27.9.2006   

IT

Gazzetta ufficiale dell’Unione europea

L 268/37

(1)

Con lettera del 19 dicembre 2003, registrata dalla Commissione il 22 dicembre 2003, il Regno Unito ha informato la Commissione sulle implicazioni a livello di aiuti di Stato del progetto di legge che istituisce un’agenzia per la disattivazione delle centrali nucleari («Nuclear Decommissioning Authority», «NDA»), in appresso denominato «la misura».

(2)

Con lettera D/51248 del 20 febbraio 2004, la Commissione ha posto domande in merito alla misura, alle quali il Regno Unito ha risposto con lettera del 29 marzo 2004, registrata dalla Commissione il 15 aprile 2004.

(3)

Con lettera D/54319 del 16 giugno 2004, la Commissione ha posto ulteriori questioni in merito alla misura, a cui il Regno Unito ha risposto con lettera del 14 luglio 2004, registrata dalla Commissione il 19 luglio 2004.

(4)

Il Regno Unito ha presentato informazioni supplementari sulla misura con lettera del 10 settembre 2004, registrata dalla Commissione il 14 settembre 2004, e con lettera del 14 ottobre 2004, registrata dalla Commissione il 19 ottobre 2004.

(5)

Con lettera del 1o dicembre 2004 la Commissione ha informato il Regno Unito della propria decisione di avviare il procedimento di cui all’articolo 88, paragrafo 2 del trattato riguardo alla misura in oggetto.

(6)

La decisione della Commissione di avviare il procedimento (in appresso «l’avvio del procedimento») è stata pubblicata nella Gazzetta ufficiale dell’Unione europea  (2). La Commissione ha invitato gli interessati a presentare osservazioni.

(7)

Il Regno Unito ha presentato alla Commissione le proprie osservazioni sull’avvio del procedimento con lettera del 31 gennaio 2005, registrata dalla Commissione il medesimo giorno.

(8)

La Commissione ha ricevuto osservazioni da talune parti interessate. Essa le ha trasmesse al Regno Unito offrendo l’opportunità di commentarle ed ha ricevuto i relativi commenti con lettera del 4 marzo 2005, registrata il 7 marzo 2005.

(9)

Le riunioni tra le autorità britanniche e la Commissione hanno avuto luogo il 20 aprile, il 25 agosto e l’11 ottobre 2005.

(10)

Il Regno Unito ha presentato ulteriori informazioni sulla misura con lettera del 23 gennaio 2006, registrata dalla Commissione lo stesso giorno. Una modifica di tale lettera è stata inviata con lettera del 1o febbraio 2006, registrata dalla Commissione lo stesso giorno. Ulteriori informazioni aggiuntive sulla misura sono state presentate dal Regno Unito con lettera del 7 febbraio 2006, registrata dalla Commissione lo stesso giorno. Altre informazioni aggiuntive sono state presentate dal Regno Unito con lettera del 7 febbraio 2006, registrata dalla Commissione il 10 febbraio 2006. Ulteriori informazioni aggiuntive sono state presentate dal Regno Unito con lettera del 29 marzo 2006, registrata dalla Commissione il 30 marzo 2006.

(11)

Il Regno Unito è stato uno dei primi paesi del mondo ad occuparsi di tecnologie nucleari, per scopi sia civili che militari.

(12)

Quando sono state introdotte per la prima volta queste tecnologie, l’industria si è concentrata sui miglioramenti scientifici e sugli aumenti di efficienza. La gestione degli oneri nucleari non è stata in genere presa in considerazione o soltanto in modo molto limitato.

(13)

La crescente consapevolezza della necessità di smantellare le centrali nucleari ha gradualmente determinato l’accantonamento di fondi per la gestione degli oneri nucleari. Questi fondi, tuttavia, erano in genere insufficienti per far fronte ad oneri il cui importo stimato era ancora molto incerto, ma era in fase di crescita. Persino alla fine del ventesimo secolo, la gestione degli oneri nucleari è stata affrontata ancora in maniera autonoma da ciascuno dei proprietari dei siti e molto spesso caso per caso.

(14)

Il governo britannico ha ritenuto che questo tipo di gestione avesse raggiunto il limite delle proprie possibilità e che fosse necessario realizzare un metodo nuovo e più efficiente onde trattare gli oneri nucleari in modo più efficace, mantenendo nel contempo un elevatissimo livello di sicurezza.

(15)

Nel 2001 il governo britannico ha deciso di iniziare uno studio delle modalità con cui la gestione degli oneri nucleari del settore pubblico potrebbe essere demandata ad un unico organismo pubblico. Nel luglio 2002 è stato pubblicato il Libro bianco «Managing the Nuclear Legacy — A strategy for action» (La gestione dell’eredità nucleare — Una strategia di azione). Al termine di un processo di consultazione, le idee contenute nel Libro bianco sono state trasposte nella legislazione mediante la legge sull’energia («Energy Act») del 2004.

(16)

Le disposizioni di tale normativa prevedono la costituzione di un nuovo organismo pubblico non ministeriale, denominato Nuclear Decommissioning Authority (NDA). La NDA assumerà progressivamente la responsabilità della gestione della maggior parte degli oneri nucleari del settore pubblico nel Regno Unito (3). A questo scopo, la proprietà dei siti nucleari e degli attivi verrà trasferita alla NDA. Oltre ad acquisire la proprietà degli attivi e dei siti, la NDA assumerà la responsabilità dei relativi oneri nucleari nonché di tutti gli attivi finanziari chiaramente collegati a detti siti.

(17)

L’obiettivo della NDA è la gestione efficiente e sicura degli oneri nucleari. La NDA continua a gestire gli attivi materiali che le sono stati trasferiti se il proseguimento di tale gestione supera i loro costi evitabili e contribuisce dunque alla riduzione del valore delle loro passività. La NDA è un ente pubblico senza scopi commerciali, non investirà in alcun nuovo attivo né avvierà alcuna nuova attività.

(18)

La NDA non provvederà in proprio alla disattivazione dei siti di cui è responsabile, ma subappalterà questo compito ad altri organismi. NDA può altresì incaricare altre entità di proseguire la gestione degli attivi nucleari. Le entità incaricate dalla NDA di gestire un sito sono denominate «Site Licensee Companies» (società licenziatarie dei siti, «SLC»). In un primo tempo, le SLC saranno i precedenti proprietari dei siti. In seguito, esse verranno scelte attraverso bandi di gara, onde favorire lo sviluppo di un vero e proprio mercato della disattivazione e della bonifica dei siti nucleari.

(19)

Per finanziare le proprie attività, la NDA utilizza il valore degli attivi finanziari trasferiti e degli utili netti generati dal trasferimento degli attivi materiali. Poiché è molto probabile che tali risorse non siano sufficienti per coprire interamente i costi di gestione degli oneri nucleari, lo Stato finanzierà la differenza.

(20)

Gli attivi appartenenti alla «United Kingdom Atomic Energy Agency» (Agenzia per l’energia atomica del Regno Unito, UKAEA) sono stati trasferiti alla NDA. La Commissione ha già statuito su questo aspetto della misura nella decisione menzionata al punto 5. La Commissione ha ritenuto che questo aspetto della misura non costituisse un aiuto di Stato ai sensi dell’articolo 87, paragrafo 1 del trattato CE.

(21)

La NDA ha inoltre ricevuto gli attivi appartenenti a British Nuclear Fuels Limited (BNFL). Questo aspetto della misura è l’oggetto della presente decisione. Va sottolineato che il Regno Unito ha previsto disposizioni transitorie onde garantire che, malgrado il trasferimento formale degli attivi di BNFL alla NDA, non venga concesso nessun aiuto di Stato finché la Commissione non avrà adottato una decisione definitiva sul caso.

(22)

BNFL è una società pubblica a responsabilità limitata che svolge attività in varie branche del settore nucleare. Opera in quasi tutte le fasi del ciclo del combustibile nucleare: arricchisce l’uranio (attraverso Urenco), fornisce combustibile nucleare, genera energia elettrica e provvede alla gestione del combustibile nucleare esaurito.

(23)

La maggior parte — ma non tutti — gli attivi e i siti nucleari di BNFL sono stati trasferiti alla NDA, che ha ricevuto:

(24)

Altre attività di BNFL, in particolare quelle connesse a Urenco ed a Westinghouse, non verranno trasferite alla NDA, ma verranno riorganizzate costituendo un gruppo residuo di dimensioni più ridotte.

(25)

Assieme ai siti succitati, BNFL trasferisce alla NDA una serie di attivi finanziari connessi a detti siti e che sono stati costituiti in passato per finanziarne, almeno in parte, la disattivazione. Si tratta dei seguenti attivi:

(26)

Da un punto di vista tecnico, questi attivi non vengono trasferiti direttamente alla NDA, ma consolidati in un fondo governativo per finanziare la disattivazione delle centrali nucleari, il «Nuclear Decommissioning Funding Account». Il governo finanzierà a sua volta la NDA mediante sovvenzioni.

(27)

Nella notifica, le autorità britanniche avevano fornito alla Commissione una stima degli attivi e degli oneri nucleari che verrebbero trasferiti alla NDA, suddividendo tali importi in base alla provenienza, distinguendo cioè tra attività commerciali e attività non commerciali.

(28)

All’avvio del procedimento tutti gli oneri connessi ai siti UKAEA sono stati considerati non commerciali.

(29)

Per stimare la parte di oneri connessi ai siti BNFL derivanti da attività non commerciali, il Regno Unito ha adottato l’approccio in base al quale soltanto gli oneri finanziari ancora riconosciuti dal Ministero della difesa (Ministry of Defence, MOD) o dall’UKAEA erano di natura non commerciale. Gli oneri connessi agli impianti a doppio uso (commerciale/non commerciale) non ancora riconosciuti né dal MOD né dall’UKAEA sono stati attribuiti alle attività commerciali di BNFL, in quanto BNFL era il gestore ed il proprietario di tali impianti, anche se erano stati utilizzati dal MOD o dall’UKAEA in passato.

(30)

Gli oneri stimati connessi ai siti di proprietà, all’epoca, di BNFL, suddivisi in attività commerciali e non commerciali, erano i seguenti:

Tabella 1

Oneri nucleari da trasferire alla NDA, stime al marzo 2003, prezzi 2003, attualizzati al 5,4 % nominale, importi in miliardi di GBP (4)

(31)

Nella notifica, le autorità britanniche hanno inoltre fornito la seguente tabella, che confronta il valore stimato della parte commerciale degli oneri connessi ai siti da trasferire alla NDA da parte di BNFL al valore economico degli attivi da trasferire con detti siti alla NDA. Per gli attivi materiali, il valore economico è stato considerato come uguale al cash flow che si prevedeva dovesse generare il proseguimento della loro attività.

Tabella 2

Differenza tra gli oneri commerciali e il valore degli attivi al 31 marzo 2004, prezzi 2004, attualizzati al 5,4 % nominale, importi in miliardi di GBP (6)

(32)

All’avvio del procedimento, la Commissione ha innanzi tutto espresso riserve in merito all’entità che avrebbe beneficiato di aiuti di Stato ai sensi dell’articolo 87, paragrafo 1 del trattato CE. La Commissione ha tenuto conto non soltanto della situazione della NDA, che potrebbe ricevere pagamenti diretti da parte dello Stato, ma anche di quella di BNFL, che potrebbe essere esentata dal pagamento di spese che avrebbe dovuto altrimenti sostenere in base al principio «chi inquina paga».

(33)

La Commissione ha in seguito valutato se tali aiuti di Stato potessero essere considerati compatibili con il trattato CE. Ha espresso seri dubbi sul fatto che essi fossero compatibili a norma della disciplina comunitaria degli aiuti di Stato per la tutela dell’ambiente (7). Ha inoltre espresso forti dubbi sul fatto che gli aiuti potessero essere considerati compatibili con gli orientamenti comunitari sugli aiuti di Stato per il salvataggio e la ristrutturazione di imprese in difficoltà (8).

(34)

La Commissione ha poi valutato se tali aiuti di Stato potessero essere considerati compatibili applicando direttamente l’articolo 87, paragrafo 3, lettera c) del trattato CE e alla luce degli obiettivi del trattato Euratom. La Commissione ha ritenuto che tale approccio potrebbe in effetti essere adottato in linea di principio, ma ha anche espresso dubbi sul fatto che le autorità britanniche avessero presentato prove sufficienti per comprovare che il contributo positivo degli aiuti al raggiungimento degli obiettivi del trattato Euratom superasse gli effetti negativi per la concorrenza nel mercato interno.

(35)

La Commissione ha infine sollevato dubbi circa la possibile assenza di aiuto di Stato dato che, prima che possano aver luogo le gare di appalto basate su criteri concorrenziali, BNFL svolgerebbe temporaneamente funzioni di SLC.

(36)

A seguito della pubblicazione dell’avvio del procedimento ed entro i termini ivi stabiliti, la Commissione ha ricevuto le osservazioni di tre parti terze, sintetizzate in appresso.

(37)

EDF sostiene l’orientamento generale della misura e ritiene che contribuisca al raggiungimento degli obiettivi del trattato Euratom. Ritiene che sia necessario fissare condizioni adeguate per lo smaltimento finale dei rifiuti nucleari. Per quanto riguarda il finanziamento della disattivazione dei siti nucleari, EDF ritiene che la responsabilità finanziaria e quella industriale debbano andare insieme e che debbano essere accantonati fondi adeguati, garantiti per la durata di funzionamento dei siti. EDF sostiene l’azione della Commissione volta a realizzare un quadro comunitario per risolvere questo tipo di problemi e apprezza il fatto che la Commissione tenga conto, nel caso di specie, del trattato Euratom.

(38)

BE approva la costituzione della NDA e non ritiene probabile che la misura abbia effetti anticoncorrenziali nei suoi confronti.

(39)

BE precisa di essere anche un cliente per quanto riguarda le attuali attività di BNFL di fornitura di combustibile e di gestione delle scorie. Dopo il trasferimento di tali attività alla NDA e l’organizzazione, da parte delle autorità, di un bando di gara per il loro svolgimento, è possibile che uno dei nuovi operatori scelti sia un concorrente di BE. La questione preoccupa BE nella misura in cui potrebbe alla fine diventare cliente di uno dei suoi concorrenti.

(40)

BE attira inoltre l’attenzione della Commissione sul fatto che la costituzione della NDA e la relativa analisi della Commissione non dovrebbero compromettere il suo stesso piano di ristrutturazione, approvato dalla Commissione.

(41)

BE ha inoltre precisato che non ritiene che la misura abbia alcuna incidenza sugli scambi per quanto riguarda la fornitura di combustibile AGR ed il ritrattamento del combustibile esaurito AGR poiché, anche se il solo concorrente comunitario di BNFL, ossia AREVA, dovesse stabilirsi nel Regno Unito, BE non sarebbe in grado di ricorrere ad esso perché già ha accordi con BNFL per tutta la durata di vita delle sue centrali AGR.

(42)

Per quanto riguarda le centrali elettriche Magnox ed il mercato dell’energia elettrica, BE ritiene che la misura, anche se riduce i costi marginali di breve periodo («short run marginal costs», «SRMC») delle centrali di BNFL, non possa avere un effetto sul prezzo al quale BE può vendere la propria produzione nucleare e fossile. In base alla propria esperienza, BE ritiene inoltre che la misura non prolunghi in maniera artificiale la durata di vita degli impianti di BNFL, poiché, sempre secondo le stime di BE, tali centrali dovrebbero ragionevolmente essere in grado di coprire i propri SRMC.

(43)

BE ha infine espresso il proprio parere in merito alle interazioni tra il trattato CE e il trattato Euratom. Questo aspetto delle osservazioni della società, anche se di non facile interpretazione, sembra suggerire che soltanto le misure non necessarie o che vanno al di là di quanto necessario per il raggiungimento degli obiettivi del trattato Euratom possano essere analizzate a norma del trattato CE.

(44)

Greenpeace ritiene che la misura contenga aiuti di Stato ai sensi dell’articolo 87, paragrafo 1 del trattato CE. Essa afferma che è fondamentale garantire una disattivazione sicura dei siti nucleari e che è altrettanto fondamentale che il principio «chi inquina paga» si applichi all’industria nucleare.

(45)

Greenpeace sostiene che l’aiuto non vada considerato compatibile con il mercato comune. Ritiene che il contributo positivo alla realizzazione di una gestione sicura ed efficiente degli oneri nucleari non superi gli effetti negativi della misura in termini di concorrenza.

(46)

Le osservazioni di Greenpeace rappresentano un volume considerevole e comprendono numerosi allegati. Una parte sostanziale delle osservazioni esprime lo scetticismo di Greenpeace in merito all’energia nucleare in generale e al modo in cui è stata gestita in Gran Bretagna, in particolare. Secondo Greenpeace, l’energia nucleare comporta rischi molto significativi per l’ambiente. Il ritrattamento delle scorie nucleari, rispetto all’eliminazione diretta, costituirebbe inoltre un’alternativa pericolosa e costosa.

(47)

Secondo Greenpeace, BNFL — che è uno dei principali operatori del settore nel Regno Unito ed è di proprietà pubblica, è stata gestita in modo particolarmente pericoloso e non trasparente. L’analisi dei suoi conti è difficoltosa; una gestione inefficiente della liquidità ed investimenti rischiosi, rilevatisi alla fine antieconomici, hanno compromesso la capacità dell’impresa di finanziare i propri oneri nucleari. Parte delle riserve destinate a coprire tali oneri non è liquida o, come nel caso del Magnox Undertaking, è di natura virtuale. Inoltre, BNFL ha sempre sottovalutato il proprio passivo ed ha sopravvalutato le proprie entrate future, peggiorando ulteriormente la propria posizione. Greenpeace ha presentato una relazione che analizza e critica la politica d’investimento ed i conti di BNFL.

(48)

Per quanto riguarda più specificamente la misura, Greenpeace sostiene che dovrebbe essere considerata come un modo, per il governo britannico, di ristrutturare una società in difficoltà (BNFL) eliminando i suoi peggiori attivi e i relativi oneri potenzialmente privi di copertura, per permetterle di rimanere sul mercato e continuare ad operare con successo.

(49)

Greenpeace mette inoltre in dubbio la natura dei futuri rapporti tra BNFL e la NDA. Secondo Greenpeace, poiché BNFL diventerà una società licenziataria (SLC) per la NDA, sarà difficile stabilire quale delle due entità abbia natura commerciale . Nel caso della NDA, la generazione di profitti derivanti alle attività commerciali sarebbe contraria al suo scopo. Inoltre, vista la difficoltà di stabilire quale delle due entità è effettivamente quella commerciale, sarebbe anche molto difficile accertare chi è il beneficiario dell’aiuto di Stato.

(50)

Greenpeace ha inoltre specificato che l’attività della NDA creerà probabilmente nuovi rifiuti e che non è chiaro se essa accantonerà fondi per finanziarne la gestione.

(51)

Greenpeace ha inoltre messo in discussione il futuro di Westinghouse, una società di proprietà di BNFL ma non trasferita alla NDA. Greenpeace ha messo in dubbio la redditività di Westinghouse senza il sostegno della società madre. Secondo quanto compreso dalla Commissione, Greenpeace sostiene che, qualora Westinghouse continuasse ad operare come parte di BNFL, i legami storici e futuri tra BNFL e la NDA potrebbero determinare sovvenzioni interne dalla NDA a Westinghouse. Greenpeace teme inoltre che tali sovvenzioni interne possano influire sugli interessi dei concorrenti di Westinghouse nel settore della progettazione dei reattori nucleari. I timori in merito a sovvenzioni interne aumenterebbero se, come sospetta Greenpeace, fosse prevista la vendita di parti di BNFL al settore privato.

(52)

Greenpeace ha inoltre analizzato il caso specifico delle attività di ritrattamento di BNFL. Greenpeace contesta l’argomentazione delle autorità britanniche, secondo le quali il sostegno dello Stato a tali attività non può incidere sugli scambi in quanto i rifiuti nucleari sono difficili da trasportare e sarebbe dunque antieconomico per i concorrenti investire in nuove attività di ritrattamento in Gran Bretagna. Secondo Greenpeace, questa affermazione trascura il fatto che i rifiuti nucleari non devono essere necessariamente ritrattati, ma possono anche essere eliminati mediante lo stoccaggio diretto. Nuovi investimenti in centri di stoccaggio diretto rappresenterebbero un’alternativa economica redditizia da offrire dai concorrenti di BNFL.

(53)

Greenpeace ha inoltre sottolineato che, in base alle cifre di cui dispone, i prezzi offerti da BNFL nei contratti di ritrattamento di combustibile sembrano essere troppo bassi per coprire i costi. BNFL — e quindi la NDA — produrrebbero dunque con queste attività perdite anche maggiori, determinando la necessità di aiuti al funzionamento. A sostegno di tale affermazione, Greenpeace cita un importo di 140 000 GBP/tonnellata per i pagamenti fissi da BE a BNFL per la gestione del combustibile esaurito. Greenpeace paragona tale cifra alle stime comprese tra 330 000 GPB/tonnellata e 533 000 GPB/tonnellata per la gestione complessiva di tali rifiuti secondo gli studi indipendenti eseguiti dall’università di Harvard e da NIREX.

(54)

Greenpeace mette in dubbio le previsioni per la gestione dell’impianto SMP. SMP sarebbe di difficile gestione e la produzione di MOX sarebbe un’alternativa sempre meno interessante per la gestione del plutonio.

(55)

Per quanto riguarda gli impianti Magnox, Greenpeace ritiene che il proseguimento delle loro attività incida sulla concorrenza nel mercato dell’energia elettrica, in particolare per quanto riguarda le energie rinnovabili. Greenpeace ha inoltre affermato che il combustibile esaurito Magnox dovrebbe essere smaltito direttamente e non ritrattato.

(56)

Il Regno Unito ricorda innanzi tutto il suo impegno per la disattivazione e la bonifica dei siti nucleari. Il Regno Unito considera la costituzione della NDA un modo unico in Europa per tentare di trattare gli oneri nucleari storici in maniera sistematica. La NDA dovrebbe non soltanto rendere la disattivazione più sicura ed efficace ma anche aprire la strada ad un effettivo mercato della disattivazione nucleare.

(57)

Il Regno Unito ritiene che la misura non costituisca un aiuto di Stato a favore di BNFL, poiché BNFL non possiederà più gli attivi i cui costi di disattivazione possono essere in parte finanziati dallo Stato. Il Regno Unito ritiene inoltre che neppure il periodo di transizione durante il quale BNFL svolgerà funzioni di SLC prima che possano essere effettivamente scelte le società licenziatarie mediante procedura di gara non comporterà la concessione di aiuti di Stato a BNFL, poiché tutti i pagamenti a detta impresa in tale periodo verranno verificati con criteri di paragone internazionali.

(58)

Il Regno Unito afferma tuttavia che, anche se la Commissione dovesse ritenere che la misura contiene aiuti di Stato a favore di BNFL, questi dovrebbero essere considerati compatibili con il trattato CE in quanto andrebbero a sostegno di vari obiettivi del trattato Euratom (promozione della R&S, protezione sanitaria e sicurezza, investimenti, fornitura regolare ed equa, mercato comune e vantaggi della concorrenza nel settore nucleare). La misura determinerebbe inoltre vantaggi ambientali conformemente all’obiettivo dell’articolo 174 del trattato CE.

(59)

Il Regno Unito dichiara di accettare che la misura sia considerata un aiuto alla NDA. Anche in questo caso, sostiene che tale aiuto dovrebbe essere considerato compatibile con il mercato comune, per le medesime ragioni. Il Regno Unito elenca una serie di vantaggi determinati dalla misura in base agli obiettivi del trattato Euratom. Per tutti questi vantaggi viene presentata una valutazione qualitativa, nonché una stima quantitativa dei guadagni ove considerati possibili.

(60)

Il Regno Unito fornisce un elenco dettagliato ed una valutazione delle attività che continuerà a svolgere BNFL e spiega come essa verrà compensata nel periodo temporaneo in cui svolgerà funzioni di SLC fino alla selezione delle società licenziatarie attraverso una procedura di gara. BNFL riceverà pagamenti soltanto per i costi ammissibili. NDA dovrà tra l’altro realizzare una riduzione dei costi del 2 % l’anno. Tra i costi consentiti non sarà compreso, in linea di principio, il rendimento sul capitale. Il massimale di tali costi corrisponderà inoltre al bugdet del limite di finanziamento annuo del sito fissato dalla NDA.

(61)

I pagamenti possono anche comprendere i cosiddetti «incentivi basati sulle prestazioni», che saranno concessi soltanto se vengono raggiunti ambiziosi obiettivi di prestazione basati sui costi. Il valore di questi incentivi è basato sull’attento confronto dei margini di profitto medi delle imprese internazionali di engineering e di costruzione.

(62)

Il Regno Unito esprime inoltre il proprio parere in merito agli effetti della misura sulla concorrenza in ciascuno dei mercati connessi ai siti trasferiti da BNFL alla NDA.

(63)

Per quanto riguarda le centrali elettriche Magnox, il Regno Unito ritiene che la misura non abbia alcun effetto sul mercato dell’energia elettrica. La posizione occupata dalle centrali Magnox nell’ordine dei costi SRMC sarebbe sempre inferiore a quella dell’impianto marginale, anche in periodi di domanda minima. Questo significherebbe che qualsiasi riduzione degli SRMC determinata dalla misura non potrebbe influire né sul tempo durante il quale i concorrenti possono far funzionare i propri impianti né sul prezzo al quale potrebbero vendere la propria produzione.

(64)

Per quanto riguarda l’impianto THORP del sito di Sellafield, il Regno Unito ha precisato che esso ritratta combustibile nucleare esaurito AGR e LWR. L’ingresso di nuovi operatori nel settore del ritrattamento di combustibile esaurito AGR non sarebbe assolutamente interessante dal punto di vista economico, a causa, in particolare, dei costi di trasporto da e verso la Gran Bretagna, unico paese nel quale tale combustibile è utilizzato. Anche se lo stoccaggio sarebbe in effetti una possibile alternativa al ritrattamento del combustibile AGR, il Regno Unito afferma tuttavia che i tempi ristretti e le limitazioni regolamentari per la costruzione di qualsiasi nuovo sito di stoccaggio di combustibile AGR anche in Gran Bretagna renderebbero questa possibilità non interessante dal punto di vista economico per i nuovi operatori, in particolare viste le dimensioni ridotte del mercato dello smaltimento del combustibile esaurito AGR. Lo stesso tipo di argomentazioni è stato inoltre utilizzato per l’impianto di Springfields, che produce soltanto combustibile AGR e Magnox.

(65)

Per quanto riguarda il combustibile esaurito LWR, il Regno Unito sostiene che la maggior parte di questo tipo di combustibile da ritrattare attraverso THORP si trova già in Gran Bretagna e che la difficoltà di inviarlo sul continente europeo limiterebbe l’incentivo economico per i concorrenti.

(66)

Per quanto riguarda l’impianto SMP del sito di Sellafield, il Regno Unito sostiene che un’eventuale interruzione della sua attività avrebbe effetti negativi per la concorrenza in quanto farebbe uscire un operatore importante da un mercato molto concentrato. La chiusura di SMP comporterebbe inoltre il trasporto regolare al di fuori del Regno Unito di significativi quantitativi di plutonio, il che sarebbe molto costoso per gli utenti ed anche potenzialmente pericoloso.

(67)

Per quanto riguarda il deposito di rifiuti di basso livello Drigg, il Regno Unito afferma che, poiché la maggior parte dei paesi non consente l’importazione dall’estero di rifiuti radioattivi per lo stoccaggio o lo smaltimento, il solo modo di avere una concorrenza sarebbe quello di costruire un altro sito in Gran Bretagna. Si tratterebbe di un investimento non interessante viste le difficoltà per ottenere tutti i necessari permessi. Il conseguente eccesso di capacità renderebbe inoltre l’investimento ancor meno interessante. Una procedura di gara, indetta dalla NDA, per la gestione del sito Drigg sarebbe un modo più efficiente per promuovere la concorrenza sul mercato in questione.

(68)

Il Regno Unito si compiace del sostegno accordato alla misura da parte di EDF.

(69)

Il Regno Unito si compiace del sostegno accordato alla misura da parte di BE.

(70)

Il Regno Unito ritiene che disposizioni giuridiche adeguate permetteranno di escludere l’insorgenza di problemi derivanti dalla potenziale gestione di alcuni dei siti della NDA da parte dei concorrenti di BE.

(71)

Il Regno Unito è convinto che la Commissione terrà pienamente conto dei termini della decisione in merito al piano di ristrutturazione di BE (9) nel valutare i fatti del caso di specie.

(72)

Il Regno Unito ritiene che le sue osservazioni in merito all’avvio del procedimento forniscano già informazioni significative sulle questioni sollevate da Greenpeace. Le risposte alle osservazioni di Greenpeace sono pertanto limitate a determinate affermazioni di carattere generale.

(73)

Il Regno Unito ritiene che la misura sia in effetti perfettamente coerente con il principio «chi inquina paga». Il gruppo BNFL contribuirebbe a coprire più dell’88 % degli oneri attraverso gli attivi trasferiti alla NDA (10). Gli aiuti del governo britannico sarebbero limitati a quanto necessario in riconoscimento della responsabilità finale del governo per quanto riguarda la sicurezza nucleare e la sicurezza del paese. BNFL non trarrebbe un beneficio diretto dagli attivi e dalle entrate commerciali che trasferirà alla NDA, ma beneficerebbe soltanto degli incentivi potenziali, basati sulle prestazioni, per il periodo in cui gestirà i siti se supererà gli obiettivi fissati dal governo.

(74)

Il Regno Unito illustra nel dettaglio la nuova struttura del gruppo BNFL e i suoi rapporti con la NDA.

(75)

Il Regno Unito afferma inoltre che la funzione principale della NDA è la disattivazione dei siti. Se la gestione di determinati attivi su base commerciale consente alla NDA di realizzare tale obiettivo in modo meno oneroso mantenendo gli stessi elevati livelli di sicurezza, essa è autorizzata a farlo. Sarà la NDA a prendere tali decisioni e non BNFL.

(76)

Il Regno Unito sottolinea che la Commissione ha già affrontato la questione del prezzo applicato da BNFL a BE per la gestione del suo combustibile esaurito nella decisione sull’aiuto alla ristrutturazione a favore di British Energy.

(77)

Il Regno Unito contesta infine l’affermazione di Greenpeace secondo la quale la gestione della NDA sarebbe non trasparente e potrebbe determinare sovvenzioni interne con BNFL. Il Regno Unito sostiene, al contrario, che la NDA rappresenterebbe un «esempio di informazione pubblica». I suoi statuti prevederebbero vari meccanismi per garantire la trasparenza dei conti, delle spese e della programmazione complessiva.

(78)

Almeno una parte della misura in esame riguarda questioni che rientrano nel campo d’applicazione del trattato Euratom e che devono quindi essere valutate in base a detto trattato (11). Tuttavia, nella misura in cui non è necessaria per la realizzazione degli obiettivi del trattato Euratom o esula da questi oppure falsa o minaccia di falsare la concorrenza nel mercato comune, la misura deve essere valutata in base al trattato CE.

(79)

La costituzione della NDA e il modo in cui verrà finanziata avrà, per definizione, effetti sulla gestione e sul finanziamento degli oneri nucleari, compresi la disattivazione di molti impianti nucleari ed il trattamento di grandi quantità di rifiuti radioattivi. La disattivazione degli impianti e la gestione dei rifiuti rappresentano una parte importante del ciclo di vita dell’industria nucleare e determinano dei relativi rischi che devono essere affrontati in modo responsabile, nonché dei costi sostenuti dal settore. La necessità di affrontare i rischi connessi ai pericoli derivanti dalle radiazioni ionizzanti costituisce infatti una delle massime priorità nel settore nucleare. La Commissione sottolinea che, dopo oltre 50 anni di attività dell’industria nucleare nel Regno Unito, la disattivazione delle centrali e la gestione dei rifiuti diventano sempre più importanti visto che un numero sempre maggiore di impianti arrivano alla fine del loro ciclo di vita; sono necessarie decisioni e sforzi importanti per garantire la salute e la sicurezza dei lavoratori e della popolazione.

(80)

Nella fattispecie, il trattato Euratom prende in considerazione questa importante questione di salute e di sicurezza, mirando nel contempo a «creare le premesse per lo sviluppo di una potente industria nucleare, fonte di vaste disponibilità di energia …». Ai sensi dell’articolo 2, lettera b) del trattato Euratom, la Comunità, per l’assolvimento dei suoi compiti, deve stabilire norme di sicurezza uniformi per la protezione sanitaria della popolazione e dei lavoratori e vigilare sulla loro applicazione. L’articolo 2, lettera c) del trattato Euratom stabilisce inoltre che la Comunità deve facilitare gli investimenti necessari nel settore dell’energia nucleare. Su tale base, il trattato Euratom istituisce la Comunità europea dell’energia atomica, prevedendo gli strumenti e l’attribuzione delle competenze necessari per conseguire gli obiettivi in questione. In questo contesto, come confermato dalla Corte di giustizia, la sicurezza nucleare è una competenza comunitaria che è da ricollegare alla protezione contro i pericoli derivanti dalle radiazioni ionizzanti, di cui all’articolo 30 del capo 3 «Protezione sanitaria» del trattato Euratom (12). La Commissione deve far applicare le disposizioni del trattato Euratom e può quindi adottare decisioni secondo le procedure previste dal trattato stesso o formulare pareri, quando lo ritenga necessario.

(81)

La Commissione prende nota degli elementi forniti dalle autorità britanniche, secondo le quali l’effetto della misura notificata sarà, tra l’altro, quello di garantire la sicurezza degli impianti nucleari attivi e obsoleti, provvedere alla disattivazione corretta, tempestiva e sicura degli impianti nucleari obsoleti, nonché stoccare e prevedere soluzioni a lungo termine per il combustibile nucleare esaurito ed i rifiuti radioattivi.

(82)

Nel valutare tali informazioni ed in particolare nel determinare se la misura è necessaria o rientra negli obiettivi del trattato Euratom, la Commissione sottolinea che il contributo finanziario concesso dal governo britannico alla NDA è destinato a facilitare i succitati obiettivi del trattato. Le autorità britanniche hanno deciso di creare e finanziare la NDA per garantire il corretto avvio di un processo di disattivazione e gestione dei rifiuti in modo da tutelare adeguatamente la salute e la sicurezza dei lavoratori e della popolazione. La Commissione riconosce dunque che le autorità britanniche hanno affrontato gli obblighi loro imposti dal trattato Euratom, ossia prevedere la disattivazione sicura, e fornita di mezzi adeguati, in modo corretto e responsabile in conformità con gli obiettivi del trattato Euratom.

(83)

La misura notificata contribuisce ulteriormente al raggiungimento degli obiettivi del trattato Euratom garantendo che il sostegno pubblico non venga utilizzato per scopi diversi dalla disattivazione degli impianti nucleari obsoleti e la gestione sicura dei rifiuti radioattivi nel contesto della copertura degli oneri nucleari. Un sistema di massimali e soglie assicurerà che siano disponibili fondi sufficienti per il conseguimento di questi obiettivi, limitando al tempo stesso l’intervento al minimo necessario a tal fine.

(84)

La Commissione conclude che le misure proposte dalle autorità britanniche sono atte a realizzare i diversi obiettivi perseguiti e sono pienamente in linea con gli obiettivi del trattato Euratom.

(85)

Ai sensi dell’articolo 87, paragrafo 1 del trattato CE, si intendono per aiuti di Stato gli aiuti concessi dagli Stati ovvero mediante risorse statali sotto qualsiasi forma che, favorendo talune imprese o talune produzioni, falsino o minaccino di falsare la concorrenza e incidano sugli scambi tra Stati membri.

(86)

Per verificare se la misura in questione contiene aiuti di Stato a favore di BNFL e/o della NDA, la Commissione ha innanzi tutto valutato se essa conferisce vantaggi a tali entità.

(87)

Per conferimento di un vantaggio si intende in questo contesto che lo Stato sostiene costi che dovrebbero solitamente essere a carico di ciascuna delle due imprese. È dunque necessario per prima cosa stabilire un parametro per i costi normali a carico di un’impresa onde analizzare successivamente se lo Stato sostiene una parte di detti costi.

(88)

A norma dell’articolo 174 del trattato CE, la politica della Comunità in materia ambientale si fonda, in particolare, sul principio «chi inquina paga».

(89)

Conformemente all’articolo 6 del trattato CE, le esigenze connesse con la tutela dell’ambiente devono essere integrate nella definizione e nell’attuazione delle politiche comunitarie.

(90)

In pratica, la prassi della Commissione è ritenere che l’attuazione del principio «chi inquina paga» nell’ambito della politica in materia di aiuti di Stato richieda l’internalizzazione dei costi ambientali a carico di chi inquina (13). Questo significa che tali costi dovrebbero essere considerati come costi normalmente a carico di chi inquina e di conseguenza il loro pagamento da parte dello Stato dovrebbe essere considerato come un vantaggio concesso dallo Stato stesso.

(91)

Nel caso di specie, lo Stato si impegnerà a coprire un’eventuale incapacità della NDA di coprire i costi connessi agli oneri nucleari relativi agli attivi che ad essa saranno trasferiti. Poiché tali oneri riguardano la bonifica di siti contaminati dalla radioattività, la Commissione ritiene che si tratti di costi di inquinamento che, come già specificato, dovrebbero essere normalmente a carico di chi inquina, ossia di chi gestisce i siti. Poiché lo Stato sosterrà una parte di tali costi, detti pagamenti dovrebbero essere considerati come un vantaggio concesso ai responsabili dell’inquinamento.

(92)

A tale riguardo, la Commissione non concorda con il Regno Unito che sostiene che la misura rispetta il principio «chi inquina paga» in quanto, secondo i dati delle autorità britanniche, oltre l’88 % di tali costi saranno a carico degli operatori. La Commissione ritiene che queste stime dimostrino che circa il 12 % dei costi di inquinamento non saranno coperti da chi ha determinato l’inquinamento stesso, il che dimostra che la misura non soddisfa pienamente il principio «chi inquina paga».

(93)

Anche se, come già illustrato, è relativamente facile constatare nel caso di specie che la misura determina nel complesso un vantaggio per coloro che inquinano, in quanto non pagano tutti i costi determinati dal loro inquinamento, è più difficile stabilire con precisione il livello di inquinamento causato da ogni singolo operatore e, di conseguenza, l’entità esatta dei costi di inquinamento che questi non deve sostenere.

(94)

La maggior parte dei costi di inquinamento nel caso in questione è in effetti connessa alla disattivazione di centrali elettriche nucleari che sono state gestite, nel loro ciclo di vita, da diversi operatori. L’attuazione del principio «chi inquina paga» richiede in questo caso la capacità di decidere quale degli operatori successivi è responsabile di tali costi e in quale misura.

(95)

I costi di disattivazione sono generati in un’unica volta nelle primissime fasi di funzionamento degli impianti. Gli aumenti successivi di tali costi sono marginali rispetto a quelli determinati all’inizio.

(96)

Un’applicazione completamente diretta del principio dell’internalizzazione dei costi, che traduce il principio «chi inquina paga», richiederebbe pertanto che tutti i costi di disattivazione di un impianto vengano ricompresi nella determinazione del prezzo delle prime unità di energia vendute dall’impianto.

(97)

È evidente che una tale interpretazione del principio «chi inquina paga» sarebbe in completo contrasto con il principio economico della produzione di energia elettrica e sarebbe talmente impraticabile da non raggiungere il proprio scopo. È pertanto generalmente accettato il fatto che, onde applicare in termini pratici il principio «chi inquina paga» a detti costi, vada trovato un mezzo per suddividere i costi di inquinamento (o, più esattamente, l’obbligo giuridico di coprire tali costi) almeno lungo tutta la vita prevista dell’impianto.

(98)

Il modo in cui questi costi di inquinamento vengono suddivisi ha una particolare importanza per l’applicazione delle norme sugli aiuti di Stato qualora lo Stato intervenga per pagare i costi di disattivazione di impianti appartenuti a diversi proprietari. In tal caso, la suddivisione dei costi dell’inquinamento tra i successivi proprietari determina in effetti anche la suddivisione del vantaggio potenziale concesso dallo Stato a ciascuno di loro.

(99)

A livello comunitario non esiste un sistema armonizzato di ripartizione dei costi di disattivazione tra i proprietari successivi di una centrale nucleare. Gli Stati membri applicano sistemi diversi per ottemperare all’obbligo giuridico di rispettare gli impegni nucleari, il che determina suddivisioni diverse dei costi tra i proprietari successivi delle centrali (14).

(100)

Nonostante la mancanza di un sistema armonizzato, la Commissione ritiene che sia sempre possibile individuare due ampie categorie.

(101)

Il primo sistema consiste nel trattare gli oneri di disattivazione come costi di investimento. In questo caso, l’obbligo di coprire tali costi si crea con l’attivazione dell’impianto e il costo diventa inevitabile da quel momento in poi. In termini contabili, gli oneri sono simili ad un debito nei confronti di un ipotetico operatore che provvede alla disattivazione. Come tutti i debiti, anche questo può essere rimborsato in diverse rate o essere acquistato o venduto da parti diverse. In qualunque caso il debito si pone pienamente in essere a partire dall’attivazione dell’impianto.

(102)

Il secondo sistema consiste nel trattare gli oneri di disattivazione come costi di gestione. In casi di questo genere, la responsabilità giuridica della copertura dei costi insorge periodicamente, di norma su base annua, come contropartita per il funzionamento dell’impianto. Le rate future restano pertanto evitabili. In termini contabili, gli oneri sono simili ad una tassa annua pagata ad un ipotetico operatore che provvede alla disattivazione. L’onere giuridico di questa specie di tassa non insorge nella sua totalità con l’avvio dell’impianto, ma su base continua durante il suo funzionamento.

(103)

I due sistemi sopra illustrati possono portare in pratica al medesimo comportamento in molti casi, in particolare per le centrali elettriche economicamente efficienti (15). In questo caso, gli operatori a cui si applica il primo sistema tenderebbero a creare riserve per far fronte all’onere insorto sin dall’inizio con la stessa regolarità che adotterebbero se dovessero effettuare pagamenti annuali.

(104)

I due sistemi conducono tuttavia a due interpretazioni molto diverse nell’analisi degli aiuti di Stato nei casi in cui una centrale elettrica economicamente inefficiente sia trasferita da un proprietario a un altro con l’impegno, da parte dello Stato, di colmare l’eventuale deficit legato ai costi di disattivazione.

(105)

Con il primo sistema, il primo proprietario non può essere evitare l’impegno del finanziamento completo della disattivazione. Qualora non possa cedere una parte di tale onere a condizioni di mercato al nuovo proprietario, egli ne rimane responsabile ed il nuovo proprietario non può essere tenuto a rispondere per detta parte, indipendentemente dall’entità di tale parte in rapporto al tempo effettivo durante il quale il primo proprietario ha gestito la centrale. Questo può determinare una situazione nella quale il primo proprietario deve sostenere un onere sproporzionatamente elevato rispetto al tempo durante il quale ha gestito la centrale e, per contro, il nuovo proprietario sostiene un onere sproporzionatamente basso. La situazione economica della centrale è il fattore che determina la suddivisione degli oneri. Nel caso estremo in cui la centrale sia talmente inefficiente da poter coprire soltanto i propri costi di funzionamento, il primo proprietario dovrebbe rispondere per tutti i costi di disattivazione e il nuovo proprietario per nessuno. L’intervento dello Stato andrebbe dunque interpretato come un vantaggio concesso soltanto al primo proprietario.

(106)

Con il secondo sistema, il nuovo operatore dovrebbe in ogni caso pagare gli importi che gli verrebbero imputati in futuro mediante il meccanismo di responsabilità periodica. Tali oneri sono d’altro canto evitabili per il primo operatore, poiché l’obbligo giuridico di pagarli scatta soltanto con l’effettivo funzionamento della centrale. Pertanto, il nuovo operatore non può imputare oneri futuri al primo operatore nel contesto di una transazione di mercato, a meno che non corrisponda a quest’ultimo una compensazione adeguata. Con questo sistema, gli operatori rimangono dunque sempre responsabili della propria parte di costi di disattivazione, qualunque sia la situazione economica della centrale.

(107)

Il metodo adottato dalle autorità britanniche per trattare gli oneri nucleari non corrisponde a nessuno dei due sistemi di riferimento utilizzati per attuare il principio «chi inquina paga» di cui ai punti 101 e 102 poiché, come già precisato, esse non applicano appieno detto principio. È tuttavia necessario richiamarsi ad un parametro di riferimento adeguato per valutare la misura, poiché non sarebbe altrimenti possibile determinare fino a che punto il principio «chi inquina paga» non è stato attuato.

(108)

Nell’attuale fase della sua analisi giuridica, la Commissione non è in grado di decidere se il diritto comunitario consenta di imporre uno dei due metodi sopra illustrati nell’esame delle implicazioni del principio «chi inquina paga» nell’ambito delle norme sugli aiuti di Stato. In ogni caso, la Commissione non ritiene necessario derimere la questione nel caso di specie poiché, come illustrato in appresso, i due metodi giungono alla medesima conclusione per quanto riguarda BNFL e la NDA, ossia che la misura non contiene aiuti di Stato a favore di BNFL e che contiene aiuti di Stato a favore della NDA che possono essere considerati compatibili con il mercato comune.

(109)

La Commissione ha valutato se la misura in questione comporta un vantaggio a favore di BNFL in base a ciascuno dei due sistemi di riferimento illustrati ai punti 101 e 102. Come già specificato, entrambe le analisi mirano ad accertare se, conformemente al principio «chi inquina paga», BNFL abbia coperto la parte degli oneri nucleari ad esso attribuibile soltanto con i propri mezzi e non, in particolare, con il sostegno dello Stato.

(110)

Nell’effettuare queste due analisi, la Commissione ha tenuto conto della cronologia della proprietà degli attivi in esame, nonché della cronologia degli interventi statali a loro favore, riassunta in appresso.

(111)

Originariamente, le centrali elettriche Magnox appartenevano ed erano gestite da due imprese di proprietà pubblica che possedevano anche altre centrali non Magnox nel Regno Unito. Il settore nucleare britannico è stato in seguito ristrutturato in varie fasi.

(112)

In una prima fase, le centrali Magnox sono state separate dalle centrali non Magnox. Queste ultime sono state riunite in un’impresa pubblica unica denominata Magnox Electric. È stato costituito un debito che corrisponde al valore contabile degli impianti trasferiti. Tale debito era dovuto a Magnox Electric dalle imprese che ora sono proprietarie soltanto di centrali non Magnox (in appresso «gli operatori non Magnox»). Il debito è stato in seguito destinato alla copertura completa degli oneri nucleari delle centrali Magnox.

(113)

In una seconda fase, il governo britannico ha rilevato il debito da Magnox Electric sostituendolo con un impegno a colmare il deficit degli oneri nucleari, con un limite massimo pari al valore del debito ed indicizzato agli stessi tassi. Va notato che questa fase non ha modificato la posizione di Magnox Electric poiché essa era autorizzata a ricevere tali fondi in conseguenza della prima fase. D’altra parte, grazie alla seconda fase lo Stato ha ridotto l’indebitamento degli operatori non Magnox.

(114)

In una terza fase, BNFL ha acquistato dal governo Magnox Electric al prezzo simbolico di una sterlina. All’epoca il summenzionato impegno del governo è stato sostituito da un nuovo impegno, determinato in base alla nuova stima del valore contabile netto negativo delle centrali elettriche, ossia 3,7 miliardi di GBP. Va notato che, contrariamente a quanto ritenuto dalla Commissione al momento dell’avvio del procedimento, tale impegno non ha alcuna relazione con la lettera amministrativa approvata dalla Commissione nell’ambito del caso N 34/90 relativo ad aiuti di Stato (16).

(115)

La misura in esame rappresenta la quarta ed ultima fase della ristrutturazione. BNFL trasferisce le centrali elettriche alla NDA, assieme a tutti i relativi attivi finanziari, compreso l’impegno summenzionato (il Magnox Undertaking).

(116)

Le centrali Magnox Calder Hall e Chapelcross rappresentano un’eccezione rispetto al processo sopra descritto. Esse sono di responsabilità di BNFL a partire dal 1971, quando BNFL è stata costituita e le sono state trasferite tali centrali. BNFL ha assunto la proprietà e la responsabilità del sito Springfields nello stesso momento.

(117)

Gli altri attivi interessati dal trasferimento alla NDA, in particolare THORP e SMP, erano di proprietà di BNFL dall’inizio delle loro attività fino al loro trasferimento alla NDA.

(118)

Nell’ambito di questa analisi, come illustrato al punto 105, in caso di passaggio di proprietà di un impianto l’acquirente non può essere considerato responsabile di oneri nucleari superiori a quelli che sarebbe disposto ad acquisire dal venditore. Questo significa che, in questo sistema di riferimento, qualora un attivo abbia un valore contabile negativo che consiste in oneri nucleari di disattivazione, l’onere spetta al venditore e, qualora accetti di essere responsabile degli oneri, l’acquirente è autorizzato a ricevere pagamenti per tali oneri come prezzo negativo.

(119)

In base a questo sistema di riferimento, quando ha acquisito le centrali da Magnox Electric, BNFL aveva dunque il diritto di ricevere il valore del Magnox Undertaking come prezzo negativo per il loro valore contabile negativo. Il Magnox Undertaking non può dunque essere considerato come un vantaggio concesso a BNFL e poteva essere inserito a giusto titolo nel bilancio della società come un attivo di sua proprietà. Può pertanto essere considerato come un contributo da parte di BNFL per farsi carico degli oneri nucleari per i quali aveva assunto la piena responsabilità.

(120)

Altrettanto va detto per la cessione degli attivi da BNFL alla NDA: poiché la NDA riprende tutti gli obblighi nell’ambito di questo sistema di riferimento, BNFL dovrebbe al tempo stesso conferire alla NDA attivi positivi per un valore totale pari a quello degli oneri trasferiti. Se non agisse in tal modo, la differenza costituirebbe un aiuto a favore di BNFL.

(121)

La tabella seguente, presentata dal Regno Unito, dà un quadro aggiornato del valore delle attività e delle passività trasferite da BNFL alla NDA rispetto a quanto comunicato prima dell’avvio del procedimento. Va sottolineato che, come già precisato, il valore complessivo del Magnox Undertaking può essere considerato come un contributo da parte di BNFL in quanto la BNFL stessa aveva il diritto di ottenere tale importo come pagamento al momento dell’acquisizione delle centrali.

Tabella 3

Stima 2005 degli attivi e degli oneri da trasferire da BNFL alla NDA, indicante il contributo di BNFL agli oneri nucleari. Prezzi marzo 2005, attualizzati al 5,4 % nominale, importi in miliardi di GBP.

(122)

La tabella di cui sopra si basa sui conti di BNFL, che sono stati oggetto di audit. Oltre all’aumento di valore del Magnox Undertaking dovuto all’indicizzazione, il cambiamento principale rispetto agli importi indicati all’avvio del procedimento consiste nel fatto che BNFL trasferirà un maggior numero di attivi finanziari alla NDA.

(123)

La Commissione è consapevole del fatto che le stime delle future entrate provenienti dal sito di Sellafield possono essere opinabili. Greenpeace ha allegato alle proprie osservazioni una relazione che mette in discussione la pertinenza degli investimenti in tali attivi, in particolare per quanto riguarda SMP.

(124)

La Commissione sottolinea tuttavia che il cash flow futuro di THORP si basa principalmente su contratti già sottoscritti che verranno eseguiti nel restante periodo di attività della centrale. È improbabile dunque che le stime del cash flow futuro di THORP siano scorrette in maniera significativa. È forse in effetti possibile, come sostiene Greenpeace, che il ritrattamento non sia la soluzione migliore, dal punto di vista ambientale, per la gestione definitiva dei rifiuti nucleari. La Commissione ritiene tuttavia che tale decisione spetti soltanto ai paesi interessati e che non sia rilevante per la politica comunitaria in materia di aiuti di Stato.

(125)

La situazione di SMP è diversa, poiché SMP deve ancora subappaltare la maggior parte delle proprie attività. La Commissione ha confrontato l’importo indicato dalle autorità britanniche con quello che risulta dalla procedura di valutazione del caso economico di BNFL per la centrale MOX di Sellafield (17). La Commissione ha constatato che la cifra utilizzata dalle autorità britanniche si situa nella media degli scenari ragionevoli risultanti dall’analisi svolta dai consulenti indipendenti per questa valutazione (18).

(126)

La Commissione prende atto dell’osservazione di Greenpeace secondo la quale la succitata valutazione del caso economico di BNFL per la centrale MOX di Sellafield ha avuto luogo dopo che la maggior parte dei costi d’investimento in SMP era divenuta irrecuperabile (cosiddetti «sunk costs»). Questo significa che i costi di investimento non sono stati presi in considerazione al momento di valutare le motivazioni economiche pro o contro il funzionamento della centrale. La Commissione è consapevole del fatto che, in questo contesto, il risultato positivo della valutazione potrebbe dare l’impressione sbagliata che l’investimento in SMP fosse in generale una decisione redditizia, mentre in effetti questo risultato significava soltanto che, poiché l’investimento era stato già effettuato, era più logico proseguire le attività nella speranza di ridurre le perdite complessive. La Commissione nota tuttavia che questa distinzione riguarda soltanto la validità della scelta del momento della valutazione, non la validità delle stime del cash flow futuro nella valutazione.

(127)

Il cash flow futuro stimato per le centrali Magnox tiene conto dei prezzi più recenti dell’energia elettrica in Gran Bretagna. Tali prezzi erano particolarmente elevati alla fine del 2005. Non è chiaro se rimarranno a tale livello per un periodo prolungato. Tuttavia, alcune delle ragioni solitamente invocate per spiegare gli elevati prezzi dell’elettricità, in particolare l’aumento dei prezzi del gas e l’effetto degli scambi di emissioni, dovrebbero perdurare o addirittura aumentare, per quanto riguarda l’effetto degli scambi di emissioni. Inoltre, i dati utilizzati per stimare tale cash flow, sebbene tengano conto della tendenza all’aumento, sono ancora molto prudenti rispetto ai prezzi rilevati oggi (19). La Commissione ritiene dunque che questa stima sia accettabile per i pochi anni durante i quali le centrali Magnox continueranno a funzionare.

(128)

La NDA calcola e pubblica le proprie stime degli oneri nucleari complessivi. Tali stime sono più elevate rispetto a quelle utilizzate nei conti di BNFL. Non viene operata una distinzione tra oneri economici e non economici in quanto tale distinzione, significativa per il controllo degli aiuti di Stato, è irrilevante per le attività della NDA. Tuttavia, secondo il Regno Unito, se si suddividono le ultime stime della NDA (20) sugli oneri totali in oneri economici e non economici con la stessa proporzione utilizzata per il calcolo di cui sopra, gli oneri nucleari economici totali previsti sono pari a 18,2 miliardi di GBP in prezzi marzo 2005 (a fronte di 15,1 miliardi di GBP indicati nei conti di BNFL). Il contributo totale BNFL che risulta dallo stesso calcolo utilizzato alla tabella 3 diventerebbe un contributo negativo di 1,9 miliardi di GBP (anziché un contributo positivo di 1,1 miliardi di GBP) (21).

(129)

La Commissione ammette che gli oneri nucleari siano difficili da stimare, poiché si riferiscono ad attività che avranno luogo in un futuro lontano e delle quali ancora abbiamo poca esperienza. Questo avviene, in particolare, per le attività di disattivazione che riguardano siti molto specifici come quelli trasferiti alla NDA. Tenuto conto di tali incertezze, la Commissione ritiene che un margine di incertezza di 3,1 miliardi di GBP su un totale di 15-18 miliardi di GBP sia accettabile.

(130)

È comprensibile che le stime degli oneri effettuate da BNFL siano inferiori a quelle della NDA. È chiaro che è interesse di BNFL far figurare minori oneri nel proprio bilancio. Rientra d’altra parte nell’interesse di NDA fare stime prudenti onde ottenere finanziamenti sufficienti per le proprie attività, in particolare in un periodo di restrizioni di bilancio. Il fatto che la NDA abbia l’obbligo di ottenere un aumento di efficienze del 2 % annuo la spinge ancora di più a presentare delle prime stime alquanto prudenti.

(131)

Il governo britannico ha dichiarato che negli Stati Uniti le esperienze in materia sono più avanzate e dimostrano che le stime dei costi di disattivazione tendono a seguire una curva nella quale, dopo una crescita iniziale, i costi alla fine scendono grazie alla maggiore esperienza ed ai miglioramenti della tecnologia.

(132)

Negli ultimi dieci anni il governo degli Stati Uniti ha introdotto contratti per la bonifica nucleare basati sulle prestazioni. Si tratta di un approccio che la NDA si è ora impegnata ad attuare. Gli Stati Uniti hanno constatato che in un periodo di cinque anni circa è possibile invertire la tendenza all’aumento delle stime degli oneri e ridurre tali stime accelerando i lavori e riducendo i costi. Ad esempio la relazione finanziaria del Tesoro statunitense per il 2003 sottolinea che il Dipartimento dell’energia ha ridotto i propri oneri ambientali di 26,3 miliardi di USD, pari al 12,5 %, nell’esercizio fiscale 2003; si tratta del secondo anno di seguito di calo degli oneri ambientali. La diminuzione nel 2003 è dovuta principalmente alla ristrutturazione del programma di bonifica e al suo riorientamento sui compiti principali e all’accelerazione della bonifica (22). Una relazione più recente dell’ufficio statunitense che valuta i programmi governativi (Government Accountability Office, GAO) ha esaminato l’obiettivo di riduzione dei costi di bonifica nucleare del Dipartimento dell’energia. La relazione del GAO ha constatato che al marzo 2005 il Dipartimento dell’energia stava rispettando o addirittura anticipando i tempi del suo programma per molte delle 16 attività di bonifica valutate ed in ritardo relativamente a tre attività impegnative e costose. La relazione del GAO ha sottolineato che il Dipartimento dell’energia prevede altre significative riduzioni dei costi rispetto all’obiettivo iniziale di 50 miliardi di USD (23).

(133)

In considerazione di quanto sopra esposto, la Commissione ritiene di poter ragionevolmente concludere che, tra le due stime, quella di BNFL risulterà probabilmente più vicina alla realtà.

(134)

La Commissione conclude pertanto che, utilizzando il sistema di riferimento summenzionato, la misura non contiene alcun aiuto a BNFL.

(135)

Per calcolare il contributo di BNFL con questo sistema di riferimento, la prima fase consiste nell’attribuire correttamente gli oneri nucleari ai proprietari successivi degli attivi, in modo coerente con il compenso che avrebbe addebitato a ciascuno di loro un ipotetico operatore incaricato della disattivazione. Il profilo di un compenso di questo tipo sarebbe probabilmente strettamente collegato alle entrate generate dagli attivi.

(136)

Per le centrali Magnox, la Commissione ritiene che il modo più appropriato sia quello di distribuire gli oneri in funzione del tempo, in quanto la produzione di tali centrali rimane molto stabile nel tempo.

(137)

Nel caso di Springfields, nella suddivisione si distingue tra gli oneri connessi al ritrattamento di combustibile esaurito Magnox, gli oneri connessi al ritrattamento del combustibile esaurito AGR ed altri oneri. Gli oneri Magnox sono ripartiti utilizzando lo stesso modello usato per le centrali Magnox succitate, poiché la generazione di rifiuti nucleari è direttamente collegata alla produzione di energia elettrica della centrale. Gli oneri AGR sono assegnati a BNFL conformemente al suo accordo con BE in base al quale BE ha mantenuto la responsabilità per tali oneri fino al 1995. Lo stesso metodo è utilizzato per gli oneri relativi al sito Magnox di Sellafield (24).

(138)

Altri oneri (non Magnox e non AGR) di Springfields sono distribuiti in funzione del tempo. Lo stesso metodo è utilizzato per i siti Drigg e Capenhurst.

(139)

La situazione è diversa per le centrali THORP e SMP del sito di Sellafield. Questi attivi sono stati costituiti da BNFL. THORP è stato gestito inizialmente da BNFL, ma continuerà ad essere gestito dalla NDA. SMP sarà gestito esclusivamente o quasi esclusivamente dalla NDA. L’assegnazione degli oneri in funzione del tempo di gestione determinerebbe dunque l’attribuzione di una parte considerevole di tali oneri alla NDA.

(140)

Tuttavia, a differenza delle centrali elettriche o delle centrali che forniscono combustibile, non si presume che questi attivi abbiano un piano di sviluppo regolare. Generalmente sono gestiti a livello commerciale in modo tale da generare la maggior parte delle loro entrate all’inizio del loro funzionamento. I primi contratti sottoscritti in tale contesto sono noti come contratti per il «carico di base». Gli operatori mirano a recuperare, se possibile, tutti i costi di disattivazione a partire dalle entrate generate da tali contratti. Questo è in genere quanto avviene per THORP e SMP. In tali casi, la Commissione ritiene che, anche in questo sistema di riferimento, sia ragionevole assegnare tutti gli oneri al primo proprietario, perché una regolamentazione attenta ed adeguata fisserebbe i contributi per rimborsare i costi completi di disattivazione in modo da far pagare la maggior parte dei costi — se non tutti — sui contratti per il carico di base sottoscritti da tale proprietario.

(141)

La Commissione nota che le osservazioni di Greenpeace sottolineano che è abbastanza probabile che le prospettive commerciali per THORP e SMP non siano così buone come sembrava originariamente. La Commissione ritiene tuttavia che questo non debba essere una ragione per discostarsi da questo metodo di suddivisione poiché, anche se l’attività globale delle centrali è diminuita, il profilo generale della loro generazione di entrate (con la maggior parte delle entrate generate all’inizio delle attività) dovrebbe rimanere invariato.

(142)

Di conseguenza, la Commissione ha assegnato a BNFL tutti gli oneri nucleari delle centrali THORP e SMP.

(143)

La seconda fase consiste nel calcolare il valore del contributo di BNFL a detti oneri.

(144)

Tale contributo deve tenere conto innanzi tutto degli oneri che sono già stati estinti da BNFL. Un certo numero di siti, tra i quali, in particolare, alcune centrali Magnox, hanno infatti già smesso di funzionare e la loro disattivazione è già iniziata. BNFL ha speso 5,1 miliardi di GBP per fare fronte a tali oneri. BNFL non ha tuttavia verificato se detti oneri le erano «attribuibili» in base al sistema di riferimento in questione. Tuttavia, la totalità di questo contributo può essere inclusa nel calcolo poiché gli oneri estinti erano attribuibili a BNFL — e possono dunque essere inclusi direttamente nel calcolo — oppure non erano attribuibili a BNF — nel qual caso BNFL ha fornito un contributo per gli oneri superiore a quanto dovuto e avrebbe avuto diritto ad una compensazione.

(145)

In secondo luogo, il contributo deve tenere conto anche degli attivi finanziari che BNFL trasferirà alla NDA. Dal valore degli attivi che saranno trasferiti alla NDA va sottratto il valore ricevuto da BNFL quando ha acquisito le centrali Magnox, poiché soltanto l’aumento del valore degli attivi costituisce un contributo da parte di BNFL.

(146)

Infine, anche il cash flow futuro per SMP e THORP, che la NDA riceverà al posto di BNFL, dovrebbe essere calcolato come contributo di BNFL, per coerenza con la decisione summenzionata di attribuire tutti gli oneri di tali centrali a BNFL.

(147)

La tabella in appresso riassume i risultati del calcolo con questo sistema di riferimento:

Tabella 4

Stima del contributo di BNFL alla parte di oneri ad essa attribuita. Prezzi 2005, attualizzati al 5,4 % nominale, importi in miliardi di GBP

(148)

La tabella di cui sopra è stata presentata dalle autorità britanniche e si basa su dati riportati nei conti di BNFL, come nella tabella 3.

(149)

In questo caso si applicano le stesse considerazioni di cui ai punti da 128 a 133.

(150)

La Commissione conclude pertanto che, utilizzando il sistema di riferimento summenzionato, la misura non contiene alcun aiuto a BNFL.

(151)

I due calcoli sopra descritti potrebbero essere applicati anche per determinare se e fino a che punto la misura conferisce un vantaggio alla NDA.

(152)

La Commissione ritiene tuttavia che in questo caso il calcolo non sia necessario. La misura prevede in effetti una garanzia illimitata in base alla quale lo Stato coprirà tutte le spese della NDA se tali spese non potranno essere coperte dalle entrate della NDA provenienti dalle attività commerciali o dagli attivi finanziari ad essa trasferiti. Tale garanzia, inoltre, non è limitata né nella portata né nel tempo. Non esclude costi collegati alle attività svolte in regime di concorrenza, in particolare qualora tali attività possano generare oneri incrementali aggiuntivi, e non è limitata in termini di importo.

(153)

La Commissione ritiene che questa garanzia illimitata sia di per sé un vantaggio concesso dallo Stato alla NDA.

(154)

Poiché questa garanzia è finanziata mediante risorse statali ed è destinata specificamente alla NDA e dato che la NDA continuerà a svolgere alcune attività commerciali su mercati nei quali vi sono scambi tra Stati membri, la Commissione conclude che la misura contiene aiuti di Stato a favore della NDA ai sensi dell’articolo 87, paragrafo 1 del trattato CE.

(155)

La Commissione nota che il Regno Unito non ha contestato il fatto che la misura costituisca aiuto di Stato a favore della NDA.

(156)

L’articolo 87, paragrafo 1 del trattato CE stabilisce il principio generale del divieto degli aiuti di Stato nella Comunità.

(157)

I paragrafi 2 e 3 dell’articolo 87 prevedono una serie di deroghe al principio generale dell’incompatibilità enunciato al paragrafo 1.

(158)

Le deroghe di cui all’articolo 87, paragrafo 2 del trattato CE non si applicano nel presente caso perché gli aiuti in questione non hanno carattere sociale e non sono concessi a singoli consumatori, non ovviano ai danni arrecati da calamità naturali e non sono concessi all’economia di determinate regioni della Repubblica federale di Germania che hanno risentito della divisione del paese.

(159)

Ulteriori deroghe sono previste dall’articolo 87, paragrafo 3 del trattato CE. Le deroghe di cui alle lettere a), b) e d) dell’articolo 87, paragrafo 3 non si applicano nel presente caso poiché gli aiuti non favoriscono lo sviluppo economico di regioni ove il tenore di vita sia anormalmente basso o si abbia una grave forma di sottoccupazione, non promuovono la realizzazione di un importante progetto di comune interesse europeo, non pongono rimedio a un grave turbamento dell’economia di uno Stato membro né promuovono la cultura o la conservazione del patrimonio.

(160)

Potrebbe quindi applicarsi solo la deroga di cui all’articolo 87, paragrafo 3, lettera c) del trattato CE, che prevede che possano essere autorizzati gli aiuti di Stato destinati ad agevolare lo sviluppo di talune attività o di talune regioni economiche, sempre che non alterino le condizioni degli scambi in misura contraria all’interesse comune.

(161)

Secondo la prassi seguita dalla Commissione, l’articolo 87, paragrafo 3, lettera c) va interpretato nel senso che una misura può essere considerata compatibile con il trattato qualora il suo contributo positivo al raggiungimento di determinati obiettivi comunitari superi gli effetti negativi per la concorrenza nel mercato interno.

(162)

Nella sezione 7.1 viene illustrata nel dettaglio la compatibilità della misura con gli obiettivi del trattato Euratom. La Commissione accoglie con favore la costituzione della NDA e la considera una misura eccellente per affrontare in maniera efficace gli oneri nucleari createsi in un lontano passato, quando le politiche ambientali non avevano ancora raggiunto gli standard attuali. La Commissione ritiene che la NDA contribuirà in modo decisivo al migliore adempimento possibile degli obblighi «back end» del ciclo nucleare. In questo modo contribuirà chiaramente alla realizzazione della politica nucleare comunitaria prevista nel trattato Euratom. La Commissione ritiene pertanto che il contributo positivo della misura sia molto importante e ben fondato.

(163)

Qualora la NDA avesse avuto l’obbligo di sospendere al più presto la gestione commerciale degli attivi di cui sarà responsabile, la misura non avrebbe probabilmente avuto alcun effetto negativo significativo sulla concorrenza. Tuttavia, il Regno Unito non ha operato questa scelta ed ha consentito alla NDA di proseguire la gestione commerciale degli attivi a determinate condizioni. La Commissione può soltanto notare che, in tal modo, il Regno Unito ha permesso che le attività della NDA avessero un’incidenza sul mercato interno. Di conseguenza è necessario analizzare la portata di tale incidenza per valutare la misura.

(164)

La Commissione ritiene che la prosecuzione della gestione commerciale degli attivi da parte della NDA, sostenuta dall’aiuto statale, abbia un impatto molto simile sulla concorrenza a quello che risulterebbe dal proseguimento delle attività di un’impresa beneficiaria di aiuti alla ristrutturazione. In questo senso, il parallelismo con il caso di ristrutturazione di BE (25) è estremamente significativo. In considerazione di queste somiglianze, la Commissione ritiene che il modo più adeguato per valutare l’effetto della misura sulla concorrenza e per stabilire i limiti nell’ambito dei quali può essere considerata compatibile con il mercato comune consista nell’utilizzare la logica applicata negli orientamenti comunitari sugli aiuti di Stato per il salvataggio e la ristrutturazione di imprese in difficoltà (26), ed in particolare la necessità di trovare misure compensatorie proporzionate per attenuare, se necessario, gli effetti dell’aiuto.

(165)

Prima di passare ad un’analisi dettagliata della situazione della concorrenza per ciascuno degli attivi, la Commissione esprime due osservazioni di carattere generale relativamente all’incidenza della misura sulla concorrenza.

(166)

La prima osservazione è che gli stessi statuti della NDA riducono l’effetto della misura sulla concorrenza anche per gli attivi che continueranno a funzionare. È probabile che un’impresa avente uno scopo commerciale utilizzi aiuti al funzionamento per ridurre i propri costi e vendere a basso prezzo. Al contrario, la NDA proseguirà le attività relative agli attivi soltanto se questo può rappresentare un valore aggiunto per il suo compito principale, ossia la disattivazione delle centrali. La NDA non avrà dunque alcun incentivo ad utilizzare l’aiuto per fornire servizi a prezzi inferiori a quelli di mercato e certamente non avrà alcun interesse ad utilizzare l’aiuto per ridurre i propri costi. Inoltre, pur continuando a gestire gli attivi esistenti, la NDA non investirà in attivi nuovi. Non sarà dunque nel suo interesse avere una politica commerciale volta ad aumentare la propria influenza e la propria quota di mercato.

(167)

La NDA non investirà in nuovi attivi né intraprenderà nuove attività. Il cash flow che genererà proseguendo la gestione di determinati attivi sarà utilizzato soltanto allo scopo di avere maggiori fondi per estinguere gli oneri nucleari. Il contesto nel quale opera la NDA destina rigorosamente tutte le entrate a scopi ben precisi, impedendo che vengano utilizzate per altri scopi.

(168)

Tutti gli operatori delle centrali nucleari dovrebbero coprire, in linea di massima, la loro parte di oneri nucleari secondo il principio «chi inquina paga». A questo scopo, il Regno Unito si è impegnato a richiedere alla NDA e alle società licenziatarie dei siti per le centrali elettriche di impegnarsi a compiere tutti i possibili sforzi a livello di prezzi per recuperare la parte di oneri imputabili alla NDA. Qualora questo obiettivo non venga raggiunto, il Regno Unito riferirà alla Commissione e la informerà in merito alle ragioni per le quali questo non è stato possibile.

(169)

La seconda osservazione riguarda il fatto che il sistema competitivo che realizzerà il Regno Unito per designare le SLC avrà di per sé un effetto molto positivo per la concorrenza nel mercato interno. Esso costituirà la base per un vero e proprio mercato della gestione di alcuni siti nucleari nel Regno Unito e, soprattutto, della loro disattivazione. La Commissione ritiene che lo sviluppo di tale mercato sia un’eccellente opportunità per l’economia comunitaria nel suo complesso e che consentirà la diffusione di know-how all’intera industria dell’Unione europea. La misura avrà dunque significative esternalità positive che saranno utili, in particolare, in considerazione dei numerosi siti nucleari che dovranno essere disattivati nell’Unione nei prossimi decenni.

(170)

La Commissione ha inoltre analizzato la situazione della concorrenza relativamente a ciascuno dei vari tipi di attivi che la NDA continuerà a gestire in modo commerciale.

(171)

Le centrali elettriche Magnox operano sul mercato, molto competitivo, dell’energia elettrica in Gran Bretagna.

(172)

La Commissione prende atto delle argomentazioni di carattere microeconomico avanzate dalle autorità britanniche, in base alle quali la misura, anche se riducesse i costi SRMC delle centrali, non avrebbe effetti per quanto riguarda il tempo durante il quale i concorrenti gestiscono le proprie centrali ed il prezzo al quale vendono la propria energia elettrica.

(173)

La Commissione ha delle riserve a tale riguardo. In effetti, queste argomentazioni possono essere valide in un mercato perfetto, unico, generalmente a breve termine, costituito preferibilmente da raggruppamenti e nel quale le informazioni circolino perfettamente. Tuttavia, l’attuale mercato dell’energia elettrica in Gran Bretagna non è un mercato di questo tipo: esso si basa principalmente su contratti bilaterali, con diversi mercati futures. Il mercato è inoltre fondamentalmente diviso tra la fornitura all’ingrosso e la fornitura diretta alle imprese; il secondo segmento è apparentemente quello più importante dal punto di vista commerciale. Senza influire sulla quantità effettiva di energia elettrica venduta da uno dei concorrenti della NDA, la misura può costringerlo a rivolgersi parzialmente ad una parte meno attraente del mercato, il che avrebbe conseguenze per i suoi risultati.

(174)

La Commissione ritiene dunque che la misura falsi o minacci di falsare la concorrenza su questo mercato e debba dunque essere attenuata.

(175)

Il mezzo ideale per ridurre gli effetti negativi dell’aiuto sul mercato sarebbe quello di sospendere il funzionamento delle centrali elettriche.

(176)

La Commissione è consapevole tuttavia del fatto che la chiusura immediata di queste centrali potrebbe avere un effetto negativo sull’efficienza e la sicurezza delle operazioni di disattivazione. Poiché il sito di Sellafield non sarebbe in grado di iniziare il ritrattamento dei rifiuti per diverse centrali elettriche con un preavviso così breve, dovrebbero infatti essere previste soluzioni di stoccaggio temporaneo. Questo complicherebbe i lavori di disattivazione, aumentando i costi e, potenzialmente, le preoccupazioni in materia di sicurezza. Ciò potrebbe causare anche problemi di sicurezza nella fornitura d’energia elettrica in un mercato già teso come quello britannico. La Commissione ritiene che richiedere la chiusura immediata delle centrali non sia pertanto una misura proporzionata per ridurre le preoccupazioni in materia di concorrenza.

(177)

La Commissione nota che, anche se le centrali non saranno chiuse immediatamente, il Regno Unito ha già in programma di chiudere tutte le centrali entro un termine relativamente breve: l’ultima centrale verrà chiusa nel 2010. Questo implica che gli eventuali effetti della misura sui concorrenti dovrebbero diminuire e cessare presto. In particolare, il periodo che intercorre tra il momento della presente decisione e l’ultima chiusura è equivalente a quello necessario ad un nuovo operatore del mercato per sviluppare un nuovo progetto di centrale elettrica fino alla messa in funzione. La NDA non inizierà inoltre nuove attività di produzione d’energia elettrica né svilupperà qualsiasi altro nuovo sito.

(178)

Per attenuare nel frattempo l’impatto della misura sul mercato, la Commissione ha valutato la possibilità di richiedere alla NDA misure che sarebbero in effetti equivalenti a quelle richieste a BE nell’ambito del caso relativo agli aiuti di Stato per la sua ristrutturazione (27). Vi sono state tre misure compensatorie di questo tipo.

(179)

La prima consisteva nel richiedere la separazione tra le attività di generazione nucleare, quelle di generazione non nucleare e le attività commerciali di BE. Nel caso di specie, la NDA non ha attività significative di generazione non nucleare. La Commissione ritiene dunque che una tale misura compensatoria non sia significativa nel caso in esame.

(180)

La seconda misura compensatoria consisteva nel vietare a BE di aumentare la propria capacità per un periodo di sei anni. Nel caso di specie, in pratica, la NDA non solo non aumenterà la propria capacità di produzione di energia elettrica, ma la sospenderà progressivamente entro quattro anni. Gli effetti di questa misura sono dunque già raggiunti con la normale attività della NDA.

(181)

La terza misura compensatoria consisteva nel vietare a BE di vendere energia elettrica nel segmento della vendita diretta alle imprese a prezzi inferiori ai prezzi di mercato all’ingrosso.

(182)

La Commissione ritiene che una simile misura sia necessaria nel caso della NDA e Il Regno Unito si è impegnato ad attuarla.

(183)

In pratica, si applicherà lo stesso tipo di deroghe accettate per BE in caso di circostanze di mercato eccezionali. La Commissione ritiene che deroghe così eccezionali siano necessarie per non compromettere lo scopo stesso della misura. L’esperienza fatta con il controllo della decisione della Commissione nel caso di BE dimostra che le deroghe non hanno determinato abusi.

(184)

Nel caso in esame, così come nel caso di BE, l’esistenza di circostanze eccezionali di mercato sarà accertata utilizzando criteri concreti ed operativi.

(185)

I criteri saranno tuttavia leggermente meno complicati che nel caso di BE. La Commissione ritiene che questo sia giustificato e proporzionato in quanto la quota di mercato della NDA è molto inferiore a quella di BE e l’effetto della misura sul mercato dell’energia elettrica è pertanto minore.

(186)

Le autorità britanniche hanno proposto di attuare la misura seguendo le disposizioni indicate ai punti da 187 a 190.

(187)

In normali circostanze di mercato, qualora la NDA desideri concludere i nuovi contratti di vendita agli utenti finali, il ministro britannico competente nominerà un esperto indipendente per riferire su base annuale se tali contratti sono stati conclusi a prezzi per i quali la componente «energia» sia stata fissata ad un prezzo equivalente o superiore al prezzo di mercato all’ingrosso prevalente.

(188)

In circostanze di mercato eccezionali, la NDA può vendere nuovi contratti in base ai quali la componente «energia» è fissata al di sotto del prezzo di mercato all’ingrosso prevalente ma soltanto dopo che i revisori dei conti della NDA, o delle imprese che operano a suo nome, hanno concluso che è stato rispettato uno dei due criteri indicati in appresso per le circostanze di mercato eccezionali.

(189)

Se è soddisfatto uno dei criteri, inizia un periodo di circostanze di mercato eccezionali. La NDA può vendere nuovi contratti fino a [...] ad utenti finali per contratti a prezzi inferiori al prezzo prevalente sul mercato all’ingrosso, presumendo che tale politica dei prezzi sia una necessità commerciale in un tale periodo di circostanze di mercato eccezionali.

(190)

Un periodo di circostanze di mercato eccezionali non può superare [...]. Affinché inizi un successivo periodo di circostanze di mercato eccezionali, devono essere nuovamente soddisfatti i criteri A o B.

(191)

La Commissione ritiene che questo meccanismo sia un modo adeguato per attuare la misura compensatoria. È basato su criteri sufficientemente trasparenti e praticabili per permettere di prendere decisioni in un modo solido ed efficiente. Sarà possibile ridurre significativamente la distorsione della concorrenza sul mercato nel periodo precedente alla chiusura delle centrali Magnox.

(192)

In considerazione di quanto sopra esposto, la Commissione ritiene che la distorsione della concorrenza determinata dalla misura, attenuata dal fatto che le centrali verranno presto chiuse e che verrà attuata la misura compensatoria, è controbilanciata dal contributo positivo della misura al raggiungimento degli obbiettivi del trattato Euratom.

(193)

La Commissione ritiene che l’effetto della misura per quanto riguarda il proseguimento delle attività THORP da parte della NDA sia molto limitato.

(194)

Innanzi tutto, una parte significativa del ritrattamento in THORP è di combustibile AGR. Non esistono attualmente concorrenti in tale contesto. Poiché BE è attualmente la sola fonte di combustibile nucleare esaurito AGR in Europa, la Commissione ritiene ovvio che nessun investitore operante in un’economia di mercato prenderebbe in considerazione un investimento in un nuovo impianto di ritrattamento di combustibile nucleare AGR.

(195)

Greenpeace sostiene che lo stoccaggio diretto potrebbe essere un’alternativa al ritrattamento di combustibile AGR e che potrebbe essere una soluzione più interessante per un investitore.

(196)

La Commissione pensa tuttavia che, malgrado l’investimento nello stoccaggio diretto possa essere meno costoso, si tratterebbe sempre di un’alternativa non molto attraente. In effetti, come giustamente osservato dalle autorità britanniche, BE — in quanto sola fonte di combustibile esaurito AGR — ha già accordi per la gestione del suo combustibile esaurito AGR per tutta la durata del proprio ciclo di vita. La Commissione precisa che, contrariamente a quanto sembra sostenere Greenpeace, BNFL non ha avuto alcun obbligo di procedere effettivamente ad un ritrattamento di tali rifiuti ma ha soltanto l’obbligo di provvedere alla loro gestione. In base alle informazioni di cui dispone la Commissione, BNFL non intendeva ritrattare tutti i rifiuti.

(197)

Questi accordi sono il risultato di una rinegoziazione degli accordi iniziali avvenuta durante la ristrutturazione della società. I prezzi sono dunque particolarmente interessanti per BE, poiché in un simile contesto BNFL — come qualsiasi investitore privato operante in un’economia di mercato — era disposta ad offrire prezzi che potevano essere addirittura pari ai suoi costi marginali, rinunciando ad una parte o a tutti i suoi costi fissi (va tuttavia notato che l’importo fisso di 140 000 GBP/tonnellata citato da Greenpeace e indicato al punto 53 è scorretto, poiché i prezzi in questi accordi dipendono dai prezzi dell’energia elettrica, come illustrato alla tabella 7 della summenzionata decisione della Commissione sulla ristrutturazione di BE).

(198)

La Commissione ritiene impossibile che un concorrente, che dovrebbe costituire un nuovo centro di stoccaggio con significativi costi fissi, o sostenere elevati costi di trasporto di materiale pericoloso, potrebbe fare un’offerta concorrenziale a BE in tali condizioni.

(199)

Le riserve a livello di concorrenza sono dunque limitate alle attività di ritrattamento di combustibile esaurito LWR di THORP.

(200)

Per tali attività, la Commissione ritiene che lo stoccaggio diretto non rappresenti una vera alternativa al ritrattamento. In effetti, nelle condizioni economiche attualmente esistenti e per il prossimo futuro sul mercato dell’uranio, il ritrattamento dei rifiuti è un’alternativa significativamente più costosa rispetto allo stoccaggio diretto (29). La scelta del ritrattamento rispetto allo stoccaggio diretto è dunque molto spesso una scelta politica attuata dai governi dei paesi nei quali operano le centrali nucleari. Una tale scelta, che è spesso attuata mediante leggi o regolamentazioni, lascia pochissimo o addirittura nessuno spazio agli operatori per scegliere tra le due opzioni in base a criteri di concorrenza.

(201)

Per il ritrattamento del combustibile non AGR, THORP ha dunque soltanto un concorrente nell’Unione: l’impresa francese Areva.

(202)

In questo contesto, la Commissione ritiene che richiedere una chiusura anticipata di THORP per ridurre le riserve a livello di concorrenza sollevate dalla misura creerebbe potenzialmente maggiori problemi di quanti ne risolva. In effetti, in questo modo Areva avrebbe un monopolio che sarebbe certamente di durata molto lunga viste le difficoltà tecnologiche e finanziarie da affrontare per entrare su questo mercato.

(203)

Visto quanto sopra esposto, la Commissione ritiene che un modo migliore per ridurre gli effetti della misura sulla concorrenza sia quello di assicurarsi che, durante la gestione NDA, le risorse pubbliche non vengano utilizzate per consentire a THORP di competere con Areva in condizioni non paritarie.

(204)

Nella sezione 7.3 è stato dimostrato che BNFL aveva messo da parte sufficienti riserve per coprire i costi fissi di disattivazione di THORP. La Commissione ritiene dunque che, onde garantire che la NDA non possa offrire prezzi anticoncorrenziali, sia sufficiente richiedere che la NDA, per qualsiasi nuovo contratto per THORP, includa nei prezzi tutti i costi, compresi tutti gli oneri nucleari incrementali.

(205)

Il Regno Unito si è impegnato a realizzare questo meccanismo completo di fissazione dei prezzi. che si applicherà a tutti i nuovi contratti conclusi dalla NDA dopo la data della presente decisione. Questa restrizione non si applicherà ai contratti conclusi prima della data della decisione della Commissione, ai contratti per i quali le offerte formali approvate dalla Nuclear Decommissioning Authority e dal Dipartimento britannico per il commercio e l’industria sono state presentate ai clienti e sono oggetto di trattativa a tale data o ai contratti conclusi dopo tale data sulla base di una lettera di intenti sottoscritta prima di detta data.

(206)

In considerazione di quanto sopra esposto, la Commissione ritiene che la distorsione di concorrenza derivante dalla misura in esame, ridotta mediante la misura compensatoria che verrà attuata, sia controbilanciata dal contributo positivo della misura al conseguimento degli obiettivi del trattato Euratom.

(207)

Anche la situazione concorrenziale di SMP è molto specifica. SMP produce combustibile MOX che può essere usato soltanto in un numero limitato di centrali elettriche nucleari che sono state progettate o adattate per il suo utilizzo. Attualmente SMP ha soltanto due concorrenti commerciali: Areva e Belgonucléaire. Questi due concorrenti hanno legami significativi. In particolare, alla Commissione risulta che Belgonucléaire, pur avendo la capacità tecnologica per la produzione di MOX, dipende da Areva per l’assemblaggio del prodotto finale da utilizzare nelle centrali elettriche nucleari. Belgonucléaire vende inoltre i propri prodotti attraverso Commox, un’impresa controllata congiuntamente da Areva (60 %) e da Belgonucléaire (40 %).

(208)

Qualora SMP scomparisse, la concorrenza sul mercato sarebbe ridotta, nel migliore dei casi, a due società con forti interessi comuni o addirittura ad un’unica impresa. Non è impossibile che operatori giapponesi e russi, che detengono attualmente impianti non commerciali propri per la produzione di MOX, possano avviare un’attività commerciale nei prossimi anni. Non si tratta tuttavia di un evento certo e la sovrapposizione tra le attività operativa di SMP e quelle di questi eventuali nuovi operatori commerciali non UE può essere limitata ad alcuni anni.

(209)

In questo contesto, la Commissione ritiene che richiedere una chiusura anticipata di SMP per ridurre le riserve a livello di concorrenza sollevate dalla misura creerebbe potenzialmente maggiori problemi di quanti ne risolva.

(210)

Visto quanto sopra esposto, la Commissione ritiene che un modo migliore per ridurre gli effetti della misura sulla concorrenza sia quello di assicurarsi che, durante la gestione NDA, le risorse pubbliche non vengano utilizzate per consentire a SMP di competere con Areva e/o Belgonucléaire in condizioni non paritarie.

(211)

Nella sezione 7.3 è stato dimostrato che BNFL aveva messo da parte sufficienti riserve per coprire i costi fissi di disattivazione di SMP. La Commissione ritiene dunque che, onde garantire che la NDA non possa offrire prezzi anticoncorrenziali, sia sufficiente richiedere che la NDA, per qualsiasi nuovo contratto per SMP, includa nei prezzi tutti i costi, compresi tutti gli oneri nucleari incrementali.

(212)

Il Regno Unito si è impegnato a realizzare questo meccanismo completo di fissazione dei prezzi. che si applicherà a tutti i nuovi contratti conclusi dalla NDA dopo la data della presente decisione. Questa restrizione non si applicherà ai contratti conclusi prima della data della decisione della Commissione europea, ai contratti per i quali le offerte formali approvate dalla Nuclear Decommissioning Authority e dal Dipartimento britannico per il commercio e l’industria sono state presentate ai clienti e sono oggetto di trattativa a tale data o ai contratti conclusi dopo tale data sulla base di una lettera di intenti sottoscritta prima di detta data.

(213)

In considerazione di quanto sopra esposto, la Commissione ritiene che la distorsione di concorrenza derivante dalla misura in esame, ridotta mediante la misura compensatoria che verrà attuata, sia controbilanciata dal contributo positivo della misura al conseguimento degli obiettivi del trattato Euratom.

(214)

Entro la fine del 2006, le attività di Springfields saranno limitate alla produzione di combustibile nucleare Magnox e AGR.

(215)

Tali combustibili nucleari sono utilizzati soltanto nel Regno Unito. Il combustibile Magnox è utilizzato soltanto nelle centrali Magnox, l’ultima delle quali verrà chiusa entro il 2010. Il combustibile AGR è usato soltanto da BE, che nel quadro della sua ristrutturazione ha rinegoziato i propri accordi a lungo termine con BNFL per la fornitura di combustibile AGR.

(216)

In questo caso si applicano le stesse argomentazioni illustrate ai punti 196 e 198. Nessun concorrente troverebbe economicamente interessante investire in determinati attivi per competere con Springfields. La Commissione ritiene dunque che l’effetto della misura sulla concorrenza sia trascurabile per quanto riguarda il sito di Springfields e che non richieda alcuna misura compensatoria.

(217)

In considerazione di quanto sopra esposto, la Commissione ritiene che la distorsione della concorrenza derivante dalla misura in esame sia controbilanciata dal contributo positivo della misura al conseguimento degli obiettivi del trattato Euratom.

(218)

L’installazione Drigg, unica in Gran Bretagna, è un deposito per rifiuti nucleari di basso livello.

(219)

Le autorità britanniche hanno comunicato alla Commissione che questo deposito avrebbe una capacità sufficiente per tutti i rifiuti prodotti nel Regno Unito fino al 2050. La NDA sarà la fonte di circa il 90 % di questo tipo di rifiuti.

(220)

Il trasporto a lunga distanza di rifiuti nucleari non è consigliato ed alcuni paesi ne vietano anche l’importazione.

(221)

La Commissione ritiene che, in queste condizioni, per un nuovo operatore le possibilità di competere con l’installazione Drigg siano molto limitate e che sia improbabile che la costruzione di un deposito concorrente di rifiuti di basso livello sia interessante dal punto di vista economico.

(222)

Secondo la Commissione, l’effetto della misura sulla concorrenza è dunque trascurabile per quanto riguarda il sito di Drigg e non richiede alcuna misura compensatoria.

(223)

In considerazione di quanto sopra esposto, la Commissione ritiene che la distorsione di concorrenza derivante dalla misura in esame sia controbilanciata dal contributo positivo della misura al conseguimento degli obiettivi del trattato Euratom.

(224)

All’avvio del procedimento, la Commissione ha espresso preoccupazione in merito al fatto che BNFL potrebbe ricevere aiuti dalla NDA nel periodo in cui sarà temporaneamente la società licenziataria del sito della NDA prima che possa essere organizzata una gara d’appalto per designare le società licenziatarie.

(225)

La Commissione sottolinea che il Regno Unito ha presentato una spiegazione completa e dettagliata del modo in cui le società licenziatarie — compresa BNFL — verranno remunerate. Saranno coperti soltanto i costi necessari e saranno previsti dei massimali annui. Gli utili saranno esclusi dai normali pagamenti e potranno essere percepiti soltanto se vengono raggiunti gli obiettivi di efficienza fissati dal governo britannico. Anche in questo caso, tali utili verranno messi a confronto con parametri internazionali del settore.

(226)

La Commissione ritiene che in questo contesto sia possibile concludere che il finanziamento della società licenziataria del sito non comporti un aiuto di Stato.

(227)

A tale riguardo, la Commissione sottolinea inoltre che non trova a priori alcuna ragione per ritenere che i contratti SLC, compreso quello con BNFL, determinino sovvenzioni interne. Essa ritiene al contrario che il quadro realizzato offra prospettive di trasparenza molto migliori rispetto alla situazione in cui BNFL gestiva tutte le proprie attività all’interno di un unico gruppo.

(228)

La Commissione conclude che la misura non contiene aiuti ai sensi dell’articolo 87, paragrafo 1 del trattato CE a favore di BNFL; conclude altresì che essa contiene aiuti ai sensi di detto articolo a favore della NDA. Nella misura in cui non vi sono aiuti di Stato, la presente decisione non pregiudica l’applicazione del trattato Euratom. Nella misura in cui gli aiuti sono in linea con gli obiettivi del trattato Euratom e non incidono sulla concorrenza in misura contraria al comune interesse, la misura in questione è compatibile con il mercato comune. La presente decisione non pregiudica il parere della Commissione su potenziali aiuti di Stato concessi a soggetti diversi dai BNFL e NDA,

a)

la Nuclear Decommissioning Authority offre di vendere [...] per un periodo [...] un minimo di [...] per scambi nella stagione invernale e [...] per scambi nella stagione estiva al prezzo prevalente sul mercato all’ingrosso ed alla fine di tale periodo dette offerte non sono state accettate (criterio A); o

b)

gli scambi della stagione successiva di energia elettrica del carico di base sul mercato all’ingrosso britannico di energia elettrica sono stati in totale inferiori a [...] (valore lordo), in media, sulle [...] settimane precedenti (criterio B).