financiación de la Radiotelevisión Portuguesa (DO C 67 de 4.3.1997, p. 10).

(69) Asunto T-46/97, apartado 50.

(70) Comunicación de la Comisión a los Estados miembros sobre la aplicación de los artículos 92 y 93 del Tratado CEE y del artículo 5 de la Directiva 80/723/CEE de la Comisión a las empresas públicas del sector productivo (DO C 307 de 13.11.1993, p. 3).

(71) El tipo de referencia se basa en el tipo interbancario para swaps a cinco años, más una prima (DO C 273 de 9.9.1997, p. 3). Los tipos de referencia para Portugal desde el 1 de enero de 1997 se encuentran en: http://europa.eu.int/comm/competition/state_aid/others/reference_rates.html.

(72) Véase la sentencia del Tribunal de Primera Instancia en los asuntos acumulados T-85/00, T-216/00, T-299/00 y T-300/00, Métropole Télévision SA (M6), Antena 3 de Televisión, SA, Gestevisión Telecinco, SA y SIC - Sociedade Independente de Comunicação, SA/Comisión, Rec. 2002, p. II-3805.

(73) De acuerdo con la jurisprudencia del Tribunal de Justicia, cuando una ayuda refuerza la posición de una empresa con relación a las demás empresas competidoras en los intercambios comerciales intracomunitarios, debe entenderse que estos últimos se ven influidos por la ayuda. Sentencia del Tribunal de Justicia de 17 de septiembre de 1980 en el asunto 730/79, Philip Morris Holland/Comisión, Rec. 1980, p. 2671, apartado 11; sentencia del tribunal de Justicia de 21 de marzo de 1991 en el asunto C-303/88, Italia/Comisión, Rec. 1991, p. I-1433, apartado 17; sentencia del Tribunal de Justicia de 19 de septiembre de 2000 en el asunto C-156/98, Alemania/Comisión, Rec. 2000, p. I-6857, apartado 33.

(74) Sentencia del Tribunal de Justicia de 24 de julio de 2003 en el asunto C-280/00, Altmark Trans GMBH y Regierungspräsidium Magdeburg/Nahverkehrsgesellschaft Altmark GmbH (Rec. 2003, p. I-7747).

(75) Puntos 101 a 109 de la decisión Altmark. En estos puntos, el Tribunal estudió si algunos pagos estatales a empresas de transportes, que fueron considerados como ayudas estatales, podrían considerarse compatibles con el mercado común con arreglo al artículo 77 del Tratado, como compensaciones por la prestación de obligaciones de servicio público. El Tribunal no excluyó esta posibilidad, siempre que se respetaran las condiciones vinculantes establecidas por el derecho derivado en el sector del transporte. Este razonamiento debe aplicarse, mutatis mutandis, a las empresas encargadas de la prestación de SIEG fuera del sector de los transportes y en relación con el artículo 86, apartado 2.

(76) DO C 320 de 15.11.2001, p. 5.

(77) Véase el punto 29 de la Comunicación sobre la radiodifusión.

(78) El Protocolo considera que la radiodifusión de servicio público está directamente vinculada a las necesidades democráticas, sociales y culturales de cada sociedad, así como a la necesidad de preservar el pluralismo en los medios de comunicación social. Más concretamente, los Estados miembros tienen «la facultad […] de financiar el servicio público de radiodifusión en la medida en que la financiación se conceda a los organismos de radiodifusión para llevar a cabo la función de servicio público tal como haya sido atribuida, definida y organizada por cada Estado miembro, y en la medida en que dicha financiación no afecte a las condiciones del comercio y de la competencia en la Comunidad en un grado que sea contrario al interés común, debiendo tenerse en cuenta la realización de la función de dicho servicio público».

(79) Punto 33 de la Comunicación.

(80) Ibidem.

(81) Ibidem.

(82) Directiva no 89/55/CEE del Consejo, de 3 de octubre de 1989, relativa a la coordinación de determinadas disposiciones legales, reglamentarias y administrativas de los Estados miembros relativas al ejercicio de actividades de radiodifusión televisiva (DO L 298 de 17.10.1989, p. 23). Según su artículo 5: «Los Estados miembros velarán […] para que los organismos de radiodifusión televisiva reserven, como mínimo, el 10 % de su tiempo de emisión […] o, alternativamente […] el 10 % como mínimo de su presupuesto de programación, a obras europeas de productores independientes de los organismos de radiodifusión».

Asimismo, de acuerdo con el considerando 45 de la Directiva 97/36/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 30 de junio de 1997, por la que se modifica la Directiva 89/552/CEE del Consejo sobre la coordinación de determinadas disposiciones legales, reglamentarias y administrativas de los Estados miembros relativas al ejercicio de actividades de radiodifusión televisiva (DO L 202 de 30.7.1997, p. 60), «el objetivo de apoyar a la producción audiovisual en Europa se puede llevar a cabo dentro de los Estados miembros […] a través, entre otros medios, de la definición de una misión de interés público para algunos organismos de radiodifusión, incluida la obligación de contribuir sustancialmente a la inversión en la producción europea».

(83) Cláusula 13 del antiguo Contrato de servicio público y cláusula 7, apartado 1, letra a), del nuevo Contrato de servicio público.

(84) Carta de las autoridades portuguesas de 30 de junio de 1999.

(85) Comunicación sobre la radiodifusión, punto 40.

(86) Comunicación sobre la radiodifusión, puntos 57 y 58.

(87) Los costes de explotación de la primera y segunda cadenas, según el antiguo Contrato de servicio público, corresponden a los costes de financiación y a los costes de correspondencia cuando se establecieron otros operadores.

(88) Comunicación sobre la radiodifusión, punto 58.

(89) Ibidem.

(90) Apartado 91 de la Decisión de apertura del procedimiento.

(91) Hay que señalar que en 1993, la demandante, SIC, alegó también una infracción del artículo 86, apartado 1, del Tratado CE (antiguo artículo 90) con respecto a la estructura jurídica establecida por el Estado portugués en el mercado de la publicidad y la política de adquisición de programas de RTP [véase igualmente la Decisión 89/536/CEE de la Comisión (DO L 284 de 3.10.1989, p. 36)]. La Comisión apreció entonces estas alegaciones con arreglo al artículo 86, apartado 1.

(92) Comunicación sobre la radiodifusión, punto 58.

6.6.2005

Diario Oficial de la Unión Europea

L 142/26

DECISIÓN DE LA COMISIÓN

de 22 de septiembre de 2004

sobre la ayuda estatal que el Reino Unido prevé ejecutar en favor de British Energy plc

[notificada con el número C(2004) 3474]

(El texto en lengua inglesa es el único auténtico)

(Texto pertinente a efectos del EEE)

(2005/407/CE)

LA COMISIÓN DE LAS COMUNIDADES EUROPEAS,

Visto el Tratado constitutivo de la Comunidad Europea y, en particular, su artículo 88, apartado 2, párrafo primero,

Visto el Acuerdo sobre el Espacio Económico Europeo y, en particular, su artículo 62, apartado 1, letra a),

Habiendo invitado a las partes interesadas a presentar sus observaciones de conformidad con dichas disposiciones (1) y vistas tales observaciones,

Considerando lo siguiente:

I. PROCEDIMIENTO

(1)

El 9 de septiembre de 2002, el Gobierno del Reino Unido estableció un paquete de ayuda de rescate para la empresa eléctrica British Energy plc (en lo sucesivo denominada «BE»). El 27 de noviembre de 2002, la Comisión decidió no plantear objeciones al respecto (2). De conformidad con dicha decisión, las autoridades británicas tenían de plazo hasta el 9 de marzo de 2003 para presentar un plan de reestructuración o liquidación de BE o para demostrar que la ayuda había sido reembolsada.

(2)

El 7 de marzo de 2003, las autoridades británicas notificaron a la Comisión un plan de reestructuración, que fue registrado como asunto de ayuda estatal número NN 45/2003, ya que algunas medidas de reestructuración que posiblemente contenían ayuda habían entrado en vigor. El 13 de marzo de 2003 se presentó más información y una reunión entre representantes de la Comisión y las autoridades británicas se celebró el 28 de marzo de 2003. El 21 de abril de 2003 la Comisión envió a las autoridades británicas una petición de información, a la que las autoridades británicas respondieron el 2 de mayo de 2003.

(3)	Por carta de 23 de julio de 2003, la Comisión informó al Reino Unido que había decidido incoar el procedimiento establecido en el artículo 88, apartado 2, del Tratado CE con respecto a la ayuda.

(4)	La decisión de la Comisión de incoar el procedimiento se publicó en el Diario Oficial de la Unión Europea (3). La Comisión invitó a las partes interesadas a presentar sus comentarios.

(5)	Mediante carta de 22 de agosto de 2003, registrada el mismo día en la Comisión, las autoridades británicas remitieron a la Comisión sus comentarios sobre la incoación del procedimiento.

(6)	La Comisión recibió observaciones de partes interesadas, que remitió al Reino Unido con el fin de que éste pudiera presentar alegaciones al respecto. Estas alegaciones fueron enviadas mediante carta de 29 de octubre de 2003, registrada en la Comisión el 30 de octubre de 2003.

(7)

La Comisión se reunió con las autoridades del Reino Unido el 7 de octubre de 2003. Posteriormente, el Reino Unido presentó información mediante carta de 5 de noviembre de 2003, registrada el 10 de noviembre de 2003. Se celebró otra reunión el 28 de noviembre de 2003. La Comisión envió una petición de información al Reino Unido el 5 de diciembre de 2003 a la que el Reino Unido respondió el 22 de diciembre de 2003. Otra nueva reunión tuvo lugar el 2 de febrero de 2004. El Reino Unido presentó información el 4 de febrero y el 10 de marzo de 2004. El 22 de marzo de 2004 se celebró otra reunión más. La Comisión remitió una nueva petición el 19 de abril de 2004, a la que el Reino Unido respondió el 11 de mayo de 2004. Se celebró otra reunión el 7 de junio de 2004, se presentaron nuevos datos el 1 de julio de 2004 y otra reunión tuvo lugar el 29 de julio de 2004. El Reino Unido presentó información suplementaria el 23 de agosto de 2004.

II. DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA AYUDA

1. Beneficiario de la ayuda

a) Grupo British Energy plc

(8)

BE es una empresa productora de electricidad que fue privatizada por las autoridades británicas en 1996. A excepción de tres participaciones especiales que las autoridades británicas mantienen (una en BE y una en cada una de sus dos principales filiales británicas), BE es propiedad de inversores privados.

(9)

En el momento de la privatización, los elementos básicos de la empresa BE eran seis centrales nucleares en Inglaterra y dos en Escocia. BE continúa explotando estas centrales, que tienen una potencia total registrada de 9 820 MW, de los que 7 281 están en Inglaterra y el País de Gales y 2 539 en Escocia. BE es el único operador privado de centrales nucleares en el Reino Unido; suministra electricidad al mercado al por mayor y a determinados grandes clientes industriales y comerciales pero no al mercado minorista.

(10)

Desde la privatización, BE participa al 50 % en una empresa a riesgo compartido en Estados Unidos (llamada «Amergen»), con el fin de comprar y gestionar centrales nucleares estadounidenses, y se hizo con el 82,4 % de la empresa Bruce Power LP, en Ontario, Canadá. En el Reino Unido, BE adquirió en 1999 la empresa de distribución de energía eléctrica South Wales Electricity (que vendió en 2000) y, en 2000, la central térmica de carbón de Eggborough, de 1 970 MW, para tener mayor flexibilidad y como medida de seguridad ante el envejecimiento de sus centrales nucleares.

(11)	De las ocho centrales nucleares del Reino Unido, siete son reactores modernos enfriados por gas («RAG»), con diseño y tecnología exclusivos del Reino Unido. El octavo, Sizewell B, es un reactor de agua a presión («PWR»), de un diseño y una tecnología muy difundidos internacionalmente.

(12)

Las principales filiales británicas de BE son:

—	British Energy Generation Ltd («BEG»), que posee y gestiona las seis centrales nucleares de Inglaterra y tiene licencia para suministrar directamente a las empresas,

—	British Energy Generation (UK) Ltd («BEGUK»), que posee y explota las dos centrales nucleares de Escocia,

—	Eggborough Power (Holdings) Ltd («EPL»), que posee y explota la central térmica de carbón de Eggborough, en Inglaterra,

—	British Energy Power & Energy Trading Ltd («BEPET»), que vende toda la producción de BE (excepto la destinada directamente a las empresas) y gestiona los riesgos de mercado.

b) Últimos acontecimientos

(13)

Como consecuencia de la caída sustancial de los precios de la electricidad en el mercado en el que BE actúa, junto con su falta de cobertura y las paradas imprevistas de las centrales, los ingresos generados por las centrales eléctricas de BE disminuyeron notablemente durante 2002. El alto porcentaje que los costes fijos de las centrales nucleares (4) suponen en la estructura de costes de BE tampoco le ofrece margen para responder a la bajada de precios mediante una reducción de costes.

(14)

La caída de precios de 8,56 libras esterlinas (GBP) por MWh registrada en los dos años anteriores a 2002 equivale a una reducción anual de ingresos de 642 millones GBP de una producción de 75 TWh (producción de las centrales eléctricas de BE en el ejercicio financiero). Ni los contratos de suministro ni las ventas directas de electricidad han atenuado suficientemente el efecto de esta caída de precios en los ingresos de BE.

(15)

Por todo ello, la situación de liquidez de BE se deterioró perceptiblemente durante el verano de 2002, reduciéndose sus reservas desde 231 millones GBP a principios de abril de 2002 hasta solamente 78 millones a finales de agosto de 2002, y esta disminución se aceleró a partir de finales de junio de 2002. Además de la reducción significativa de fondos, BE registró notables mermas de efectivo entre septiembre de 2002 y marzo de 2003 debido, entre otras causas, a pagos a British Nuclear Fuel Limited («BNFL»), en virtud de sus contratos de gestión del combustible, a grandes inversiones de capital en su central canadiense de Bruce Power y al reembolso del primer tramo de sus bonos, previsto para el 25 de marzo de 2003.

(16)

El 5 de septiembre de 2002, debido a una fallida oferta de bonos realizada durante el verano y a la preocupación por su capacidad para acceder a sus facilidades bancarias no utilizadas, el consejo de administración de BE fue asesorado legalmente en el sentido de que la empresa no podría utilizar sus facilidades de crédito. Debido a que los directores no estaban en condiciones de afirmar su creencia de que la empresa podría devolver los créditos, utilizarlos habría equivalido a operar sin ninguna perspectiva razonable de evitar una liquidación por insolvencia. Esto llevó a BE a pedir ayuda financiera a las autoridades británicas para evitar el procedimiento de insolvencia. Esa ayuda financiera fue aprobada como ayuda de salvamento mediante decisión de la Comisión de 27 de noviembre de 2002.

(17)

La decisión recogía el compromiso del Gobierno británico de notificar a la Comisión, a más tardar en un plazo de seis meses desde la autorización de la ayuda de salvamento, un plan de liquidación o reestructuración o de probar que los créditos se habían reembolsado íntegramente y/o que la garantía se había terminado. El 7 de marzo de 2003, el Gobierno británico notificó el plan de reestructuración de BE a la Comisión.

2. Plan de reestructuración

a) Origen de las dificultades de BE

(18)	El Gobierno británico explica el origen de las dificultades de BE del siguiente modo:

(19)

A diferencia de otras grandes empresas privadas productoras de electricidad, BE no cuenta con un negocio de venta al por menor que ofrezca una protección natural para el riesgo que conllevan los precios de venta de electricidad al por mayor. En vez de ello, BE vende fundamentalmente su electricidad al por mayor y una pequeña parte a grandes consumidores industriales y comerciales.

(20)

La posición de BE en el mercado de suministro al por menor a los grandes consumidores industriales y comerciales no le protegió contra la caída de los precios al por mayor, en un mercado completamente abierto a la competencia desde 1994, en el que existe una competencia basada en los precios ofrecidos a unos consumidores muy atentos a este factor y en el que la bajada de precios también se repercute en gran parte a los clientes de forma directa. Por consiguiente, no ha habido ningún aumento en los márgenes que compense los efectos de la caída de los precios al por mayor.

(21)	La estructura de costes de las centrales nucleares se caracteriza por costes fijos muy altos y costes variables bajos (5).

(22)

Algunos de los costes fijos de BE son propios de las centrales nucleares. En primer lugar, los gastos de cierre definitivo de las centrales nucleares no guardan relación con la producción, excepto por lo que se refiere a su calendario, basado en la coordinación de los cierres. En segundo lugar, los costes de gestión del combustible (reprocesamiento, almacenamiento y destrucción final del combustible agotado) son también costes fijos para el combustible ya cargado en el reactor.

(23)	Por otra parte, los costes variables de las nucleares son inferiores a los de otras instalaciones de la red, incluidas otras centrales eléctricas de base.

(24)

La caída de los precios de mercado ha supuesto una fuerte reducción del margen que BE obtiene por encima de sus costes variables. Por lo tanto se redujeron considerablemente los fondos disponibles para cubrir sus altos costes fijos, que son principalmente costes financieros y responsabilidades derivadas de actuaciones pasadas. Esto ha supuesto dificultades para hacer frente a los pagos a acreedores, lo que ha requerido una reestructuración financiera de su actividad empresarial.

(25)

Además de los costes fijos a largo plazo derivados de responsabilidades nucleares, BE también sufrió altos costes fijos a corto plazo en forma de gastos de financiación, incrementados a consecuencia de la devolución de capital a los accionistas, a las compras de Eggborough y en Norteamérica, y al coste de los acuerdos de compra de energía.

(26)

La pérdida de ingresos de BE tras la bajada de los precios al por mayor de la electricidad se agravó por importantes cortes imprevistos en sus centrales Torness 2 y Dungeness B. El 13 de agosto de 2002, BE anunció que, tras los graves cortes en Torness, el objetivo de producción nuclear en el Reino Unido se había reducido desde 67,5 a 63 TWh (± 1 TWh).

b) Medidas de reestructuración

(27)

El paquete de reestructuración consiste en las siguientes siete medidas, acordadas entre BE, sus principales acreedores (incluida la empresa estatal de tratamiento de combustible nuclear, BNFL), y el Gobierno británico:

— Medida A	:	Medidas de financiación de responsabilidades nucleares,
— Medida B	:	Medidas relativas al ciclo de combustible acordadas con BNFL,
— Medida C	:	Medidas relativas a períodos de carencia,
— Medida D	:	Paquete de reestructuración para los acreedores significativos,
— Medida E	:	Introducción de una nueva estrategia comercial,
— Medida F	:	Venta de activos para ayudar a financiar la reestructuración,
— Medida G	:	Aplazamiento del pago de impuestos locales.

(28)	Estas medidas se describen con mayor detalle en los considerandos 29 a 102.

(29)	Las responsabilidades nucleares surgen fundamentalmente de la necesidad de reprocesar o almacenar y deshacerse del combustible nuclear agotado («responsabilidades finales») y de desmontar las centrales nucleares al final de su vida útil («responsabilidades de cierre definitivo»).

(30)

Para algunas de las responsabilidades finales, BE tiene contratos con BNFL para la prestación de servicios de gestión del combustible agotado («responsabilidades derivadas de contratos»), que representan cantidades que BE está obligada contractualmente a pagar a BNFL en el futuro por el reprocesamiento y almacenamiento de combustible de las centrales RAG y otros servicios de gestión del combustible agotado. Los contratos cubren el reprocesamiento y almacenamiento del combustible agotado y de los residuos asociados de las centrales RAG hasta por lo menos 2038 ó 2086. Estos contratos establecen fundamentalmente un precio fijo, corriendo BNFL con todos los riesgos técnicos asociados al almacenamiento y reprocesamiento del combustible. La propiedad de todo el combustible agotado y de la mayor parte de los residuos asociados sigue correspondiendo a BE durante la vigencia de los contratos.

(31)

Hay otras responsabilidades finales, que pueden asociarse o no al mismo combustible agotado, para las que actualmente no existe ningún contrato de servicios («responsabilidades para las que no existe contrato») y que se refieren principalmente a la destrucción final del combustible agotado, el plutonio, el uranio y los residuos procedentes del reprocesamiento de combustible RAG, del almacenamiento y destrucción final de combustible PWR agotado, incluida la construcción de un almacén seco en Sizewell B, y al almacenamiento y destrucción de residuos operativos.

(32)

Las responsabilidades de cierre definitivo corresponden a costes de vaciado de combustible, descontaminación y desmantelamiento de las centrales nucleares una vez que han dejado de generar electricidad. Normalmente, el cierre definitivo se realiza en tres etapas:

—	Etapa 1: vaciado del combustible del reactor poco después del cierre de la central y eliminación del combustible,

—	Etapa 2: demolición de edificios auxiliares y reforzamiento y consolidación frente a los agentes atmosféricos del conjunto de reactores, tras lo cual éstos son objeto de mantenimiento y vigilancia, generalmente durante largos períodos,

—	Etapa 3: desmontaje del reactor para poder reutilizar el emplazamiento (se produce, como mínimo, después de 85 años de finalizada la generación de electricidad en las centrales RAG y de 50 años en las centrales PWR).

(33)

Hasta ahora se han establecido diversos mecanismos para financiar las responsabilidades nucleares. En el momento de la privatización se estableció un fondo separado, el Nuclear Decommissioning Fund (Fondo de Cierre Definitivo de Centrales Nucleares, NDF), en forma de empresa limitada por acciones propiedad de un consorcio independiente. Su finalidad es constituir un fondo segregado destinado a cubrir parte de las responsabilidades de cierre definitivo. Se esperaba que la financiación de las demás responsabilidades nucleares fuera cubierta por los flujos operativos derivados de las operaciones de BE. Sin embargo, como consecuencia de la caída de ingresos de BE, estos acuerdos no son suficientes para financiar las responsabilidades nucleares.

(34)

El Gobierno británico incluye en su plan de reestructuración varios instrumentos para asumir el coste financiero de al menos parte de las responsabilidades nucleares. Estos nuevos instrumentos serán establecidos junto con nuevas disposiciones para que BE contribuya con fondos a los costes de las responsabilidades nucleares y a la gestión de éstas.

(35)

El plan de reestructuración prevé que el NDF existente sea ampliado o complementado por un nuevo fondo, el Nuclear Liabilities Fund (Fondo de Responsabilidades Nucleares, NLF), que en principio debería ser una empresa limitada por acciones propiedad de un consorcio independiente. El NLF debería cubrir los costes de las responsabilidades para las que no existe contrato y las responsabilidades de cierre definitivo correspondientes a:

todo el combustible RAG cargado en los reactores de BE antes de la fecha en que se cumplieron todas las condiciones previas a la reestructuración, incluida la decisión de la Comisión sobre el plan de reestructuración («fecha efectiva de reestructuración») para todo el combustible PWR, así como al almacenamiento y tratamiento de los residuos operativos de las centrales;

b)	todas las responsabilidades de cierre definitivo de la fase 1 de BE;

c)	todas las responsabilidades de cierre definitivo de las fases 2 y 3 de BE en la medida en que el valor acumulado del NDF sea insuficiente para cubrir las responsabilidades por cierre definitivo de las etapas 2 y 3 para hacer frente a los pagos.

(36)

Una vez ejecutada la reestructuración, BE contribuirá al NLF mediante el pago de:

a)	contribuciones fijas por cierre definitivo de 20 millones GBP anuales (actualizadas con arreglo al índice de precios al consumo «RPI»); estas contribuciones disminuirán paralelamente al cierre de las centrales;

150 000 GBP (actualizadas con arreglo al RPI) por tonelada de combustible PWR cargada en el reactor Sizewell B tras la fecha en que se cumplan todas las condiciones previas a la fecha efectiva de reestructuración. Según las autoridades británicas, este importe es comparable a los precios internacionales de tratamiento del combustible agotado;

c)	275 millones GBP de nuevos bonos al NFL, que serán de alta cualificación y sin garantía;

cantidades que inicialmente ascienden a un 65 % de la tesorería neta consolidada de BE después de impuestos y costes de financiación y después de financiar las reservas de efectivo («pagos NLF»). Estos pagos se denominan en lo sucesivo «efectivo restante» (cash sweep). Los administradores del NLF también tendrán derecho, en determinadas ocasiones, a convertir todos o parte de los pagos NLF en acciones de BE. En la medida en que estas acciones sean ostentadas por el NLF, no tendrán derecho de voto, ya que de otro modo representarían el 30 % o más de los derechos de voto de BE.

(37)

El porcentaje de la tesorería en el que se basan los pagos NLF puede ajustarse en determinadas ocasiones sobre una base justa y razonable, de modo que los accionistas se beneficien de la tesorería retenida y de los ingresos de nuevas suscripciones de acciones de BE y que el NLF y los accionistas no se vean afectados desfavorablemente por ninguna escisión, problema de garantías para los accionistas u otras acciones corporativas.

(38)

El pago de las contribuciones fijas de 20 millones GBP anuales (actualizado y reducido a medida que avance el cierre de centrales) al NLF o al NDF para las responsabilidades de cierre definitivo se acelerará con arreglo al valor actual neto (con un tipo de descuento apropiado al NLF o al NDF, según los casos) y será inmediatamente debido y pagadero en caso de insolvencia de BEG o BEGUK. Los pagos acelerados serán garantizados por todas las principales empresas del grupo BE y por cargas sobre sus activos.

(39)

Los administradores del NLF no tendrán ningún papel o deber aparte de la gestión del fondo y de sus inversiones, y de realizar los pagos de los gastos justificados. Esto incluirá evaluar si sería beneficioso que el NLF difiriera pagos NLF o los convirtiera NLF en capital. Los administradores del NLF no tendrán poder para revisar responsabilidades y requisitos de financiación o para fijar las contribuciones de BE.

(40)	El Gobierno británico tomará las siguientes cuatro medidas en relación con la financiación de las responsabilidades nucleares:

— Asunción de las responsabilidades de BE de conformidad con los contratos históricos para combustible agotado

(41)

El Gobierno británico se compromete a asumir las responsabilidades de BE en virtud de los contratos entre BE y BNFL («contratos históricos para combustible agotado») relativos a: i) reprocesamiento y almacenamiento de combustible RAG agotado cargado en los reactores antes de la fecha efectiva de reestructuración, ii) otros servicios de mantenimiento de la vasija, gestión del óxido y transporte por ferrocarril en virtud de contratos con BNFL.

(42)

Estos compromisos no cubren los pagos por combustible cargado en centrales RAG tras la fecha efectiva de reestructuración, cuyos costes continuarán siendo asumidos por BE conforme a los nuevos contratos resultantes de las negociaciones comerciales entre BE y BNFL. No cubren los pagos por el combustible PWR, que no es reprocesado por BNFL sino gestionado directamente (de hecho, almacenado) por BE.

— Compromiso de cubrir cualquier déficit en la financiación de NLF para las responsabilidades de cierre definitivo de la fase 1 y las responsabilidades para las que no existe contrato

(43)	El Gobierno británico se compromete a cubrir los déficit en la financiación del NLF para las responsabilidades de cierre definitivo de fase 1 y para las responsabilidades no contratadas (incluido el coste de construir el almacén seco de Sizewell B y de la eliminación definitiva del combustible).

— Compromiso para cubrir el déficit de financiación NLF para responsabilidades de cierre definitivo de las fases 2 y 3

(44)	El Gobierno británico se compromete a cubrir cualquier déficit en la financiación en el NLF en relación con las fases 2 y 3 del cierre definitivo.

— Exención fiscal específica

(45)

Estos compromisos del Gobierno británico se considerarán como activo en el balance de BE con un crédito correspondiente en la cuenta de pérdidas y ganancias. En circunstancias normales, estos compromisos serían imponibles. Según el Gobierno británico, esto requeriría que el Gobierno aumentara el nivel de ayuda facilitada a BE en el proceso de reestructuración por el importe del impuesto que generaría el compromiso con el fin de asegurarse de que BE fuera solvente tras su reestructuración.

(46)

Para evitar esto, las autoridades británicas están introduciendo normas específicas sobre exenciones fiscales mediante la Ley de la Electricidad. Sin estas normas se generaría un importe imponible de aproximadamente 3 152 millones GBP. Según el Gobierno británico, estas normas garantizan que en el futuro no se conceda a BE ninguna reducción fiscal asimétrica. Cualquier aumento posterior del valor de la empresa, debido a cambios de precios o a una revalorización, sería imponible hasta alcanzar el nivel de la reducción fiscal obtenida por BE al registrarse el gasto adicional en las cuentas de pérdidas y ganancias.

(47)

El cuadro 1 contiene una evaluación de las autoridades británicas sobre los instrumentos de ayuda descritos anteriormente. Estos cálculos del valor están sujetos a una considerable incertidumbre ya que tanto los costes de las responsabilidades nucleares como la contribución de BE a estos costes son muy inciertos y la descarga de las responsabilidades ocurrirá durante plazos sumamente largos. Por ejemplo, BE no debería comenzar a desmontar una RAG hasta después de por lo menos 85 años de finalizada la producción de electricidad, mientras que la gestión del combustible agotado debe continuar indefinidamente. Además hay muchas tareas, incluido el cierre definitivo de las RAG, para las cuales hasta ahora no se cuenta con experiencia directa. El valor calculado de la ayuda ha cambiado desde la notificación. Las razones principales son el aumento del efectivo restante debido a mejoras en los resultados previstos de BE, el impacto de la inflación, la puesta al día de las cantidades debidas en virtud de contratos históricos de combustible agotado, los mayores volúmenes de combustible agotado de centrales RAG resultado de posponer la fecha efectiva de reestructuración y el aumento del valor de los activos de que dispone el Fondo para el Cierre Definitivo de Centrales Nucleares para reflejar el valor de mercado más reciente.

Cuadro 1

Evaluación de los instrumentos de ayuda de la medida A, basada en proyecciones a julio de 2004 (6)

(en millones GBP)
	Datos originales		Proyecciones actuales
	Valor actual neto (descontando un 5,4 % nominal (7))	Pagos al contado futuros totales (no descontados)	Valor actual neto (descontando un 5,4 % nominal (7))	Pagos al contado futuros totales (no descontados)
Compromiso para contratos históricos de combustible agotado	2 185	3 218	2 377	3 067
Compromiso para responsabilidades para las que no existe contrato	750	3 166	951	3 375
Compromiso para responsabilidades de cierre definitivo	879	4 917	1 115	5 062
Cantidades aportadas por BE al NLF	– 1 432	– 1 845	– 2 007	– 2 510
Importes netos a pagar la Secretaría de Estado	197	6 238	59	5 927
Exención fiscal	916	946	1 047	1 077
Total	3 298	10 402	3 483	10 071
Datos originales: Flujos de caja a marzo de 2003, a precios de diciembre de 2002. Proyecciones actuales: Flujos de caja a marzo de 2004, a precios de 2004.

(48)	BNFL facilita combustible nuclear a BE para todos sus reactores RAG y procesa o almacena el combustible agotado (8).

(49)	Como parte del plan de reestructuración, BNFL, que es el mayor acreedor de BE, ha acordado modificar sus contratos con BE tanto por lo que se refiere al suministro de combustible como al tratamiento del combustible agotado.

(50)

Los acuerdos de suministro de combustible previos a la reestructuración entre BE y BNFL datan de 1997 y 1995 para BEG y BEGUK, respectivamente, y en principio debían seguir vigentes hasta el 31 de marzo de 2006, pero con la intención de renegociarlos y ampliarlos a partir de esa fecha por lo que se refiere BEG y con opción a ampliación en el caso de BEGUK.

(51)	El coste del suministro de combustible incluía un importe fijo anual y otro variable adicional por elemento de combustible entregado. Los precios eran fijos pero se ajustaban de conformidad con el índice de inflación.

(52)

Las condiciones renegociadas de suministro de combustible entraron en vigor el 1 de abril de 2003 mediante adiciones a los acuerdos previos. Las nuevas condiciones también formarán la base de nuevos acuerdos de suministro, con posterioridad al 31 de marzo de 2006, que cubrirán toda la vida efectiva de las centrales RAG y entrarán en vigor el 1 de abril de 2006.

(53)

Con arreglo a las nuevas condiciones, el pago anual fijo de los acuerdos previos se reducirá a 5 millones GBP y habrá otro descuento, ligado a los precios mínimos de la electricidad pero limitado a 15 millones GBP (tanto a precios de 2003 como sujeto al RPI). Los precios seguirán siendo iguales a los de los contratos previos.

(54)

Por lo que se refiere al suministro de combustible a partir del 1 de abril de 2006, y siempre que por lo menos 4 de las 7 centrales RAG sigan abiertas, el importe fijo pagado por BE será de 25,5 millones GBP, menos el descuento descrito anteriormente, con una parte variable (como en el caso de los contratos existentes) equivalente a 191 000 GBP por tonelada de uranio. Estos precios están expresados a precios de julio de 2002 y se actualizarán de conformidad con el RPI.

(55)	Durante el período en que solamente 3 o menos centrales sigan abiertas, el precio podrá fijarse con arreglo a las recomendaciones de un equipo conjunto BE y BNFL, tras un estudio del programa de optimización de la vida útil de la fábrica de combustible de BNFL.

(56)

En 1995, los antecesores legales de BEG y BEGUK (Nuclear Electric y Scottish Nuclear, respectivamente) firmaron contratos a largo plazo con BNFL para el almacenamiento y reprocesamiento de combustible irradiado de centrales RAG y servicios relacionados. BEGUK (entonces Scottish Nuclear) firmó otro contrato en 1995 para el almacenamiento a largo plazo de todo el combustible RAG que superara la cantidad ya contratada para reprocesamiento. En 1997, BEG también firmó otro contrato para servicios de gestión del combustible agotado, relativo a todo el combustible irradiado RAG de los reactores de BEG que superara al entregado en virtud del contrato de 1995. En lo sucesivo nos referiremos a todos los susodichos contratos como los «acuerdos existentes de gestión del combustible agotado». Estos acuerdos estipulan la prestación de servicios al menos hasta 2038 ó 2086 (dependiendo de la categoría de residuos).

(57)

Conforme a los acuerdos existentes de gestión del combustible agotado, BE sigue siendo propietaria de todo el combustible agotado. Finalmente, se pedirá a BEG y BEGUK que admitan los desechos vitrificados de alto nivel de radiación, el combustible agotado, ciertos residuos de nivel intermedio y uranio y plutonio reprocesados, procedentes de los almacenes de BFL, para que se encarguen de su destrucción.

(58)

El precio de estos acuerdos es básicamente fijo pero ajustado a la inflación y, en el caso de los compromisos de almacenamiento y reprocesado, se basa en las toneladas de combustible entregadas. El precio de los contratos iniciales de 1995 también incorpora importes para el cierre definitivo de la planta de reprocesamiento de óxido térmico (THORP) de Sellafield, en la que se reprocesa el combustible RAG. Dada la naturaleza de los servicios prestados por BNFL, BE se compromete a proceder a pagos continuados por el combustible entregado, independientemente de si se han resuelto los contratos relativos al combustible no entregado.

(59)

Los pagos mensuales en virtud de los contratos de almacenamiento y reprocesamiento de 1995 son fijos y seguirán ejecutándose hasta la finalización de los contratos en 2086. Los pagos para el contrato de 1997 se basan en el calendario y el tonelaje de las entregas de combustible a BNFL. Estos pagos fijos corresponden a una cantidad total desembolsada de acuerdo con un calendario fijo.

(60)	El acuerdo renegociado de gestión del combustible agotado (en lo sucesivo denominado «nuevo acuerdo de gestión del combustible agotado») se aplica diferentemente dependiendo de si el combustible gestionado se cargó antes o después de la fecha efectiva de reestructuración.

(61)

Las revisiones significativas para el combustible cargado antes de la fecha efectiva de reestructuración serán las siguientes:

a)	los plazos para los pagos serán acortados, de tal forma que el valor actual neto de los pagos futuros, computado utilizando los tipos de descuento del sector público británico, no experimenten cambios;

se modificarán las cláusulas de resolución de los contratos de forma que, en caso de que BE fuera insolvente a pesar de la reestructuración, los contratos se resolverían sin recurrir a BE. Las autoridades británicas han indicado que en este caso sería probablemente necesario continuar gestionando este combustible en las instalaciones de BNFL en Sellafield y que el Gobierno británico o NLF deberían llegar a acuerdos contractuales a ese efecto con BNFL o cualquier empresa sucesora. En este caso, las autoridades británicas han dicho que esperarían que estos nuevos acuerdos se basaran en un estudio de todas las circunstancias pertinentes, incluidas las condiciones contractuales existentes.

(62)

Las revisiones significativas para el combustible cargado en la fecha efectiva de reestructuración o después de ella serán las siguientes:

a)	la titularidad del combustible agotado pasará a BNFL en el momento en que asuma el riesgo de gestionarlos (es decir, en el momento en que le sea entregado), después de lo cual BE no tendrá ninguna otra responsabilidad al respecto;

b)	el pago por los servicios correspondientes al combustible agotado en el momento de la carga del combustible no irradiado en los reactores de BE y no en una etapa posterior (por ejemplo, a la entrega del combustible agotado a BNFL) y se basará en un plan de cargas con conciliación anual;

el precio de base para el combustible agotado será de 150 000 GBP por tonelada de uranio, pagadero al cargarse el combustible no irradiado, a precios de 2003 y posteriormente se actualizará de acuerdo con el RPI. Anualmente se procederá también a un ajuste al alza o a la baja según una fórmula basada en la cantidad de electricidad generada por las centrales RAG y el valor de la electricidad en Inglaterra y el País de Gales, ofreciendo así a BE una protección contra las fluctuaciones del precio de la electricidad. El precio de base para la gestión del combustible agotado es de unas 0,6 GBP/MWh, antes del ajuste.

(63)

El cuadro 2 muestra el efecto para BE de los cambios en los contratos de suministro de combustible con BNFL, según lo calculado por las autoridades británicas con arreglo a tres posibles evoluciones del mercado de la electricidad.

Cuadro 2

Efecto de los cambios en los contratos de suministro de combustible por BNFL

(en millones GBP)

Cálculo del ahorro por suministro de combustible

Año a 31 de marzo

2004

2005

2006

2007

2008

Costes previos a la reestructuración

—	Hipótesis de los bancos e hipótesis alta

221

247

232

203

213

—	Hipótesis baja

216

241

227

198

208

Costes posteriores a la reestructuración

—	Hipótesis de los bancos

206

231

218

188

201

—	Hipótesis alta

207

231

227

198

207

—	Hipótesis baja

200

220

205

176

186

Ahorro

—	Hipótesis de los bancos

—	Hipótesis alta

—	Hipótesis baja

(64)

Las autoridades británicas afirman que hacer cálculos exactos del ahorro para BE después de 2006 es difícil porque los contratos de suministro de combustible previos a la reestructuración estaba previsto que concluyeran en 2006. Cualquier cálculo del beneficio para BE de los cambios tendría por ello que tener en cuenta de algún modo el beneficio para BNFL de prorrogar los contratos hasta que finalizara la vida útil de las centrales de BE, que se refleja en los precios de los nuevos contratos. Teniendo en cuenta estas incertidumbres, las autoridades británicas indican que el cálculo interno hecho por BE del ahorro durante la vida útil de las centrales sería de 239 millones GBP (sin descuentos) y de 140 millones (descontando a un tipo real del 3,5 % (9)). El cuadro 3 muestra el efecto para BE de los cambios en los contratos de combustible agotado de BNFL, según lo calculado por las autoridades británicas con arreglo a las mismas tres hipótesis (10). El valor actual neto se computa utilizando el tipo de descuento del sector público británico del 3,5 % real. Este cuadro recoge solamente el impacto de los cambios de precios en los contratos para el combustible cargado en la fecha efectiva de reestructuración o posteriormente. El impacto de los cambios en los contratos para combustible cargado antes de la fecha efectiva de reestructuración es difícil de cuantificar puesto que sólo se materializaría en caso de que BE fuera insolvente. Además, el beneficio para BE de la transferencia de la titularidad del combustible agotado y de las responsabilidades correspondientes es difícil de calcular, según las autoridades británicas. Las autoridades británicas, sin embargo, afirman que un cálculo subjetivo del beneficio para BE de esta transferencia de titularidad giraría en torno a 1 421 millones GBP (sin descontar) y a 148 millones GBP (descontando un 5,4 % nominal). Este beneficio no está incluido en el cuadro 3.

Cuadro 3

Impacto en términos de valor actual neto en los futuros contratos de combustible agotado de centrales RAG (11)

(en millones GBP)

Valor actual neto

Pagos totales sin descuento

Previo a la reestructuración

—	Hipótesis de los bancos

592

1 117

Posterior a la reestructuración

—	Hipótesis de los bancos

418

558

—	Hipótesis alta

881

1 204

—	Hipótesis baja

Ahorros

—	Hipótesis de los bancos

174

559

—	Hipótesis alta

– 289

– 87

—	Hipótesis baja

589

1 113

(65)

Originalmente, las empresas que ahora son BEG y BEGUK adquirían compuestos de uranio para transferirlos a BNFL y para su utilización en la producción y fabricación de combustible nuclear para sus centrales RAG. La actual empresa BEGUK transfirió entonces sus contratos de compra a BNFL. Estos contratos preexistentes eran a largo plazo y, en cualquier caso, sólo suficientes para las cantidades relativamente pequeñas de material requeridas por BEGUK. Por lo tanto, el cambio sólo proporciono a BNFL una base limitada para desarrollar una unidad empresarial dedicada a la compra y suministro de compuestos de uranio.

(66)

Como parte de la renegociación entre BE y BNFL de los contratos de suministro futuro de combustible nuclear por BNFL a BE, se acordó que BEG también debería transferir sus contratos de compra de uranio a BNFL, que sería así responsable de las futuras actividades de compra de compuestos de uranio para producir combustible nuclear destinado a las centrales RAG de BEG.

(67)	Al mismo tiempo, BNFL comprará las existencias de compuestos de uranio de BEG, cuyo valor contable estimado es de 67 millones GBP.

(68)

Como parte del plan de reestructuración, BE ha alcanzado acuerdos sobre períodos de carencia, bajo ciertas condiciones, de los pagos debidos a BNFL y a varios acreedores financieros significativos (en lo sucesivo denominados «acreedores significativos») entre los que se encuentran la mayoría de los tenedores de los bonos 2003, 2006 y 2016 en libras esterlinas emitidos por BE (en lo sucesivo denominados «obligacionistas»), el sindicato bancario Eggborough, incluido el Royal Bank of Scotland (en lo sucesivo denominado «RBS»), como proveedores de cartas de crédito (que en lo sucesivo se denominarán, conjuntamente, «acreedores bancarios») y las contrapartes de tres de los acuerdos de compra de electricidad (en lo sucesivo denominados «PPA») y los contratos para diferencias: Teaside Power Limited (en lo sucesivo denominada «TPL»), Total Fina Elf («TFE») y Enron (en lo sucesivo denominados, colectivamente, «contrapartes PPA»).

(69)

Conforme a los acuerdos sobre períodos de carencia, el período de carencia comienza el 14 de febrero de 2003 y termina no antes del 30 de septiembre de 2004 o en caso de que ocurriera un acontecimiento que lo diera por concluido o de que se completara la reestructuración. Durante este período, BNFL y los acreedores significativos han acordado con BE no tomar ninguna medida para promover procedimientos de insolvencia o acelerar cualquier cantidad debida y pagadera por BE.

(70)	Las obligaciones de los acreedores significativos de BE y BNFL en virtud de los acuerdos sobre períodos de carencia se describen en los considerandos 71 a 73.

(71)

De conformidad con los acuerdos sobre períodos de carencia:

a)	continuarán pagándose intereses a los obligacionistas y a los bancos Eggborough de conformidad con los acuerdos existentes;

b)	se pagará un interés del 6 % anual a RBS (con respecto a su carta de crédito) por una cantidad de 34 millones GBP y a las contrapartes PPA con respecto a los importes solicitados (RBS 37,5 millones GBP; TPL 159 millones GBP; TFE 85 millones GBP; Enron 72 millones GBP);

c)	se pagarán a EPL cantidades atribuibles a sus costes de funcionamiento y gastos de capital;

d)	BE continuará comprando electricidad a TPL a precios fijos a niveles basados en la curva actual de precios futuros de la electricidad hasta que finalice la reestructuración;

el interés corresponderá a BNFL por lo que se refiere a las cantidades debidas conforme a los acuerdos existentes de gestión de combustible agotado a partir del 1 de abril de 2003 y será dispensado si la reestructuración tiene lugar. Las cantidades correspondientes a los acuerdos existentes de gestión del combustible agotado cargado antes de la fecha efectiva de reestructuración se congelarán en la medida en que excedan los importes pagaderos en caso de que los nuevos acuerdos hubieran sido efectivos a partir del 1 de abril de 2003 y se renunciará a las mismas si la reestructuración tiene lugar.

(72)

De conformidad con los acuerdos sobre períodos de carencia:

a partir de noviembre de 2002 y hasta el 31 de marzo de 2003, BNFL congelará todos los pagos debidos conforme a los acuerdos existentes sobre gestión de combustible agotado. A partir del 1 de abril de 2003, BNFL podrá aplicar la carencia a la diferencia entre los pagos debidos con arreglo a los acuerdos existentes y nuevos de gestión de combustible agotado;

b)	los obligacionistas aplicarán la carencia al principal debido por los bonos de 2003;

c)	los bancos Eggborough aplicarán la carencia a los reembolsos de principal y a otros pagos debidos en virtud del Acuerdo de capacidad y transmisión (Capacity and Tolling Agreement, CTA), excepto los incluidos en las obligaciones continuadas de BE;

d)	RBS aplicará la carencia a todas las cantidades relativas a la contraindemnización de RBS, la garantía compuesta o la carta de crédito;

e)	las contrapartes PPA aplicarán la carencia a todas las cantidades derivadas de los PPA, excepto las incluidas en las obligaciones de BE que sigan vigentes.

(73)

Las obligaciones de un acreedor significativo de conformidad con su acuerdo de aplicar la carencia a los pagos dejarán de aplicarse si se produce alguna de las siguientes situaciones y un acreedor significativo comunica la terminación a BE:

a)	impago de las cantidades no retrasadas debidas a un acreedor significativo que se prolongue durante más de 20 días hábiles;

b)	presentación de una petición de quiebra o de administración judicial por lo que se refiere a BE o a cualquiera de sus filiales;

solicitud por escrito del Gobierno británico de reembolso del Acuerdo de facilidad de crédito o de cualquier otra facilidad de sustitución procedente de bancos comerciales garantizada por el Gobierno británico y de la correspondiente contraindemnización por BE y sus filiales en favor del Gobierno británico;

d)	no obtención de las aprobaciones indispensables de la Facilidad de Crédito Eggborough, RBS, el sindicato bancario de TPL o Enron.

e)	presentación por BE o cualquiera de sus filiales de documentos que establezcan una distribución a los acreedores significativos diferente a la acordada por los acreedores significativos.

(74)

El cuadro 4 establece, según lo afirmado por las autoridades británicas, el ahorro que para BE representarían los acuerdos sobre períodos de carencia en caso de que la fecha efectiva de reestructuración fuera el 31 de marzo de 2004.

Cuadro 4

Ahorro para BE gracias a los acuerdos sobre períodos de carencia

(en millones GBP)
	Cierre a marzo de 2003	Cierre a marzo de 2004
BNFL	132	265
Obligacionistas	110	0
Bancos de Eggborough	47	40
TPL	13	33
TFE	3	14
Enron	4	19
Impacto del IVA	0	– 8
Impacto del interés	– 9	– 21
Impacto del período de carencia	300	342
Ahorro acumulado	300	642

(75)

Además de los acuerdos sobre períodos de carencia, el plan de reestructuración prevé que las demandas de los acreedores significativos sean reestructuradas y reprogramadas. El 14 de febrero de 2003, BE alcanzó un acuerdo no vinculante con los acreedores significativos para comprometer y asignar sus demandas.

(76)

Las responsabilidades de los acreedores significativos a comprometer, según lo reflejado en los estados financieros no auditados de BE para los seis meses hasta el 30 de septiembre de 2002, eran las siguientes:

—	Obligacionistas: 408 millones GBP,

—	Acreedores bancarios: 490 millones GBP,

—	Contrapartes PPA: 365 millones GBP.

(77)	Con arreglo a lo acordado, las cantidades demandadas en relación con las PPA se han establecido desde entonces en 316 millones GBP a efectos del paquete de reestructuración.

(78)

Las responsabilidades se reestructurarán y reprogramarán del siguiente modo:

a)	se emitirán 275 millones GBP de nuevos bonos para obligacionistas, acreedores bancarios, RBS, TPL, TFE y Enron;

b)	se firmará un nuevo acuerdo de capacidad y transmisión revisado con los bancos de Eggborough que les reportará un rendimiento financiero equivalente a 150 millones GBP en nuevos bonos;

c)	se asignarán acciones ordinarias de BE a obligacionistas, acreedores bancarios, RBS, TPL, TFE y Enron.

(79)	BE ha revisado su estrategia comercial, intentando reducir su exposición a riesgos de producción y de precios. Las revisiones constituyen uno de los elementos del paquete de reestructuración que incrementan la solidez financiera de BE.

(80)	BE es uno de los mayores productores de electricidad del Reino Unido ya que supone más del 20 % de la producción. Obtiene la electricidad mediante centrales nucleares (83 % por capacidad) y de carbón (17 %) y puede producir aproximadamente 75 TWh anuales.

(81)

La empresa de comercialización de BE, BEPET es responsable de vender la electricidad generada por BE, de gestionar la exposición de BE a las fluctuaciones de precios en el mercado eléctrico y de maximizar los precios de venta obtenidos. Como el 83 % de la capacidad de generación de BE es nuclear, un elemento clave para BEPET es la venta de esta producción principalmente continua.

(82)

La central térmica de carbón de Eggborough es también un elemento importante en la cartera de valores negociables ya que ofrece flexibilidad de producción para ajustarse a los cambiantes niveles de la demanda y representa un «seguro» valioso en caso de parón nuclear. Es decir, ofrece flexibilidad con respecto a los grandes clientes industriales y comerciales y también forma parte de su comercio al por mayor.

(83)

Para gestionar la exposición de BE a los precios de mercado maximizando el precio de venta logrado, BEPET vende su producción futura, de forma que cuando se produce la electricidad, BEPET, como hacen otros productores, intenta tener vendida el 100 % de su generación para evitar la exposición a los precios muy volátiles del mecanismo de equilibrio. Al vender por adelantado, la empresa puede asegurarse de que los volúmenes futuros de producción se venden al precio actual y de que, en algunos casos, los precios de la producción futura son fijos.

(84)

BEPET tiene varias redes a través de las cuales puede vender la electricidad generada por BE y vende el 32 % de su generación total a través del Departamento de Ventas Directas (Direct Supply Business, DSB), que ha crecido orgánicamente y representa un elemento clave de la estrategia empresarial de BE.

(85)

La posición de BE en el mercado al por menor supone una pequeña parte de su producción eléctrica en comparación con otros productores británicos significativos. El crecimiento de BE en este mercado se guía por el objetivo de diversificar los canales de distribución de su producción y no por un objetivo en cuanto al mercado al por menor en sí mismo. BE logra un margen bruto de aproximadamente el 2 % (12) en sus ventas directas, dato que refleja la naturaleza competitiva de este mercado.

(86)

Las razones de las dificultades financieras sufridas por BE en septiembre de 2002 fueron 3 acuerdos de compra de electricidad firmados en el pasado que generaron un beneficio inferior al previsto. Estos acuerdos se incluyeron en el compromiso con los acreedores significativos alcanzado como parte del paquete de reestructuración.

(87)

El primero es el contrato con TFE. En comparación con los precios de mercado actuales, el precio de este contrato es muy alto. El acuerdo se concluyó en 1997, en un momento en que los precios eran en general mucho más altos que los actuales, y generó sustancialmente pérdidas para BE con un importe debido a TFE que asciende a 85 millones GBP.

(88)

El segundo se refiere a un contrato de permuta con Enron, de 1 de abril de 1996, que es un instrumento financieramente establecido basado en la diferencia entre los precios de grupo en períodos de alto y bajo consumo. El contrato fue concluido por BE antes de su adquisición de Eggborough y se veía como una protección frente a la diversidad del creciente segmento de negocio de BE consagrado a los consumidores industriales y comerciales. El importe debido a Enron reconocido con respecto a esta PPA en el paquete de reestructuración es de 72 millones GBP.

(89)

El tercero se refiere a un acuerdo heredado por la adquisición por BE, en 1999, de SWALEC, con TPL. El contrato se firmó originalmente el 26 de junio de 1991 y básicamente produjo pérdidas. El importe debido a TPL reconocido relativo a esta PPA en el paquete de reestructuración es de 159 millones GBP.

(90)	Como parte del paquete de reestructuración, BE ha decidido asegurar más ventas de su producción a precios fijos a medio plazo. Según el Gobierno británico, la ejecución de esta estrategia reducirá la volatilidad de la tesorería y reforzará la viabilidad financiera de la empresa a largo plazo.

(91)	Según la nueva estrategia, las ventas futuras a precios fijos de la producción harán que la empresa venda anticipadamente una mayor proporción de su producción en los próximos tres a cinco años a precio fijo, de tal forma que BEPET establece el valor de una mayor proporción de su generación futura.

(92)	Los objetivos clave de la nueva estrategia comercial son: i) limitar los riesgos de precios logrando más contratos a precio fijo, ii) mantener canales de venta viables para grandes volúmenes de generación, iii) conseguir fondos adicionales para mantener reservas financieras adecuadas.

(93)

Desde que la nueva estrategia se articuló a principios de diciembre de 2002, BE ha logrado vender o ampliar 14,8 TWh adicionales de ventas directas a empresas de 2003 a 2006 mediante la renovación de contratos anuales y algunas prórrogas de acuerdos plurianuales. Hasta el 6 de marzo de 2003, BE también había mantenido negociaciones con varias contrapartes al por mayor a propósito de operaciones estructuradas.

(94)	El 6 de febrero de 2003, se firmó un contrato significativo con British Gas Trading Limited para la venta de aproximadamente 10 TWh anuales hasta el 1 de abril de 2007, más de la mitad de ellos a precio fijo.

(95)

Los nuevos contratos con BNFL también ofrecen a BE cierta protección frente a los precios de la electricidad debido al precio variable, ligado a los precios de la electricidad, a pagar por el suministro de combustible para las centrales RAG y por los servicios de gestión del combustible agotado. A los precios de mercado actuales, los nuevos acuerdos con BNFL protegen aproximadamente el 60 % de la producción de las centrales RAG de BE, unos 58TWh anuales.

(96)

BE propone centrarse en los siguientes objetivos en su estrategia a medio plazo:

a)	asegurarse de que sus centrales nucleares funcionen con arreglos a criterios de seguridad y de rendimiento mundialmente aceptados;

b)	aumentar la seguridad sin dejar de mejorar la productividad y la competitividad;

reducir la exposición a los precios al por mayor de la electricidad en el Reino Unido pero manteniendo un acceso fiable al mercado; esto se logrará a través de una mezcla de condiciones contractuales, una generación flexible gracias a Eggborough y DSB, y centrándose fundamentalmente en el sector de los consumidores industriales y comerciales.

d)	desarrollar un negocio rentable de energías renovables para apoyar la competitividad del DSB.

e)	apoyar de forma continuada las actividades de seguridad patrocinadas por la UE en la antigua Unión Soviética y Europa del Este.

(97)

El 23 de diciembre de 2002, BE anunció que había llegado a un principio de acuerdo para deshacerse de su participación del 82,4 % en Bruce Power, repartiéndola del siguiente modo: 79,8 % para un consorcio compuesto por Cameco, BPC Generation Infrastructure Trust y TransCanada PipeLines Limited (en lo sucesivo denominadas, conjuntamente, «el consorcio») y 2,6 % para Power Worker's Union Trust No 1 y BE. Además, el consorcio acordó adquirir el 50 % de la participación de BE en Huron Wind, un proyecto de aerogeneradores en Ontario. La venta de Bruce Power y de Huron Wind al consorcio concluyó el 14 de febrero de 2003 y al finalizar BE recibió 678 millones CAD en efectivo. Además, BE espera recibir hasta 140 millones CAD condicionados a que se vuelvan a poner en marcha dos centrales de Bruce A y se desbloqueen cuentas de garantía.

(98)	Los ingresos iniciales de 275 millones GBP, menos ciertas cantidades para costes de transacción, se han ingresado en una cuenta abierta a nombre de DTI con arreglo al Acuerdo de facilidad de crédito de salvamento (en lo sucesivo denominado «CFA»).

(99)

Exelon Generation Company, LLC («Exelon») y British Energy Investment Ltd. solicitaron ofertas para sus intereses respectivos en AmerGen con vistas a la venta. El 22 de diciembre de 2003, los accionistas de BE aprobaron el traspaso a Exelon Generation Company LLC del 50 % de la participación de BE en Amergen. BE recibió aproximadamente 277 millones USD en efectivo.

(100)

Varias autoridades locales han acordado posponer sin intereses el pago de impuestos municipales debidos por BE.

(101)

Según la información enviada por las autoridades británicas, estas autoridades son:

—	Lancaster City Council, por la planta de Heysham, por 1 775 240 GBP,

—	District Council de Shepway, por la planta de Dungeness, por 578 524 GBP,

—	Hartlepool Borough Council, por la planta de Hartlepool, por 447 508 GBP,

—	North Ayrshire Council, por la planta de Hunterston, por 735 947 GBP,

—	East Lothian Council, por la planta de Torness, por 765 986 GBP.

(102)

En total, 4 303 205 GBP en pagos de este tipo fueron pospuestos desde noviembre de 2002 a febrero de 2003. En cuanto a la medida G, los impuestos fueron pagados íntegramente por BE en febrero de 2003 y los correspondientes intereses de 65 656,24 GBP por retrasos de pago se hicieron efectivos el 7 de octubre de 2003. El tipo de interés aplicado es el de referencia de la Comisión para el Reino Unido del 6,01 % hasta el 31 de diciembre de 2002 y del 5,42 % posteriormente.

c) Implicaciones financieras del paquete de reestructuración

(103)

Antes de presentar los efectos del plan de reestructuración en la viabilidad de BE, las autoridades británicas describieron los principios económicos que rigen la generación nuclear. Para evaluar los aspectos económicos de las actividades de generación de BE, la notificación distingue entre costes variables y costes fijos en el funcionamiento de las centrales de BE. Las centrales nucleares se caracterizan por costes fijos muy altos y costes variables comparativamente bajos, en especial los costes marginales a corto plazo. Según las autoridades británicas, puesto que la decisión de producir electricidad es motivada por el nivel de costes variables y como las centrales nucleares tienen costes marginales a corto plazo más bajos, explotar centrales nucleares es económicamente racional.

(104)

Por ello, las autoridades británicas sostienen que si la reestructuración de BE tiene éxito, la empresa no será estructuralmente deficitaria ya que el plan puede abordar los problemas que originaron las dificultades y lograr la viabilidad a largo plazo. En especial, se mejorará la estrategia comercial de BE para intentar compensar su posición no cubierta, aliviar algunos de sus altísimos costes fijos al hacerse cargo de las responsabilidades nucleares históricas y permitirle acumular suficientes reservas de efectivo para asegurar sus actividades.

(105)

El objetivo del plan de reestructuración es reestructurar los costes y responsabilidades de BE y establecer una estructura estable de capital para que BE continúe actuando a largo plazo como entidad financieramente viable. Para ello el Gobierno británico asume que en un determinado plazo la empresa debe ser rentable con una tesorería positiva y capacidad de financiar de forma continuada sus actividades.

(106)

Los siguientes componentes del plan de reestructuración fueron desarrollados para lograr el objetivo de viabilidad financiera:

a)	venta de la participación de BE en Bruce Power y AmerGen para aumentar los recursos de la empresa, consolidarla y reducir el ámbito de su actividad;

reducción de la actual base de costes de BE mediante negociaciones comerciales con acreedores significativos para comprometer sus demandas históricas y firmar acuerdos de carencia hasta la reestructuración, a cambio de una combinación de nueva deuda y nuevas participaciones en BE tras realizarse la reestructuración;

asunción de los costes de determinadas responsabilidades nucleares por el Gobierno británico y renegociación de contratos iniciales y suplementarios sobre combustible nuclear con BNFL; los nuevos acuerdos comerciales con BNFL también han reducido la exposición BE a movimientos adversos de los precios de la electricidad;

d)	ejecución de una nueva estrategia comercial para reducir la exposición de BE a los riesgos del mercado de la electricidad al por mayor y a los movimientos de precios.

(107)

Según las autoridades británicas, el plan de reestructuración se ha desarrollado teniendo en cuenta un requisito clave de la viabilidad: la capacidad de la empresa de financiar sus actividades. Puesto que la empresa tendría dificultades para obtener financiación en los mercados bancario o de obligaciones, particularmente considerando el número relativamente pequeño número de prestamistas dispuestos a facilitar financiación a una empresa de producción de energía nuclear, el plan de reestructuración debe ser considerado como una alternativa a la financiación exterior para crear e incrementar reservas de efectivo. Estas reservas deberían permitir a la empresa firmar contratos de suministro de electricidad que requieren una cobertura colateral y hacer frente a déficit de efectivo sin necesidad de basarse en financiación exterior. Por consiguiente, el plan prevé crear dos reservas: una reserva colateral de efectivo y una reserva para cortes de suministro y liquidez. Aunque se pensó en dos reservas separadas, está previsto que ambas sean fungibles de tal forma que la de cortes de suministro y liquidez pueda cubrir requisitos colaterales adicionales y viceversa. Esto debe suponer un fortalecimiento adicional de BE.

(108)

BE ha tomado varias medidas para mejorar su situación de liquidez:

a)	reducción del impacto de la estacionalidad gestionando los perfiles de pago siempre que sea posible;

b)	iniciativas de contención de costes;

c)	asegurar los activos exigibles derivados de ventas directas.

(109)

Además BE aplicó una planificación empresarial que dio lugar a proyecciones financieras actualizadas y realizó un estudio detallado de los problemas que plantearía el funcionamiento de su plan.

(110)

Hasta el 31 de marzo de 2004, las reservas de efectivo consistían en dos fuentes de fondos: los acuerdos sobre medidas relativas a períodos de carencia (medida C) y la venta de activos (medida F), después de reembolsados los pagos pendientes conforme al CFA.

(111)

Las autoridades británicas han desarrollado tres hipótesis para tener en cuenta las variables a las cuales la posición financiera BE es particularmente sensible: producción y precios. Las proyecciones fueron revisadas por Deloitte & Touche en su calidad de asesores sobre economía y energía del Gobierno británico. Los supuestos sobre producción y gastos de capital incorporados han sido revisados por WS Atkins en su calidad de consejero técnico de BE y Citigroup, y por Stone & Webster Consultants Inc., en calidad de consejero técnico del Gobierno británico.

(112)

El estudio ha tenido en cuenta tres cambios principales desde la notificación original de marzo de 2003: nivel de precios de la electricidad, programa de mejora del rendimiento (PIP), dirigido a mejorar la fiabilidad de las centrales nucleares, y el comercio colateral.

(113)

Los precios de la electricidad han evolucionado perceptiblemente estos últimos meses. Según las autoridades británicas, actualmente superan las 28 GBP/MWh, en comparación con 16,4 en marzo de 2003. Las claves de los cambios en las previsiones sobre los precios son los movimientos en los precios subyacentes del combustible (carbón, gas, petróleo), la asignación de un precio al carbono introducida por el sistema europeo de emisiones contaminantes, y los márgenes de capacidad de reserva.

(114)

Tradicionalmente, las centrales nucleares de BE han tenido un rendimiento inferior a las de otros países. Las más antiguas se han resentido de la falta de inversiones y todas podrían ser profundamente mejoradas y presentan un importante de riesgo de cortes de suministro a corto plazo. Por lo tanto BE ha desarrollado planes de recuperación de las centrales. Los beneficios del PIP deberían proceder de cambios de cultura empresarial y organizativos y de una mayor inversión en capital y personal. Ello debería resultar, con el tiempo, en más fiabilidad de las centrales y una mayor producción.

(115)

BE también ha tenido en cuenta el reciente y significativo aumento de los requisitos colaterales resultantes de los incrementos de los precios de mercado.

(116)

Para determinar el impacto en la posición financiera de BE de las alternativas con respecto a producción y precios de la electricidad, BE ha considerado una hipótesis positiva y otra negativa que tienen en cuenta la evolución de los precios de la electricidad, los beneficios del PIP y otras proyecciones derivadas:

a)	la hipótesis «positiva», que constituye la base del presupuesto de BE para el año y se utiliza para fijar objetivos; es bastante parecido a la hipótesis positiva descrita en la decisión de incoar el procedimiento;

la hipótesis «realista», que constituye la base para los datos ofrecidos al público y en el prospecto que debe publicarse a efectos de la cotización en bolsa; puede considerarse una «hipótesis bancaria»; en este caso los precios se derivan de la curva de futuros, utilizando un modelo que incorpora las previsiones de BE sobre costes de combustible y precios del carbón;

c)	la hipótesis «negativa», o peor caso razonable, que tiene en cuenta las incertidumbres relativas a precios y producción; en este caso, los precios se basan en una curva desarrollada por BE.

(117)

El Gobierno británico toma como base para probar la viabilidad de BE las grandes cifras de la empresa y ha presentado los siguientes cálculos para el período 2005-2010:

Cuadro 5

Margen de maniobra

(en millones GBP)
Hipótesis realista/Hipótesis bancaria	2005	2006	2007	2008	2009	2010
Reserva de liquidez	[…] (14)
Impacto de la estacionalidad y de los activos exigibles
Margen fuera de estacionalidad
Impacto acumulativo del efectivo, la producción y las vulnerabilidades colaterales (13)
Margen fuera de vulnerabilidades
Impacto acumulativo de intervenciones sobre el efectivo y colaterales
Margen de intervenciones
Hipótesis negativa
Reserva de liquidez
Impacto de la estacionalidad y de los activos exigibles
Margen fuera de estacionalidad
Impacto acumulativo del efectivo, la producción y las vulnerabilidades colaterales
Margen fuera de vulnerabilidades
Impacto acumulativo de intervenciones sobre el efectivo y colaterales
Margen de intervenciones

(118)

Las autoridades británicas también han facilitado una previsión de pérdidas y ganancias para el período 2005-2009 en la hipótesis realista.

Cuadro 6

Cuenta de pérdidas y ganancias en la hipótesis realista

	Previsiones a 5 años
Cuenta de pérdidas y ganancias	2005	2006	2007	2008	2009
Producción nuclear TWh	[…]
Ingresos
Venta de electricidad
Ventas diversas
Ingresos totales
Costes de funcionamiento
Combustible
Personal
Materiales y servicios
Capital destinado a cubrir pérdidas
Depreciación y amortización
Costes de funcionamiento totales
Beneficios/pérdidas de explotación
Contribuciones de nuevasactividades (beneficio antes de intereses e impuestos)
AmerGen (antes de revaloración)
Beneficio antes de cargas financieras e impuestos
Cargas financieras
Revalorización (neta)
Interés neto y otras cargas financieras
Cargas financieras totales
Beneficio antes de impuestos	17	171	186	336	355
Intereses minoritarios (parte de PBT)	0	0	0	0	0
Beneficio antes de impuestos (e indemnización al Gobierno)	17	171	186	336	355
Movimiento de la indemnización al Gobierno	0	– 96	– 133	– 206	– 156
Beneficio antes de impuestos (e imprevistos)	17	75	53	130	199
Imprevistos	4 068	0	0	– 40	0
Beneficio antes de impuestos (después de imprevistos)	4 085	75	53	90	199
Impuestos	0	0	0	– 26	– 87
Beneficio después de impuestos e imprevistos (antes de impuestos sobre imprevistos)	4 085	75	53	64	112
Fuente: BE. Nota: Las cifras para 2004/2005 son proforma, es decir, que para que la comparación resulte más fácil, a efectos contables los costes de combustible y la revalorización reflejan los nuevos contratos de combustible aunque éstos no serán técnicamente efectivos hasta la fecha efectiva de reestructuración.

(119)

Este cálculo muestra que el beneficio antes de impuestos, los intereses minoritarios, los compromisos del Gobierno británico y las partidas extraordinarias mejoran desde 17 millones GBP en 2005 a entre 171 y 355 millones en los años siguientes. En 2005 la partida extraordinaria se refiere a la inclusión contable del compromiso del Gobierno británico de financiar las responsabilidades nucleares mencionadas en la medida A.

(120)

El beneficio antes de impuestos se ve reducido sustancialmente por las contribuciones al NLF a partir de 2005. Sin embargo, estas contribuciones representan el 65 % de los flujos de efectivo disponibles después del servicio de la deuda y no son pagaderas cuando las tesorerías son negativas o se requieren transferencias para mantener los niveles requeridos de reservas de efectivo.

(121)

Un análisis de las proyecciones financieras de BE demuestra que en la hipótesis realista se espera que el negocio reestructurado genere beneficios y flujos de efectivo para mantener a los diversos interesados y que se hagan contribuciones significativas para la descarga de las responsabilidades para las que no existe contrato y de las responsabilidades de cierre definitivo antes de cualquier dividendo para los accionistas.

3. Razones para incoar el procedimiento

(122)

En su decisión de incoar el procedimiento, la Comisión observó que el plan de reestructuración confería una ventaja competitiva selectiva a BE en un sector en donde existe un comercio intracomunitario. Las medidas A y G afectan directamente a los presupuestos de las autoridades centrales o locales del Reino Unido, por lo que se trata de recursos del Estado y constituyen ayuda estatal en el sentido del artículo 87, apartado 1, del Tratado. Es también posible que la medida B y, por lo menos en parte, la C, impliquen recursos estatales ya que la empresa estatal BNFL no habría actuado con arreglo al principio del inversor privado en una economía de mercado. Por lo tanto parece que estas medidas también constituyen ayuda estatal en el sentido del artículo 87, apartado 1, del Tratado.

(123)

La Comisión analizó la ayuda habida cuenta de las Directrices comunitarias sobre ayudas de Estado de salvamento y de reestructuración de empresas en crisis (15) (en lo sucesivo denominadas «las Directrices»).

(124)

Este análisis planteó las siguientes dudas sobre la compatibilidad de la ayuda con el mercado común:

(125)

La Comisión tenía dudas sobre si el plan restauraría la viabilidad de BE en un plazo razonable, ya que parte de las medidas lo son a muy largo plazo (hasta por lo menos el año 2086). Además, la mejora de la posición de BE parecería ser debida solamente al apoyo exterior concedido por el Gobierno y los acreedores principales, en vez de a su reestructuración interna. Por otro lado, en caso de ayuda estatal, la renegociación de los precios de suministro de combustible y gestión del combustible agotado con BNFL podría considerarse como ayuda de funcionamiento a largo plazo para las centrales nucleares, lo que sería incompatible con el requisito de que BE se enfrente al mercado sólo con sus propias fuerzas después de finalizada la reestructuración, y con el principio de que quien contamina paga.

(126)

La Comisión tenía dudas al respecto de si la ayuda podría autorizarse sin medidas destinadas a compensar su impacto en los competidores. La Comisión reconoció que es probable que no hubiera capacidad excesiva estructural en el mercado pertinente o que fuera muy pequeña, pero Comisión consideró que, teniendo en cuenta la naturaleza muy competitiva del mercado y el alto importe de la ayuda, era probable que algún tipo de medida compensatoria fuera necesaria para que la ayuda fuera compatible, incluso si dicha medida no consistiera en cerrar centrales irreversiblemente.

(127)

La Comisión tenía dudas sobre si la ayuda se restringió al mínimo necesario. A este respecto, la Comisión observó que el plan preveía un mecanismo por el cual BE participaría en los costes de reestructuración con un porcentaje de su tesorería libre. Sin embargo, considerando en especial la gran incertidumbre sobre las cantidades de ayuda a conceder, la Comisión no estaba entonces en condiciones de evaluar si la ayuda se limitaba al mínimo.

(128)

Por todo ello la Comisión concluyó que había dudas sobre si el plan de reestructuración cumplía los criterios establecidos en las Directrices y si la ayuda concedida o que iba a ser concedida por el Gobierno británico a BE podía considerarse como un sistema compatible con el mercado común. La Comisión por lo tanto decidió incoar el procedimiento establecido en el artículo 88, apartado 2, del Tratado.

(129)

En la misma Decisión, la Comisión también añadió que se incoaba el procedimiento sin perjuicio de la aplicación del Tratado Euratom. Algunas medidas, especialmente las A y B, deben ser evaluadas teniendo en cuenta los objetivos del Tratado Euratom. Por lo tanto, la Comisión pidió que el Reino Unido facilitara toda la información que pudiera ayudar a evaluar las medidas, en especial las A y B, habida cuenta de los objetivos de dicho Tratado.

III. COMENTARIOS DE PARTES INTERESADAS

(130)

Tras la publicación de la decisión de incoar el procedimiento y en el plazo previsto en la misma, la Comisión recibió comentarios de 20 terceros, incluyendo a la propia BE. Estos comentarios pueden resumirse del siguiente modo:

(131)

BE subraya que el caso es inusual debido a la forma en que funciona el mercado de la electricidad y a la estructura económica de las centrales nucleares.

(132)

BE subraya el hecho de que ya no podría pagar los costes del pasado que suponen las responsabilidades nucleares debido a la sustancial caída de los precios de la electricidad ocurrida en el Reino Unido. Conforme al plan de reestructuración, BE también debería hacer grandes contribuciones para cubrir los costes del pasado. Por lo que se refiere a los costes de cierre definitivo y a las otras responsabilidades nucleares no cubiertas por los nuevos contratos con BNFL, se hará una contribución a través del NDF/NLF. Otras medidas que afectan a BE y a sus inversores incluyen la venta de los activos norteamericanos, la pérdida por los accionistas preexistentes de la totalidad de su inversión y el acuerdo de los mismos, así como la emisión de nuevos bonos.

(133)

BE subraya que una liquidación a tanto alzado en favor del beneficiario no sería practicable, especialmente porque algunos de estos costes se contraerán en un futuro muy lejano. Rechazar el plan de reestructuración de BE porque la eximiría de una vez por todas de determinadas responsabilidades definidas, aunque no cuantificables hoy en día, crearía un precedente contra la aprobación de la ayuda de reestructuración necesaria por la existencia de costes del pasado.

(134)

BE considera que no pueden sacarse conclusiones de una comparación de los acuerdos con los acreedores privados. En especial, en el caso de BNFL una parte importante de su negocio principal se vería amenazada y quizás sería inviable si el funcionamiento de las centrales de BE resultara inviable.

(135)

BE subraya que BNFL adoptó una postura sumamente dura y quizá sólo se vio retenido por la consideración de que de otro modo BE sería declarada insolvente. Las condiciones que se renegociaron eran lo mínimo que BE creía que podía ser obtenido comercialmente aunque serían sólidas tras la reestructuración. Según BE, la Comisión pudo haber entendido mal la naturaleza comercial de los nuevos contratos con BNFL debido a una mala comprensión de los hechos y en especial de su cronología. BE aporta un anexo a sus alegaciones que muestra porqué cree que los precios de los nuevos contratos no le son particularmente favorables.

(136)

BE recuerda que el problema que debía abordar el plan de reestructuración consistía, esencialmente, en que con los nuevos precios al por mayor de la electricidad, mucho más bajos, BE ya no podría asumir los «costes del pasado». Según BE, el plan de reestructuración abordaba con éxito este problema.

(137)

Con respecto al efecto del paquete de ayuda en la competencia, BE sostiene que porque los costes marginales a corto plazo (SRMC) de las centrales nucleares de BE son muy inferiores a los de cualquier otro proveedor básico, sus centrales siempre tienen que estar en funcionamiento. Pero el nivel exacto de los SRMC de BE es irrelevante para determinar los precios de la electricidad, que reflejan el mayor SRMC del proveedor marginal.

(138)

BE explica que las centrales nucleares son técnica y económicamente inflexibles y que su explotación, excepto como central de base es poco rentable. En cuanto a su estrategia comercial, BE explica que la economía de la generación nuclear le fuerza a centrarse en la venta de su producción anticipadamente en los mercados de futuros.

(139)

En opinión de BE, no hay exceso de capacidad de generación de electricidad en Gran Bretaña. En cuanto a las medidas compensatorias, BE sostiene que exigir el cierre anticipado de alguna de sus centrales nucleares sería económicamente ineficaz puesto que el objetivo del paquete de ayuda es preservar la capacidad nuclear de BE que, en términos de producción de electricidad con el mínimo gasto de recursos, es la más efectiva del mercado británico. Además invadiría el ejercicio por el Gobierno británico de su competencia en relación con el suministro de energía en el Reino Unido y aumentaría la emisión de gases nocivos para la atmósfera.

(140)

BNFL es una empresa estatal del sector nuclear que suministra y reprocesa o almacena el combustible nuclear de las centrales RAG de BE. Aparte de sus actividades en el ciclo de combustible, BNFL también explota algunas centrales nucleares Magnox y desarrolla actividades de concepción de centrales nucleares.

(141)

Las observaciones de BNFL se concentran en la cuestión de la existencia de ayuda a BE en las medidas B y C. BNFL afirma que todas sus intervenciones en el plan de reestructuración de BE respetaron el principio del inversor privado en una economía de mercado y por lo tanto no contienen ningún elemento de ayuda.

(142)

BNFL explica que siguiendo la recomendación de sus asesores financieros (NM Rothschild & Sons Limited, «Rothschild») concluyó, ya en abril de 2002, que un «paquete de salvamento ordenado» con valor para BNFL era preferible a permitir que BE fuera declarada insolvente, dada la muy vulnerable posición de BNFL como mayor acreedor de BE, su falta de seguridad y la debilidad de su posición legal. BNFL añade que, sin embargo, su consejo de administración aceptó una reestructuración de los contratos existentes con BE a condición de que BE no fuera mantenida en la solvencia a toda costa y que cualquier paquete propuesto a BE estableciera la prioridad de BNFL, dado su propio déficit.

(143)

BNFL da detalles de las propuestas y contrapropuestas sucesivas de cada parte, así como la opinión de Rothschild sobre las mismas. BNFL también establece con gran detalle la cronología y contenido de las conversaciones celebradas con BE, que muestran que BNFL ya se mostró dispuesta a ayudar a BE antes de que BE se dirigiera al Gobierno británico pidiendo ayuda pero se dio cuenta de que esto no sería posible sin un plan general de reestructuración. Las discusiones empezaron ya en mayo de 2000, cuando BE pidió por vez primera (sin éxito) que se aplicase la cláusula de dificultades especialmente gravosas incluida en los contratos. Las nuevas negociaciones se iniciaron durante 2002.

(144)

BNFL también subraya que no tuvo ninguna implicación en las discusiones entre BE y el Gobierno británico. Basándose en el análisis de sus asesores jurídicos y financieros independientes, BNFL concluyó que proceder a una reestructuración solvente redundaba en su interés comercial y el 28 de noviembre de 2002 llegó a un acuerdo final con BE sobre plazos y condiciones. Sólo después de concluir dicho acuerdo tuvo conocimiento con detalle de la implicación del Gobierno británico.

(145)

La comparación hecha por BNFL entre los plazos acordados el 3 de septiembre y los plazos finales concluye que hay considerables semejanzas entre ambos acuerdos y que el resultado final fue perceptiblemente más próximo a la posición inicial de BNFL que a la de BE.

(146)

BNFL da detalles de su evaluación de los beneficios comerciales que obtendría con la reestructuración solvente en comparación con la insolvencia de BE, basándose en el análisis realizado por los asesores financieros y jurídicos. Así, percibió considerables riesgos en caso de insolvencia de BE, en especial debido a que BE registraba grandes préstamos no documentados entre empresas del grupo BE y a que los contratos de BNFL con BE eran en gran medida únicos y no podía extraerse ningún precedente claro de insolvencias previas. Además, como único acreedor beneficiario de la seguridad en las centrales nucleares de BE, el Gobierno británico habría jugado un papel central en el proceso de insolvencia. Sin embargo BNFL no tuvo ningún indicio sobre cuál sería el planteamiento probable del Gobierno durante un hipotético procedimiento de insolvencia.

(147)

Aunque se habría podido esperar que el papel de BNFL como proveedor clave de BE la situaría en una posición fuerte de negociación en el caso de una declaración de insolvencia, su capacidad de amenazar creíblemente con paralizar el suministro de bienes y servicios a BE se vio socavada por varios factores. En especial, BNFL observa que, como mayor acreedor, BE sería el mayor perdedor si las centrales nucleares de BE fueran cerradas a consecuencia de la puesta en práctica de dicha amenaza. Además, no está claro si legalmente podría terminar los contratos y devolver a BE el combustible agotado y los residuos ya recibidos, al no estar permitido por la legislación británica sobre seguridad nuclear. Finalmente, como empresa responsable de servicios nucleares, BNFL tenía que continuar prestando servicios a BE en la medida en que no hacerlo no sería seguro o incluso podría ser percibido como no seguro para terceros.

(148)

El análisis de BNFL sobre la insolvencia de BE se centró en tres posibilidades: cierre de las centrales nucleares de BE, lo que supondría una recuperación mínima; asunción por BNFL de la propiedad de las centrales de BE, lo que significaría asumir todas las responsabilidades nucleares de BE, algo muy aventurado y poco atractivo; y asunción por el Gobierno británico de la propiedad y petición a los acreedores existentes para que aceptasen una rebaja muy sustancial.

(149)

Por lo tanto, la reestructuración solvente propuesta parecía ser más atractiva comercialmente al reducir la exposición de BNFL a BE y ofrecer una fuente mayor y más cierta de ingresos para BNFL que la insolvencia. Por lo tanto se considera que BNFL actuó de la misma manera que cualquier otro acreedor privado.

(150)

Finalmente, BNFL comparó el beneficio de otros acreedores importantes con el suyo para asegurarse de que las condiciones que le ofrecían eran razonables. Para proteger más su posición, BNFL también se cercioró de incluir una cláusula en el acuerdo final que permitía la retirada de las concesiones sugeridas en caso de que se ofrecieran a cualquier otro acreedor condiciones más favorables. Rothschild actualizó su análisis una vez establecidas las condiciones detalladas acordadas por BE con otros acreedores importantes y confirmó que los acuerdos de BNFL no parecían peores que los aplicables a otros acreedores importantes. Además, ninguno de los acuerdos contractuales revisados entrará en vigor a menos que la reestructuración haya sido ejecutada hasta el final.

(151)

Por lo que se refiere a la medida C, BNFL afirma que, con la ayuda de Rothschild, comprobó que no cedió más en lo relativo a los períodos de carencia que otros acreedores significativos. Cuando BNFL fue consciente de que otros acreedores obtenían condiciones más favorables en el marco de los acuerdos sobre períodos de carencia (aunque la posición de BNFL no era directamente comparable a la de otros acreedores importantes de BE), consideró si debía plantearse la renegociación y pedir intereses pero concluyó que era poco probable que BE pudiera pagarle intereses y generar el suficiente excedente de efectivo durante el período de carencia para que pudiera procederse a la reestructuración solvente. Además, a pesar de su posición en el marco de los acuerdos sobre períodos de carencia, BNFL lograría una mejor recuperación global si una reestructuración solvente tuviera lugar.

(152)

BNFL afirma que su decisión de firmar acuerdos con BE fue una decisión autónoma y no dirigida por el Gobierno británico y que el hecho de ser una empresa estatal no basta para considerar que sus decisiones las toma el Gobierno británico. Aunque el Gobierno británico sea el único accionista de BNFL, la empresa tiene autonomía en sus operaciones comerciales corrientes y debe comportarse sobre una base comercial. BNFL adjunta un documento en que explica su personalidad jurídica. BNFL añade que durante sus negociaciones con BE mantuvo a su accionista (DTI) informado, como ocurre en cualquier situación comercial en que una empresa cuenta con un accionista de control. DTI indicó a BNFL que solamente aprobaría (en el marco de los acuerdos de gestión empresarial) los acuerdos revisados con BE basados en cláusulas comerciales para BNFL.

(153)

Greenpeace Limited es la rama británica de Greenpeace International. Dos de sus principales actividades son una campaña para abandonar la energía nuclear y la promoción del uso de recursos energéticos limpios y renovables en el Reino Unido.

(154)

Greenpeace afirma que limitar las contribuciones de BE a financiar la medida A de las responsabilidades nucleares constituye una ayuda de explotación injustificable a BE y/o a sus accionistas, como medio de incrementar el atractivo de BE para los inversores del mercado.

(155)

Según Greenpeace, las medidas B y C constituyen una ayuda de explotación injustificable puesto que consagran el apoyo en curso o previsto de BNFL, que actúa como Estado o a las órdenes del Estado, en las siguientes circunstancias:

a)	BNFL es una empresa en crisis que sobrevive solamente gracias a la ayuda estatal;

BNFL participó en negociaciones tripartitas con el Gobierno y BE que condujeron al paquete de reestructuración de BE inmediatamente después de la negativa de BNFL a modificar las condiciones de sus contratos con BE; por lo tanto Greenpeace pidió a la Comisión que exigiera a BNFL presentar copias de sus documentos internos para comprobar si BNFL tenía conocimiento de las discusiones de BE con el Gobierno británico;

en cualquier caso, los acuerdos carecen de auténtico carácter comercial; según Greenpeace, los contratos de BNFL con BE no son ni fueron desde un principio acuerdos comerciales y se parecen más bien a un dispositivo artificial concebido para garantizar a BNFL unos ingresos; el paquete de ayuda de reestructuración continúa facilitando a BNFL estos ingresos;

los precios renegociados no reflejan los costes reales del servicio prestado sino que están ligados a los precios al por mayor; puesto que la ventaja conferida por los contratos está en curso y es ampliable, la ayuda implica un apoyo a largo plazo a BE y no es un beneficio único concebido para restaurar su viabilidad; por lo tanto el beneficio es «operativo» y no «ayuda de reestructuración» y no puede ser compatible con el mercado común.

(156)

Greenpeace respalda todas las dudas de la Comisión y concluye que la ayuda es incompatible con el Tratado CE. Subraya, en especial, que la ayuda de reestructuración no solamente tendría efectos en los operadores existentes sino que también impediría la llegada de nuevas empresas porque éstas se verían impedidas de explotar sus propias eficiencias. Además, apoyar a los operadores de energía nuclear sería contrario a la declaración del Gobierno sobre la diversidad de las fuentes de energía, incluidas las energías renovables.

(157)

En cuanto al problema del exceso de capacidad, Greenpeace opina que el «margen de planificación» utilizado por la Red Nacional para prever la necesidad de generación futura y contar con una garantía de capacidad no es el dato apropiado a tener en cuenta para evaluar si existe exceso de capacidad en el mercado. Según Greenpeace, es probable que ya exista en el mercado un exceso significativo de capacidad estructural y se espera que aumente.

(158)

Greenpeace duda de que el cierre de algunas centrales de BE fuera más caro para los contribuyentes, ya que existen dudas sobre la capacidad de BE para contribuir a pagar sus responsabilidades existentes. Greenpeace añade que a corto plazo no hay ninguna razón para creer que el Reino Unido no pudiera lograr sus objetivos en el marco del Protocolo de Kioto.

(159)

Greenpeace afirma que según informes encargados por ella, es factible y seguro cerrar centrales nucleares inmediata o progresivamente y concluye que un cierre parcial o gradual de las centrales de BE puede dar como resultado una menor intensidad de la ayuda requerida.

(160)

Greenpeace opina que el Tratado Euratom no impide aplicar un análisis de ayuda estatal de conformidad con el Tratado CE. A falta de normas sectoriales aplicables a la ayuda a la industria nuclear en el Tratado Euratom, deberían aplicarse por lo tanto las disposiciones generales sobre ayuda estatal existentes en el Tratado CE. Greenpeace se remite a los asuntos conjuntos 188/80 y 190/80, Francia y otros contra Comisión (16), y afirma que las medidas de ayuda se refieren a asuntos que podrían estar regulados por el Tratado Euratom, solamente en la medida en que se refieran a la seguridad de las instalaciones nucleares para su cierre definitivo. Greenpeace concluye que las medidas en cuestión no son necesarias para lograr los objetivos declarados y que prolongar cualquier ayuda de explotación no puede considerarse necesario para preservar la seguridad en circunstancias en que existe una alternativa segura y viable de cierre total o parcial organizado de las centrales de BE. Según Greenpeace, la Comisión debería aplicar las Directrices comunitarias sobre ayudas estatales en favor del medio ambiente (17).

(161)

Powergen es una de las principales empresas del sector eléctrico en Inglaterra y el País de Gales. Tiene una cuota del 11 % de la capacidad de generación (BE, 14 %) y gran parte de su electricidad se destina a clientes industriales y comerciales, así como a PYME y clientes residenciales. Es propiedad de E-ON.

(162)

Powergen se opone al paquete de ayuda. Afirma que la ayuda permitirá a BE seguir operando centrales nucleares que de otro modo habrían cerrado. A este respecto, Powergen no comparte la opinión de las autoridades británicas de que las centrales seguirían funcionando en cualquier caso y teme que la ayuda permita a BE ofrecer precios artificialmente bajos para ganar cuota en el mercado de suministro a grandes empresas e incorporarse al negocio del suministro a clientes domésticos. BE también puede financiar inversiones en generación no nuclear.

(163)

Con respecto a las medidas compensatorias, Powergen desea ser consultada sobre cualquier medida que se decida y sugiere tres posibles:

(164)

En primer lugar, adelantar el cierre del reactor nuclear Dungeness B a abril de 2004. Según Powergen, si ello se hiciera saber con suficiente antelación, el mercado tendría tiempo para aumentar la capacidad correspondiente y mantener un margen suficiente.

(165)

En segundo lugar, limitar la ayuda, prohibiendo la subvención cruzada entre activos deficitarios de BE (centrales RAG) y otras actividades de BE, constituir los negocios de BE de generación y suministro en entidades separadas con contabilidad independiente, e imponer controles específicos sobre el uso de los fondos por BE para asegurarse de que no desviará fondos del Estado para financiar sus responsabilidades nucleares u otros usos. Estas medidas deberían continuar mientras se aplicaran las medidas del plan de reestructuración.

(166)

En tercer lugar, impedir la distorsión de la competencia en el mercado al por menor de la electricidad, prohibiendo a BE la venta a precio inferior al coste (el de adquirir electricidad en el mercado al por mayor más otros costes relacionados con las ventas), imponiendo un límite a su cuota de mercado para su negocio de suministro industrial y comercial (se sugiere un límite del 20 %), y prohibiendo a BE incorporarse a nuevos mercados al por menor. Estas medidas deberían tener vigencia mientras la tengan las medidas del plan de reestructuración y su eficacia debería ser revisada por la Comisión después de 5 años de aplicación.

(167)

Con respecto a la vuelta a la viabilidad, Powergen afirma que las hipótesis consideradas por las autoridades británicas para afirmar la viabilidad futura de BE son demasiado optimistas, en especial por lo que se refiere a la disponibilidad de las centrales de BE si se considera la experiencia del pasado.

(168)

Finalmente, Powergen considera que «está bien establecido que las normas sobre ayuda estatal del Tratado CE se aplican a la industria nuclear, a pesar de la existencia del Tratado Euratom» y se refiere al mismo caso de 1990 ya mencionado por Greenpeace.

(169)

InterGen es una gran empresa de producción eléctrica con actividades en todos los continentes. Posee una cuota del 2 % de la capacidad de generación en Inglaterra y el País de Gales, con dos centrales en funcionamientos y una en construcción (BE tiene el 14 %). Vende la mayoría de su electricidad en el mercado al por mayor, parte de ella mediante contratos a largo plazo. También opera en el mercado del gas. Es propiedad conjunta de Shell y Bechtel.

(170)

Intergen afirma que en el Reino Unido existe preocupación por la seguridad del suministro y que la seguridad nuclear podría ser gestionada por administradores judiciales. Hace hincapié en el hecho de que la ayuda a BE le ha perjudicado y continúa haciéndolo y en que otros competidores de InterGen, como Teeside Power Limited, que se cuenta entre los acreedores de BE, también se ven favorecidos con respecto a InterGen en el marco del plan de reestructuración. InterGen afirma que en caso de que la Comisión autorice la ayuda, debería ser compensada, junto con sus filiales, por los perjuicios sufridos.

(171)

Este tercero afirma que algunas noticias de prensa sugerían un precio de reprocesamiento, antes de la reestructuración de BE, de aproximadamente 1 000 GBP/kg de metal pesado. Tras la reestructuraba de BE un precio de unas 150 GBP/kg fue acordado entre BNFL y BE, es decir, un 85 % inferior al del acuerdo original. Añade que los contratos de reprocesamiento iniciales entre BNFL y BE eran a precio de coste más un valor, lo que significa que los clientes de base sólo podían obtener el contrato de reprocesamiento si aceptaban (a prorrata) los supuestos de los costes totales del reprocesamiento más un beneficio. En este contexto, si los costes de reprocesamiento acordados con los clientes de base sólo cubren los costes a un nivel de 1 000 GBP/kg de metal pesado, esto significa que el nuevo precio acordado ahora con BE no puede en modo alguno cubrir los costes. Incluso en el caso de nuevos contratos, el precio asciende a 1 000 GBP/kg (a precios de 2003).

(172)

Así concluye que estos precios indican que BNFL no actuó como un inversor privado en una economía de mercado en sus negociaciones con BE, a menos que BNFL estuviera dispuesta a ampliar estas condiciones favorables a otros clientes.

(173)

Drax es el mayor productor de electricidad a base de carbón en Europa Occidental. Antes formaba parte de AES Corporation, un grupo de energía estadounidense con intereses en la generación, distribución y suministro de electricidad en todo el mundo. El 5 de agosto, AES cedió el control de Drax a sus acreedores y el 30 de agosto de 2003 Drax anunció que había firmado un acuerdo exclusivo con International Power plc para participar en la reestructuración de Drax.

(174)

Según Drax, las medidas A, B y G constituyen ayuda estatal en el sentido del artículo 87, apartado 1, del Tratado CE y está de acuerdo en que las medidas D, E y F no constituyen ayuda. Drax opina que la cantidad de ayuda es difícil de calcular. Por lo que se refiere a la medida A, cree que su importe podría ser considerablemente mayor que lo actualmente estimado, debido a que las responsabilidades de cierre definitivo son desconocidas en el Reino Unido y que es poco probable que BE contribuyera a los costes de las responsabilidades nucleares. El Gobierno británico seguirá siendo siempre responsable final de las responsabilidades finales y de cierre definitivo y nunca permitirá que BE quiebre. Drax opina que la propia exención fiscal debería notificarse como ayuda.

(175)

En lo relativo a la renegociación de los contratos con BNFL, Drax creía que ningún inversor privado habría acordado nunca condiciones tan poco comerciales que desembocarían en significativas pérdidas presentes y futuras, con independencia de la cláusula de dificultades especialmente gravosas y del hecho de que BE es su mayor cliente. Está claro que la renegociación perjudicó seriamente a la posición de BNFL ya que supondrá una reducción del pago fijo del acuerdo de suministro de combustible de entre 5 y 20 millones GBP por año. Esta opinión es confirmada por el informe de cuentas 2004 de BNFL. Además, parece que incluso si BE fuera sometida a administración judicial, sus centrales continuarían funcionando y teniendo la misma necesidad de suministro de combustible y de servicios de gestión, procesamiento y eliminación del combustible agotado. La cuestión debería ser entonces si el administrador habría podido conseguir estas condiciones de BNFL. Además, BNFL podría optar a otras oportunidades empresariales si su negocio con BE se redujera. BNFL no está organizada sobre la base del principio de inversor de mercado. Por lo tanto la medida B constituye ayuda estatal.

(176)

Drax opina que el acuerdo sobre períodos de carencia de BNFL contenido en la medida C también constituye ayuda estatal puesto que BNFL no recibe intereses durante el período de carencia, a diferencia de los otros acreedores participantes.

(177)

Drax hizo observaciones respecto a la compatibilidad del paquete de ayuda. No cuestiona el hecho de que BE sea una empresa en crisis, pero opina que la posición no cubierta de BE es enteramente debida a una decisión curiosa por parte de sus gestores de vender su negocio al por menor. Además, BE podría haber reducido sus costes cerrando algunas o todas sus centrales, porque es más caro explotarlas que cerrarlas temporalmente.

(178)

Con respecto a restaurar la viabilidad, Drax opina que el plan propuesto no es realmente un plan de reestructuración. Además, BE está y siempre estará en una posición distinta a la de sus competidores ya que continuará generando electricidad y vendiéndola en el mercado a cualquier precio y ejercerá una presión a la baja permanente sobre el precio en detrimento de los demás competidores.

(179)

Drax se opone al uso por el Gobierno británico de los costes marginales a corto plazo como medida apropiada de la viabilidad de BE. La reestructuración alivia a BE de las responsabilidades por los costes principales de un productor nuclear. La decisión de una empresa sobre si es o no oportuno incorporarse a un mercado particular o continuar efectivamente compitiendo en dicho mercado se basará en si puede, durante un período razonable, cubrir sus costes medios y obtener un rendimiento razonable por su capital invertido. Este no es el caso de BE, a quien se le protege contra todos los riesgos comerciales.

(180)

Con respecto a la duración de la ayuda, Drax opina que la financiación de responsabilidades ampliables tan lejanas en el futuro no es compatible con las Directrices. También sostiene que no se puede considerar que la ayuda operativa en curso se limite al mínimo necesario. Además, por lo que se refiere a la propia contribución de BE, Drax observa que hay incertidumbre sobre los ingresos por la venta de activos y que la contribución de BE al NLF procede de la tesorería ayudada que no puede tenerse en cuenta.

(181)

En lo tocante al exceso de capacidad y a la compensación a acreedores, Drax observa que el margen de capacidad del 20 % citado en la decisión de incoar el procedimiento solamente se refiere a la demanda máxima de invierno. Según NGC, el margen de capacidad por encima de la máxima media de invierno es del 20,3 %. Según Drax, sería un planteamiento racional de cualquier gestor de BE suspender parte de la capacidad de producción durante los meses de verano, lo que daría lugar a un ahorro neto.

(182)

Drax cree que hay varias medidas compensatorias y/o enmiendas al plan de reestructuración que en cierta manera garantizarían que la reestructuración sea conforme a las Directrices y ofrezca compensaciones para los competidores que no reciben ayuda. Drax propone las siguientes:

Sacar a BE del mercado competitivo creando un sistema de compra obligatoria de energía nuclear a un precio fijo que sería similar a la obligación aplicable a las energías renovables. BE nunca podrá ser reestructurada correctamente para poder competir en igualdad de condiciones en el mercado con empresas no ayudadas. La mejor solución, si la generación de BE no puede retirarse del mercado, es que sea separada del mercado competitivo. Debería regularse el precio de la electricidad generada por las nucleares y podría fijarse según el coste del capital y otros parámetros tradicionales de regulación de precios. Esto solventaría las preocupaciones del Gobierno británico sobre la seguridad del suministro y la seguridad nuclear y ya no habría ninguna distorsión de la competencia.

b)	Reducir la duración y reequilibrar el riesgo de los contratos de BNFL en favor de BNFL.

c)	Abandono de Eggborough.

d)	Prohibición de otras adquisiciones o de actuar como líder de mercado.

e)	Obtener un compromiso del Gobierno británico sobre el principio de ayuda única e irrepetible.

(183)

Drax también hizo observaciones respecto a la relación con el Tratado Euratom y opina que los Tratados CE y Euratom persiguen objetivos complementarios y no contrapuestos.

(184)

También fueron presentados comentarios por: TUSNE [Trade Unionists for Safe Nuclear Energy (within a Balanced Energy Policy)] (18), el Sr. Robert Freer (19), The UK Chemical Industries Association («CIA») (20), John Hall Associates («JHA») (21), Energy Intensive Users Group («EIUG») (22), Terra Nitrogen (23), Energywatch (24), Teollisuuden Voima Oy («TVO») (25), National Grid Transco (26), Royal Academy of Engineering (27), Enfield Energy Centre Limited («EECL») (28), Energy Information Centre Ltd («EIC») (29), Major Energy Users' Council Ltd («MEUC») (30) y otra tercera parte que solicitó el anonimato.

(185)

TUSNE, Robert Freer, CIA, JHA, EUIG, Terra Nitrogen, EIC y MEUC han mostrado su preocupación por la seguridad del suministro en el Reino Unido y afirman que el cierre de las centrales nucleares de BE supondría un riesgo de cortes y sería contrario al interés de los consumidores. Algunos de ellos también subrayan que la retirada de las centrales nucleares de BE haría muy difícil cumplir el compromiso del Reino Unido con arreglo al Protocolo de Kioto puesto que son un elemento de la diversidad de las fuentes de alimentación; afirman que el coste para la economía de permitir la quiebra de BE sobrepasaría con mucho el precio de su reestructuración y que la ayuda es necesaria.

(186)

El tercero número 1 (anónimo) afirma que BE utiliza el apoyo del Estado para hacerse con cuota de mercado de forma agresiva y con precios objeto de dumping. Cita casos en que BE habría ofrecido precios un 10 a 15 % inferiores a los de la competencia y afirma que tales ofertas no habrían podido sostenerse sin el apoyo del Estado y que por ello no puede alegarse que restauran la viabilidad de la empresa.

(187)

TVO afirma que no debe deducirse de las dificultades experimentadas por BE que la energía nuclear no puede ser competitiva en un mercado liberalizado de la electricidad.

(188)

National Grid Transco afirma que el actual margen de capacidad en Inglaterra y el País de Gales es inferior al previsto originalmente y no puede considerarse como exceso estructural de capacidad. Cita un margen de seguridad del 20 % como el nivel por encima del cual puede considerarse que existe un exceso de capacidad y prevé que el margen estará por debajo del 20 % hasta por lo menos el año 2006, en una situación optimista. Las hipótesis pesimistas estimarían la seguridad siempre por debajo del 20 %, incluso descendiendo hasta un 8,5 % en 2009. Transco concluye que si se pidiera algún cierre de centrales como medida compensatoria, debería comunicarse a los mercados con suficiente antelación (tres a cuatro años) para permitirles compensarlo.

(189)

EECL afirma que todos los productores de electricidad (no sólo BE) han sufrido por los bajos precios al por mayor de la electricidad en el Reino Unido. Discrepa de la opinión de las autoridades británicas en el sentido de que los costes marginales a corto plazo deberían ser el patrón para establecer el efecto distorsionador de la ayuda, pues estos costes no reflejan la viabilidad a medio y largo plazo de una central. EECL afirma que los bajos precios del mercado de futuros son el mejor indicador de que existe un exceso estructural de capacidad en el mercado.

IV. COMENTARIOS DEL REINO UNIDO SOBRE LA INCOACIÓN DEL PROCEDIMIENTO

(190)

Las autoridades británicas informaron a la Comisión de que los impuestos locales se pagaron finalmente aplicándoles un interés normal.

(191)

Como comentario preliminar, las autoridades británicas sostienen que incluso en caso de que la Comisión concluya que la medida B contiene ayuda, la propia concepción de los contratos garantiza que cualquier beneficio derivado disfrutado temporalmente por BE sería eliminado automáticamente, con intereses, si el paquete de ayuda no es autorizado. En los nuevos contratos se prevé que no tendrán efecto permanente si el paquete de ayuda no es autorizado.

(192)

El Reino Unido también presenta otros comentarios sobre la prueba del inversor privado. Afirma que BNFL actuó de la misma manera que cualquier acreedor privado, en especial, porque no puede decirse que las condiciones acordadas por BNFL sean más generosas que las que habrían sido concedidas por un acreedor privado en circunstancias comparables. El Reino Unido añade que es necesario analizar si BNFL actuó de una forma similar a los acreedores privados en la renegociación de sus contratos, según lo definido por el Tribunal de Justicia en su sentencia en el asunto DM Transport (31).

(193)

El Reino Unido sostiene que la Comisión parece haber entendido mal el curso de los acontecimientos. Según las autoridades británicas, BNFL no se opuso a la cláusula de dificultades especialmente gravosas sino que, contrariamente a lo que cree la Comisión, se mostró dispuesta a considerar las posibles enmiendas de los contratos existentes antes del anuncio de que BE había negociado con el Gobierno británico. Sin embargo, tras las discusiones con BE se puso de manifiesto que ninguna oferta comercial que BNFL pudiera razonablemente hacer podría solucionar aisladamente la crisis financiera de BE. El desarrollo de un plan de reestructuración más amplio permitió reabrir las negociaciones entre BE y BNFL y se alcanzó un acuerdo que tenía muchas semejanzas con la oferta original de BNFL. El Reino Unido considera que las acciones de BNFL son coherentes con las de un acreedor privado.

(194)

El Reino Unido añade que BNFL, como único proveedor británico comercial de servicios nucleares para el ciclo de combustible, se vería particularmente expuesta en caso de insolvencia de BE ya que no tendría ningún ingreso inmediato por almacenamiento o reprocesamiento de grandes cantidades de combustible RAG ya entregadas, y perspectivas limitadas de recuperar algo en el procedimiento de insolvencia. Habría tenido que renegociar un nuevo acuerdo de combustible agotado con el administrador judicial o el Gobierno, con una considerable incertidumbre sobre el nivel de su remuneración. Enfrentado al mismo riesgo, interrupción e incertidumbre, el Reino Unido afirma que un acreedor privado indudablemente intentaría participar en una reestructuración que habría incluido necesariamente la renegociación de sus contratos con BE para maximizar los ingresos totales y asegurar la viabilidad de BE.

(195)

Además, el Reino Unido afirma que el hecho de que BNFL sea de titularidad pública no significa que sus acciones sean menos comerciales. Añade que BNFL es una sociedad anónima regida por la Ley de sociedades de 1985. Tiene un consejo de administración compuesto por ejecutivos que se ocupan de sus actividades comerciales y por directores no ejecutivos con experiencia en otras empresas del sector privado. El consejo de administración de BNFL tiene el deber de actuar de forma autónoma en interés de la empresa. El Reino Unido añade que el Gobierno británico no intervino para dirigir la toma de decisiones de BNFL incitándola a que actuara de forma no comercial.

(196)

Finalmente, el Reino Unido ha presentado un análisis de las demandas de los acreedores y de los importes comprometidos en el paquete de reestructuración.

(197)

Las autoridades británicas concluyen que la medida B no contiene ayuda estatal.

(198)

El Reino Unido afirma que muchos de los mismos argumentos establecidos en los considerandos 191 a 197 con respecto a la medida B se aplican igualmente a la medida C. En especial, sostiene que es necesario considerar las acciones de BNFL en el contexto de su posición excepcional como acreedor principal de BE, y de BE como su mayor cliente. Teniendo en cuenta la relación comercial a largo plazo en curso entre ambas y la importancia de las responsabilidades de BE con respecto a BNFL, no es sorprendente que la suspensión de responsabilidades con respecto a BNFL supone la mayor parte absoluta del beneficio de BE en virtud de los acuerdos sobre períodos de carencia. Un acreedor privado en la misma posición que BNFL (con la mayor exposición en caso de insolvencia de BE) tendría pocas posibilidades excepto la de actuar del mismo modo.

(199)

El Reino Unido también afirma que es incorrecto contraponer los acuerdos sobre períodos de carencia de BNFL con los de los otros acreedores privados ya que sin la participación de un acreedor significativo los acuerdos en conjunto no podrían funcionar. El Reino Unido presenta una comparación de todas las deudas pendientes de pago de BE con la contribución de cada parte a los acuerdos sobre períodos de carencia y concluye que BNFL realmente contribuye menos como porcentaje de sus compromisos pendientes que la mayoría de los acreedores privados.

(200)

Las autoridades británicas afirman que el punto 32 de las Directrices no requiere que las medidas de ayuda tengan una duración limitada sino que el plan de reestructuración tenga una duración tan corta como sea posible y que la viabilidad a largo plazo sea restaurada «en un período de tiempo razonable». Según el Reino Unido, la intención de las Directrices sería que la concesión de la ayuda sea única e irrepetible y que no debe constituir ayuda de explotación en curso. La intención es no excluir ayuda para aliviar responsabilidades a largo plazo.

(201)

El Reino Unido afirma que la reestructuración será completa, que la viabilidad se recuperará en un período de tiempo razonable y que la ayuda es única e irrepetible, aunque las responsabilidades de BE lo sean a largo plazo. BE generará efectivo a partir de 2004 y registrará una tesorería anual positiva a partir de 2005. En la hipótesis realista BE retornará a la viabilidad en 2005. El plan de reestructuración tiene como finalidad asegurar que BE podrá seguir sola sin más apoyo en forma de ayudas del Gobierno británico desde la fecha de reestructuración. El plan de reestructuración demuestra que este nivel de reservas generadas por la empresa es suficiente para soportar situaciones negativas razonables y por lo tanto para asegurar la viabilidad.

(202)

En lo tocante al asunto del alivio en curso de los gastos corrientes, el Gobierno británico recuerda que su compromiso solamente cubre las responsabilidades históricas derivadas de contratos, las responsabilidades de cierre definitivo y las responsabilidades para las que no existe contrato asociadas con combustible RAG agotado, todo el combustible agotado PWR y residuos operativos y otras responsabilidades derivadas. El Reino Unido afirma que las responsabilidades históricas derivadas de contratos para el combustible agotado se refieren a combustible RAG cargado en reactores antes de la fecha efectiva de reestructuración. BE tiene obligación, con arreglo a sus licencias de explotación de centrales nucleares, de gestionar ese combustible y por lo tanto incurre en costes al hacerlo. Estos costes no pueden por lo tanto evitarse.

(203)

Un argumento similar se aplica al cierre definitivo de centrales. Para cubrir estos costes BE hará contribuciones para el cierre definitivo de reactores al Nuclear Decommissioning Fund y contribuirá perceptiblemente a los costes totales de cierre definitivo.

(204)

Por lo que se refiere a las responsabilidades asociadas con el combustible RAG agotado para las que no existe contrato, el Reino Unido afirma que estas responsabilidades se refieren solamente al combustible RAG cargado en reactores antes de la fecha efectiva de reestructuración. Las responsabilidades asociadas con el combustible PWR agotado conciernen a todas las responsabilidades asociadas con el cargado en el reactor de Sizewell B. Para las responsabilidades futuras BE contribuirá con 150 000 GBP por tonelada de combustible PWR cargado en Sizewell B después de la fecha efectiva de reestructuración. El nivel de contribución se ha evaluado teniendo en cuenta costes internacionales comparables de gestión de combustible agotado con objeto de cubrir todos los costes futuros de combustible PWR. Las restantes responsabilidades para las que no existe contrato se refieren a diversos tipos de residuos distintos del combustible resultantes de la explotación de las centrales de BE y no se espera que sea significativo.

(205)

Los costes de cierre definitivo y las responsabilidades para las que no existe contrato son fijos en gran parte y hay poco margen para que BE los incremente perceptiblemente mediante el funcionamiento normal de las centrales. Además, cualquier incremento de responsabilidades derivadas de un cambio discrecional en los procedimientos operativos en beneficio de BE o resultantes del incumplimiento de una norma mínima de rendimiento tendrá que ser pagado por BE. Por otro lado es importante observar que incluso si el Gobierno pagara directamente las responsabilidades derivadas de contratos de BE, el apoyo del Gobierno para responsabilidades de cierre definitivo y responsabilidades para las que no existe contrato asume la forma de garantía supeditada. El Reino Unido afirma que la medida A no debería considerarse, por lo tanto, como un alivio en curso de gastos corrientes. El tratamiento contable de la medida A, que se justifica en el balance de BE como activo, es coherente con esta conclusión. BE no recibe una subvención porque la medida A no está de ninguna manera relacionada con sus operaciones en curso y los costes cubiertos por la medida A deberán serlo con independencia de la duración y la escala de las operaciones futuras de BE.

(206)

En cuanto a la medida B, el Reino Unido no acepta que constituya ayuda estatal.

(207)

El Reino Unido también afirma que es inapropiado poner objeciones a la medida A porque alivia a BE de parte de sus obligaciones como contaminadora. Conforme al plan de reestructuración, BE pagará los costes de contaminación de operaciones futuras y contribuirá además a los costes históricos de contaminación a través del efectivo restante y sus otras contribuciones al NLF. Sin el compromiso del Gobierno, BE sería insolvente y habría sido incapaz de pagar cualquier obligación futura como contaminadora.

(208)

El Reino Unido también reacciona ante las dudas expresadas por la Comisión en su decisión de incoar el procedimientos sobre la cuestión de si la restauración de la viabilidad de BE puede considerarse como derivada principalmente de recursos internos. El Reino Unido explica que la razón principal de la crisis actual de BE es su incapacidad para hacer frente a responsabilidades históricas inevitables y a requisitos de seguridad mínimos. A pesar de ello, el Reino Unido afirma que las medidas internas tomadas por BE no son insignificantes. Ha vendido su participación en Bruce Power y Amergen y está aplicando una reestructuración interna significativa que incluirá […]. También ha aumentado la proporción de contratos a precio fijo a medio plazo, incluyendo contratos con grandes clientes industriales y comerciales, con objeto de limitar los riesgos de precios en el mercado al por mayor. Además, las medidas internas más significativas son su renegociación con BNFL de los contratos de suministro de combustible y gestión del combustible agotado.

(209)

Finalmente, el Reino Unido considera que las Directrices exigen un equilibrio entre las contribuciones del Estado, las contribuciones privadas y la propia contribución de la empresa pero esto no significa que la empresa deba poder funcionar sin la intervención del Estado.

(210)

Después de recordar porqué no es posible cuantificar precisamente los costes de las responsabilidades nucleares, las autoridades británicas afirmaron que no es necesario en este caso conocer el importe exacto de la ayuda o determinar qué medidas suponen ayuda para formarse una opinión sobre si el paquete es el mínimo necesario. El compromiso del Gobierno, que cubre categorías definidas de responsabilidades, es fundamental para el paquete de reestructuración y para restaurar la viabilidad de BE. Las autoridades británicas sostienen que el nivel de ayuda a BE es estructuralmente minimizado por la venta de activos (Bruce Power y Amergen), la reducción de responsabilidades debidas a los acreedores, la contribución continua de BE a la financiación de sus responsabilidades nucleares, otras medidas internas para reducir costes y el mecanismo por el cual BE contribuirá en el futuro con un 65 % de su tesorería libre a financiar sus responsabilidades nucleares.

(211)

Las autoridades británicas recordaron los argumentos presentados en la notificación, según los cuales la ayuda no tiene ningún impacto en la estructura de la competencia puesto que no repercute en los costes marginales a corto plazo de BE que determinan el funcionamiento cotidiano de una central. Recordaron, basándose en datos y comparaciones actualizados con otros Estados miembros, que el mercado no registra un exceso estructural de capacidad y que, por lo tanto, no debería imponerse ninguna medida compensatoria.

V. COMENTARIOS DEL REINO UNIDO SOBRE LAS OBSERVACIONES DE LAS PARTES INTERESADAS

(212)

En sus comentarios, las autoridades británicas se concentran en las observaciones referidas a su posición, aunque refiriéndose al mismo tiempo a otras observaciones que apoyan dicha posición.

(213)

Las autoridades británicas recuerdan primero su razonamiento sobre los costes marginales a corto plazo de BE y su posición según la cual el paquete de ayuda no tendría ningún efecto en los competidores. El argumento es reforzado por cifras sobre las ofertas de BE en el mercado de venta directa que muestran que BE no tiene ningún aliciente para no maximizar su beneficio mediante precios al coste marginal. Las autoridades británicas añaden que BE no tiene ningún incentivo para abandonar centrales que no podrían recuperar sus costes variables. Al respecto presentan un análisis de costes para probar que la central Dungeness B cubre sus costes variables con supuestos razonables sobre los precios del mercado de la electricidad.

(214)

Las autoridades británicas recuerdan su opinión sobre el hecho de que no hay exceso estructural de capacidad en el mercado. Añaden que Powergen reactivó centrales durante el invierno 2003-2004, lo que indicaría que la propia Powergen considera que no hay exceso estructural de capacidad en el mercado. Las autoridades británicas recuerdan su opinión sobre la no necesidad de medidas compensatorias y comentan cada una de las medidas propuestas por Powergen.

(215)

Las autoridades británicas recuerdan su posición respecto a las medidas B y C y subrayan, en especial, que BNFL se basó en asesoramiento externo. Alegan que la posición de Powergen con respecto a estas medidas se basa en fechas incorrectas.

(216)

Con respecto a la viabilidad, las autoridades británicas impugnan la opinión de Powergen sobre la fiabilidad de las centrales de BE y presentaron a la Comisión un informe del asesor exterior con el fin de comprobar la hipótesis de viabilidad.

(217)

Finalmente, las autoridades británicas declaran, contrariamente a lo afirmado por Powergen, que si los precios de la electricidad se recuperaran, el mecanismo de recuperación garantizaría que ninguna ayuda innecesaria fuera concedida a BE.

(218)

Las autoridades británicas no aceptan la opinión de Greenpeace de que la ayuda deba examinarse como ayuda a accionistas porque ello supondría que toda ayuda a una empresa cotizada en bolsa sería una ayuda a sus accionistas. Las autoridades británicas observan que los accionistas de BE renuncian al 97,5 % de su capital en BE.

(219)

Las autoridades británicas declaran de nuevo que no consideran que BNFL actuara bajo presión del Gobierno al renegociar sus contratos con BE y observan que la propia relación detallada hecha por BNFL de los acontecimientos, que se envió paralelamente a la Comisión, demostraría lo contrario. El extracto del informe 2002/2003 de BE y el artículo en «The Business» relativo al fracaso de las negociaciones entre BNFL y BE de agosto y principios de septiembre de 2002 son erróneamente interpretados por Greenpeace como signo de que BNFL actuó bajo presión del Gobierno. Al contrario, demostrarían que BNFL no estaba dispuesta a participar en los planes de BE sin que otros acreedores hicieran contribuciones similares. Las autoridades británicas observan que BNFL ya había presentado los documentos internos que Greenpeace sugirió a la Comisión que requiera. Con respecto a los contratos entre BE y BNFL, que según Greenpeace están concebidos para que BNFL disponga de unos ingresos garantizados, las autoridades británicas observan que la mayoría de estos contratos se firmaron o renegociaron después de la privatización de BE y que por lo tanto no podían haber sido impuestos a BE por el Gobierno. Finalmente, las autoridades británicas indican que el nexo entre los precios de concesión y de electricidad de BNFL prueba que BNFL se comportó comercialmente, exigiendo a BE que compartiera parte de los posibles beneficios con ella y no lo contrario.

(220)

Las autoridades británicas recuerdan su opinión sobre la aplicación del principio de que quien contamina paga en este caso y consideran que Greenpeace no añade ningún nuevo hecho o argumento al respecto.

(221)

En lo relativo al impacto de la ayuda en la competencia, primero las autoridades británicas rebaten la opinión de Greenpeace de que el efecto del paquete de ayuda es mantener a un productor ineficaz en el mercado. BE no puede ser considerada como ineficaz puesto que sus costes variables se encuentran entre los más bajos del mercado y sus problemas están solamente ligados a responsabilidades históricas. Además, las autoridades británicas recuerdan su opinión de que la ayuda no distorsiona la competencia y por lo tanto no impide a ninguna empresa entrar en el mercado.

(222)

Las autoridades británicas declaran que los comentarios de Greenpeace sobre la capacidad excesiva en el mercado son incorrectos al basarse en previsiones anticuadas, interpretar erróneamente los criterios de NGTransco sobre el margen de capacidad, utilizar cifras incorrectas para el actual margen de capacidad, prever solamente la más optimista de las tres posibles situaciones futuras, e ignorar las dificultades de volver a incorporar al mercado a centrales en reserva.

(223)

Las autoridades británicas pasan a cuestionar los argumentos económicos de Greenpeace sobre el impacto para el contribuyente del posible cierre de las centrales de BE y explican que la propia Greenpeace reconoció que este cierre incrementaría los precios de la electricidad. Además, un estudio de Deloitte & Touche mostró que el cierre anticipado de una única central nuclear podía suponer costes adicionales y el de más de una incrementaría aún más los costes por las limitaciones de la central de Sellafield, que se utiliza para tratar el material radiactivo. Finalmente, las autoridades británicas mencionan que los dos informes adjuntos a los comentarios de Greenpeace (de Large & Associates e ILEX) se basan en cifras anticuadas relativas a la capacidad de NGTransco y en hipótesis muy optimistas. Adjuntan a sus comentarios unos contrainformes elaborados por George Yarrow y Tim Keyworth, de DKY Limited.

(224)

Finalmente, por todo ello las autoridades británicas no están de acuerdo con la opinión de Greenpeace de que la ayuda no es proporcionada.

(225)

En primer lugar, las autoridades británicas rebaten la opinión de Drax de que el paquete de ayuda muestra que el Gobierno británico nunca permitirá la quiebra de BE. Recuerdan que el paquete está sujeto a la aprobación por el Gobierno de las perspectivas de viabilidad de BE.

(226)

Con respecto a la medida A, las autoridades británicas recuerdan que su Gobierno no asumirá todas las responsabilidades de cierre definitivo de BE sino que solamente cubrirá el déficit en el NLF. Con respecto al cálculo de costes de la medida A, el Reino Unido observa que exigir que no haya absolutamente ninguna incertidumbre en su cómputo haría imposible aliviar de responsabilidades a tan largo plazo, lo que llevaría a una aplicación perversa de las normas sobre ayuda estatal e iría contra los objetivos del Tratado Euratom. Las autoridades británicas también rechazan la demanda de Drax de que el hecho de que el Gobierno británico asuma la responsabilidad última de la seguridad nuclear de conformidad con acuerdos internacionales constituye una garantía del Estado, y recuerdan que la implicación última de la Oficina Nacional de Auditoría a este respecto no es relevante puesto que es independiente del Gobierno.

(227)

Con respecto a la medida B, las autoridades británicas observan que los comentarios de BNFL contradicen la opinión de Drax de que BNFL también desaparecería si BE fuera declarada insolvente. También recuerdan que la renegociación de los acuerdos de BNFL con BE se hizo a precio de mercado. Con respecto a la medida C, las autoridades británicas indican que el no pago de intereses por BE a BNFL durante el período de carencia se debe analizar como parte de la total implicación de BNFL en el plan de reestructuración y no como un solo elemento, puesto que el paquete entero se negoció en su totalidad. En conjunto, el paquete no desfavorece a BNFL con respecto a otros acreedores de BE.

(228)

Con respecto a la medida G, las autoridades británicas recuerdan que previamente habían presentado la prueba de que BE había pagado tipos comerciales, con su correspondiente interés.

(229)

Sobre la compatibilidad del plan de reestructuración con las Directrices, las autoridades británicas rebaten la opinión de Drax de que el plan no restaurará la viabilidad de BE porque BE no cubrirá todos sus costes actuales evitables y fijos. El Reino Unido recuerda que para que BE sobreviva es necesario que sea liberada de parte de la carga del pasado (los costes fijos). Pero pronto BE será viable de nuevo puesto que no sólo podrá compensar todos sus costes en curso sino también hacer una contribución significativa a sus costes fijos del pasado. Es por lo tanto económicamente más eficaz explotar las centrales nucleares de BE para aportar cierta contribución al pago de dichos costes y adelantar el cierre de las centrales de BE conllevaría realmente más costes.

(230)

Las autoridades británicas rechazan el argumento de Drax de que la ayuda inducirá a BE a vender en el mercado a cualquier precio y alegan que, como productor básico, BE no tiene ninguna reserva de generación que podría vender mediante una rebaja del precio y que, al contrario, su interés es vender su electricidad al precio máximo. Los obligacionistas y accionistas de BE también garantizan que BE maximizará su beneficio, puesto que se beneficiarán de parte del mismo.

(231)

Las autoridades británicas también rechazan el argumento de Drax de que el plan de reestructuración dura demasiado. Explican que el requisito que establecen las Directrices es que la viabilidad de BE se restaure en un plazo razonable. Según ellas, el efecto de la medida A, que afirman que es la única que constituye ayuda estatal, aparecerá inmediatamente en el balance de BE.

(232)

En lo que respecta a la existencia de exceso de capacidad en el mercado, las autoridades británicas indican que la evaluación de Drax se basa en cifras anticuadas y en un error en el criterio que NGTransco aplica al margen de capacidad. La sugerencia de Drax de cerrar centrales nucleares en el verano sería económicamente dudosa y podría también plantear problemas de seguridad nuclear o seguridad del suministro. Las autoridades británicas han examinado cada una de las cuatro medidas compensatorias y concluyen que aplicarlas pondría en peligro el equilibrio del plan de reestructuración o afectaría a las perspectivas de viabilidad de BE.

(233)

Las autoridades británicas explican que el precio mencionado por el tercero (alrededor de 1 000 GBP/kgU) hace referencia a precios para contratos básicos de gestión de combustible agotado. Estos contratos básicos constituyeron el primer lote de contratos firmados por BNFL con BE o con empresas que ahora forman parte de BE. Estos contratos debían, en principio, cubrir en gran medida los costes fijos asociados a las instalaciones de tratamiento de combustible agotado de BNFL. Posteriormente, BNFL firmó con BE, o con empresas que ahora pertenecen a BE, contratos ampliados que ya no tenían que incluir un elemento de coste ligado al reembolso de costes fijos. Para estos nuevos contratos se estableció un precio de […], es decir, mucho más bajo que el citado por la tercera pare. Cualquier comparación significativa de los precios cobrados por BNFL a BE antes y después de la renegociación de sus acuerdos debería basarse en los precios de los contratos posteriores a los básicos, que eran los válidos en aquel momento justo antes de la renegociación, en vez de en los precios de los básicos.

(234)

Las autoridades británicas no aceptan la alegación de EECL de que el anuncio del paquete de ayuda agudizó las caídas de los precios al por mayor. Según las autoridades británicas, los precios para entrega inmediata eran volátiles antes y después del anuncio, el 9 de septiembre de 2002, de la participación del Gobierno británico en el salvamento de BE, aunque tampoco registraron una caída marcada. En cuanto a los precios futuros, fueron relativamente constantes. Finalmente, los precios futuros para contratos básicos en el verano de 2004 subieron con respecto a septiembre de 2003, a pesar del acuerdo relativo al paquete de reestructuración.

(235)

Las autoridades británicas objetan la observación de EECL de que basaron erróneamente su conclusión en la premisa de que BE decidiría si cerrar sus centrales nucleares examinando sus costes marginales a corto plazo en vez de sus costes variables. Las autoridades británicas examinaron el impacto del paquete de ayuda en los costes variables y demostraron que éstos siguieron muy por debajo de los precios futuros de mercado, que es la base correcta para que un operador decida no cerrar una instalación.

(236)

Finalmente, las autoridades británicas recuerdan sus argumentos sobre la inexistencia de un exceso de capacidad en el mercado.

(237)

Las autoridades británicas se oponen a la opinión de Intergen de que podría tenerse una seguridad apropiada del suministro, incluso si BE fuera insolvente, mediante un acuerdo con el administrador judicial. Las autoridades británicas prosiguen afirmando que las Directrices no prevén ninguna compensación monetaria del tipo que Intergen sugiere que debería recibir. Finalmente, por lo que se refiere a los diversos tipos de acuerdos entre BE y sus acreedores, incluidos, entre otros, Intergen, TFE y Centrica, las autoridades británicas indican que son acuerdos complejos negociados comercialmente antes de la reestructuración sin relación con el paquete de ayuda estatal.

(238)

Las autoridades británicas han presentado información cuantitativa que demostraría que los precios de BE en el segmento de venta directa estuvieron regularmente por encima de los precios futuros al por mayor y que BE aseguró menos del 20 % del negocio ofrecido, lo que refuta la alegación de terceros de que BE ofreció precios indebidamente bajos. Las autoridades británicas recuerdan que consideran que BE, como productor básico, no tiene ningún incentivo para ofrecer precios artificialmente bajos.

VI. EVALUACIÓN

(239)

Al menos parte de las medidas en cuestión se refieren a asuntos cubiertos por el Tratado Euratom y por lo tanto tienen que evaluarse en consecuencia (32). Sin embargo, al no ser necesarias para los objetivos del Tratado Euratom ni sobrepasarlos ni distorsionar o amenazar con distorsionar la competencia en el mercado interior, deben ser evaluadas de conformidad con el Tratado CE.

1. Tratado Euratom

(240)

Las medidas consideradas, especialmente las A y B, tendrían un impacto en la financiación de las responsabilidades nucleares y el tratamiento del combustible agotado. El cierre definitivo y la gestión de residuos constituyen costes necesarios para una explotación correcta y responsable de la industria nuclear. En el contexto de esta industria, la necesidad de abordar los riesgos ligados a los peligros de las radiaciones ionizantes constituye una de sus prioridades importantes. De hecho, la Comisión observa que estos dos aspectos de la cadena nuclear son cada vez más importantes y necesarios para garantizar la seguridad de los trabajadores y la población.

(241)

En este apartado concreto, el Tratado Euratom se ocupa debidamente de este objetivo mientras que, al mismo tiempo, aspira a crear las «condiciones para el desarrollo de una potente industria nuclear, fuente de grandes disponibilidades de energía […]». Estos objetivos se reiteran en el artículo 1 del Tratado, que establece que «La Comunidad tendrá por misión contribuir, mediante el establecimiento de las condiciones necesarias para la creación y crecimiento rápidos de industrias nucleares, a la elevación del nivel de vida en los Estados miembros […]». La importancia hoy de este objetivo se subraya en el reciente Libro verde de la Comisión «Hacia una estrategia europea para la seguridad del suministro energético» [COM(2002) 321 final, de 22 de junio de 2002]. Además, el artículo 2, letra b), del Tratado Euratom establece que para el cumplimiento de su misión la Comunidad establecerá normas de seguridad uniformes para la protección sanitaria de la población y de los trabajadores y velar por su aplicación. El artículo 2, letra e), del Tratado Euratom también establece que la Comunidad garantizará, mediante controles adecuados, que los materiales nucleares no serán utilizados para fines distintos de aquellos a que estén destinados. Sobre esta base, el Tratado Euratom establece la Comunidad Euratom y los instrumentos necesarios y la atribución de responsabilidades para lograr estos objetivos. A este respecto, y según lo confirmado por el Tribunal de Justicia, la seguridad nuclear es una competencia comunitaria ligada a la protección contra los peligros derivados de radiaciones ionizantes, establecida en el capítulo 3, artículo 30, del Tratado Euratom, relativo a la protección sanitaria y el suministro (33). La Comisión debe asegurarse de que las disposiciones de este Tratado se apliquen y para ello puede adoptar decisiones con arreglo a lo previsto en el Tratado o adoptar dictámenes si lo considera necesario.

(242)

La Comisión observa que las pruebas proporcionadas por las autoridades británicas muestran que el efecto de las medidas consideradas sería, entre otros, preservar la seguridad de las centrales nucleares, garantizar una gestión segura de las responsabilidades nucleares, aumentar la seguridad del suministro manteniendo la diversidad de fuentes de combustible en Gran Bretaña y evitar emisiones de dióxido de carbono. Las secciones III y IV detallan los argumentos presentados por las autoridades británicas y por terceros a este respecto.

(243)

Al evaluar esta información y especialmente al determinar si estas medidas son necesarias o corresponden a los objetivos del Tratado Euratom, la Comisión observa que las ayudas y medidas estatales abordan los riesgos ligados a la situación actual de BE y su impacto final en los objetivos referidos en el Tratado. De hecho, las autoridades británicas han decidido intervenir en apoyo de BE, entre otras razones para asegurar la continuidad de las condiciones para una industria nuclear segura, pero manteniendo al mismo tiempo las centrales en funcionamiento como fuertes recursos energéticos. Esta intervención tuvo lugar en un contexto de riesgo de quiebra del principal operador nuclear británico. La continuidad de un operador económico específico no está directamente ligada a la continuidad de sus actividades nucleares. Sin embargo en un caso de insolvencia, los aspectos de seguridad y seguridad del suministro deben ser abordados. Por lo tanto, la Comisión entiende que las autoridades británicas han abordado estos riesgos de manera correcta y responsable y de forma compatible con los objetivos del Tratado Euratom.

(244)

Las tres medidas compensatorias descritas más abajo incluso refuerzan el cumplimiento de los objetivos del Tratado Euratom asegurándose de que la intervención pública no se utiliza para fines distintos del pago de responsabilidades nucleares. Finalmente, un sistema de límites y umbrales para los tres tipos de responsabilidades históricas garantizará la disponibilidad de suficientes fondos para alcanzar estos objetivos, restringiendo al mismo tiempo la intervención al mínimo necesario para su realización.

(245)

La Comisión concluye que las medidas previstas por las autoridades británicas son apropiadas para abordar la combinación de objetivos perseguidos, plenamente respaldados por el Tratado Euratom.

2. Ayuda en el sentido del artículo 87, apartado 1, del Tratado CE

(246)

De acuerdo con el artículo 87, apartado 1, del Tratado CE, la ayuda estatal se define como la otorgada por un Estado miembro o mediante fondos estatales, bajo cualquier forma que falsee o amenace falsear la competencia, favoreciendo a determinadas empresas o mercancías y que afecte al comercio entre Estados miembros.

(247)

Es obvio que la intervención del Estado en el plan de reestructuración de BE es selectiva porque sólo favorece a una empresa.

(248)

La electricidad es objeto de comercio entre el Reino Unido y otros Estados miembros mediante interconexiones con Francia e Irlanda. La electricidad ha sido objeto durante mucho tiempo de comercio entre Estados miembros y en especial desde la entrada en vigor de la Directiva 96/92/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 19 de diciembre de 1996, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad (34). Según las cifras enviadas por el Reino Unido en la notificación, BE es el segundo mayor productor de electricidad en Inglaterra y el País de Gales, y el tercero en Escocia. La intervención del Estado en el plan de reestructuración puede por lo tanto afectar claramente al comercio entre Estados miembros.

(249)

Tres de las siete medidas de reestructuración: la D («Paquete de reestructuración para los acreedores significativos»), la E («nueva estrategia comercial») y la F («venta de activos») no derivan de recursos públicos. Por lo tanto no pueden ser consideradas como ayuda estatal de conformidad con el artículo 87, apartado 1, del Tratado CE.

(250)

La medida A, en cambio, procede de recursos públicos puesto que consiste en varios pagos o compromisos de pago del Gobierno británico. Puesto que los pagos del Gobierno británico asumirán parte de las responsabilidades nucleares que BE debería haber asumido normalmente, la medida A también supone una ventaja para BE. Teniendo en cuenta todo esto, la Comisión concluye que la medida A es una ayuda estatal en el sentido del artículo 87, apartado 1, del Tratado CE. Esto no es contestado por el Reino Unido.

(251)

Las medidas B y C implican recursos de BNFL (totalmente para la medida B y en parte para la C), que es una empresa estatal. Los recursos de una empresa de propiedad estatal son recursos del Estado. En consecuencia, las medidas B y C son ayuda estatal en el sentido del artículo 87, apartado 1, del Tratado CE sólo si confieren una ventaja competitiva a BE y si la concesión de esta ventaja es imputable al Estado. Como esta cuestión se planteó en la decisión de incoar el procedimiento, se analizará a fondo en la sección VI.2, letra b).

(252)

La medida G también implica recursos de las autoridades locales. Los recursos de tales autoridades constituyen recursos del Estado. La medida G es por lo tanto ayuda estatal en el sentido del artículo 87, apartado 1, del Tratado CE sólo si confiere una ventaja competitiva a BE y la concesión de esta ventaja depende del Estado. Puesto que esta cuestión se planteó también en la decisión de incoar el procedimiento, se analizará a fondo en la sección VI.2, letra a).

a) Existencia de ayuda en la medida G

(253)

Las autoridades británicas probaron que los impuestos locales de la medida G fueron pagados por BE con intereses utilizando el tipo de referencia y de descuento establecido por la Comisión para el Reino Unido. No hay ninguna disposición específica en la legislación británica que requiera el uso de un tipo de interés más alto en caso de que los impuestos locales sean aplazados por las autoridades locales. Por lo tanto, la Comisión considera que el tipo utilizado es una referencia apropiada para decidir si el aplazamiento del pago del impuesto ofrece una ventaja competitiva a BE. Teniendo en cuenta lo dicho anteriormente, la Comisión concluye que la medida G no constituye ayuda estatal en el sentido del artículo 87, apartado 1, del Tratado CE.

b) Existencia de ayuda en las medidas B y C

(254)

En su decisión de incoar el procedimiento, la Comisión declaró que en esa fase de su evaluación consideraba que la renegociación de los contratos entre BNFL y BE podía considerarse como ayuda estatal. Esto se basaba en el hecho de que BNFL, una empresa estatal, anunció que estaba dispuesta a modificar las condiciones comerciales de sus contratos existentes con BE solamente una vez que ésta anunció la apertura de negociaciones con el Gobierno británico para obtener ayuda financiera. Parecía dudoso que estos contratos se renegociaran a precio de mercado. La Comisión llegó a las mismas conclusiones preliminares por lo que se refiere a la medida C.

(255)

Utilizando los datos que recopiló desde la incoación del procedimiento, la Comisión ha realizado un análisis más profundo sobre si las medidas B y C cumplen los criterios para ser consideradas como ayuda estatal, y en especial si conllevaron una ventaja competitiva para BE. Así llegó a las siguientes conclusiones:

(256)

La medida B consiste en la renegociación de contratos entre BNFL, una empresa estatal, y BE. La Comisión ha examinado si la medida B otorga una ventaja a BE que ningún operador privado habría concedido a esta empresa en crisis en circunstancias similares. Es decir, la Comisión ha considerado si BNFL actuó de conformidad con el principio de un acreedor en una economía de mercado al aceptar la medida B.

(257)

Para ello la Comisión examinó en especial si la renegociación de los contratos de BNFL con BE se hizo a precio de mercado y si las concesiones hechas por BNFL eran de naturaleza comercial.

(258)

La primera cuestión que la Comisión tiene que considerar es si los nuevos acuerdos entre BNFL y BE se negociaron a precio de mercado. Hay que recordar que BNFL es el mayor acreedor de BE y que BE es el cliente más grande de BNFL. Por ello la Comisión ha examinado si las condiciones aceptadas por BNFL podrían haber sido aceptadas por un operador privado que se encontrase en una posición similar. En el contexto de un proveedor enfrentado con las dificultades de su principal cliente, esto consiste en comprobar si BNFL actuó como un acreedor privado diligente que intenta maximizar las posibilidades de recuperar sus inversiones (35).

(259)

La Comisión ha examinado los informes pertinentes de los asesores legales y financieros de BNFL y extractos de las reuniones del consejo de administración de BNFL, presentados por la empresa.

(260)

Primero, la Comisión observa que BNFL ya pidió a sus asesores que consideraran su posición con respecto a BE a principios de 2002, cuando BE invocó por primera vez la cláusula de dificultades especialmente gravosas de sus acuerdos con BNFL. No fue posible alcanzar una conclusión definitiva de que se cumplieron efectivamente las condiciones de dicha cláusula pero su consejo de administración dio instrucciones a BNFL para considerar posibles acuerdos para abordar las dificultades de BE, bajo la condición explícita de que cualquier acuerdo debería ser comercialmente ventajoso para BNFL.

(261)

Los informes presentados por BNFL, que fueron escritos en aquella época, ilustran la situación particular de BNFL como acreedor y proveedor de BE y analizan el impacto de la insolvencia de BE. Concluyen que teniendo en cuenta su gran exposición, una reestructuración solvente redundaría en interés de BNFL, pero no a toda costa. Por lo tanto definen un paquete propuesto de concesiones a BE y seguir la evolución del paquete durante las negociaciones con BE. Gracias a estos informes se ve claramente que durante estas negociaciones, BNFL mantuvo siempre su idea inicial de intentar preservar mejor su interés evitando que BE fuera puesta bajo administración judicial, pero no a cualquier coste y mediante un acuerdo equilibrado.

(262)

Las autoridades británicas afirman que los acuerdos renegociados de BNFL deben considerarse como un paquete y compararse con la posición que BNFL habría tenido si BE fuera declarada insolvente, en vez de seleccionar elementos individuales. Los informes presentados por las autoridades británicas y por BNFL concluyen que el acuerdo final es más ventajoso para BNFL que cualquier situación de insolvencia.

(263)

Teniendo en cuenta lo dicho anteriormente, la Comisión ha llegado a la primera conclusión de que, en caso de insolvencia de BE, BNFL quedaría situada en una situación muy incierta y probablemente desaventajada.

(264)

Es verdad que la insolvencia de BE no significaría automáticamente que todas sus centrales nucleares serían inmediatamente cerradas ni ello afectaría completamente a la necesidad de cierre definitivo de las centrales existentes y la gestión del combustible histórico agotado.

(265)

Pero en el caso de insolvencia de BE, la Comisión considera que BNFL habría estado en una posición más difícil para negociar con cualquier hipotético sucesor de BE sobre la explotación de las centrales o su cierre definitivo. Esto habría implicado muchos riesgos e incertidumbres, que un inversor privado tiene que tener en cuenta al considerar la renegociación de acuerdos, en especial con su cliente principal. El hecho de que los asesores de BNFL estudiaran cuidadosamente esta alternativa es un indicio claro de que BNFL tuvo debidamente en cuenta estos hechos.

(266)

Intentar lograr una reestructuración solvente de BE redundaba por lo tanto en el interés comercial de BNFL.

(267)

Después de establecer esta conclusión inicial, la Comisión consideró el impacto de los acuerdos renegociados sobre los ingresos de BNFL en vista, en especial, de los comentarios de terceros, para comprobar en términos más microeconómicos si estos acuerdos renegociados podrían haber sido aceptados por una empresa privada en una posición similar.

(268)

En cuanto a la gestión del combustible agotado, las obligaciones se reparten entre responsabilidades históricas y futuras.

(269)

En cuanto a las responsabilidades históricas sobre combustible agotado, en virtud de la medida A del plan de reestructuración, el Gobierno británico se hará cargo de todas estas responsabilidades, que le serán transferidas desde BE (36).

(270)

Con respecto a la gestión futura del combustible agotado, se modificaron los acuerdos existentes. BNFL ha presentado el siguiente cuadro sobre los nuevos acuerdos de gestión del combustible agotado, que muestra que BE pagará a BNFL mediante una escala móvil. Los datos en cursiva han sido añadidos por la Comisión:

Cuadro 7

Nuevos precios de los acuerdos de gestión del combustible agotado

Precio de electricidad de producción (38) en GBP/MWh a precios de 2003	Importe por unidad de descuento/recargo en GBP/MWh a precios de 2003 (en comparación con los contratos originales)	Importe neto por unidad de pago por combustible agotado GBP/MWh a precios de 2003	Pago en GBP/kgU (37)
14,8 y menos	– 0,6	[…]
15	– 0,5
16	0
17	0,5
18	1
19	1,5
20	1,75
21 y más	2,0

(271)

Es importante observar que los descuentos y recargos del cuadro 7 son comparables a los acuerdos de gestión del combustible agotado vigentes justo antes de la reestructuración, y no a acuerdos más antiguos. Este es el criterio para comparar el análisis de las concesiones a BE, puesto que esto representa lo que BNFL habría recibido de BE si BE no hubiera entrado en crisis. En cambio, comparar los nuevos acuerdos con los contratos más antiguos, como los iniciales, básicos, a los que se refiere la parte tercera anónima número 1, no tendría ningún sentido para analizar las concesiones reales hechas por BNFL durante la negociación del plan de reestructuración.

(272)

El cuadro 7 muestra que si el precio de la electricidad producida es inferior al precio de base de 16 GBP/MWh, BNFL concederá una rebaja a BE en comparación con los acuerdos de gestión de combustible agotado anteriores a la reestructuración. Si el precio es superior, se pagaría a BNFL un recargo con respecto a los pagos recibidos con arreglo a los acuerdos originales de gestión del combustible agotado.

(273)

Según lo observado en el considerando 270, los importes que BNFL recibe por la gestión y eliminación del futuro combustible agotado dependen de los precios británicos al por mayor de la electricidad. Tal disposición no puede ser considerada en sí misma como no comercial sino que es bastante usual en el sector, donde los implicados comparten los riesgos ligados a las posibles grandes fluctuaciones de precios.

(274)

Para comprobar si estos niveles de precios podrían haber sido aceptados por una empresa privada, la Comisión comprobó hasta qué punto permitirían que BNFL cubriera sus costes variables teniendo en cuenta la evolución prevista de los precios de la electricidad. Enfrentada a la posibilidad de perder un cliente crucial como lo es BE para BNFL, una empresa privada estaría dispuesta a disminuir sus precios hasta los costes que podría evitar eliminando actividades. Estos costes son precisamente los costes variables.

(275)

En este caso, en virtud de los nuevos acuerdos de gestión del combustible agotado, BNFL recibirá la titularidad del combustible agotado cuando lo entregue BE. Esto significa que la eliminación final de este combustible tendrá que ser realizada por BNFL, lo que no ocurría en los acuerdos previos (39). Puesto que esta es una carga adicional para BNFL con respecto a los acuerdos previos, no es posible basarse simplemente en la comparación entre pagos previos y nuevos y concluir que BNFL recupera sus costes variables tan pronto como el precio al por mayor de la electricidad sobrepase los […] GBP/MWh. Por otra parte, los nuevos acuerdos relativos al combustible agotado no prescriben la forma en que BNFL debe manejar este combustible, del que es titular. BNFL puede elegir si desea reprocesar el combustible antes de su eliminación final o no.

(276)

Es necesario un análisis ulterior basado en los costes variables reales para BNFL, incluido el de eliminación final del combustible agotado.

(277)

La Comisión pidió a las autoridades británicas que le facilitaran una descripción detallada de estos costes. La documentación así proporcionada indica que BNFL cubrirá sus costes variables tan pronto como los precios de la electricidad superen una gama de entre […] y […] GBP/MWh, dependiendo de si BNFL introduce disposiciones que contemplen el riesgo. La leve diferencia con la cifra de […] GBP/MWh citada en el considerando 275 se debe principalmente a que las piscinas de almacenamiento de larga duración ya existen en las instalaciones de BNFL y actualmente se usan para almacenar combustible antes de su reprocesamiento […].

(278)

Para verificar esta evaluación en forma cruzada, la Comisión ha comparado los costes variables computados por las autoridades británicas con los comunicados por otra fuente.

(279)

Greenpeace publicó en su sitio internet un informe de Gordon MacKerron, de National Economic Research Associates (40), que cita cifras de 200 USD/kgU (110 GBP/kgU (41)) para el almacenamiento temporal de combustible agotado y de 400 USD/kgU (220 GBP/kgU) para el almacenamiento final. Según el autor del informe, las cifras se sacaron de un estudio estadounidense (42). Existen muchas diferencias entre los tipos de reactores estadounidenses (primarios LWR) y los de BE. Además, en el informe no queda claro si los costes a los que se hace referencia son variables o si incluyen elementos de costes fijos, que no estarían contemplados en subsiguientes análisis. También dependen en gran medida de los tipos de descuento puesto que la mayor parte de los costes últimos de eliminación se incurrirán en un futuro lejano. No obstante, la Comisión ha utilizado estas cifras porque consideró que las publicadas por un tercero eran una referencia pertinente para una comparación con las enviadas por las autoridades británicas.

(280)

Teniendo en cuenta las cifras citadas en el considerando 279, el precio de la electricidad por encima del cual BNFL podría recuperar sus costes sería de […] GBP/MWh. Estos datos deben compararse con la evolución anticipada de los precios de la electricidad.

(281)

El criterio apropiado para esta comparación es la evolución de los precios de la electricidad ahora y en el futuro, según lo esperado por BNFL cuando se negociaron los nuevos acuerdos entre BNFL y BE. Es en ese contexto potencial en el que BNFL evaluó el valor de sus concesiones a BE.

(282)

En los documentos proporcionados por BNFL parece constatarse que las expectativas generales eran que los precios seguirían estando en un futuro próximo en la gama de 16 a 19 GBP/MWh y que luego aumentarían hasta niveles más viables.

(283)

En su evaluación de las condiciones finales del plan, BNFL utilizó cuatro posibles hipótesis. Sólo la más pesimista de ellas contemplaba precios de la electricidad que permanecerían regularmente por debajo de 17 GBP/MWh, alcanzando solamente unos 16,5 GBP/MWh a medio plazo. Las otras tres asumían que dichos precios alcanzarían valores de unas 18 GBP/MWh tan pronto como en 2007, para luego subir poco a poco hasta unas 19,5 a 23 GBP/MWh.

(284)

La evaluación por BNFL de la renegociación de sus acuerdos con BE fue hecha por lo tanto en un contexto de previsiones de evolución de precios que eran tales que, incluso en los supuestos más pesimistas, permitirían recuperar sus costes variables según su valoración interna, y que en todos los casos menos en el escenario más pesimista, los precios le permitirían recuperar sus costes variables según lo estimado por Gordon MacKerron.

(285)

La evolución real de los precios de la electricidad fue finalmente más alta que incluso la más optimista de las cuatro situaciones utilizadas por BNFL. Así, varios organismos de control de los precios informaron de valores superiores a 20 GBP/MWh para precios básicos de invierno en un futuro próximo, incluso alcanzando cifras tan altas como 27 GBP/MWh (43). En cuanto a los precios de verano, un valor de unos 20 GBP/MWh ha sido comunicado por los mismos organismos. Por ello, las situaciones utilizadas por BNFL fueron en general bastante pesimistas.

(286)

Se puede concluir de esto que BNFL esperaba poder cubrir sus costes variables gracias a los nuevos acuerdos, a pesar de que asumiría los costes de eliminación final del combustible agotado.

(287)

Del mismo modo, el análisis de los nuevos acuerdos de suministro de combustible, que son mucho más simples porque contienen una carga variable que no se actualiza en función de los precios de la electricidad, muestra que BNFL cubrirá en todos los casos sus costes variables de suministro de combustible.

(288)

Por lo tanto, un examen profundo de los costes variables no permite sugerir que BNFL actuara de forma no comercial. Al contrario, la evolución real de los precios de la electricidad sugiere que BNFL podría muy bien mejorar su posición en comparación con la situación previa aunque mostrando al mismo tiempo suficiente flexibilidad para permitir a su cliente principal seguir en el mercado.

(289)

Después de examinar la renegociación desde un punto de vista microeconómico, la Comisión ha evaluado si BNFL recibió un trato en pie de igualdad con el de los acreedores privados de BE. En este segundo paso del análisis, la Comisión ha examinado si las concesiones hechas por BNFL son similares a las de los acreedores privados.

(290)

La información presentada por el Reino Unido y BNFL muestra que:

incluso si BNFL fijó condiciones con BE antes de la negociación por BE de condiciones individuales con cada uno de sus acreedores importantes, exigió incluir una cláusula que permitía retirar las concesiones sugeridas en caso de que se ofrecieran a cualquier otro acreedor condiciones más favorables que a BNFL;

b)	en todo el proceso de negociación, BNFL comprobó siempre que se pediría a otros acreedores privados de BE que contribuyeran de forma comparable a la de BNFL;

una comparación cuantificada detallada de las demandas de los acreedores y de los importes comprometidos en el paquete de reestructuración finalmente acordado muestra que en relación con otros acreedores BNFL ha renunciado a una proporción más pequeña de compromisos pendientes. Debe también considerarse a este respecto que BNFL no tenía garantizada su deuda con ninguno de los activos de BE.

(291)

Por lo tanto la Comisión concluye que BNFL fue tratada en pie de igualdad con respecto a los acreedores privados. Esto indica además que durante la negociación del plan de reestructuración BNFL no se comportó de forma diferente a los acreedores privados.

(292)

La Comisión considera que la anterior conclusión prueba suficientemente que BNFL actuó de conformidad con el principio del acreedor en una economía de mercado y que por lo tanto la medida B no implica ayuda estatal en el sentido del artículo 87, apartado 1, del Tratado CE.

(293)

Por otra parte, la Comisión considera que en el presente caso no hay ningún tipo de indicio de imputabilidad al Estado del comportamiento de BNFL. La condición de imputabilidad fue recordada por el Tribunal de Justicia de las Comunidades Europeas en su sentencia Stardust (44), en la que sostuvo que no puede suponerse automáticamente que una medida sea ayuda estatal porque la tomó una empresa pública. No es suficiente que el organismo que concede la ayuda sea una empresa pública en el sentido del artículo 2, apartado 1, letra b), de la Directiva 80/723/CEE de la Comisión, de 25 de junio de 1980, relativa a la transparencia de las relaciones financieras entre los Estados miembros y las empresas públicas (45). El hecho de que los poderes públicos puedan ejercer directa o indirectamente una influencia dominante no prueba que realmente la ejerzan en un caso dado. Según lo explicado por el Abogado General Jacobs en su dictamen en el asunto Stardust (46), la imputabilidad al Estado de una medida de ayuda adoptada por una empresa pública puede deducirse de un conjunto de indicios de las circunstancias del caso y del contexto en que se tomaron las medidas. El Abogado General ofrece una lista de hechos y circunstancias que podrían tenerse en cuenta como prueba de que la medida se tomó a instancias del Estado: la escala y naturaleza de la medida, el grado de control que el Estado ejerce sobre la empresa pública en cuestión y una práctica general de utilizar dicha empresa para fines distintos de los comerciales o de influir en sus decisiones.

(294)

Sobre la base de las alegaciones del Gobierno británico y de terceros, la Comisión ha examinado si la medida B (y la C) podría ser atribuible a la conducta del Estado. Para ello tuvo en cuenta el hecho de que BNFL decidió mucho antes de que se conociese públicamente la grave situación financiera de BE y mucho antes de que el Gobierno del Reino Unido anunciara su papel en una reestructuración potencial solvente, que redundaba en su mejor interés hacer concesiones para asegurar la solvencia en curso de BE. Desde un punto de vista cronológico, no hay pruebas de que la renegociación tuviera lugar a instancias del Estado. Al contrario, el hecho de que BNFL finalmente no aceptara participar en el plan de reestructuración antes de que el Gobierno británico anunciara su implicación puede verse como prueba de que BNFL no estaba dispuesta a salvar a BE a toda costa y prefería esperar a la intervención del Estado, como los demás acreedores.

(295)

La Comisión también tuvo en cuenta que según la legislación británica, es la obligación fiduciaria de los directores de BNFL actuar en el mejor interés comercial de BNFL para maximizar el valor y minimizar la exposición financiera sobre la base de la información disponible por ellos en el momento pertinente. Esto se refleja en los extractos de las actas de las reuniones del consejo de administración a las que la Comisión ha podido acceder.

(296)

Sobre la base de todos estos elementos, la Comisión concluye que la medida B no constituye ayuda estatal en el sentido del artículo 87, apartado 1, del Tratado CE.

(297)

La medida C consiste en períodos de carencia para pagos debidos a BNFL y a varios acreedores financieros significativos de BE durante un período que comienza el 14 de febrero de 2003 y concluye no antes del 30 de septiembre de 2004. A diferencia de otros acreedores participantes, BNFL no recibirá intereses durante el período de carencia.

(298)

Sobre la base de la información disponible, la Comisión observa que los informes de los consejeros financieros de BNFL, elaborados en el momento en que BNFL negociaba con BE, concluyen que en su parte del paquete de reestructuración BNFL no ha concedido más en conjunto que otros acreedores, como lo muestra una comparación de la contribución de cada acreedor significativo. Según lo mencionado en el considerando 290, BNFL no tenía como garantía ninguno de los activos de BE.

(299)

Además, la Comisión concluye que aceptar no exigir el pago de intereses para preservar la opción acordada de reestructuración solvente se ajusta al comportamiento de un acreedor privado que quiere asegurarse de que opta por la mejor opción comercial disponible. El análisis de los asesores financieros y jurídicos de BNFL muestra que la exigencia de renegociar las condiciones de la carencia habría puesto en peligro el conjunto de los acuerdos con BE y, sobre todo, la solvencia de BE como tal. El riesgo habría sido significativo porque exigir el pago de intereses habría llevado a BE a la insolvencia, lo que BNFL pensaba que no sería favorable a sus intereses. Para renunciar a estos intereses BNFL ha actuado de forma coherente con la conducta de un acreedor privado que desea garantizar los mejores ingresos posibles.

(300)

Para finalizar, la Comisión no pudo establecer que la parte de la medida C que implicaba a BNFL fuera imputable al Estado, por las razones establecidas en la evaluación de la medida B en los considerandos 256 a 296.

(301)

Por lo tanto, la Comisión ha llegado a la conclusión de que la medida C no contiene ayuda estatal en el sentido del artículo 87, apartado 1, del Tratado CE.

3. Evaluación de la compatibilidad de conformidad con el Tratado CE

(302)

El artículo 87, apartado 1, del Tratado CE establece el principio general de prohibición de ayudas estatales en la Comunidad.

(303)

El artículo 87, apartados 2 y 3, del Tratado CE establece excepciones a la incompatibilidad general establecida en el apartado 1.

(304)

Las exenciones del apartado 2 no se aplican en este caso porque las medidas de ayuda no tienen carácter social ni se conceden a consumidores individuales, no reparan perjuicios causados por desastres naturales o por otros acontecimientos de carácter excepcional y no favorecen a determinadas regiones de la República Federal de Alemania afectadas por la división de ese país.

(305)

Otras exenciones se establecen en el artículo 87, apartado 3, del Tratado CE. Las exenciones de las letras a), b) y d) de dicho apartado no son aplicables en este caso porque la ayuda no favorece el desarrollo económico de regiones en las que el nivel de vida es anormalmente bajo o en las que exista una grave situación de subempleo, no fomenta la realización de un proyecto importante de interés europeo común ni pone remedio a una grave perturbación en la economía de un Estado miembro, y no promueve la cultura ni la protección del patrimonio.

(306)

Solamente la exención del artículo 87, apartado 3, letra c), del Tratado CE puede aplicarse. Autoriza ayudas estatales destinadas a facilitar el desarrollo de determinados sectores económicos, siempre que no altere las condiciones de los intercambios en forma contraria al interés común.

(307)

En las Directrices la Comisión explicó las condiciones previas para un ejercicio favorable de sus poderes de evaluación de conformidad con el artículo 87, apartado 3, letra c), en casos como este.

(308)

En su decisión de incoar el procedimiento, la Comisión expresó varias dudas sobre la compatibilidad del plan de reestructuración con las Directrices. Estas dudas se recordaron en la sección 2.3 anterior. Las siguientes secciones presentan la evaluación y las conclusiones finales de la Comisión sobre cada una de esas dudas.

a) Sobre la restauración de la viabilidad de BE

(309)

La concesión de la ayuda de reestructuración requiere un plan de reestructuración factible, coherente y de envergadura capaz de restaurar la viabilidad a largo plazo de la empresa en un período de tiempo razonable y sobre la base de supuestos realistas. Con arreglo al punto 32 de las Directrices, la mejora de la viabilidad debe resultar principalmente de medidas internas contenidas en el plan de reestructuración y sólo podrá guiarse por factores externos, como el aumento de los precios o de la demanda, sobre los que la empresa no ejerza gran influencia cuando las presunciones sobre el mercado que sirvan de base gocen de reconocimiento general.

(310)

El punto 33 de las Directrices requiere que el Estado miembro presente un plan de reestructuración que describa las circunstancias que originaron las dificultades de la empresa y considere hipótesis optimistas, pesimistas e intermedias. El punto 34 de las Directrices añade que el plan debe establecer un cambio que permita que la empresa, finalizada la reestructuración, cubrir todos los costes, incluidos los relativos a la amortización y las cargas financieras y generar un mínimo rendimiento del capital, de forma que la empresa pueda competir en el mercado sobre la base de sus propios recursos.

(311)

En su decisión de incoar el procedimiento, la Comisión planteó varias cuestiones sobre la restauración de la viabilidad de BE. Estas dudas se basaron en dos observaciones. En primer lugar, los plazos de ciertos elementos de las medidas A y B no parecen limitados, lo que planteó dudas sobre si el plan de reestructuración permitiría a BE enfrentarse de nuevo por sí misma a la competencia en un plazo razonable. En segundo lugar, parece que el plan de reestructuración no incluía suficientes medidas internas de BE.

(312)

Las dudas de la Comisión están relacionadas en especial con las medidas A y B. Teniendo en cuenta la gran duración de la medida A y la naturaleza ampliable de la medida B, la Comisión se preguntó si la ayuda de reestructuración en favor de BE no se concedió en forma de subvención en curso que sería contraria a los requisitos de las Directrices. Esta preocupación fue compartida por terceros, tales como Drax.

(313)

En cuanto a la medida B, la Comisión llegó a la conclusión de que no contiene ayuda estatal en el sentido del artículo 87, apartado 1, del Tratado CE. Por lo tanto, el problema relacionado con la naturaleza ampliable de la medida B ya no es pertinente.

(314)

Por lo que se refiere a la medida A, la Comisión estaba preocupada porque los costes relacionados con el cierre definitivo de las centrales nucleares podrían perdurar hasta el año 2086 y porque la financiación de los costes asociados con la gestión del combustible PWR agotado cargado en el reactor Sizewell B de BE era también ampliable.

(315)

Con respecto a los costes de cierre definitivo, la Comisión observa que se producirán en el futuro pero se refieren a la construcción de centrales nucleares que tuvo lugar en el pasado. La Comisión acepta el argumento británico de que no es posible cuantificar con precisión el importe necesario para el cierre definitivo teniendo en cuenta la falta de precedentes para centrales RAG y el hecho de que se hará en un futuro lejano y que para entonces la tecnología habrá evolucionado. Además, el Gobierno británico afirma que los costes de cierre definitivo son ya en gran parte fijos y que cualquier aumento de las responsabilidades derivado de un cambio discrecional de los procedimientos operativos en beneficio económico de BE o resultantes de una infracción de la norma de rendimiento mínimo tendrá que ser pagado por BE. Además es importante recordar que la intervención del Estado está prevista en caso de déficit de financiación a través del NLF.

(316)

Teniendo en cuenta la naturaleza particular de la industria nuclear, que no permite manipular el material radiactivo antes de que su índice de radiación alcance niveles más seguros, y el calendario inevitable de financiación de las responsabilidades de cierre definitivo, la Comisión concluye que la parte de la medida A relativa a dichas responsabilidades no puede calificarse como subvención a BE en curso puesto que están definidas y se refieren a costes ya contraídos. En el balance de BE se ha adoptado ya una disposición para estos costes. La Comisión concluye además que el pago fuera de plazo de la ayuda ligada a estos costes no puede considerarse como posponer para más adelante la restauración de la viabilidad.

(317)

Con respecto a la financiación por el Estado de la gestión del combustible PWR cargado en Sizewell B, la Comisión recuerda que BE contribuirá al NLF con un importe de 150 GBP/kgU después de la fecha efectiva de reestructuración.

(318)

Este valor es ciertamente más bajo que los costes totales de gestión del combustible PWR agotado, incluida su eliminación final. Este coste total fue calculado por la propia BE en sus cuentas 2001/2002 en 240 GBP/kgU. El hecho de que solamente parte de estos costes esté cubierta por los pagos de BE al NLF confirma que la contribución de NLF a la gestión de este combustible contiene ayuda estatal en el sentido del artículo 87, apartado 1, del Tratado CE.

(319)

Para decidir si esta ayuda es ampliable, la Comisión debe determinar el desglose de los costes totales entre variables y fijos.

(320)

Los costes fijos son irrecuperables. Por lo tanto es económicamente racional que una empresa actúe mientras pueda cubrir sus costes variables, de modo que pueda compensar la mayor parte posible de los costes irrecuperables. Por ello, conceder ayuda para costes fijos ofrece claramente una ventaja a la empresa beneficiaria al desplazar su umbral de rentabilidad. Para las empresas que se enfrentan a dificultades ello pretende precisamente ayudarlas a volver a la viabilidad más rápidamente. Pero como la empresa actuaría en todo caso tan pronto como cubriera sus costes variables, la ayuda para cubrir los costes fijos no resulta en prolongar artificialmente la vida de la empresa. Por lo tanto, tal ayuda no es ampliable.

(321)

En cambio, la ayuda dirigida a cubrir los costes variables pretende mantener artificialmente en funcionamiento una empresa que de otro modo no tendría ninguna razón económica para prolongar sus actividades. Tal ayuda es ampliable al garantizar la viabilidad de la empresa solamente si no es limitada en el tiempo.

(322)

Las autoridades británicas han indicado que de los costes de 240 GBP/kgU mencionados en el considerando 318, unas […] GBP/kgU eran variables. Los costes restantes están sobre todo relacionados con los fijos ligados a la construcción del depósito final tanto para el combustible PWR agotado histórico como futuro, que estará situado en la central Sizewell B y se prevé que esté en funcionamiento a finales del presente siglo, lo que, teniendo en cuenta los efectos de descuento, explica el valor relativamente pequeño de estos costes con respecto a los costes en otros países.

(323)

Las cifras recogidas en el informe de Gordon MacKerron citado en la nota 38 no pueden utilizarse a efectos de hacer una comprobación cruzada de esta estimación puesto que el informe no indica en qué medida incluyen costes fijos.

(324)

Para verificar la evaluación de las autoridades británicas, la Comisión ha utilizado la información pública disponible sobre el programa nuclear finlandés, que es uno de los programas nucleares más transparentes del mundo. Al igual que los residuos de Sizewell, los producidos por las nucleares finlandesas no serán reprocesados antes de que sean eliminados definitivamente. Los costes de gestión del combustible agotado finlandés son estimados por la empresa finlandesa responsable de su eliminación en 325 EUR/kgU (217 GBP/kgU (47)), de los cuales 217 (145 GBP/kgU) se refieren a costes variables (48).

(325)

La Comisión observa que estas cifras son similares a las facilitadas por las autoridades británicas. La Comisión considera que confirman el indicio de que un pago de 150 GBP/kgU es suficiente para cubrir los costes variables de gestión del combustible agotado, más una parte de los costes fijos correspondientes.

(326)

Por todo ello la Comisión concluye que el plan de reestructuración no incluye una subvención en curso para BE y que su duración es compatible con las Directrices teniendo en cuenta las especificidades de la industria nuclear y las obligaciones del Reino Unido de conformidad con el Tratado Euratom (49).

(327)

La Comisión observa que el Gobierno británico ha presentado un plan detallado que contiene un estudio de mercado e hipótesis positivas, negativas e intermedias, de acuerdo con el punto 33 de las Directrices. Además, ha facilitado un análisis detallado de tesorería actualizado a julio de 2004.

(328)

El plan describe detalladamente el origen de las dificultades de BE y las medidas que han sido introducidas o se introducirán según lo resumido ya en la sección II.2, letra c), de la presente Decisión. El plan de reestructuración prevé la ejecución de una nueva estrategia comercial (medida E) que intenta cubrir la posición de BE. Al asegurarse más ventas a precio fijo a medio plazo, BE quiere reducir la volatilidad de los flujos de efectivo y reforzar su viabilidad a largo plazo. También reducirá su exposición a los precios al por mayor de la electricidad en el Reino Unido pero manteniendo un acceso fiable al mercado mediante una mezcla de condiciones contractuales, acceso a una producción flexible gracias a Eggborough y ventas directas a las empresas centradas en los consumidores industriales y comerciales. Las medidas A y B se dirigen a abordar el problema de la elevada proporción de costes fijos a los que tiene que hacer frente BE como operador nuclear, en parte aliviando a BE de sus responsabilidades nucleares históricas, incluidas las correspondientes al combustible histórico agotado y los costes de cierre definitivo y a reducir sus costes para futuros contratos de combustible iniciales y suplementarios con BNFL. Además, el plan prevé la renegociación de tres acuerdos de compra y la venta de los activos norteamericanos de BE, lo que debe contribuir a solucionar el problema de BE ligado a los altos costes fijos a corto plazo en forma de financiación de gastos. Por lo que se refiere a la tercera causa de las dificultades de BE, los significativos cortes imprevistos, BE ha establecido un plan, el PIP, concebido para mejorar la fiabilidad de las centrales nucleares de BE. En especial, el PIP prevé un mayor inversión en capital y personal para mejorar la calidad del mantenimiento y la disponibilidad de sus instalaciones. Además, una de las vulnerabilidades consideradas es una situación en que la disponibilidad de las centrales de BE no mejora. En esta hipótesis BE aún generaría efectivo.

(329)

Las proyecciones financieras presentadas por el Gobierno británico indican que la viabilidad sería restaurada en un plazo razonable puesto que BE generaría efectivo a partir de 2004 y registraría una tesorería positiva a partir de 2005.

(330)

Por todo ello la Comisión concluye que el plan de reestructuración aborda los problemas que originan las dificultades de BE y se basa en supuestos realistas, tal como lo requieren las Directrices, en especial teniendo en cuenta la evolución de los precios de la electricidad y la aplicación del PIP.

(331)

En su decisión de incoar el procedimiento, la Comisión puso en duda si la restauración de la viabilidad podía considerarse como derivada principalmente de medidas internas. En especial, la Comisión se preguntó si las economías realizadas por BE con esas medidas se debían solamente a concesiones de acreedores y proveedores y no a la racionalización de las actividades de BE.

(332)

Tras incoarse el procedimiento, Drax hizo observaciones con respecto a este punto. Opina que la reestructuración de BE no es una reestructuración real puesto que no se deriva de medidas internas y ofrece a BE una garantía de que nunca se permitirá que quiebre. Además, añade que existe incertidumbre sobre la contribución de BE a la reestructuración y que el cierre de algunas centrales nucleares habría sido una mejor solución. Este último comentario es compartido por Greenpeace. El Reino Unido impugna esta opinión y contesta que el paquete está sujeto a la aprobación por el Gobierno de las perspectivas de viabilidad de BE. El Gobierno británico también observa que las Directrices requieren un equilibrio entre contribuciones del Estado, contribuciones privadas y contribución de la propia empresa pero esto no significa que la empresa deba poder recuperarse sin la intervención del Estado.

(333)

La Comisión acepta que la reestructuración debe basarse no solamente en medidas internas sino que también puede incluir medidas del Estado y de partes privadas tales como acreedores y proveedores. La Comisión observa que BE ya ha ejecutado las siguientes medidas: venta de sus activos norteamericanos (medida F) y […]. Desde un punto de vista comercial, la Comisión toma nota del hecho de que conforme a su nueva estrategia comercial (medida G), BE ha aumentado el número de contratos fijos a medio plazo para reducir su posición no cubierta. Además, BE no queda liberada de sus responsabilidades nucleares sino que contribuirá a financiar el NLF.

(334)

Según lo explicado en la sección VI.3, letra c), inciso v), la Comisión también tiene en cuenta el hecho de que el cierre de una o varias centrales nucleares de BE no es una opción posible y que disponer de Eggborough amenazaría las perspectivas de BE de recuperar la viabilidad y sería desproporcionado.

(335)

Considerando las medidas ya tomadas y previstas por BE y teniendo en cuenta que los problemas que dieron origen a sus dificultades son abordados por el plan de reestructuración, la Comisión concluye que se cumple el requisito del punto 32 de las Directrices.

(336)

Algunos terceros han cuestionado en especial las perspectivas de retorno a la viabilidad de Dungeness B, que es la más vieja de las centrales nucleares de BE.

(337)

Powergen, la tercera parte que mejor justificó su razonamiento, basó su análisis de la situación de Dungeness B en un estudio de la estructura de costes de la central eléctrica presentado originalmente por las autoridades británicas y explicado en la decisión de incoar el procedimiento.

(338)

Según Powergen, Dungeness B es una central muy ineficaz cuyas cifras históricas muestran que su factor de carga es pequeño y Powergen lo calcula en un 46 %. Con tal factor, la central produciría unos 4,5 TWh por año. Según Powergen, producir esta electricidad costaría alrededor de 73,8 millones GBP, teniendo en cuenta solamente los costes variables. Powergen concluye que los costes variables de Dungeness B son de unos 16,4 GBP/MWh, cuando el precio básico de la electricidad en el mercado al por mayor es de 16 GBP/MWh (50).

(339)

En sus comentarios las autoridades del Reino Unido dieron su propia opinión sobre el contraanálisis de Powergen sobre la viabilidad de Dungeness B. Según ellas, hay dos errores en el análisis de Powergen. En primer lugar, la hipótesis sobre los costes totales de la central era demasiado baja. Los datos de BE sugieren que los costes reales de Dungeness B son superiores a los calculados por Powergen, en especial los de funcionamiento y mantenimiento, lo que incrementaría el coste del MWh producido en Dungeness B.

(340)

En cambio, las autoridades británicas consideran que la eficacia de Dungeness B ha mejorado mucho estos últimos años y como los datos históricos así lo muestran, no se debe manejar para el futuro la hipótesis de que se comportará como lo hizo en sus peores años, sino como lo hizo en los últimos. Esto aumentaría el factor de carga de la central hasta un 61 %, lo que reduciría sus costes por MWh.

(341)

Teniendo en cuenta lo explicado en los considerandos 339 y 340, las autoridades británicas calculan los costes variables de Dungeness B en aproximadamente […] GBP/MWh y el precio básico de la electricidad en el mercado al por mayor en […] GBP/MWh.

(342)

La Comisión ha examinado los costes variables de Dungeness B teniendo en cuenta diversas hipótesis que dan lugar a distintos costes totales y factores de carga, y ha elaborado el siguiente cuadro:

Cuadro 8

Costes evitables de Dungeness B por MWh cuando el precio básico de la electricidad en el mercado al por mayor es de 16 GBP/MWh

	Hipótesis de las autoridades británicas para producción	Hipótesis de Powergen para producción
Hipótesis de las autoridades británicas para costes	[…]	[…]
Hipótesis de Powergen para costes	[…]	16,4 GBP/MWh

(343)

Teniendo en cuenta la distribución del beneficio del incremento de precios de la electricidad entre BE y BNFL cuando el precio básico en el mercado al por mayor difiere de 16 GBP/MWh, la Comisión ha calculado el precio por encima del cual Dungeness B cubre sus costes variables en las distintas hipótesis:

Cuadro 9

Precio básico de la electricidad en el mercado al por mayor con el cual Dungeness B cubre sus costes variables

	Hipótesis de las autoridades británicas para producción	Hipótesis de Powergen para producción
Hipótesis de las autoridades británicas para costes	[…]	[…]
Hipótesis de Powergen para costes	[…]	16,8 GBP/MWh

(344)

Teniendo en cuenta el cuadro 9 se ve que en todas las situaciones, excepto en la peor, Dungeness B puede recuperar sus costes variables, y por lo tanto no es deficitaria, siempre que el precio básico de la electricidad al por mayor esté por encima de unas […] GBP/MWh. Este precio corresponde a los precios básicos de la electricidad en el mercado al por mayor que, como se explicó en los considerandos 282 a 285, estaría a veces muy por encima de 20 GBP/MWh y, en todo caso, siempre se preveía que oscilara entre 16 y 19 GBP/MWh, incluso a corto plazo, cuando Dungeness B seguirá funcionando. Además, la Comisión observa que con los actuales precios de la electricidad, Dungeness B puede cubrir sus costes variables incluso en la situación más pesimista.

(345)

Por lo tanto la Comisión considera que Dungeness B es un activo viable.

b) Sobre la cuestión de si la ayuda es la mínima necesaria

(346)

En su decisión de incoar el procedimiento, la Comisión expresó dudas sobre si la ayuda era la mínima necesaria, porque no se estableció la naturaleza de ayuda estatal de las medidas B, C y G, y porque el importe exacto de la ayuda de la medida A no se había establecido.

(347)

La Comisión observa que en las secciones VI.2, letra a) y VI.2, letra b), relativas a las medidas B, C y G, concluyó que no constituyen ayuda estatal en el sentido del artículo 87, apartado 1, del Tratado CE. Por lo tanto, el paquete de ayuda se restringe a la medida A.

(348)

La medida A incluye ayuda estatal dirigida a tres categorías de responsabilidades: gestión del combustible histórico agotado, gestión de responsabilidades para las que no existe contrato y cierre definitivo de centrales nucleares. En el momento de incoarse el procedimiento, las responsabilidades ligadas a cada una de estas tres categorías, y por lo tanto la ayuda estatal ligada a ellas, solamente se calcularon, pero no se establecieron límites.

(349)

Las responsabilidades ligadas a la gestión del combustible agotado representan la mayor parte de las responsabilidades totales. Consisten en el pago a BNFL de servicios de gestión del combustible cargado en los reactores BE antes de la fecha efectiva del plan de reestructuración. Estos servicios ya están contratados y el importe debido por BE a BNFL al respecto está bien definido en la mayor parte de las circunstancias.

(350)

Por esta razón, la Comisión aún considera que hay que limitar la financiación de estas responsabilidades por el Gobierno británico. Por lo tanto las autoridades británicas han aceptado limitar su cálculo original de estas responsabilidades, que ascendía a 2 185 000 000 GBP (51), para la ayuda ligada a tales responsabilidades.

(351)

En cambio, las responsabilidades ligadas al cierre definitivo de centrales nucleares y a responsabilidades para las que no existe contrato son difíciles de cuantificar con exactitud.

(352)

El cierre definitivo de centrales nucleares es una actividad muy específica de la que hay poca experiencia mundial de trabajos totalmente finalizados (52). Los expertos indican que tales costes pueden ser iguales o superiores al 15 % de los costes totales de inversión (53), o al 50 % de la parte nuclear de la inversión (54). Incluso si tales cálculos resultaran ser completamente coherentes y exactos, se necesitarían computar los costes exactos de inversión originales en una central para calcular sus costes de cierre definitivo, lo que sería particularmente difícil en el caso de centrales viejas como las de BE, para las que el historial de sus costes es muy impreciso.

(353)

Además, la mayoría de las centrales de BE son del tipo RAG, que no sólo difieren de las existentes en otros países sino que también son, hasta cierto punto, distintas entre sí. No se puede por lo tanto esperar emplear la experiencia adquirida en otros países o en el Reino Unido para mejorar la precisión del coste de cierre definitivo de los reactores de BE.

(354)

Del mismo modo, las responsabilidades para las que no existe contrato son por su propia naturaleza difíciles de determinar y corresponden sobre todo a la eliminación final del combustible agotado. La forma en que el combustible nuclear se eliminará finalmente en el Reino Unido sigue siendo incierta, como lo ha demostrado la experiencia del depósito de residuos de nivel intermedio Nirex. La experiencia en otros países también muestra que encontrar emplazamientos para deshacerse de ciertos tipos de residuos puede ser complicado tanto técnica como políticamente. Es muy difícil cuantificar con suficiente precisión el coste de una actividad para la que se dispone de tan poca información. Los datos enviados por las autoridades británicas también muestran que los cálculos de los costes de almacenamiento por instituciones de otros Estados miembros pueden variar drásticamente.

(355)

Teniendo en cuenta lo dicho anteriormente, la Comisión considera que intentar determinar el coste de las responsabilidades de cierre definitivo y de las responsabilidades para las que no existe contrato solamente sería posible con un amplio margen de error y existiría un grave riesgo de sobrestimar ese valor.

(356)

Esta es la razón por la que, en este caso, la Comisión considera que determinar un valor muy incierto y probablemente sobreestimado como límite para la ayuda iría realmente en contra del requisito de ayuda mínima necesaria, pues los márgenes de incertidumbre pueden, si no se materializan, convertirse en una puerta abierta para la concesión de ayuda innecesaria.

(357)

Una manera mucho mejor de garantizar el cumplimiento del principio del mínimo necesario consistiría en no intentar calcular un límite para la ayuda sino en establecer un mecanismo destinado a garantizar que los gastos futuros se restringieran al mínimo necesario.

(358)

Por lo tanto, las autoridades británicas se han comprometido a establecer una serie de mecanismos al respecto. En especial:

a)	definir precisamente categorías de responsabilidades cuyo coste puede ser asumido por el Estado;

b)	las autoridades británicas supervisarán previa y posteriormente estos costes por intermedio del Organismo de Cierre de Centrales Nucleares (Nuclear Decommissioning Agency, NDA);

c)	las actividades de cierre definitivo serán licitada por el NDA, que se asegurará de que los costes se atienen a vigentes existentes en el mercado;

d)	las propias actividades del NDA serán controladas en última instancia por el Ministerio de Comercio e Industria y la Oficina Nacional de Auditoría;

para consolidar el control de la Comisión sobre el gasto, el cálculo total original de ambas responsabilidades [que asciende a 1 629 000 000 GBP (55)] se utilizará como umbral. En caso de que los gastos acumulados ligados a ambas responsabilidades sobrepasen este umbral, la Comisión recibirá información detallada sobre los pagos hechos para abonar los costes de las responsabilidades y de las medidas tomadas para minimizar estos costes. El informe se basará en un análisis efectuado por contables independientes.

(359)

Podría ser posible que algunos pagos muy limitados debidos por BE a BNFL en el marco de las responsabilidades sobre combustible agotado sobrepasen las estimaciones originales. Esto ocurre en especial cuando algunos elementos combustibles agotados no se ajustan a la especificación y requieren un trato especial, ya que en tal caso los contratos existentes entre BE y BNFL permiten aumentar el precio normal de gestión del combustible agotado. En caso de que esto suceda, las cantidades a pagar por el Estado para descargar a BE de estas responsabilidades que superen el cálculo original se descontarían del umbral de 1 629 000 000 GBP mencionado anteriormente, sin que se alterara dicho umbral.

(360)

Con el fin de computar las cantidades mencionadas en los considerandos 350 y 358, la Comisión considera que debe utilizarse el índice de referencia normal de la Comisión. Sin embargo, dada la duración del período afectado, el índice de referencia debería adaptarse cada cinco años (56).

(361)

Es importante observar que el límite y el umbral mencionados en los considerandos 350 y 358 se aplican a todos los gastos hechos para hacer frente a las responsabilidades, bien sean financiados por el NLF o por el Estado. Esto significa que el mecanismo del límite y umbral tendrá en cuenta automáticamente las cantidades disponibles en el Fondo.

(362)

Finalmente, el paquete de reestructuración también contiene una exención fiscal con respecto al aumento del valor contable de las centrales de BE debido a que la parte de las responsabilidades ligadas a ellas será pagada por el Gobierno británico. Puesto que estas responsabilidades se establecían en las cuentas de BE, su asunción parcial y potencial en virtud del compromiso del Gobierno británico aumenta su valor en una cantidad potencialmente igual al valor máximo comprometido por el Gobierno británico.

(363)

Con arreglo a las normas contables y financieras normales en Gran Bretaña, este aumento sería imponible. Que el Gobierno decida una exención constituye por lo tanto una ventaja competitiva potencial para BE en el sentido del artículo 87, apartado 1, del Tratado CE. Un impuesto disminuiría la capacidad de BE para financiar por sí misma las responsabilidades, lo que a su vez incrementaría las responsabilidades reales del Gobierno británico. Por lo tanto, todo o parte del elemento de ayuda estatal en la exención fiscal puede ser compensado por el incremento en la financiación final de las responsabilidades que deben ser cubiertas por el Gobierno. El elemento real de ayuda estatal en la exención fiscal es solamente igual a la parte de la exención no compensada por el aumento de pagos a cargo del Gobierno británico para cumplir su compromiso de hacer frente a las responsabilidades nucleares.

(364)

Este aumento en el valor de las centrales es artificial, puesto que las responsabilidades aún seguirán existiendo hasta que se exija el compromiso del Gobierno británico y en la medida en que esté realmente disponible, y deberá ser cubierto en la medida de lo posible por el NLF, al cual BE contribuye. Además, en caso de que el Gobierno hubiera pagado por el déficit en la financiación de las responsabilidades de otra manera o en otro momento, por ejemplo a través de subvenciones ad hoc pagadas al contraerse realmente las responsabilidades, es posible que ninguna exención fiscal hubiera sido necesaria.

(365)

Teniendo en cuenta lo dicho anteriormente, la Comisión considera que el elemento de ayuda estatal en la exención fiscal no va más allá de lo necesario para que la ayuda cumpla su objetivo de reestructuración.

(366)

Finalmente, la Comisión observa que cualquier incremento del beneficio de BE, como en el caso de un aumento de los precios de la electricidad, se destinará a financiar la contribución de BE al NLF. Tal incremento en la contribución de BE implicaría automáticamente una reducción del importe de la ayuda.

(367)

La Comisión considera que estos mecanismos descritos garantizarán en conjunto que la ayuda estatal contenida en la medida A se reduzca al mínimo necesario.

c) Evitar una distorsión indebida de la competencia

(368)

El punto 35 de las Directrices estipula que «se adopten medidas para contrarrestar en lo posible los efectos adversos que la ayuda puede surtir con respecto a los competidores».

(369)

Salvo en casos excepcionales en que el tamaño del mercado pertinente es insignificante en la Comunidad y en el EEE o en que la cuota de la empresa en el mercado pertinente es insignificante, tales medidas deben ejecutarse para que el elemento de ayuda de un plan de reestructuración sea compatible con el mercado común. Deben adoptar la forma de limitación de la presencia de la empresa en el mercado y ser proporcionales al efecto distorsionador de la ayuda. La relajación de estas medidas puede contemplarse si puede conducir a un deterioro evidente en la estructura del mercado.

(370)

En los casos en que sean necesarias, la forma e intensidad de las medidas compensatorias dependen de la capacidad del mercado. En los casos en que hay capacidad estructural excesiva, las medidas compensatorias deben tomar la forma de una reducción irreversible de la capacidad de producción. Cuando no exista tal exceso de capacidad, pueden ser aún necesarias medidas compensatorias, pero podrían tomar otras formas distintas de reducciones irreversibles de la capacidad de producción.

i) Mercado de referencia

(371)

La nota 20 de las Directrices indica que el mercado geográfico de referencia generalmente comprende el EEE o, alternativamente, cualquier parte significativa del mismo si las condiciones de competencia en dicha parte pueden distinguirse suficientemente de las existentes en otras partes del EEE.

(372)

La electricidad ha sido durante mucho tiempo objeto de comercio entre Estados miembros y en especial desde la entrada en vigor de la Directiva 96/92/CE.

(373)

Sin embargo, el comercio de la electricidad entre Estados miembros se ve limitado por obstáculos físicos derivados de déficit en la capacidad de interconexión. Estos obstáculos se agudizan donde las características geográficas limitan aún más las oportunidades de desarrollar nuevas interconexiones.

(374)

En el marco de la política de redes transeuropeas, la Comisión ha elaborado una lista de los cuellos de botella en el mercado interior de la electricidad. El Anexo 1 de la Decisión no 1229/2003/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 26 de junio de 2003, que establece una serie de directrices para redes energéticas transeuropeas y que deroga la Decisión no 1254/96/CE (57), muestra que el Reino Unido es una de las regiones geográficas que al estar insuficientemente conectadas con el resto de la red dificulta el funcionamiento del mercado único como un todo.

(375)

Además de su aislamiento del resto de la red eléctrica de la Comunidad, el mercado del Reino Unido se caracteriza por un sistema comercial muy específico, conocido como nuevos acuerdos comerciales de la electricidad (New Electricity Trading Arrangements, «NETA»), basado sobre todo en contratos bilaterales entre productores, proveedores y clientes, en comparación con mercados agrupados más clásicos. Las condiciones de competencia en el NETA son muy diferentes de las de un mercado agrupado, como lo evidencia el hecho de que la transición en el Reino Unido desde una estructura de grupo al NETA en 2001 dio lugar a un fuerte descenso de los precios al por mayor.

(376)

Actualmente, el NETA cubre solamente Inglaterra y el País de Gales aunque el mercado escocés está muy ligado al NETA debido a la actualización de los precios de la electricidad en Escocia en paralelo a los precios de Inglaterra y Gales. Además, se prevé ampliar muy pronto el NETA a Escocia. El mercado británico resultante debería comenzar a operar a principios de 2005. Sin embargo debe considerarse que Escocia representará solamente una pequeña parte de este mercado, pues la capacidad instalada en Escocia es sólo ligeramente superior al 10 % de la capacidad instalada en Inglaterra y el País de Gales.

(377)

El mercado eléctrico de Irlanda del Norte no se unirá al de Gran Bretaña en un futuro próximo ya que los enlaces entre Gran Bretaña e Irlanda del Norte son por el momento insuficientes (su poder nominal es de 0,5 GW, lo que representa menos del 1 % de la capacidad instalada registrada en Gran Bretaña). Las condiciones de competencia en Irlanda del Norte seguirán pues siendo muy diferentes de las de Gran Bretaña.

(378)

Teniendo en cuenta lo dicho anteriormente, y puesto que BE actúa solamente en Gran Bretaña, la Comisión considera que el mercado geográfico de referencia a efectos de la presente Decisión es Gran Bretaña (58).

(379)

Según las cifras presentadas por las autoridades británicas, la capacidad total instalada en los 15 Estados miembros en el momento en que el plan de reestructuración fue notificado era de unos 565 GW. La capacidad total instalada en Gran Bretaña equivale a alrededor del 10 % de ese valor. Además, el mercado del Reino Unido, en el cual el de Gran Bretaña representa alrededor del 95 %, es uno de los mayores del EEE, sólo por detrás de los de Alemania y Francia. Por lo tanto no puede considerarse que este mercado sea insignificante en la Comunidad y en el EEE.

(380)

La capacidad de BE representa alrededor del 14 % de la capacidad registrada en Inglaterra y el País de Gales y del 24 % en Escocia. Por lo tanto BE no puede considerarse que tenga una cuota insignificante del mercado de referencia.

(381)

Para concluir, hay otras muchas empresas en el mercado de referencia distintas de BE: BNFL, EDF-Energy, Innogy, Scottish and Southern Electricity, Scottish Power y Powergern, sólo por nombrar algunas de las más importantes. En caso de que BE desapareciera, el mercado pertinente no se convertiría en un monopolio ni en un oligopolio fuerte.

(382)

Estos resultados confirman el análisis de mercado inicial de la Comisión según lo descrito en la decisión de incoar el procedimiento. La Comisión observa que ninguna de las terceras partes que presentaron comentarios cuestionó estos resultados preliminares.

ii) Situación de la capacidad en el mercado

(383)

En su decisión de incoar el procedimiento, la Comisión dejó claro que al evaluarse la situación de capacidad de un mercado de la electricidad deben tenerse en cuenta las especificidades físicas de la electricidad y la enorme alteración potencial que los cortes de suministro pueden crear en la economía y la vida cotidiana de los ciudadanos. La evaluación de la existencia de un exceso estructural de capacidad debería por lo tanto incluir un margen suficiente de capacidad que permitiera cubrir la demanda máxima en cualquier situación razonable.

(384)

La Comisión observó que el margen de capacidad existente en el mercado de referencia no era particularmente alto con respecto a las normas internacionales y a los valores del pasado pero que podría haber margen para una pequeña disminución de ese margen con respecto a otros Estados miembros o a valores del Reino Unido en 1995/1996.

(385)

Los comentarios de terceros sobre la existencia de exceso estructural de capacidad se han centrado en la evolución de precios y en la evaluación del margen de capacidad existente en Gran Bretaña.

(386)

Algunos terceros han indicado que hay un nexo entre la evolución de los precios de la electricidad y la existencia de exceso de capacidad estructural. Consideran que en un mercado competitivo como el NETA, el precio desempeña el papel de indicio de necesidad de nueva capacidad. En caso de que se necesitara nueva capacidad en un momento específico del futuro, el déficit previsto en ese período provocaría un aumento de los precios futuros correspondientes. Los precios alcanzarían tal nivel para permitir recuperar los nuevos costes de construcción de instalaciones, lo que provocaría nuevas entradas en el mercado.

(387)

Según estos terceros y aunque han aumentando recientemente, los precios todavía no habrían alcanzado un nivel suficiente para provocar la llegada de nuevas empresas, lo que demostraría que existe un exceso de capacidad.

(388)

La Comisión reconoce que existe una relación entre los precios en un mercado y la situación de la capacidad en el mismo. Sin embargo, considera que los mercados de la electricidad como el NETA son demasiado complejos para permitir concluir definitivamente y sólo sobre la base de los precios que existe exceso de capacidad estructural.

(389)

En primer lugar, a diferencia de en mercados estructurados en torno a un grupo, en el NETA no existe nada similar a un precio establecido. El NETA se basa en contratos bilaterales que pueden adoptar formas muy diversas y que no siempre incluyen mecanismos muy transparentes de información sobre precios. Los sistemas de intercambios de electricidad como UKPX son más transparentes, pero no representan una cuota suficiente del mercado para permitir llegar a conclusiones significativas. Además, se centran en el comercio a corto plazo y por lo tanto son de uso limitado para prever las tendencias futuras. Por lo tanto debemos basarnos en índices de precios comunicados por fuentes independientes como Heren o Argus. Pero estos índices tienen sus límites porque sólo representan al mercado al por mayor, que supone unos dos tercios de la electricidad intercambiada total y por ello no pueden asumir déficit no extremos en la producción eléctrica prevista.

(390)

En segundo lugar, el razonamiento del considerando 389 se basa en el supuesto de que los precios futuros representan fielmente la situación del mercado en el futuro. La Comisión considera que este podría no ser siempre el caso. De hecho, estos precios reflejan una situación más compleja, basada más bien en cómo el comprador y el vendedor ven su posición en el futuro. Esto significa que se basan en expectativas del mercado futuro, que pueden estar muy alejadas de la realidad, puesto que tanto la demanda como la oferta están sujetas a muchas fluctuaciones en este mercado. Es decir, los precios futuros no representan realmente el equilibrio entre demanda y oferta en el futuro, sino más bien lo que los actores consideran que será el equilibrio. Independientemente de la fluctuación de precios del combustible, esta es una de las razones por las que los precios futuros pueden fluctuar mucho con el tiempo, incluso durante un período fijo del futuro.

(391)

En tercer lugar, incluso si se acepta que los precios comunicados son totalmente pertinentes y reflejan fielmente la oferta y la demanda, hay una diferencia lógica entre la conclusión de que los precios no permiten el reembolso completo de los costes de las nuevas empresas y la conclusión de que existe un exceso de capacidad en el mercado, y aún más que hay exceso estructural de capacidad en el mercado.

(392)

Teniendo en cuenta lo dicho anteriormente, la Comisión considera que la observación de precios por sí sola no es un indicador suficientemente fiable para decidir si un mercado de la electricidad como el NETA está en una situación de capacidad estructural excesiva.

(393)

La Comisión observa sin embargo que desde el momento en que BE experimentó las dificultades, los precios futuros de invierno aumentaron considerablemente. Varias agencias comunicaron precios superiores a 20 GBP/MWh para los básicos de invierno en los años venideros, incluso llegando a cifras tan altas como 27 GBP/MWh (59). La tendencia al alza parece continuar y no detenerse. Los precios para las nuevas empresas se sitúan entre 20 y 25 GBP/MWh (60).

(394)

La Comisión cree que la existencia de capacidad excesiva es más fácil de evaluar analizando las cifras físicas reales de capacidad instalada y la demanda máxima. El margen en que la capacidad instalada sobrepasa a la demanda máxima instantánea en época de máximo frío (61) es conocido como «margen de capacidad del sistema». En este marco, evaluar si el mercado registra un exceso de capacidad estructural significa evaluar si el margen de capacidad presente y previsto es adecuado.

(395)

Es obvio que determinar una norma cuantitativa definitiva para un margen adecuado de capacidad es una tarea muy difícil. La norma tendría que depender de varios parámetros que varían de una red a otra. También dependería mucho del nivel de seguridad del suministro que debe lograrse, lo que a su vez estaría ligado a nociones menos objetivas, como el impacto psicológico de un período dado sin electricidad en una región específica.

(396)

Además, incluso si todos los parámetros físicos y psicológicos estuvieran bajo control, el margen de capacidad necesario también dependería en gran medida de la estructura del mercado. Algunos expertos creen que unos mercados más liberalizados necesitan menos margen de capacidad que los centralizados y muy regulados, aunque la mayoría están de acuerdo en que la cuantificación de este efecto no es actualmente posible teniendo en cuenta la falta de pruebas históricas.

(397)

Los comentarios de terceros ofrecen diferentes puntos de vista sobre el margen de capacidad adecuado para Gran Bretaña. La mayoría de los comentarios que abordan este asunto citan cifras del documento «Seven Years Statements» del operador de la red de Inglaterra y el País de Gales (NGTransco). En este documento, NGTransco considera que un margen de capacidad del 20 % debería ser la referencia a efectos de planificación, aunque afirma que un menor margen de capacidad podría ser posible para una gestión instantánea del sistema y hace referencia a una posible cifra del 10 % para tal uso.

(398)

Drax y Greenpeace sugieren que esta cifra del 10 % debería utilizarse como referencia apropiada para el margen adecuado de capacidad con el fin de evaluar la existencia de capacidad estructural excesiva. Otras organizaciones han preferido atenerse a la cifra de referencia del 20 %, incluidos institutos encargados por Greenpeace de realizar informes sobre el tema (62).

(399)

En sus propias observaciones, NGTransco dejó claro cuál de ambas cifras debería utilizarse para evaluar la existencia de capacidad estructural excesiva, al afirmar: «En nuestro papel de operador del sistema para Inglaterra y el País de Gales, consideramos que cualquier margen para las centrales inferior al nivel del 20 % no puede representar el exceso de capacidad en el mercado de Inglaterra y el País de Gales».

(400)

Teniendo en cuenta lo dicho anteriormente, la Comisión considera que el nivel del 20 % es una referencia apropiada para evaluar la situación de la capacidad en el mercado de Inglaterra y el País de Gales. Aunque al mercado escocés se una pronto al de Inglaterra y el País de Gales, todavía está físicamente muy separado. La interconexión de 2 200 MW entre las dos regiones es demasiado pequeña para permitir un uso completamente flexible de la electricidad que equilibre el déficit o excedente de cada región. De hecho, se utiliza casi siempre para exportar energía desde Escocia a Inglaterra y el País de Gales. A causa de este obstáculo importante, la Comisión considera que la referencia del 20 % debería incrementarse considerando al mismo tiempo las cifras totales de Gran Bretaña.

(401)

El mercado de Inglaterra y el País de Gales es el segmento geográfico más grande del mercado de Gran Bretaña. Es también el segmento al cual se refieren la mayoría de los datos económicos, puesto que los precios en Escocia se ajustan en función de los datos de Inglaterra y País de Gales. La mayor parte de los comentarios de terceros también se concentran en el segmento de Inglaterra y el País de Gales. Por lo tanto la Comisión ha comenzado su análisis del mercado con este segmento.

(402)

La experiencia histórica demuestra que la interconexión entre los dos segmentos se utilizó casi exclusivamente para exportar desde Escocia a Inglaterra y al País de Gales. NGTransco considera a esta interconexión como fuente de energía para Inglaterra y el País de Gales. Contrariamente, Scottish Power, que es el operador escocés responsable de la parte de Escocia fronteriza con Inglaterra, considera que la interconexión se dedica a exportar. Teniendo en cuenta lo dicho anteriormente y siendo coherente tanto con la experiencia previa como con la hipótesis presentada por los operadores locales, la Comisión considerará en el resto de la presente Decisión que la capacidad de interconexión de Inglaterra y el País de Gales con Escocia se atribuye a Inglaterra y al País de Gales.

(403)

NGTransco es el único operador de red para el conjunto de Inglaterra y el País de Gales. La Comisión basa su análisis de la situación de la capacidad en este segmento en las previsiones de NGTransco, que se publican periódicamente en los informes de la empresa.

(404)

Desde la incoación del procedimiento, NGTransco ha revisado su previsión de margen de capacidad en el mercado de Inglaterra y el País de Gales. Una nueva previsión fue enviada a la Comisión junto con las alegaciones de NGTransco. Una versión incluso más reciente de la misma previsión fue publicada por NGTransco en su informe 2004 (63).

(405)

La Comisión utilizó a efectos de su análisis esta versión más reciente, que se basa en la misma hipótesis fundamental, en especial los datos de base, utilizados en la previsión considerada como pertinente por NGTransco en las alegaciones presentadas a la Comisión; esta versión sólo incorpora datos más actualizados sobre la evolución del mercado.

(406)

Esta previsión contempla tres situaciones. La más optimista asume que la disponibilidad de electricidad corresponderá a los contratos de transmisión firmados. La más pesimista asume que no estará disponible ninguna central excepto las existentes y las plantas ya en construcción. La situación intermedia asume que las centrales disponibles serán las ya existentes, las que se encuentran en construcción y aquellas para las cuales ya se han concedido las autorizaciones necesarias de conformidad con la Ley de la Electricidad y la Ley de la Energía.

(407)

El siguiente cuadro resume la previsión en las tres situaciones.

Cuadro 10

Margen de capacidad para Inglaterra y el País de Gales, según NGTransco

Situación	2004/05	2005/06	2006/07	2007/08	2008/09	2009/10	2010/11
Optimista	22	21	23,1	26,8	24,5	25,6	22,5
Intermedia	22	21,1	22,8	24,3	21,6	22,5	19,1
Pesimista	22	21,1	18,7	17,1	14,5	12,8	9,5
Nota: El margen de capacidad está por encima de la demanda máxima ACS. Se supone que las interconexiones con Francia y Escocia se utilizan a plena capacidad para la importación.

(408)

Las tres situaciones difieren principalmente en los últimos años, lo que no es sorprendente teniendo en cuenta que sus hipótesis subyacentes plantean diferencias principalmente en el futuro. Sin embargo, estos años no son tan pertinentes para evaluar actualmente la existencia de capacidad estructural en el mercado.

(409)

En los tres próximos años, las tres situaciones prevén un margen de capacidad de entre 18,7 % y 23,1 %, con una media aproximada del 21,5 %. Este valor se sitúa ligeramente por encima del valor de referencia del 20 %. Sin embargo, la diferencia entre 21,5 % y 20 % en la demanda máxima instantánea en época de máximo frío es del 1,5 % de 57 000 MW (64), es decir, 855 MW. Este valor es inferior al de cualquiera de las centrales nucleares de BE. Como además es el resultado de una media estadística, la Comisión estima que no se puede considerar como suficientemente significativo desde el punto de vista estadístico para representar un exceso de capacidad estructural.

(410)

En los siguientes años, la diferencia entre las tres situaciones aumenta, lo que hace más difícil sacar conclusiones significativas de ellas. Sin embargo, la Comisión observa que durante estos años la media de las tres situaciones fluctúa entre 17,0 % y 22,7 %, con dos años situados en torno al 20,2 %. Esto parece indicar que hay una tendencia general a que el margen de capacidad siga situándose en torno al 20 %, con un cierto margen de error.

(411)

La Comisión concluye de todo esto que no existe exceso de capacidad estructural en el mercado de la electricidad de Inglaterra y el País de Gales.

(412)

Al contrario que en Inglaterra y el País de Gales, en Escocia hay dos operadores de red: Scottish and Southern Electricity, y Scottish Power. Estos dos operadores publican previsiones para su propia zona. Sin embargo estas previsiones son menos detalladas que las de NGTransco en lo que respecta a los escenarios futuros. Por estas razones, la Comisión ha concentrado su análisis para Escocia en la actual situación, por lo que hay menos necesidad de prever diversos escenarios.

(413)

Puesto que ninguno de los dos operadores escoceses ha presentado comentarios a la Comisión en el contexto del presente procedimiento, el análisis se basa en documentos públicos. Para Scottish and Southern Electricity, la Comisión utilizó las cifras facilitadas en su informe 2003 (65). Para Scottish Power, las cifras proporcionadas en su informe de abril de 2003 (66).

(414)

El siguiente cuadro resume las previsiones de demanda máxima y capacidad instalada en las distintas regiones geográficas para 2004/2005.

Cuadro 11

Previsiones de capacidad y demanda en Gran Bretaña para 2004/2005 (cifras en MW)

Capacidad conectada a la red de Scottish Power	7 127
Capacidad conectada a la red de Scottish and Southern Electricity	2 844
Capacidad conectada a la red de NGTransco, excluyendo las interconexiones	63 998
Capacidad de interconexión Irlanda/Escocia	500
Capacidad de interconexión Francia/Inglaterra	2 000
Capacidad disponible en Gran Bretaña	76 469
Demanda máxima en la zona de Scottish Power	4 269
Demanda máxima en la zona de Scottish and Southern Electricity	1 684
Demanda máxima instantánea en época de máximo frío en la zona de NGTransco	55 900
Demanda máxima total (67)	61 853

(415)

El margen de capacidad para Gran Bretaña ronda por lo tanto el 23,6 % (68). Esta cifra es superior a la referencia del 20 % citada en el considerando 400, pero como se observó, este 20 % aplicado a una red flexible como la de Inglaterra y el País de Gales que tiene que ser incrementado para superar los cuellos de botella de las redes. Además, estas cifras se computan en la hipótesis de que tanto las interconexiones con Irlanda del Norte como con Francia están a plena capacidad para las importaciones, lo que no siempre ocurre. En caso de que estas interconexiones se utilicen para la exportación en el momento de demanda máxima instantánea en época de máximo frío, su capacidad debería ser neta de capacidad disponible, y al mismo tiempo añadirse a la demanda de electricidad, que disminuiría el margen de capacidad al 15,5 %.

(416)

Teniendo esto en cuenta, la Comisión considera que no hay ningún exceso de capacidad estructural estadísticamente significativo en el mercado británico.

(417)

Por ello la Comisión considera que no hay exceso de capacidad estructural en el mercado de referencia.

(418)

En consecuencia, las medidas compensatorias en forma de reducción irreversible de la capacidad de producción no son obligatorias.

iii) Impacto de la ayuda en la competencia en el mercado pertinente

(419)

Puesto que no hay ningún exceso de capacidad estructural en el mercado pertinente, la Comisión debe evaluar la necesidad de medidas compensatorias y la forma que deberían adoptar en función del caso. Las posibles medidas compensatorias deben tener en cuenta los efectos potencialmente distorsionadores de la ayuda en la competencia.

(420)

Las autoridades británicas sostienen que el paquete de ayuda no tiene ningún impacto en la competencia. Según ellas, en el NETA la capacidad económica de las centrales para generar viene determinada por sus costes marginales a corto plazo. En un momento determinado el mercado funciona como si las centrales eléctricas fueran puestas a funcionar según sus costes marginales a corto plazo, desde el más baja hasta el más alto, hasta que su capacidad acumulada alcanza la demanda. El precio de la electricidad es así establecido por el coste marginal a corto plazo de la última central solicitada, que es conocida como «central marginal».

(421)

Según las autoridades británicas, la ayuda se dirige solamente a las centrales nucleares y no cambiaría su coste marginal a corto plazo hasta el punto de modificar su rango en la escala. Además, el coste marginal a corto plazo de las centrales nucleares de BE sería tal que en todo momento estaría por debajo del de la central marginal. La ayuda nunca tendría un impacto en la capacidad de los competidores de BE para generar, ni en el precio a que pueden vender la electricidad generada. Por lo tanto no habría ningún impacto en los competidores de BE.

(422)

La Comisión considera que el razonamiento de las autoridades británicas podría sostenerse en un mercado perfecto basado en un solo proceso totalmente transparente de subasta. Pero, como se explicó en los considerandos 389 y 390, el NETA no es tal mercado.

(423)

La Comisión considera que la ayuda puede tener un impacto en los competidores de BE de muchas formas. Dos de ellos podrían tener un impacto importante en la competencia.

(424)

En primer lugar, BE no solamente posee centrales nucleares sino también la central térmica de carbón de Eggborough, que produce por sí sola tanta electricidad como la capacidad total de alguno de los competidores de BE.

(425)

BE podría utilizar la ayuda que recibe para sus centrales nucleares en beneficio de la central de Eggborough.

(426)

Por ejemplo, podría utilizar este dinero para instalar en Eggborough dispositivos de desulfurización de humo que permitirían adaptarla a la nueva normativa medioambiental, lo que a su vez ampliaría perceptiblemente la vida de la instalación.

(427)

Alternativamente, BE podría también utilizar los fondos de la ayuda para comprar más activos de generación no nuclear.

(428)

Obviamente, BE necesita una fuente flexible de producción eléctrica para compensar la inflexibilidad de sus centrales nucleares. Si la ayuda permite a BE ampliar sus centrales no nucleares esto le facilitará un acceso más interno a una generación flexible, incrementando su posibilidad de ofrecer mejores condiciones a sus clientes, y al mismo tiempo disminuyendo su necesidad de comprar generación flexible a sus competidores.

(429)

En segundo lugar, el NETA no es un mercado único sino que comprende en particular un segmento de mercado al por mayor en que los productores venden electricidad a los proveedores y un segmento de venta directa a la empresa («DSB»), mediante el que los productores venden electricidad directamente a los grandes usuarios finales.

(430)

Los productores venden generalmente electricidad en el mercado DSB con una prima sobre el mercado al por mayor (69). Por ello es preferible que un productor venda electricidad en el segmento de mercado DSB.

(431)

Al analizar el impacto de la ayuda, se debería por lo tanto considerar no sólo el importe total de la electricidad vendida por cada productor, sino también la magnitud de sus ventas en los segmentos de venta al por mayor y del mercado DSB.

(432)

Un elemento del plan de reestructuración de BE quiere aumentar la cuota de la empresa en el segmento DSB. Para ello BE tendrá que intentar ofrecer a los clientes DSB una prima competitiva con respecto a los precios al por mayor de la electricidad. BE podrá financiar parte o la totalidad de esta oferta competitiva mediante la reducción del coste marginal a corto plazo de sus centrales nucleares.

(433)

Por lo tanto, aunque la clasificación de las centrales de BE en función del coste marginal a corto plazo podría seguir siendo la misma y no tener ningún impacto en la carga de sus competidores, la variación de su nivel permitirá a BE desplazar parte de sus ventas del mercado al por mayor al mercado DSB, lo que a su vez desplazará producción de los competidores desde DSB al mercado al por mayor. Así la ayuda podría aumentar los beneficios de BE y reducir los de sus competidores.

(434)

Teniendo en cuenta lo dicho anteriormente, la Comisión considera que la ayuda tiene un impacto significativo en los competidores de BE y que son necesarias medidas compensatorias para atenuar este impacto.

iv) Medidas compensatorias que deben aplicarse

(435)

Las medidas compensatorias deben lograr un equilibrio razonable entre la necesidad de atenuar el impacto de la ayuda en los competidores y la necesidad de preservar las perspectivas de viabilidad de la empresa beneficiaria.

(436)

A este efecto la Comisión considera que las medidas compensatorias deben centrarse precisamente en los mecanismos por los cuales la ayuda podría ser perjudicial para los competidores de BE.

(437)

Esto significa que las medidas compensatorias en este caso deben garantizar que BE no utilice la ayuda concedida por el Gobierno para incrementar indebidamente su cartera de producción flexible o adquirir cuota de mercado DSB.

(438)

Este objetivo ha llevado a la Comisión a pedir tres medidas compensatorias. Estas medidas compensatorias fueron propuestas por las autoridades británicas sobre la base de las sugeridas por los competidores de BE en sus alegaciones.

(439)

Como se explicó en el considerando 437, una forma en que la ayuda podría potencialmente tener un mayor impacto en los competidores de BE sería si, en vez de pagar por cargas contraídas por las centrales nucleares de BE según lo previsto, se utilizara para mejorar la capacidad de generación no nuclear de BE.

(440)

Esto permitiría a BE competir con las centrales de sus competidores más fácilmente (70) y le daría más acceso que actualmente a una generación flexible, lo que a su vez disminuiría su necesidad de comprar esta flexibilidad a otras empresas.

(441)

Para evitar esta posibilidad, diversos sectores de negocio de BE deberían ser separados en distintas personas jurídicas, con cuentas separadas.

(442)

Con este fin, la estructura de BE debería modificarse para crear filiales independientes dedicadas a: generación nuclear, generación no nuclear, ventas al mercado al por mayor y ventas DSB. La ayuda debería atribuirse solamente al negocio de generación nuclear.

(443)

Debería prohibirse la subvención cruzada entre las diversas filiales.

(444)

Esta prohibición debería ser aplicada en la mayor medida posible a través del régimen de autorización de empresas y supervisada como tal por el regulador del sistema eléctrico de Gran Bretaña, la OFGEM. Sin embargo, la Comisión reconoce que las licencias de los operadores no pueden ser modificadas libremente por la OFGEM, que está obligada a consultar a terceros sobre tales modificaciones y a tener en cuenta los comentarios recibidos.

(445)

En caso de que no sea posible que la OFGEM modifique una de las licencias de BE de tal forma que se prohíba la subvención cruzada, el Gobierno británico debe facilitar a la Comisión un compromiso no limitado en el tiempo con el mismo efecto. En tal caso, para asegurarse de que el comercio entre filiales no implique elementos de subvención cruzada, las autoridades británicas deberían remitir a la Comisión un informe anual que pruebe que tal subvención cruzada no ha ocurrido. El informe debería basarse en un análisis efectuado por contables independientes.

(446)

Las autoridades británicas se han comprometido a ejecutar esta medida compensatoria.

(447)

La medida compensatoria no 1 debería ser en principio suficiente para asegurarse de que BE no utilice la ayuda recibida para sus reactores nucleares en mejorar o ampliar su actual parque no nuclear.

(448)

Sin embargo, teniendo en cuenta la complejidad del sector de la electricidad y en especial la muy amplia gama de posibles relaciones entre los diversos actores que el NETA permite, la Comisión considera que es necesario aplicar otras medidas más específicas para asegurarse de que BE no utilice la ayuda recibida para sus reactores nucleares en otros campos de su actividad empresarial.

(449)

Además, aunque la situación de capacidad en el mercado no haga económicamente viable imponer reducciones de capacidad a BE, la Comisión considera que sin embargo se le debe exigir que no amplíe el ámbito de sus actividades.

(450)

Para hacer frente a estas preocupaciones, debe imponerse una serie de prohibiciones a BE relativas a su posible expansión en los campos de producción en los que sus competidores son activos.

(451)

Con este fin, debería definirse un tipo específico de capacidad (la «capacidad restringida») integrada por:

a)	capacidad operativa producida a partir de combustibles fósiles y localizada en el Espacio Económico Europeo;

b)	gran capacidad hidráulica operativa localizada (71) en el Reino Unido.

(452)

Debería prohibirse a BE, durante un período de seis años desde la fecha de la presente Decisión, poseer o tener de derecho de control sobre capacidad restringida superior a 2 020 MW, que es la capacidad de sus centrales de Eggborough (1 970 MW) y District Energy (50 MW).

(453)

La necesidad de prohibir cualquier aumento de capacidad de combustibles fósiles de BE se explicó en el considerando 437. La Comisión considera que es necesario ampliar la prohibición a grandes centrales hidroeléctricas para evitar cualquier riesgo de que BE pueda adquirir grandes centrales de este tipo, especialmente en Escocia.

(454)

La prohibición debería durar seis años, lo que equivale aproximadamente a dos veces el tiempo necesario para construir una central eléctrica de turbina de gas de ciclo combinado.

(455)

El objetivo de la prohibición es impedir que BE disponga de más flexibilidad de la que tiene actualmente con su central de Eggborough, que debe ser suficiente para asegurar su viabilidad.

(456)

Sin embargo, la Comisión es consciente de que, de conformidad con el plan de reestructuración, el sindicato de bancos que financió el proyecto de Eggborough tendrá opción a comprar Eggborough a BE. En caso de que los bancos decidan ejercer esta opción, BE se vería privada de su única fuente de flexibilidad, que la Comisión reconoce como necesaria para el éxito del plan de reestructuración. En este caso, se debería permitir a BE que se prepare para sustituir Eggborough tan pronto como reciba notificación de los bancos de su intención de ejercer su opción.

(457)

Por esta razón, la Comisión considera que debería haber excepciones a la prohibición en caso de que los bancos ejerzan su opción, para permitir a BE adquirir una fuente de flexibilidad para reemplazar Eggborough, o en caso de que Eggborough llegue a estar definitivamente indisponible por una razón fuera del control de BE. Sin embargo, esto no debería tener el efecto último de permitir a BE adquirir más capacidad de flexibilidad de la que tiene actualmente, ni utilizar esta capacidad de sustitución para beneficiarse durante el posible período de solapamiento entre la entrada en servicio de la nueva central y la enajenación de Eggborough.

(458)

Teniendo en cuenta lo dicho anteriormente, se debería permitir que BE poseyera o tuviera derechos de control sobre más de 2 020 MW de capacidad restringida, entre la fecha en que reciba la comunicación de los bancos y la fecha en que ya no esté disponible la capacidad de Eggborough, o el fin del período de seis años mencionado en el considerando 452 si éste es anterior a la fecha en que la capacidad de Eggborough ya no esté disponible para BE, a condición de que no explote la capacidad restringida por encima de 2 020 MW o de que se deshaga previamente de cualquier control operativo e interés que exceda la capacidad restringida.

(459)

Desde el momento en que Eggborough ya no esté disponible para BE, bien sea según lo mencionado en el considerando 458 o después de un acontecimiento de fuerza mayor o de un fallo irreparable, se debería permitir a BE poseer o tener derecho de control de hasta 2 222 MW de capacidad restringida, a condición de que, hasta el fin del período de seis años mencionado en el considerando 452, declare su capacidad restringida al operador de red como 2 020 MW y no explote más de 2 020 MW de esta capacidad. Esta disposición permite a BE tener más flexibilidad para sustituir Eggborough sin relajar la prohibición en la práctica.

(460)

Finalmente, además de las restricciones en la capacidad restringida según lo definido en el considerando 451, y para respetar la filosofía de las Directrices sobre la necesidad de no permitir a los beneficiarios utilizar la ayuda estatal para ampliar su cuota de mercado, se debería también prohibir que BE posea, en el Espacio Económico Europeo, activos de generación nuclear con excepción de los actuales, sin autorización previa de la Comisión durante seis años tras la fecha de adopción de la presente Decisión.

(461)

Las autoridades británicas se han comprometido a ejecutar esta medida compensatoria.

(462)

Como se explicó en el considerando 437, también se emplearía mal la ayuda si en vez de aspirar a cubrir las cargas de los reactores nucleares BE la utilizara para ganar indebidamente cuota en el mercado DSB más rentable.

(463)

La sensibilidad de este potencial uso erróneo es demostrada particularmente por el contenido de los comentarios enviados a la Comisión por un tercero que deseó mantener el anonimato (72). Incluso si BE no ofrece realmente precios anormalmente inferiores a las normas de mercado, la propia sugerencia de que podría poder hacerlo gracias a la ayuda podría también perjudicar a los competidores de BE, puesto que tendrían que enfrentarse a clientes con expectativas comercialmente incorrectas.

(464)

Por lo tanto la Comisión considera que es necesario reforzar las garantías ofrecidas ya por la medida compensatoria no 1 a través de una medida compensatoria más específica al comportamiento de BE en el mercado DSB. Debería requerirse a BE para que no actúe en este mercado de una forma que no sea similar a la norma de sus competidores.

(465)

Para garantizar esto se debería prohibir que BE ofrezca precios inferiores a los actuales precios de mercado al por mayor en el mercado DSB. La duración de esta medida debería ser seis años desde la fecha de adopción de la presente Decisión, al igual que para la medida compensatoria no 2.

(466)

La observancia por BE de la prohibición debería ser supervisada por un organismo independiente seleccionado mediante un proceso transparente de concurso organizado por las autoridades británicas. Este organismo debería informar anualmente a la Comisión.

(467)

En el pasado, los precios de mercado DSB han seguido siempre la evolución de los precios de mercado al por mayor, más una prima. Por lo tanto, esta prohibición garantizará que BE no se comporte comercialmente de forma distinta a la de sus competidores.

(468)

Sin embargo, el NETA tiene solamente tres años. No es imposible que en los 6 próximos años la relación entre DSB y mercado al por mayor pudiera durante determinados momentos diferir de lo experimentado hasta hoy. Se puede imaginar, por ejemplo, que el mercado al por mayor podría no tener liquidez durante un cierto tiempo, lo que podría conducir a precios anormalmente altos en este mercado. En este caso, la Comisión considera que para no perder sus clientes, los productores ofrecerían ciertamente precios en el mercado DSB que estarían algo por debajo del precio del mercado al por mayor. Si tal cosa sucediera y BE no tuviera la capacidad de reaccionar en consecuencia, sería probable que perdiera su base de clientes en el mercado DSB, lo que pondría en peligro su objetivo de reestructuración.

(469)

Es por lo tanto necesario que BE cuente con cierta flexibilidad para adaptarse a tales acontecimientos excepcionales. Sin embargo, su margen de maniobra debería ser muy limitado, descrito en términos objetivos y supervisado cuidadosamente para evitar cualquier desvío. Los criterios para permitir a BE utilizar su margen de flexibilidad deberían ser previamente comprobables para evitar cualquier abuso.

(470)

Puesto que hay información mucho menos fiable para los precios del mercado DSB que para los del mercado al por mayor, es muy difícil saber durante una ronda de contratos DSB si los precios de mercado DSB se ofrecerán por debajo del precio al por mayor. Esto significa que los criterios objetivos mencionados en el considerando 469 no pueden basarse directamente en comprobar si los competidores de BE ofrecen precios DSB inferiores a los precios al por mayor. En cambio, las pruebas deben basarse en indicios indirectos accesibles a corto plazo para BE, y que podrían indicar que el mercado al por mayor no tiene liquidez y que unos precios iguales o superiores al del mercado al por mayor en el mercado DSB ya no son comercialmente viables.

(471)

Las pruebas deberían ser las siguientes:

en cualquier período de […], (que finalice no más tarde de […] antes de la fecha en que BE invoque circunstancias excepcionales del mercado) […] de los usuarios finales no domésticos de BE a quienes ésta haya hecho ofertas de suministro en condiciones en que el margen en el elemento de suministro energético del contrato sobre el precio al por mayor actual sea […] han rechazado la oferta de BE;

b)	los volúmenes negociados en el mercado al por mayor de la electricidad durante un período de […] han caído por debajo del […] de la media de los negociados en el mismo período en los últimos […] para el que se dispone de datos;

c)	BE ofrece suministrar un mínimo de […] de electricidad en el mercado al por mayor […] y ese volumen no se vende en un plazo de […] horas.

(472)

El mismo organismo independiente que supervise el cumplimiento por BE de la prohibición debería ser responsable de comprobar si BE es consciente de que se han realizado las pruebas. Este organismo verificará que la prueba «a», junto con la «b» o la «c» han sido ejecutadas. Si así fuera, BE debería tener derecho a ofrecer precios en el mercado DSB inferiores al precio al por mayor para […] a partir del momento de la decisión del organismo. Este plazo puede ser prorrogado por decisión del organismo si perduran unas condiciones de mercado excepcionales. Durante […], BE debería ser obligada a comportarse de buena fe y a ofrecer descuentos comparables a la que puede razonablemente considerar como oferta de los competidores. El organismo independiente debería evaluar posteriormente el cumplimiento por BE de este criterio, cuando el […] haya finalizado.

(473)

En aras de la transparencia, el organismo independiente debería hacer pública una declaración al final de las rondas de contratos confirmando la existencia real de circunstancias excepcionales de mercado y especificando la duración del período de circunstancias excepcionales. Los detalles de la evaluación deberían enviarse a la Comisión.

(474)

Las autoridades británicas han acordado ejecutar esta medida compensatoria.

v) Medidas compensatorias consideradas por la Comisión que fueron desestimadas

(475)

La Comisión juzga que las tres medidas compensatorias descritas en la sección VI.2, letra c), inciso iv), son suficientes para atenuar el efecto potencialmente distorsionador de la ayuda sobre la competencia, y para cumplir por lo tanto los requisitos del punto 39, inciso ii), de las Directrices. También se deben considerar como condiciones específicas fijadas en la autorización de ayuda en el sentido del punto 42, inciso ii), de dichas Directrices.

(476)

Otras posibles medidas compensatorias fueron sugeridas por terceros.

(477)

Greenpeace sugirió cerrar las centrales nucleares de BE en un proceso organizado. La Comisión considera que teniendo en cuenta la falta de exceso de capacidad en el mercado pertinente, pedir el cierre de los activos de generación de BE sería desproporcionado con relación a la distorsión de la competencia que la ayuda genera.

(478)

Powergen sugirió que el reactor de Dungeness B podría cerrarse, puesto que es el activo menos rentable de BE. La viabilidad de Dungeness B se examinó ya en la sección VI.3, letra a). La Comisión observa que ya está previsto cerrar Dungeness B en 2008 y que según los datos proporcionados por NGTransco con arreglo a la comunicación necesaria para cierres importantes, Dungeness B podría ser cerrado como antes a mediados de 2007. La Comisión considera que un cambio tan pequeño no justificaría los gastos que causaría.

(479)

Drax sugirió retirar los activos nucleares de BE del mercado competitivo creando un sistema de compra obligatoria de la energía nuclear a un precio fijo que sería similar a la obligación aplicable a las energías renovables. Esto significaría que BE en la práctica sería total e indefinidamente ayudada por el Estado, lo que estaría en total oposición con la política comunitaria de competencia.

(480)

Drax sugirió permitir a BNFL una mayor parte de los beneficios potenciales de BE si los precios de la electricidad aumentaran para disminuir el importe de la ayuda. Como se dijo en la sección VI.2, letra b), la Comisión llegó a la conclusión de que la medida B no incluye elementos de ayuda estatal. Conceder a BNFL una mayor parte de BE tendría el efecto de aumentar la ayuda puesto que disminuiría la tesorería libre de BE y así su contribución al NLF. Esto no puede ser aceptado por la Comisión.

(481)

Drax sugirió que la central de Eggborough fuera privatizada. La Comisión reconoce que deshacerse de Eggborough no iría en detrimento de la necesidad de preservar un margen de capacidad en el sistema eléctrico puesto que la central muy probablemente sería explotada por su nuevo propietario. Sin embargo, para poder aplicar su plan de reestructuración y restaurar la viabilidad, BE necesita tener acceso a alguna fuente de producción eléctrica flexible. Si BE vendiera Eggborough, tendría que adquirir esta flexibilidad en fuentes exteriores.

(482)

Sobre la base de ensayos, las autoridades británicas llegaron a la conclusión de que no sería económico que BE comprara los servicios que deriva de Eggborough a otros productores. Estos servicios consisten en un seguro contra interrupciones inesperadas, adaptación de la electricidad para contratos empresariales y flexibilidad para ajustarse al plan de mantenimiento de los reactores. Las autoridades británicas han indicado que BE ahorraría 11 millones GBP al año guardando Eggborough. Este cálculo se basa en los costes de Eggborough, lo que significa que BE posiblemente sólo podría obtener los mismos servicios al mismo coste poseyendo otra central. La compra de los servicios en el mercado sería mucho más cara, en caso de que efectivamente fuera posible.

(483)

Teniendo en cuenta lo dicho anteriormente, la Comisión considera que requerir a BE que privatice Eggborough amenazaría las perspectivas de BE de volver a la viabilidad y sería desproporcionado. La Comisión considera que las medidas compensatorias no 1 y no 2 imponen el mismo tipo de restricción de una forma más proporcionada.

(484)

Powergen sugirió imponer un límite a la cuota de mercado DSB de BE. La Comisión considera que tal límite sería perjudicial para la competencia en este mercado. La medida compensatoria no 3 será más eficaz para atenuar el impacto de la ayuda para los competidores en este mercado sin restringir la capacidad de BE de ofrecer tratos competitivos en el mercado por sí misma.

(485)

Powergen sugirió prohibir a BE incorporarse a nuevos mercados al por menor. Esta medida afectaría sobre todo al mercado doméstico, servido actualmente solamente por proveedores. La Comisión considera que tal restricción privaría a los clientes de una posible fuente de competencia en un segmento que actualmente ya es la parte menos competitiva del mercado británico de la electricidad (73). La Comisión considera que la medida compensatoria no 1 será a este respecto suficiente para asegurarse de que, en caso de que BE desee incorporarse a este mercado, lo haga sobre la base de sus propios medios, sin distorsión indebida de la competencia.

(486)

Para finalizar, la Comisión considera que las demás medidas compensatorias sugeridas por los terceros que presentaron comentarios están sumidos en las tres medidas compensatorias seleccionadas por la Comisión.

d) Aplicación completa del plan de reestructuración

(487)

Deberá requerirse a la empresa para que aplique por completo el plan de reestructuración presentado a la Comisión. El Gobierno británico se compromete a garantizar la aplicación completa del plan de reestructuración, en caso de que sea aprobado.

e) Supervisión e informe anual

(488)

Si se aprueba el paquete de ayuda, el Gobierno británico se compromete a facilitar a la Comisión un informe a más tardar seis meses después de la aprobación e informes anuales de tal modo que la Comisión pueda supervisar la evolución de BE hasta que su posición se haya estabilizado en tal medida que la Comisión ya no considere necesarios más informes.

VII. CONCLUSIÓN

(489)

La Comisión concluye que siempre que se respeten las Directrices sobre ayuda de reestructuración y que coincidan con los objetivos del Tratado Euratom, las ayudas en cuestión son compatibles con el mercado común.

HA ADOPTADO LA PRESENTE DECISIÓN:

Artículo 1

La ayuda que el Reino Unido tiene previsto ejecutar con arreglo a la medida A del plan de reestructuración de British Energy plc (en lo sucesivo denominada «British Energy») notificado a la Comisión el 7 de marzo de 2003, que consiste en el compromiso del Gobierno del Reino Unido de financiar:

el pago de las responsabilidades relativas a la gestión del combustible agotado cargado en los reactores nucleares de British Energy antes de la fecha efectiva del plan de reestructuración, siempre que los gastos ligados a estas responsabilidades, excepto las responsabilidades históricas ampliadas, según se definen en el Acuerdo de Financiación de las Responsabilidades Históricas entre British Energy y el Gobierno del Reino Unido, no sobrepasen un importe de 2 185 000 000 GBP a valor de diciembre de 2002;

cualquier déficit del Fondo de Responsabilidades Nucleares con respecto al pago del cierre definitivo de las instalaciones nucleares de British Energy, las responsabilidades de British Energy para las que no existe contrato y las responsabilidades históricas ampliadas según lo definido en el Acuerdo de Financiación de las Responsabilidades Históricas entre British Energy y el Gobierno del Reino Unido,

es compatible con el mercado común y con los objetivos del Tratado Euratom, siempre que se cumplan las condiciones establecidas en los artículos 2 a 10.

Artículo 2

1. El Reino Unido garantizará la aplicación completa del plan de reestructuración comunicado a la Comisión por el Reino Unido.

2. El Reino Unido presentará un informe sobre la ejecución de la reestructuración a más tardar seis meses después de la presente Decisión y posteriormente cada año hasta que la Comisión considere que ya no es necesario.

Artículo 3

Tan pronto como los gastos correspondientes a las responsabilidades mencionadas en el artículo 1, letra b), sobrepasen 1 629 000 000 GBP a valor de diciembre de 2002, el Reino Unido presentará informes adicionales detallados a la Comisión demostrando que los pagos del Gobierno se limitan a cubrir las responsabilidades mencionadas en dicha letra, y que se han tomado las medidas apropiadas para limitar los gastos al mínimo necesario para cubrir esas responsabilidades. Estos informes se presentarán anualmente y se anexarán a los informes anuales mencionados en el artículo 2.

Artículo 4

A efectos de computar los importes a valor de diciembre de 2002 mencionados en los artículos 1 y 3, el Reino Unido utilizará el tipo de referencia y de descuento publicado por la Comisión para el Reino Unido, actualizándolo cada cinco años.

Artículo 5

1. El Reino Unido requerirá a British Energy para que, a más tardar el 1 de abril de 2005, se comprometa a:

a)	separar su negocio de suministro de electricidad de British Energy Generation Limited y constituirlo como filial separada de British Energy plc (o de la empresa que la sustituya);

b)	consolidar las actividades nucleares existentes de producción en una única empresa, y

utilizar todos los medios razonables para obtener modificaciones de licencias conforme a la Ley de la Electricidad de 1989 o, si tales modificaciones no pueden obtenerse, para ofrecer compromisos vinculantes al Gobierno del Reino Unido no limitados en el tiempo con el fin de que: i) British Energy gestione sus negocios existentes de producción nuclear y no nuclear como negocios separados a efectos de licencias (o a efectos de cualquier compromiso con el Gobierno del Reino Unido), ii) el negocio de producción nuclear existente no facilite ninguna subvención cruzada a cualquier otra actividad empresarial del grupo British Energy.

2. En caso de que los compromisos citados en la letra c) no sean ejecutados mediante acuerdo de licencia, el Reino Unido presentará un informe anual a la Comisión que demuestre que no ha habido ninguna subvención cruzada desde el negocio de producción nuclear existente a cualquier otra actividad empresarial del grupo British Energy. Este informe se basará en un análisis efectuado por expertos contables independientes y podrá adjuntarse al citado en el artículo 2. Esto no debería impedir la posibilidad de que posteriormente se establezca una ejecución por licencia si llega a ser posible.

3. El Reino Unido informará a la Comisión tan pronto como se ejecuten los compromisos citados en los apartados 1 y 2.

Artículo 6

El Reino Unido exigirá a British Energy que, durante un período de seis años desde la fecha de la presente Decisión, se comprometa a no poseer o tener derechos de control sobre:

—	capacidad de producción mediante combustibles fósiles que sea operativa y esté registrada (74) en el Espacio Económico Europeo, o

—	capacidad de producción hidroeléctrica registrada en el Reino Unido, según lo definido en la Ley sobre Energías Renovables (Renewables Obligation Order) de 2002,

(ambos tipos de capacidad serán denominados conjuntamente, en lo sucesivo, «capacidad restringida») cuya suma supere los 2 020 MW, siempre que:

durante un «período de puesta a disposición» (tal como se define más adelante), British Energy tenga derecho a poseer o a tener derecho de control sobre una capacidad restringida superior a 2 020 MW, a condición de que no opere dicha capacidad restringida o deje de ejercer cualquier control operativo o interés en dicha capacidad restringida o de la electricidad producida a partir de dicha capacidad restringida. A dicho efecto se entenderá por «período de puesta a disposición» el comprendido entre:

la comunicación a Eggborough Power Limited o a Eggborough Power Holdings Limited de que: 1) va a ejercerse una opción de compra de las acciones en Eggborough Power Limited o en Eggborough Power Limited, o 2) va a ejercerse una garantía sobre las acciones de Eggborough Power Limited o de Eggborough Power Limited,

ii)	la fecha en que el grupo British Energy ya no disponga de la capacidad de producción registrada de la central de Eggborough;

si una de las opciones de control de las acciones en Eggborough Power Limited o en la central de Eggborough se materializa, British Energy podrá poseer o tener derechos de control sobre la capacidad restringida que no sobrepase los 2 222 MW, siempre que declare su capacidad restringida al operador de la National Grid como 2 020 MW y no explote más de 2 020 MW de capacidad restringida,

si la capacidad de las centrales de Eggborough no puede ser utilizada por el grupo British Energy debido a una avería irreparable o por causa de fuerza mayor, British Energy podrá poseer o tener derechos de control sobre la capacidad restringida que no sobrepase los 2 222 MW, a condición de que declare su capacidad restringida al operador de la National Grid como 2 020 MW y de que no explote más de 2 020 MW de capacidad restringida.

Artículo 7

El Reino Unido requerirá a British Energy para que, durante un período de seis años desde la fecha de la presente Decisión y si para ello no cuenta con previo consentimiento escrito de la Comisión, no posea o tenga derechos de control sobre capacidad de producción nuclear operativa registrada en el Espacio Económico Europeo distinta de sus activos de generación o de contratos nucleares existentes de explotación y mantenimiento en los que British Energy no tiene ningún interés en la producción de electricidad.

Artículo 8

El Reino Unido designará, en un plazo de cuatro meses desde la presente Decisión y mediante un proceso abierto y transparente, a un experto independiente con el fin de supervisar el cumplimiento por BE de las condiciones establecidas en el artículo. Informará inmediatamente a la Comisión de esta designación.

Artículo 9

1. El Reino Unido requerirá a British Energy para que:

durante un período de seis años desde el nombramiento del experto independiente, no ofrezca a los usuarios finales no domésticos que le compran electricidad directamente un suministro en que el precio de contrato de la energía esté por debajo del precio de mercado al por mayor actual; sin embargo, en circunstancias excepcionales de mercado en que el experto independiente considere que se cumplen determinadas condiciones objetivas según lo descrito en el artículo 10 («circunstancias excepcionales del mercado»), entonces British Energy tendrá derecho, mientras que tales circunstancias excepcionales sigan existiendo, a establecer de buena fe el precio de contrato de la energía por debajo del precio de mercado al por mayor actual con el fin de que British Energy pueda responder a la competencia, bajo las condiciones del artículo 10,

b)	coopere de buena fe con el experto independiente y responda puntualmente a todas las peticiones razonables del experto independiente, incluidas las de información, documentos o acceso al personal y a la dirección.

2. El experto independiente informará anualmente al Reino Unido sobre el cumplimiento por British Energy de estas condiciones. El Reino Unido pondrá los informes a disposición de la Comisión.

Artículo 10

1. Las pruebas utilizadas para decidir si se dan las circunstancias de mercado excepcionales serán las siguientes:

En cualquier momento de […] (que concluya no más tarde de […] antes de la fecha de la comunicación de advertencia (Amber Notice) que se define a continuación), el […] de los usuarios finales no nacionales a los que British Energy hubiera hecho ofertas de suministro en condiciones en que el margen en el suministro del elemento energético del contrato con respecto al precio al por mayor existente sea […], rechazaran la oferta de British Energy.

b)	Los volúmenes negociados en el mercado al por mayor de la electricidad durante un período de […] caigan a menos de […] de la media de los negociados en el mismo período en el último […] para el cual se disponga de datos.

c)	British Energy ofrece suministrar un mínimo de […] de electricidad en el mercado al por mayor […] y dicho volumen no se vende en un plazo de […].

2. En caso de que se enfrente a circunstancias parecidas a estas y si considera que podría necesitar invocar las circunstancias de mercado excepcionales, British Energy informará primero al experto independiente, resumiendo su análisis de la situación y la posición en relación con las pruebas objetivas (la «comunicación de advertencia»).

3. Si las circunstancias no mejoran tras la comunicación de advertencia y si se cumplen las condiciones citadas en las susodichas pruebas a), b) o c), British Energy notificará al experto independiente que va a responder a la competencia mediante precios inferiores al precio al por mayor y facilitando los datos recientes al respecto de que disponga. El experto independiente tendrá entonces no más de 24 horas para confirmar o no que se cumplen las condiciones de las pruebas a), b) o c) y declarar en consecuencia la existencia de circunstancias de mercado excepcionales.

4. Si el experto independiente declara la existencia de circunstancias de mercado excepcionales, British Energy tendrá derecho, durante un período de […] desde conocida la decisión del experto independiente, a hacer de buena fe ofertas de precios para hacer frente a la competencia en las ventas directas a empresas.

5. El período de […] podrá ser prorrogado por el experto independiente mientras se sigan dando las circunstancias de la prueba c).

6. Al final del período, la restricción de precios establecida en el artículo 9 se aplicará de nuevo a British Energy.

7. Después del período, British Energy entregará al experto independiente un informe que resuma sus actividades de ventas durante el período. Esta información se incorporará al informe anual del experto independiente.

8. Finalizado el período de contrato durante el que se dieron las circunstancias de mercado excepcionales, el experto independiente hará pública su constatación de la existencia de tales circunstancias y su duración.

Artículo 11

El destinatario de la presente Decisión será el Reino Unido de Gran Bretaña e Irlanda del Norte.

Hecho en Bruselas, el 22 de septiembre de 2004.

Por la Comisión

Mario MONTI

Miembro de la Comisión

(1) DO C 180 de 31.7.2003, p. 5.

(2) DO C 39 de 18.2.2003, p. 15.

(3) Véase la nota 1.

(4) Es decir, costes que no pueden evitarse dejando de producir electricidad o cerrando centrales.

(5) Es decir, los costes que pueden evitarse dejando de producir electricidad o cerrando centrales.

(6) Datos originales: flujos de caja a marzo de 2003, a precios de diciembre de 2002. Proyecciones actuales: flujos de caja a marzo de 2004, a precios de marzo de 2004.

(7) El tipo de descuento es del 5,4 % nominal, recomendado como índice de referencia a partir del 1 de enero de 2003 de conformidad con la Comunicación de la Comisión relativa al método de fijación de los tipos de referencia y de actualización (DO C 273 de 9.9.1997, p. 3).

Datos originales: Flujos de caja a marzo de 2003, a precios de diciembre de 2002.

Proyecciones actuales: Flujos de caja a marzo de 2004, a precios de 2004.

(8) BE compra el combustible para su única central PWR a otro suministrador y no ha firmado ningún contrato para el combustible PWR agotado pues lo almacena en la central.

(9) Este porcentaje corresponde al porcentaje de descuento del sector público.

(10) La definición de estas tres situaciones se da en el considerando 111.

(11) Asumiendo que la fecha efectiva de reestructuración es el 1 de abril de 2004. Valor actual neto a marzo de 2003.

(12) El margen bruto se basa en los ingresos totales antes de intereses e impuestos menos el coste directo de suministro (incluidos los costes de la electricidad y de suministro). Fuente: BE.

(13) Las «vulnerabilidades» son áreas en que BE y sus asesores consideran que existe un riesgo mayor de que no se alcancen los objetivos establecidos. Las «sensibilidades» se refieren a niveles de producción en las distintas hipótesis para reflejar el débil rendimiento histórico de las centrales.

(14) Secreto comercial.

(15) DO C 368 de 23.12.1994, p. 12.

(16) Rec. 1982, p. 2545.

(17) DO C 37 de 3.2.2001, p. 3.

(18) TUSNE se describe como «una organización informal de sindicalistas que apoyan el uso civil de la energía nuclear como medio de generación de energía en el marco de una política energética equilibrada y un medio ambiente seguro y limpio».

(19) Robert Freer es un asesor.

(20) CIA es una asociación comercial formada por 180 empresas, entre ellas algunas de las mayores consumidoras de electricidad del Reino Unido.

(21) JHA es una gran empresa británica que realiza análisis del mercado de la energía.

(22) EIUG es una organización que representa a grandes consumidores de energía de la industria británica.

(23) Terra Nitrogen produce nitrógeno, forma parte del grupo Terra y también produce metanol. Es un consumidor importante de electricidad en el Reino Unido.

(24) Energywatch es un organismo público independiente que representa los intereses de los consumidores de gas y electricidad de Gran Bretaña.

(25) TVO es un productor finlandés de electricidad y operador de centrales nucleares.

(26) National Grid Transco es propietaria y operadora del sistema de transmisión de Inglaterra y el País de Gales. Es una empresa privada independiente de las empresas de generación y suministro.

(27) La Academia fue fundada en 1976 con el fin para promover la excelencia en ingeniería.

(28) EECL explota una turbina de gas de ciclo combinado de 396 MW al norte de Londres. Pertenece a la empresa americana Indeck Energy Services Inc.

(29) EIC es una organización independiente cuyo objetivo es proporcionar apoyo e información de mercado a las empresas que utilizan energía en el Reino Unido.

(30) Organismo que representa los intereses de aproximadamente 200 usuarios (grandes industrias, empresas comerciales y sector público) para los cuales el coste de la electricidad y el gas es un factor importante.

(31) Asunto C-256/97, Rec. 1999, p. I-3913.

(32) El artículo 305, apartado 2, del Tratado CE establece que «Las disposiciones del presente Tratado no afectarán a las estipulaciones del Tratado constitutivo de la Comunidad Europea de la Energía Atómica».

(33) Decisión del Tribunal de Justicia de 10 de diciembre de 2002, asunto C-29/99.

(34) DO L 27 de 30.1.1997, p. 20.

(35) Véase la sentencia del Tribunal de 29 de abril de 1999 en el asunto C-342/96, Reino de España contra Comisión de las Comunidades Europeas, Rec.[1999] I-2459.

(36) Incluidas todas las responsabilidades de eliminación final del combustible histórico agotado.

(37) Determinado sobre la base de que la eficacia de BE resulta en […] GBP/MWh, equivalente a […] GBP/kgU.

(38) El precio de la electricidad producida refleja el valor de la electricidad básica negociado con arreglo al NETA.

(39) Hasta hoy BE no ha eliminado definitivamente ninguno de su combustible agotado debido a que no se ha definido todavía la forma en que se realizará esta operación en el Reino Unido.

(40) Informe disponible en el sitio internet de Greenpeace UK:http://www.greenpeace.org.uk/MultimediaFiles/Live/FullReport/6273.pdf.

(41) Utilizando el mismo índice de conversión de 1 GBP = 1,82 USD que en el informe.

(42) M. Bunn y otros: The Economics of Reprocessing vs. Direct Disposal of Spent Nuclear Fuel. Informe final, diciembre de 2003.

(43) En julio de 2003, Argus informó sobre el contrato básico del invierno 2003/2004 en 20,96 GBP/MWh. El 7 de agosto de 2003, UKPX informó sobre precios de contratos futuros de carga básica para el mismo período de 22,55 GBP/MWh. Ese mismo día, UKPX, sobre contratos futuros de carga básica para el verano 2006 de 20,50 GBP/MWh y sobre el precio acordado para el invierno 2006, de 27,15 GBP/MWh. Fuente: Argus y UKPX citados en el informe Frontier Economics: Plant margins in the markets where BE operates in Great Britain, agosto de 2003, anexo a las alegaciones de BE.

(44) Véase la sentencia del Tribunal de 16 de mayo de 2002 en el asunto C-482/99, República Francesa contra Comisión de las Comunidades Europeas, Rec. 2002], p. I-04397, apartado 24.

(45) DO L 195 de 29.7.1980, p. 35. Directiva cuya última modificación la constituye la Directiva 2000/52/CE (DO L 193 de 29.7.2000, p. 75).

(46) Dictamen del Abogado General Jacobs en el asunto C-482/99, República Francesa contra Comisión, Rec. 2002, p. I-04397.

(47) Utilizando un tipo de cambio de 1 GBP = 1,5 EUR.

(48) Fuente: sitio de Posiva Oy (www.posiva.fi). Este cálculo se basa en los costes por kg del combustible agotado. Traducir este valor en toneladas por uranio (cargado antes del uso) puede reducir muy ligeramente los costes reales puesto que los elementos combustibles agotados también incluyen una pequeña parte de material distinto del uranio en espaciadores y tubos.

(49) Véase también la sección VI.1.

(50) El precio de carga básico de la electricidad en el mercado al por mayor tiene un impacto en la estructura de costes de la central de BE, puesto que está relacionado con el precio que BE paga a BNFL por la gestión del combustible agotado.

(51) Valor actual neto a diciembre de 2002 con un descuento del 5,4 % nominal.

(52) Según el Organismo Internacional de la Energía Atómica, solamente se cerraron definitivamente seis centrales nucleares en todo el mundo en el año 2003. Fuente: OIEA, Nuclear Technology Review 2003.

(53) Véase A European Perspective on the Funding of Decommissioning and Related Activities fo the End of the Nuclear Cycle, José A. Hoyos Pérez, «NEA International Seminar» sobre «Strategy Selection for the Decommissioning of Nuclear Facilities», Tarragona, España, 1 a 5 de septiembre de 2003.

(54) Radioactive Waste Management and Decommissioning in an Enlarged European Union, Derek M. Taylor, «19th Residential Summer School on Decommissioning and Radioactive Waste Management», Cambridge, Reino Unido, 30 de junio a 4 de julio de 2003.

(55) Valor actual neto a diciembre de 2002 con un descuento del 5,4 % nominal.

(56) Véase la Comunicación de la Comisión relativa al método de fijación de los tipos de referencia y de actualización (DO C 273 de 9.9.1997, p. 3) junto con la Comunicación de la Comisión relativa a una adaptación técnica del método de fijación de los tipos de referencia y de actualización (DO C 241 de 26.8.1999, p. 9), y el artículo 9 del Reglamento (CE) no 794/2004 de la Comisión, de 21 de abril de 2004, por el que se establecen disposiciones de aplicación del Reglamento (CE) no 659/1999 del Consejo por el que se establecen disposiciones de aplicación del artículo 93 del Tratado CE (DO L 140 de 30.4.2004, p. 1).

(57) DO L 176 de 15.7.2003, p. 11.

(58) Esta conclusión coincide además con la alcanzada por la Comisión en casos de concentración en que el mercado geográfico se consideró como nacional.

(59) En julio de 2003, Argus informó sobre el contrato básico del invierno 2003/2004 en 20,96 GBP/MWh. El 7 de agosto de 2003, UKPX informó sobre precios de contratos futuros de carga básica para el mismo período de 22,55 GBP/MWh. Ese mismo día, UKPX, sobre contratos futuros de carga básica para el verano 2006 de 20,50 GBP/MWh y sobre el precio acordado para el invierno 2006, de 27,15 GBP/MWh. Fuente: Argus y UKPX, citados en el informe «Frontier Economics», «Plant margins in the markets where BE operates in Great Britain», agosto de 2003, anexo a las alegaciones de BE.

(60) Informe PowerInk, «Survey of the markets served by British Energy», marzo de 2003, anexo a la notificación de las autoridades británicas cita los mejores precios entre 20 y 25 GBP/MWh. Las decisiones previas de la Comisión para el sector se basaron en los mejores nuevos costes de entrada de 35,5 EUR/MWh (alrededor de 23,7 GBP/MWh). Véase por ejemplo la decisión de la Comisión en el asunto N133/01, Régimen de compensaciones de costes de transición a la competencia en Grecia (DO C 9 de 15.1.2003, p. 6).

(61) La demanda máxima instantánea en época de máximo frío es la situación de demanda invernal máxima que tiene un 50 % de probabilidades de ser sobrepasada únicamente por razones climatológicas. Esta definición es la utilizada por el operador de la red de Inglaterra y el País de Gales, National Grid Transco.

(62) El 20 % en el informe «The closure of British Energy's UK Nuclear Power Plants» de John H. Large, de Large & Associates, abril de 2003, anexo a las alegaciones de Greenpeace. El 20 % en el informe «The closure of British Energy's UK nuclear power stations» por ILEX Energy Consulting, septiembre de 2002, anexo a las alegaciones de Greenpeace.

(63) El informe puede encontrarse en la siguiente dirección:

http://www.nationalgrid.com/uk/library/documents/sys_04/default.asp?action=&sNode=SYS&Exp=Y.

(64) 57 000 MW es la media de la previsión de demanda máxima instantánea en época de máximo frío para esos tres años.

(65) Disponible en: http://www.scottish-southern.co.uk/popups/7yearstatement.asp.

(66) Disponible en: http://www.scottishpower.com/applications/publish/downloadPublicDocument.jsp?guid=2e0a12_fa5719a547_-7ff60a026463&folderPath=/root/ScottishPower Media Library/Documents and Reports/&downloadParameter=Attachment.

(67) La demanda máxima ACS en cada zona puede diferir ligeramente del pico máximo previsto dependiendo de la severidad del tiempo esperado con respecto al tiempo ACS. La demanda máxima real ACS en Gran Bretaña puede también diferir ligeramente de la suma directa de los tres valores geográficos. Computando precisamente requeriría un análisis de las correlaciones entre demandas en las tres regiones, para las cuales ninguna cifra está disponible. Sin embargo, es razonable confiar que los picos están efectivamente correlacionados puesto que no hay ningún desfase significativo entre las áreas geográficas y las tres regiones están sujetas al mismo tipo de tiempo.

(68) 76 469 supera a 61 853 en un 23,6 %.

(69) Esto puede seguir siendo beneficioso para el cliente puesto que no hay ningún intermediario entre el productor y él.

(70) Excepto BNFL, ninguno de los competidores BE explota reactores nucleares en Gran Bretaña.

(71) En el sentido de la «Renewable Obligation Order» de 2002.

(72) Véase el considerando 186.

(73) Véase al respecto «Energywatch Annual Report, April 2002-March 2003», disponible en http://www.energywatch.org.uk/uploads/20022003_Annual_Report.pdf.

(74) Excluida la capacidad auxiliar procedente de combustibles fósiles generada en sus centrales nucleares.

		ISSN 1725-2512
Diario Oficial de la Unión Europea		L 142

Edición en lengua española	Legislación	48o año 6 de junio de 2005

Sumario		II Actos cuya publicación no es una condición para su aplicabilidad	Página
		Comisión
	*	Decisión de la Comisión, de 15 de octubre de 2003, relativa a medidas puntuales aplicadas por Portugal en favor de RTP [notificada con el número C(2003) 3526] ( 1 )	1
	*	Decisión de la Comisión, de 22 de septiembre de 2004, sobre la ayuda estatal que el Reino Unido prevé ejecutar en favor de British Energy plc [notificada con el número C(2004) 3474] ( 1 )	26