Endast den engelska texten är giltig
EUROPEISKA KOMMISSIONEN HAR ANTAGIT DETTA BESLUT
med beaktande av fördraget om Europeiska unionens funktionssätt, särskilt artikel 108.2 första stycket,
med beaktande av avtalet om Europeiska ekonomiska samarbetsområdet, särskilt artikel 62.1 a,
efter att i enlighet med nämnda artiklar ha gett berörda parter tillfälle att yttra sig och med beaktande av deras yttranden, och
HÄRIGENOM FÖRESKRIVS FÖLJANDE.
Artikel 1
Det stöd till Hinkley Point C i form av ett CfD-kontrakt (Contract for Difference), ett ministerieavtal och en kreditgaranti samt alla relaterade element som Förenade kungariket planerar att genomföra är förenligt med den inre marknaden i den mening som avses i artikel 107.3 c i fördraget om Europeiska unionens funktionssätt.
Genomförandet av stödåtgärden godkänns följaktligen.
Artikel 2
Detta beslut riktar sig till Förenade konungariket Storbritannien och Nordirland.
1 EUT C 69, 7.3.2014, s. 60.
2 Baslastproduktion är typisk för anläggningar som har förmåga att producera el kontinuerligt, och används därför för att hantera kärnefterfrågan när så krävs. Kärnkraftsanläggningar är baslastproducenter och kännetecknas också av relativt låga variabla kostnader, och de finns därför ofta i början av meritkurvan.
3 Följande formel används inom CfD: d i 1 e j 1 BP i,j BQ i,j e j 1 BQ i,j 1 N d där d är antalet handelsdagar under föregående säsong och e är antalet källor, BP är priset varje dag för varje källa och BQ är volymen varje dag för varje källa.
4 Finns på följande adress: https://www.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/267649/Generic_CfD_-_Terms_and_Conditions__518596495_171_.pdf
5 Affärshemlighet.
6 En detaljerad beskrivning av åtagandet ges i bilaga C.
7 En detaljerad beskrivning av åtagandet ges i bilaga C.
8 Särskilt HPC:s IUK-modell […].
9 Emitteringen rör ett initialt belopp på 16 miljarder pund i skulder och ytterligare 1 miljard pund i skulder rörande Sizewell C Adjustment enligt CfD (nedan kallad SZC-obligationen).
10 Grundvillkoret är att tillfredsställande belägg har lämnats för att Flamanville 3 har slutfört försöksdriftperioden och att borgensmannens krav på resultaten för denna period har uppfyllts. Borgensmannen får förlänga datumet för uppfyllandet av grundvillkoret genom att öka mängden grundkapital och se till att ökningen får nödvändigt kreditstöd. Datumet för uppfyllandet av grundvillkoret måste infalla senast den 31 december 2020.
11 Villkoret för FFS-misslyckande är a) […], b) […], och c) […].
12 Fast säkerhet åtföljer den relevanta identifierade och specifika säkerheten omedelbart vid beviljande och pantgivaren får inte avyttra den säkrade tillgången eller på annat sätt hantera den säkrade tillgången utan förmånstagarens samtycke.
13 Rörlig säkerhet beviljas för en fluktuerande tillgångsklass, befintlig eller framtida, som tillhör pantgivaren.
14 Säkerheter som ger förmånstagaren rätt till den säkrade tillgången. Garantin är en form av säkerhet som inte ger förmånstagaren äganderätt eller besittningsrätt. Den utgörs i stället av en inteckning i den säkrade tillgången, som ger förmånstagaren rätt att använda tillgången för att realisera den mot betalningen av den säkrade skulden. Garantin ger förmånstagaren ett skäligt ägarintresse i tillgången, vilket innebär att förmånstagaren får rätt att tillägna sig tillgången och begära att försäljningsintäkterna används för att betala den säkrade skulden.
15 En rörlig garanti för alla (eller praktiskt taget alla) företagets tillgångar som ger innehavaren rätt att utse en förvaltare eller en konkursförvaltare och som anses utgöra en kvalificerad rörlig säkerhet enligt insolvenslagen från 1986.
16 De säkrade parterna är borgensmannen, emittenten och energi- och klimatministeriet samt Nuclear Decommissioning Fund Company Limited.
17 Energi- och klimatministeriet samt Nuclear Decommissioning Fund Company Limited när det gäller åtgärder för avveckling av Hinkley Point C.
18 Europaparlamentets och rådets direktiv 2009/72/EG av den 13 juli 2009 om gemensamma regler för den inre marknaden för el och om upphävande av direktiv 2003/54/EG (EUT L 211, 14.8.2009, s. 55).
19 Produktionskostnad (Levelised cost of electricity – LCOE) är ett mått på elproduktionskostnader för ett antal tekniker och möjliggör jämförelser av kostnaderna mot ett antal antaganden.
20 Leveque F och Robertson A, Future Electricity Series Part 3: Power from Nuclear, Carbon Connect, Policy Connect, London, 2014.
21 Kommissionens tillkännagivande om tillämpningen av artiklarna 87 och 88 i EG-fördraget på statligt stöd i form av garantier (EUT C 155, 20.6.2008, s. 10).
22 Meddelande från kommissionen om Europeiska unionens rambestämmelser för statligt stöd i form av ersättning för offentliga tjänster (EUT C 8, 11.1.2012, s. 15).
23 Direktiv 2009/72/EG.
24 Mål T-17/02, Fred Olsen mot kommissionen, REG 2005, s. II-2031, punkt 216 och mål T-289/03, BUPA m.fl. mot kommissionen, REG 2008, s. II-81, punkterna 166 och 220.
25 Europaparlamentets och rådets direktiv 2004/17/EG av den 31 mars 2004 om samordning av förfarandena vid upphandling inom vatten-, energi-, transport- och postsektorerna (EUT L 134, 30.4.2004, s. 1).
26 Europaparlamentets och rådets direktiv 2004/18/EG av den 31 mars 2004 om samordning av förfarandena vid offentlig upphandling av byggentreprenader, varor och tjänster (EUT L 134, 30.4.2004, s. 114).
27 Se kommissionens beslut av den 30 oktober 2001 om statligt stöd nr 6/A/2001 – Irland C(2001) 3265 fin, skäl 56.
28 Kombicykelteknik (Combined Cycle Gas Turbines eller CCGT) är en modern energiproduktionsteknik för gas.
29 Energifärdplan för 2050, KOM(2011) 885 slutlig, s. 6.
30 Compass Lexecon, Economic analysis of the Contract for Difference for Hinkley Point C, 14 april 2014.
31 Mål C-280/00, Altmark Trans GmbH och Regierungspräsidium Magdeburg mot Nahverkehrsgesellschaft Altmark GmbH, punkterna 87–93. Altmarkkriterierna har utformats av EU-domstolen för att klargöra under vilka omständigheter en ersättning som ges av en statlig myndighet för tillhandahållandet av en tjänst av allmänt ekonomiskt intresse ska anses utgöra statligt stöd i enlighet med artikel 107.1 i EUF-fördraget.
32 Mål C-280/00, Altmark Trans GmbH och Regierungspräsidium Magdeburg mot Nahverkehrsgesellschaft Altmark GmbH, punkterna 87–93.
33 Meddelande från kommissionen om tillämpningen av Europeiska unionens regler om statligt stöd på ersättning för tillhandahållande av tjänster av allmänt ekonomiskt intresse (2012/C 8/02) (EUT C 8, 11.1.2012, s. 4).
34 Mål T-289/03 BUPA mot kommissionen, REG 2008, s. II-81, punkt 165.
35 T-17/02, Olsen mot kommissionen, punkt 216, bekräftad i C-320/05 P, Olsen mot kommissionen.
36 Se SA.36196, SA.38812, SA.38763, SA.38761, SA.38759 och SA.38758.
37 Meddelandet om tjänster av allmänt intresse, punkt 51.
38 Mål 76/78, Steinike & Weinlig mot Tyskland, REG 1977, s. 595, punkt 21, mål C-379/98, PreussenElektra, REG 2001, s. I-2099, punkt 58.
39 Mål C-677/11, Doux Elevage, ännu ej offentliggjort, punkt 34, mål T-139/09 Frankrike mot kommissionen, ännu ej offentliggjort, punkt 36.
40 Mål C-262/12, Vent de Colère, ännu ej offentliggjort, punkt 21.
41 Meddelande från kommissionen om Europeiska unionens rambestämmelser för statligt stöd i form av ersättning för offentliga tjänster (2012/C 8/03) (EUT C 8, 11.1.2012, s. 15).
42 Se första punkten i avsnitt 8.1 i beslutet att inleda förfarandet.
43 Efterlevnaden av reglerna i direktiven 2004/17/EG och 2004/18/EG ifrågasattes särskilt.
44 DECC, Planning our electric future, december 2011. Se särskilt bilaga B. Finns på följande adress: https://www.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/48253/3884-planning-electric-future-technical-update.pdf
45 DECC, bilaga A: Feed-in Tariff with Contracts for Difference Operational Framework, 29 november 2012. Dokumenten finns tillgängliga på följande adress: https://www.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/66554/7077-electricity-market-reform-annex-a.pdf och http://services.parliament.uk/bills/2012-13/energy.html
46 Dokumentet finns tillgängligt på följande adress: https://www.gov.uk/government/publications/purchase-of-horizon-nuclear-power-meetings-between-ond-and-hitachi-ltd-foi-request-12-1718
47 Se t.ex. kommissionens beslut 2005/407/EG av den 22 september 2004 om det statliga stöd som Förenade kungariket planerar att genomföra till förmån för British Energy plc (EUT L 142, 6.6.2005, s. 26).
48 Den särskilda situation som för närvarande råder i den brittiska elsektorn beskrivs i avsnitt 2.1 i beslutet att inleda förfarandet.
49 Se pressmeddelandet på följande adress: http://europa.eu/rapid/press-release_IP-14-865_en.htm
50 Kommissionen krävde att DECC skulle utföra sensitivitetsanalyser genom att använda sin prognosmodell och noggrant bedömda in- och utdata för varje scenario. DECC:s DDM-modell (Dynamic Dispatch Model) är en integrerad energimarknadsmodell som täcker Storbritanniens energimarknad på medellång till lång sikt. Den simulerar avsändandet av el från brittiska produktionsanläggningar och beslut om investeringar i produktionskapacitet från 2010 till 2049, baserat på en uppskattning av tillgång och efterfrågan på el på halvårsbasis. Investeringsbesluten grundas på uppskattade intäkter och kassaflöden, med hänsyn till politiska beslut och förändringar i produktionsmixen. DDM möjliggör en jämförande analys av effekterna av olika politiska beslut på produktion, kapacitet, kostnader, priser, försörjningstrygghet samt koldioxidutsläpp.
51 Se pressmeddelandet på följande adress: http://europa.eu/rapid/press-release_IP-14-866_en.htm
52 Förenade kungariket lämnade in uppmaningen till intresseanmälan för investeringskontraktet. Förfarandet var öppet för alla potentiella investerare, men EDF var det enda företag som svarade.
53 Se finansdepartementets inlaga av den 5 september 2014.
54 Finansdepartementet anger tre uppsättningar referensvärden: Recent limited recourse project finance bank loans (low carbon energy), Corporate debt (rated BB+) spreads as at 21 August 2014 samt Mean 10-year Credit Default Swaps and iTraxx Europe XOver (BB+ area).
55 IUK:s inlaga av den 26 augusti 2014.
56 Straffscenariot omfattar följande antaganden om sannolikhet för betalningsinställelse samt återvinningsbelopp per år: Förlust vid fallissemang under åren 1–6 är noll; om grundvillkoret inte är uppfyllt till december 2020 sker fullständig återbetalning av skulden med 100 % återvinning. Fallissemang förväntas inte uppstå under åren 7 till 10 eftersom det inte finns någon skyldighet att återbetala kapitalet, och all ränta under anläggningsfasen (inklusive garantiavgifter) täcks antingen av baskapitalet eller av baskapitalet och/eller det villkorade kapitalet. En 14-årig anläggningsfas (inbegripet en försening på fyra år) samt en 30-årig driftfas. Kumulativ sannolikhet för fallissemang på 10 % vid en fyraårig försening i anläggningsarbetet (0 % åren 11 och 12 samt 5 % åren 13 och 14) och 100 % förlust vid fallissemang. 5,6 % sannolikhet för fallissemang under ett visst driftsår. Beräknas konstant vid 5,6 % för att motsvara de genomsnittliga räntorna för energiprojekt utanför Förenta staterna.
57 Såsom framgår av finansdepartementets svar av den 19 september 2014 är sannolikheten för en ökning på 1,5 % för obligationer med en löptid på 20–30 år omkring 17–20 %. Såsom framgår av finansdepartementets svar av den 12 september 2014 (bilaga B – IUK:s sensitivitetsanalys) kommer en ökning av räntekurvan på 1,5 % när obligationen emitteras (ceteris paribus) att minska kapitalet med […] miljarder pund (modellversion 19.7).
58 Dessa sammanfattas i ett e-postbrev som GD COMP skickade till DECC den 9 september 2014, kl. 15.43, med ämnet CfD for HPC – Note on Rate of Return.
59 Denna version var en uppdatering av den anmälda finansiella modellen. Flera uppdateringar följde efter detta. Version 21.10 (av den 29 augusti 2014) visar en internränta för projektet på […] % och en internränta på eget kapital på […] % (efter skatt, nominellt värde) för utnyttjade medel och […] % för anslagna medel. Version 21 motsvarar NNBG:s grundscenario. Jämfört med version 5.1 innehåller den flera uppdateringar av tidplanen för anläggandet, finansieringsarrangemangens inverkan samt makroekonomiska kriterier.
60 Kommissionen uppskattade att dessa förändringar i kassaflödet särskilt kommer att uppstå under perioden mellan den 1 januari 2017 och den 30 juni 2023. Under denna period är de nominella kassaflödena (efter skatt) negativa i version 9.8 av den finansiella modellen.
61 NNBG-dokument nr HPC-NNBGPCP-XX-000-EST-000069 av den 27 juni 2014.
62 HPC:s IUK-modell, version 21.10, som lämnades in till kommissionen den 19 september 2014.
63 Kommissionen beaktade inte referensvärden vars informationskälla inte kunde spåras på ett tillförlitligt sätt. Kommissionen mottog också information om flera rapporterade utbetalningar av internräntan på kapital för projekt som omfattades av förhandskrav på internränta. Kommissionen beaktade dessa efterhandsreferensvärden och fann dem upplysande, men lade i sin bedömning mer vikt vid på förhand fastställd tillåten internränta. Kommissionen anser att den förhandsinternränta som fastställts av tillsynsmyndigheterna ligger närmare den verkliga tröskelnivån för de reglerade enheterna. Tillåtlig internränta fastställs dessutom ofta som det minimum som de reglerade enheterna får nå upp till. Det är naturligt att efterhandsvärdet på internräntan blir högre än det på förhand fastställda värdet.
64 En liknande slutsats kan dras vid en bedömning av de scenarier som anges i tabell 8.
65 I synnerhet följande […].
66 Se prismetoden för avfallskontraktet, som finns på följande adress: https://www.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/42629/3798-waste-transfer-pricing-methodology.pdf
67 Se t.ex. ärende SA.31107 (11/N), där en internränta på kapital mellan 9,6 och 11 % ansågs vara godtagbar. Se även ärende N354/09, där en internränta på kapital på 12 % ansågs vara godtagbar.
68 En detaljerad beskrivning av åtagandet ges i bilaga C.
69 En detaljerad beskrivning av åtagandet ges i bilaga C.
70 Särskilt HPC:s IUK-modell version [21.10] (Beta)_2014–09–19_DECC.xlsm, per DECC Output worksheet.
71 Dessa siffror beräknades vid tidpunkten för utarbetandet av detta beslut med användning av version 21.10 av den finansiella modellen som lämnades in till kommissionen den 19 september 2014.
72 När CfD-kontraktet löper ut efter 35 år kommer vinsterna inte längre att leda till en minskning av lösenpriset eftersom det inte kommer att finnas något lösenpris då. När CfD-kontraktet har löpt ut kommer vinsterna att delas direkt mellan CfD-motparten och NNBG.
73 Kommissionen utförde analysen med beaktande av DECC:s modell och Pöyrys modellarbete.
74 Bilaga 8 till den brittiska regeringens svar av den 31 januari 2014 på kommissionens beslut att inleda förfarandet.
75 Uppgifterna om förhållandet mellan leverans och handel togs fram med hjälp av EFA-kalendern, som finns på följande adress: https://www.theice.com/publicdocs/EFA_Calendar.pdf, hämtad den 13 juni 2014.
76 Inlaga från Compass Lexecon, Analysis of the impact of HPC on the potential for capacity withholding, 4 augusti 2014.
77 Ofgem, Decision to make a market investigation reference in respect of the supply and acquisition of energy in Great Britain, 26 juni 2014. Finns på följande adress: https://www.ofgem.gov.uk/publications-and-updates/decision-make-market-investigation-reference-respect-supply-and-acquisition-energy-great-britain
78 Se Ofgem, State of the Market Assessment, 27 mars 2014, punkt 4.41 och nedan. Finns på följande adress: https://www.ofgem.gov.uk/publications-and-updates/state-market-assessment
79 Se svaret från EDF/NNBG av den 8 september 2014 på frågorna om eventuell inverkan på marknadslikviditeten.
80 Tabell 3 i svaret från EDF/NNBG av den 8 september 2014 på frågorna om eventuell inverkan på marknadslikviditeten.
81 Se diagram 43, Ofgem – State of the Market Assessment, 27 mars 2014.
82 En detaljerad beskrivning av åtagandet ges i bilaga C.
BILAGA A
CfD-KONTRAKTETS AVKASTNINGSGRAD
Tabell 3 NNBG:s finansiella riskbedömning – uppskattad sannolikhet för fördelningen av HPC:s totala anläggningskostnader
[…]
Källa: TESLA4, s. 12.
Figur 2 Förenade kungarikets historiska terminspriser samt referenspris
UK 1- and 2-Seasons Ahead Baseload Forward Prices and Simulated Reference Price
Mid price (GBP/MWh)
Source: Bloomberg ELUBS1, OECM, ELUBS2, OECM; UK REQ
Delivery date
1 Season ahead
Simulated reference price
2 Seasons ahead
Difference if sold 2S ahead (compared to ref.p.)
Gain if sold 2S ahead (compared to ref.p.)
(%)
Metod | Typer av avkastning (projektets internränta, efter skatt, nominell) | Anmärkningar
Relativ riskanalys | 8,5–11 (på projektbasis) | Jämförelse mellan havsbaserad vindkraft och PPP/PFI-avkastning under anläggningsfasen och även allmänna nyttigheter som regleras av Förenade kungariket/kärnkraftsoperatörer under driftfasen
Analys med referensvärden | 6–13 (på projektbasis) | Jämförelse av allmän nyttighet som regleras av Förenade kungariket/PPP/IWPP/jämförbara kärnkraftsprojekt
Analys av projektets tröskelnivå | 10,5–14,5 | Baserat på EDF:s WACC-uppskattningar samt information om premier från akademiska undersökningar om en rad olika företag
Finansieringsanalys | 9–13 – anläggande 6–9,5 – drift | Analys av möjliga finansieringsstrukturer, både under anläggnings- och driftfasen
Förväntad skuldfinansieringsstruktur med Förenade kungarikets kreditgaranti | 10,2 – projektets internränta 12,8 – skuldsättningsgrad för internränta på kapital | Analys av projektets avkastningsgrad och skuldsättningsgrad – intern kapitalavkastningsgrad (för skuldnivåer som ska omfattas av Förenade kungarikets kreditgaranti enligt förslaget) vid det förhandlade lösenpriset Siffran 10,2 % beror på skattebefrielsens effekt på kassaflödet på projektnivå samt vägledande prissättning på IUK-garantin
Tabell 5 Kommissionens sensitivitetsanalys – modell med ändrade årliga kassaflöden under anläggningsfasen
[…]
De skuggade cellerna anger kapitalkostnader för anläggandet – scenarier för önskad internränta som ger ett lägre lösenpris än 92,50 pund/MWh. Baserat på NNBG:s finansiella modell, version 9.8.
Tabell 6 Projektscenarier, sannolikhetsfaktorer (förtroendenivåer som t.ex. utfallsindikatorer kommer att vara mer gynnsamma än antagandena) samt nyckelmått för projektet
[…]
Anmärkningar:
(1) Inbegriper vinstdelningsfördelen under anläggningsfasen på 0,8 pund/MWh (reala siffror 2012).
(2) Engångsbelopp från SZC som betalades först efter COD2 och därför inte ingår i finansieringskravet.
(3) Opex-justering som endast tillämpas på de första 15 åren och efter CfD-perioden på grund av eventuellt skydd i form av omförhandling av driftskostnaderna.
(4) Lägsta täckningsgrad i förhållande till skuldåterbetalningen, förutom den första perioden.
(5) Reella EIRR-åtaganden, uppskattade som nominella EIRR-åtaganden minus långfristigt KPI-antagande.
(6) Den lägre nivån av villkorat kapital enligt denna version av den finansiella modellen innebär att den beräknade internräntan på kapital är optimistisk jämfört med nuvarande modellresultat.
MYCKET LÅG | Mycket låg sannolikhet för ett mer gynnsamt resultat än förväntat
LÅG | Låg sannolikhet för ett mer gynnsamt resultat än förväntat
MÅTTLIG | Måttlig sannolikhet för ett mer gynnsamt resultat än förväntat
HÖG | Hög sannolikhet för ett mer gynnsamt resultat än förväntat
MYCKET HÖG | Mycket hög sannolikhet för ett mer gynnsamt resultat än förväntat
Tabell 7 Finansieringsprofil under anläggningsfasen samt täckningsgrad i förhållande till skuldåterbetalningen under driften
[…]
Tabell 8 Kombinerade kapitalkostnader, förseningar och andra negativa scenarier
[…]
Drift | Nyckelantaganden | Kapacitetmarknad | Första utnyttjandet av kärnkraft | Nätets koldioxidintensitet 2030 | Nätets koldioxidintensitet 2040 | Nätets koldioxidintensitet 2049
1a | BAU | Nej | 2037 | 232 | 188 | 96
1d | BAU, höga bränslepriser | Nej | 2031 | 186 | 101 | 46
1e | BAU, låga bränslepriser | Nej | 2041 | 269 | 233 | 121
2a | BAU + CfD för kärnkraft | Nej | 2023 | 158 | 88 | 37
3a | CfD för koldioxidsnål teknik utom kärnkraft | Nej | 2037 | 164 | 135 | 61
3d | CfD för koldioxidsnål teknik utom kärnkraft, höga bränslepriser | Nej | 2031 | 181 | 123 | 52
3e | CfD för koldioxidsnål teknik utom kärnkraft, låga bränslepriser | Nej | 2041 | 182 | 120 | 66
3h | CfD för koldioxidsnål teknik utom kärnkraft, fler sammanlänkningar | Nej | 2037 | 160 | 133 | 59
4a | CfD för koldioxidsnål teknik | Nej | 2023 | 100 | 42 | 25
5a | BAU | Ja | 2037 | 236 | 194 | 88
5d | BAU, höga bränslepriser | Ja | 2032 | 194 | 111 | 52
5e | BAU, låga bränslepriser | Ja | 2041 | 272 | 235 | 126
7a | CfD för koldioxidsnål teknik utom kärnkraft | Ja | 2046 | 104 | 49 | 33
7d | CfD för koldioxidsnål teknik utom kärnkraft, höga bränslepriser | Ja | 2038 | 137 | 65 | 28
7e | CfD för koldioxidsnål teknik utom kärnkraft, låga bränslepriser | Ja | Inte före 2049 | 113 | 51 | 44
7f | CfD för koldioxidsnål teknik utom kärnkraft, höga kärnkraftskostnader, låga RES- och CCS-kostnader | Ja | 2048 | 97 | 46 | 35
7g (endast till 2030) | CfD för koldioxidsnål teknik utom kärnkraft, mer DSR, mer EDR, fler sammanlänkningar | Ja | Inte före 2030 | 104 | EJ TILLÄMPLIGT | EJ TILLÄMPLIGT
7h | CfD för koldioxidsnål teknik utom kärnkraft, fler sammanlänkningar | Ja | 2046 | 101 | 48 | 32
8a | CfD för koldioxidsnål teknik | Ja | 2023 | 104 | 50 | 31
8d | CfD för koldioxidsnål teknik, höga bränslepriser | Ja | 2023 | 99 | 48 | 30
8e | CfD för koldioxidsnål teknik, låga bränslepriser | Ja | 2023 | 99 | 38 | 30
8f | CfD för koldioxidsnål teknik, höga kärnkraftskostnader, låga RES- och CCS-kostnader | Ja | 2023 | 102 | 45 | 28
8g (endast till 2030) | CfD för koldioxidsnål teknik, mer DSR, mer EDR, fler sammanlänkningar | Ja | 2023 | 98 | EJ TILLÄMPLIGT | EJ TILLÄMPLIGT
8h | CfD för koldioxidsnål teknik, fler sammanlänkningar | Ja | 2023 | 100 | 53 | 32
Sponsor | Antin Infrastructure Partners | CDP Capital | Brookfield Renewable Energy Partners | Borealis, First State EDIF
Fund Target Equity IRR | 15 % | 16 % | 9 – 12 % | 9 – 15 %
| Elöverföring (Ofgem) | Ofwat – PR09 | Ofwat – PR 14 (ej slutförd)
Anmärkning
Period | 2013–2021 | 2010–2015 | 2015–2020
Skuldsättningsgrad, kapitalkostnad (efter skatt) | 7,00 % | 7,10 % | 5,65 %
Skuldkostnad (före skatt, reell) | 2,92 % | 3,60 % | 2,75 %
Teoretisk skuldsättning på eget kapital | 60,0 % | 57,5 % | 62,5 %
Vanilla WACC | 4,55 % | 5,10 % | 3,85 %
Inflationsantagande | 3,50 % | 3,50 % | 3,50 %
Skuldsättningsgrad, kapitalkostnad | 10,7 % | 10,8 % | 9,3 %
Skuldkostnad (före skatt) | 6,5 % | 7,2 % | 6,3 %
Vanilla WACC* | 8,2 % | 8,8 % | 7,5 %
Skuldsättningsgrad, kapitalkostnad* | 10,5 % | 10,6 % | 9,2 %
Skuldkostnad (före skatt)* | 6,4 % | 7,1 % | 6,3 %
Vanilla WACC | 8,1 % | 8,6 % | 7,3 %
https://www.ofgem.gov.uk/ofgem-publications/53602/4riiot1fpfinancedec12.pdf
http://www.ofwat.gov.uk/pricereview/pr14/gud_tec20140127riskreward.pdf
http://www.ofwat.gov.uk/pricereview/pr09phase3/det_pr09_finalfull.pdf
Projekt | Ontario Power Authority
Teknik | Renovering av kärnkraftsanläggningen Bruce Power
Skuldsättning på eget kapital | 20–40 %
Verklig kostnad för skuld (före skatt) | 6,20 %
Nominellt målkapital internränta (efter skatt) | 13,7–18 % (12,8–17,1 %, justerat för rådande räntesats i Förenade kungariket)
Målprojekt internränta | 10,6–13,8 % (9,7–12,9 % justerat för rådande räntesats i Förenade kungariket)
Investeringar tidsperiod (tillgångens livslängd) | 25 år
Investeringsstorlek | 4 miljarder CAD
Nivå på intäktssäkerheten | CfD med fast pris för återstoden av anläggningens livslängd (25 år)
Nivå på konstruktionsrisk | Lägre – renovering, ej nybygge, kostnadsöverskridanden delas
Nivå på driftsrisk | Lägre – överskridande av personalkostnader delas, bränslekostnad pass-through
Nivå på finansieringsrisk | Lägre – mindre kapitalprojekt, kortare period
Villkorat eget kapital krävs | Okänt
Teknik | CCGT | PPA projekt
Skuldsättning på eget kapital | < 80 % | Okänt
Skuldkostnad | Okänt | Okänt
Nominellt mål för avkastning på eget kapital (efter skatt) | > 13 %
Nominellt mål för avkastning för projektet (efter skatt) | | 9–15 %
Investeringsperiod (tillgångens livslängd) | 25 år | Flera
Investeringens storlek | Flera | Flera
Grad av intäktssäkerhet | 20 år PPA | PPA
Nivå på konstruktionsrisk jämfört med HPC | Lägre – baserat på EPC-kontrakt, välkänd teknik | Okänt, men sannolikt lägre
Nivå på driftrisk jämfört med HPC | Lägre | Okänt
Nivå på finansieringsrisk | Lägre – kortare anläggningstid | Okänt, men sannolikt lägre
Krav på villkorat kapital | Okänt | Okänt
Hänvisningar
Tillsynsmyndighet | Ofwat | Ofgem | CC | Ofgem | CC | CAA | ORR
Fastställande | PR14 (ej slutlig) | WPD 14 | NIE 2014 slutlig | RIIO T1 2012 (NGET) | Bristol W 2010 | HAL 2014 slutlig | NR 2013
Skuldsättning på eget kapital | 62,50 % | 65 % | 45 % | 60 % | 60 % | 60 % | 62,50 %
Reell skuldkostnad (före skatt) | 2,8 % | 2,6 % | 3,1 % | 2,9 % | 3,9 % | 3,2 % | 3,0 %
Reell kostnad för kapital (efter skatt) | 5,7 % | 6,4 % | 5,0 % | 7,0 % | 6,6 % | 6,8 % | 6,5 %
Reell vanilla WACC | 3,8 % | 3,9 % | 4,1 % | 4,6 % | 5,0 % | 4,7 % | 4,3 %
Inflation | 3,5 % | 3,5 % | 3,5 % | 3,5 % | 3,5 % | 3,5 % | 3,5 %
Nominell kostnad för skuld (före skatt) | 6,2 % | 6,1 % | 6,6 % | 6,4 % | 7,4 % | 6,7 % | 6,5 %
Nominell kostnad för kapital (efter skatt) | 9,2 % | 9,9 % | 8,5 % | 10,5 % | 10,1 % | 10,3 % | 10,0 %
Nominell vanilla WACC | 7,3 % | 7,4 % | 7,6 % | 8,1 % | 8,5 % | 8,2 % | 7,8 %
Analyserad kapitalavkastning, prognos (förhandsprognos) | | | | 14 %
Investeringsperiod – Längd på priskontroll | 5 | 8 | 3 | 8 | 5 | 5 | 5
Investeringens storlek – Regulatory Asset Value (RAV) | 70 m–11,7 miljarder (beräknade 2014–2015 värden) | 5,9 miljarder (2014) | cGBP950m (prognos över priskontroll) | 2,2–14,8 miljarder (beräknad RAV, antal företag över priskontrollen) | 0,39 miljarder (2013) | 14,9 miljarder | 45 miljarder (2013)
Avkastningsgradskydd | Mer än HPC – se svaret på fråga 2c – inlaga från NNBG om avkastningsgrad av den 10 september
Grad av konstruktionsrisk | Lägre än HPC. Se detaljerad diskussion i skälen 124–131 – NNBG:s inlaga om avkastningsgrad av den 10 september
Grad av driftrisk | Lägre än HPC. Se detaljerad diskussion i skälen 132–135 – NNBG:s inlaga om avkastningsgrad av den 10 september
Grad av finansieringsrisk | Lägre än HPC. Se detaljerad diskussion i skälen 136–139 – NNBG:s inlaga om avkastningsgrad av den 10 september
Övriga risker | Lägre än HPC. Se detaljerad diskussion om skillnader i grundläggande affärsmodeller, diversifiering av tillgångar samt tekniska risker i skälen 113–122 i NNBG:s inlaga om avkastningsgrad av den 10 september
Villkorat kapital som krävs | Inget
(%)
Företagets namn | Land | Kapitalkostnad i USD | Skuldkostnad före skatt i USD | Skuldkostnad efter skatt i USD | Kapitalkostnad i USD
E.ON SE (DB:EOAN) | Tyskland | 8,25 | 4,04 | 3,19 | 5,78
RWE AG (DB:RWE) | Tyskland | 7,95 | 4,54 | 3,59 | 5,54
Centrica plc (LSE:CNA) | Förenade kungariket | 6,99 | 4,44 | 3,11 | 6,04
Veolia Environnement SA (ENXTPA:VIE) | Frankrike | 11,62 | 5,44 | 4,30 | 6,46
National Grid plc (LSE:NG.) | Förenade kungariket | 9,37 | 4,44 | 3,11 | 6,33
Suez Environnement Company SA (ENXTPA:SEV) | Frankrike | 9,97 | 4,94 | 3,90 | 6,38
A2A SpA (BIT:A2A) | Italien | 13,72 | 7,44 | 5,88 | 8,68
Hera SpA (BIT:HER) | Italien | 12,65 | 5,94 | 4,69 | 7,94
MVV Energie AG (XTRA:MVV1) | Tyskland | 8,31 | 4,04 | 3,19 | 5,70
ACEA SpA (BIT:ACE) | Italien | 12,15 | 6,44 | 5,09 | 7,68
Iren SpA (BIT:IRE) | Italien | 13,85 | 7,94 | 6,27 | 8,80
Mainova AG (DB:MNV6) | Tyskland | 6,96 | 5,54 | 4,38 | 6,30
Gelsenwasser AG (DB:WWG) | Tyskland | 6,09 | 5,54 | 4,38 | 6,08
Telecom Plus plc (LSE:TEP) | Förenade kungariket | 6,45 | 4,94 | 3,46 | 6,44
Compagnie Parisienne de Chauffage Urbain (ENXTPA:CHAU) | Frankrike | 7,73 | 4,94 | 3,90 | 6,33
Zespól Elektrocieplowni Wroclawskich KOGENERACJA Spólka Akcyjna (WSE:KGN) | Polen | 7,44 | 5,39 | 4,26 | 6,94
Fintel Energia Group SpA (BIT:FTL) | Italien | 9,88 | 8,94 | 7,06 | 9,02
REN – Redes Energéticas Nacionais, SGPS, SA (ENXTLS:RENE) | Portugal | 19,97 | 7,64 | 6,04 | 10,05
GDF SUEZ SA (ENXTPA:GSZ) | Frankrike | 8,70 | 4,44 | 3,51 | 5,74
Burgenland Holding Aktiengesellschaft (WBAG:BHD) | Österrike | 6,08 | 5,54 | 4,38 | 6,08
1 Slutliga förslag om nationell elnätsdistribution och nationella gasnät.
2 Ofwat, Future water and sewerage charges 2010–2015: Final determinations.
3 Ofwat: Setting price controls for 2015–20 – risk and reward guidance.
7 I anbudsförfaranden avseende kontrakt för oberoende vatten- och energiproducenter i Abu Dhabi, som omfattar ett 20-årigt köpeavtal med fast pris på vatten/energi med inflationsindexering, den nominella internräntan på kapitalet får inte vara lägre än 13 %. Dessa projekt omfattar vanligen anläggande av tekniskt mogen CCGT-kapacitet med engångsbelopp, datumsäkert och nyckelfärdigt EPC-kontrakt, med bestämmelser om ersättning till investerarna för eventuella förseningar och avvikelser från kontraktsvillkoren. Se Independent water and power producers, Abu Dhabi Regulation & Supervision Bureau, http://rsb.gov.ae/assets/documents/231/infoiwpp.pdf. (Källa: Förenade kungarikets inlaga).
8 http://www.gdfsuez.com/wp-content/uploads/2012/07/GDF-SUEZ-at-a-glance-060712-final.pdf – bild 8.
9 I sin inlaga citerar Förenade kungariket siffran 9–15 % nominella avkastningsgrader efter skatt från den källa som anges i punkt 2. Kommissionen konstaterar dock att detta inte förefaller beakta reglerade projekt och koncessioner som nämns i den källan. Av punkt 2 drar kommissionen slutsatsen att GDF-Suez reglerade verksamheter och koncessionsverksamheter anges för att realisera omkring 5–13 % nominell projektavkastning efter skatt, medan den mest sannolika graden ligger under 10 %.
13 http://www.ofwat.gov.uk/pricereview/pr14/gud_tec20140127riskreward.pdf
14 https://www.ofgem.gov.uk/ofgem-publications/86375/fast-trackdecisionletter.pdf
15 https://assets.digital.cabinet-office.gov.uk/media/535a5768ed915d0fdb000003/NIE_Final_determination.pdf. Kommissionen konstaterar att tabell 13.10 i det citerade dokumentet innehåller en låg och en hög uppskattning för de rapporterade finansiella indikatorerna, medan Förenade kungarikets inlaga endast förefaller bygga på de höga uppskattningarna.
16 https://www.ofgem.gov.uk/publications-and-updates/riio-t1-final-proposals-national-grid-electricity-transmission-and-national-grid-gas-–-overview.
17 Källan angavs inte i inlagan.
18 http://www.caa.co.uk/docs/33/CAP%201140.pdf
19 http://orr.gov.uk/__data/assets/pdf_file/0011/452/pr13-final-determination.pdf
20 Nominella värden beräknas med hjälp av en aritmetisk metod. Om en geometrisk metod används skulle 0,1 % och – 0,2 % läggas till uppskattningarna av nominell kapitalkostnad och vanilla WACC.
21 Credit Suisse: National Grid – No longer a growth/value play, cut to Neutral, 29 maj 2014; Credit Suisse: SSE – Referendum risk to be addressed, 15 augusti 2014; Macquarie: National Grid – Quality costs, but better opportunities elsewhere, 24 mars 2014.
22 I inlagan tolkades tidsperioden för investeringen som längden på priskontrollperioden. I inlagan konstateras dock att livslängden för de tillgångar som omfattas av investeringar som görs av reglerade företag ofta sträcker sig över flera priskontrollperioder, med livslängder på upp till 60 år.
23 Det värde som tillsynsmyndigheten tillskriver det kapital som använts i licensinnehavarens verksamhet.
24 När RAV-källvärden anges i historiska priser har de omvandlats till rådande priser med användning av ONS RPI-index (om inget annat anges).
25 Vi noterar att reglerade företags investeringsutgifter omfattar flera olika projekt som vanligen endast utgör en liten del av företagets RAV.
26 http://ofwat.gov.uk/regulating/prs_web_rcvupdates
27 http://www.westernpower.co.uk/docs/About-us/financial-information/2014/Annual-reports-and-financial-statements/Financial-performance-for-website-Mar-14.aspx
28 http://www.uregni.gov.uk/uploads/publications/RP5_Main_Paper_22-10-12_FINAL.pdf (s. 100).
29 Detta är Ofgems prognos för RAV i slutet av priskontrollperioden. Notera att i början av priskontrollperioden uppskattas SHETL ha en RAV på 0,7 miljarder (vilket är prognosen för att öka till 3,6 miljarder till 2020–2021): https://www.ofgem.gov.uk/ofgem-publications/53747/sptshetlfpsupport.pdf (s. 36 och 37) och https://www.ofgem.gov.uk/ofgem-publications/53602/4riiot1fpfinancedec12.pdf (s. 8 och 9).
30 http://www.bristolwater.co.uk/wp/wp-content/uploads/2013/04/Annual-Report-2013.pdf s. 27.
31 http://www.heathrowairport.com/static/HeathrowAboutUs/Downloads/PDF/Development_of_Regulatory_Asset_Base_30-Jun-2014.pdf
32 http://www.networkrail.co.uk/browse%20documents/regulatory%20documents/regulatory%20compliance%20and%20reporting/regulatory%20accounts/nril%20regulatory%20financial%20statements%20for%20the%20year%20ended%2031%20march%202013.pdf (s. 331).
BILAGA B
KREDITGARANTI
Tabell 16 Information om referensvärden
Project | Financial Close | Amount [Commercial Bank Tranche] | Tenor (Years) | Commercial Bank Loan Margin (6) | Government Support (7)
Gemini Offshore Wind | May 2014 | EUR 2000 m [EUR 850 m] | 14 | 300 | SDE renewable subsidy (per MWh) from Dutch government Separate export credit facilities provided by EKF (Denmark), Euler Hermes (Germany) and Delcredere/Ducroire from Belgium
London Array Offshore Wind | Oct 2013 | GBP 266 m [GBP 266 m] | 13 | 275 | Renewables Obligation subsidy (per MWh) from UK Government Separate export credit facility provided by EKF (Denmark) for initial financing
Butendiek Offshore Wind | Feb 2013 | EUR 950 m [EUR 230 m] | 8,5 | 300 | Feed-in Tariff subsidy (per KWh) from German government Separate export credit facility provided by EKF (Denmark)
Westermost Rough Offshore Wind | Aug 2014 | GBP 370 m [GBP 197 m] | 15 | 300 | Renewables Obligation subsidy (per MWh) from UK Government
[…] | […] | EUR 650 m [EUR 650 m] | 10 | 175-275 | Finance from commercial banks only
Derbyshire Energy from Waste PFI | Aug 2014 | GBP 145 m [GBP 145 m] | 25 | 315-320 | Renewables Obligation subsidy (per MWh) from UK Government Local Authority payments for waste recycling
MEDIAN | | | | 300
SWAP SPREAD (8) | | | | + 13 | (To convert from LIBOR margin to Gilt benchmark)
ILLIQUIDITY PREMIUM | | | | – 50
MARKET INDICATION (9) | | | | 263
Issuer | Ticker | Coupon | Maturity | Amount | Rating | Tenor (years) | Current Spread (bp) | Government Support
Heathrow Airport | HTHROW | 7,125 % | 01/03/2017 | GBP 325 m | NR/Ba3/BB+ | 3 | 231 | Nil
Heathrow Airport | HTHROW | 5,375 % | 01/09/2019 | GBP 275 m | NR/Ba3/BB+ | 5 | 253 | Nil
Anglian Water | OSPRAQ | 7,000 % | 31/01/2018 | GBP 350 m | NR/Ba3/BB+ | 3 | 290 | Nil
Electricity North-West | NWENET | 5,875 % | 21/06/2021 | GBP 80 m | BB+/NR/NR | 7 | 274 | Nil
Yorkshire Water | KEL | 5,750 % | 17/02/2020 | GBP 200 m | BB–/NR/BB+ | 5 | 314 | Nil
Enel SpA | ENELIM | 7,75 % | 10/09/2075 | GBP 400 m | BB+/Ba1/BBB– | 61 | 373 | 31,2 % owned by Government Ministry
Enel SpA | ENELIM | 6,625 % | 15/09/2076 | GBP 500 m | BB+/Ba1/BBB– | 62 | 367
Telecom Italia | TITIM | 5,875 % | 19/05/2023 | GBP 400 m | BB+/Ba1/BBB– | 9 | 281 | Nil
Energias de Portugal | ELEPOR | 8,625 % | 04/01/2024 | GBP 425 m | BB+/Ba1/BBB– | 10 | 256 | Nil
MEAN | | | | | | | 293
ILLIQUIDITY PREMIUM | | | | | | | – 50
MARKET INDICATION | | | | | | | 243
Company | Ticker | Identifier | Rating | Tenor (Years) | CDS Flat Spread
ArcelorMittal | MT NA | CX375716 | BB+/Ba1 | 10 | 347
EDP Energias de Portugal SA | EDP PL | CEPO1E10 | BB+/Ba1 | 10 | 203
Finmeccanica SpA | FNC IM | CFME1E10 | BB+/Ba1 | 10 | 285
HeidelbergCement AG | HEI GY | CHEI1E10 | NR/Ba1 | 10 | 226
Lafarge SA | LG FP | CLAF1E10 | BB+/Ba1 | 10 | 168
Telecom Italia SpA | TIT IM | CTII1E10 | BB+/Ba1 | 10 | 281
Wendel SA | MF FP | CMWP1E10 | BB+/NR | 10 | 206
MEAN | | | | | 245
Tabell 17 Simulerad fördelning av avkastningskurvan vid 10 år
| | 1992 - 2013 VAR model simulation | 10 Yr (P) vs. 1992-2013 VAR model simulation
| […] | […] | […]
| Spot in 10 years time | VAR simulation 10 years ahead (June 2024) | VAR simulation 10 years ahead (June 2024)
Tenor | 10 Yr (P) | Median | 95 % percentile | Distance from median (ppts) | Distance from 95th percentile (ppts) | 10 Yr (P) + 1,5 ppt probability
1 Yr | 3,47 | 3,80 | 6,20 | – 0,33 | – 2,72 | 19 %
2 Yr | 3,55 | 4,00 | 6,24 | – 0,45 | – 2,69 | 21 %
3 Yr | 3,62 | 4,16 | 6,24 | – 0,54 | – 2,61 | 22 %
4 Yr | 3,70 | 4,31 | 6,20 | – 0,61 | – 2,50 | 21 %
5 Yr | 3,78 | 4,44 | 6,17 | – 0,66 | – 2,39 | 20 %
7 Yr | 3,93 | 4,64 | 6,20 | – 0,71 | – 2,27 | 19 %
9 Yr | 4,09 | 4,76 | 6,19 | – 0,66 | – 2,10 | 15 %
10 Yr | 4,17 | 4,79 | 6,14 | – 0,62 | – 1,97 | 13 %
12 Yr | 4,11 | 4,88 | 6,15 | – 0,77 | – 2,03 | 15 %
15 Yr | 4,07 | 4,97 | 6,09 | – 0,89 | – 2,02 | 17 %
20 Yr | 4,07 | 4,99 | 6,12 | – 0,92 | – 2,05 | 17 %
30 Yr | 3,98 | 4,97 | 6,08 | – 1,00 | – 2,10 | 20 %
50 Yr | 3,91 | 5,01 | 6,04 | – 1,10 | – 2,13 | 24 %
IUK:s sensitivitetsanalys
[…]
Avkastning på Förenade kungarikets statsobligationer per löptid
Diagram 1 Avkastning på Förenade kungarikets statsobligationer vid 10, 20 och 30 år
20-year Gilts
Yields (in percent)
30-year Gilts
10-year Gilts
UK Government bond (Gilt) yields by maturity
Struktur för räntespridning för BB-företag, i USD
Figur 3 Struktur för räntespridning för icke-finansiella BB-företag, i USD
Tenors
USD US Non-financials BB curve — USD Swaps Curve (basis points)
Term structure of yield spreads for non-financial BB-rated companies
Anm.: Uppgifterna är en ögonblicksbild från Bloomberg den 21 augusti 2014.
BILAGA C
ÅTAGANDEN FRÅN FÖRENADE KUNGARIKET
ÅTAGANDE AVSEENDE HANDEL
Definition
Företag i EDF-koncernen: en medlem i samma företagskoncern som EDF Energy.
Driftsvillkor
[ ].1 Såväl NNBG som EDF Energy ska i alla avtal om marknadstjänster för försäljning av HPC:s produktion som ingås mellan något företag i EDF-gruppen (nedan kallat MSA-motparten) så länge företaget är aktieägare (direkt eller indirekt) i NNBG, säkerställa att MSA-motparten samtycker till följande:
A) Registrera all handel för att sälja HPC:s beräknade produktion i en separat NNBG-redovisning.
B) Prissätta handel för HPC:s beräknade produktion som utförs av något företag i EDF-koncernen till marknadspris för den berörda produkten vid tidpunkten för handeln.
C) Utföra all bilateral handel med HPC:s beräknade produktion till marknadspris med andra tillgångsportföljer som ägs eller handlas av något företag i EDF-koncernen.
D) Till NNBG (med tillstånd för NNBG att lämna samma information till CdF-motparten, ministeriet och Europeiska kommissionen) lämna all sådan information som NNBG rimligen kan behöva för att rapportera till CdF-motparten, ministeriet och Europeiska kommissionen om MSA-motpartens efterlevnad av punkterna A, B och C.
[ ].2 NNBG ska, och EDF Energy ska se till att NNBG, senast [ߦ] affärsdagen varje kalenderår till CfD-motparten (med tillstånd för CfD-motparten att lämna samma information till ministeriet och Europeiska kommissionen) lämna en skriftlig rapport om MSA-motpartens efterlevnad av punkterna A, B och C i klausul [ߦ].1 under det föregående kalenderåret.
MEKANISM FÖR KAPITALVINSTDELNING
1. Översikt av klausulen
1.1 Det kommer att finnas ett arrangemang för kapitalvinstdelning som består av följande två skilda delar:
A) En metod för att fånga upp vinster från projektet över vissa nivåer till följd av att projektet ger bättre resultat än de ursprungliga grundläggande antagandena (nedan kallad projektvinstmekanismen).
B) En metod för att fånga upp vinst över vissa nivåer som härrör från försäljning av kapital från de ursprungliga aktieägarna (nedan kallad kapitalförsäljningsmekanismen).
1.2 Ett belopp av kapitalvinsten kommer att delas med CfD-motparten. Beloppets storlek kommer att bero på nivån av realiserad internränta på kapital vid den relevanta tidpunkten. Alla tröskelnivåer kommer att beakta kostnaden för anslaget kapital enligt vad som fastställts i modellen: HPC:s IUK-modell […] per arbetsbladet DECC-resultat
A) Om den realiserade internräntan på kapital är högre än internräntan på kapital i en modell som inbegriper kostnaden för anslaget kapital (11,4 % [nominellt] enligt modellen HPC:s IUK-modell […] per arbetsbladet DECC-resultat såsom den lämnats till kommissionen den 19 september 2014), men lägre än eller motsvarande gränsvärdet i B nedan, kommer all vinst över denna gräns för internräntan på kapital att delas med CfD-motparten till 30 %, och
B) om den realiserade internräntan på kapital är högre än både i) 13,5 % (nominellt) och ii) 11,5 % (uttryckt i reala termer men med beaktande av KPI-inflation) ska all vinst över denna gräns delas med CfD-motparten till 60 %.
1.3 Det kommer inte att finnas någon dubbelräkning mellan mekanismerna.
1.4 Nedan följer en närmare beskrivning av hur bestämmelsen kommer att tillämpas. Dessutom kommer det att finnas ett avtalspaket till stöd för dessa skyldigheter, som kan omfatta säkerhet.
2. Relevant mekanism – projektvinstmekanismen
2.1 Om ytterligare kapitaltillskott skulle behövas under någon period efter det att projektvinstmekanismen har utlösts ska det ytterligare kapitaltillskottet beaktas i beräkningen av aktieägarnas vinst.
2.2 Projektvinstmekanismen fångar upp vinst över den relevanta gränsen (enligt punkt 1.2) till följd av att projektet ger bättre resultat än de ursprungliga grundläggande antagandena.
2.3 För att fastställa om någon av gränserna har nåtts under någon period kommer den kumulativa realiserade internräntan på kapital på det aktuella datumet att beräknas med hjälp av en uppdaterad finansiell modell under projektets löptid. Beräkningen av kapitalvinstdelning kommer att utlösas under samma period som någon gräns nås.
2.4 När projektvinstmekanismen har utlösts kommer CfD-motparten att ha rätt till den relevanta procentandelen av aktieägarnas fördelningar under den perioden och under alla framtida perioder (till dess att nästa gräns nås, då den relevanta procentandelen för delning kommer att justeras i enlighet med detta).
2.5 CfD-motpartens rätt till aktieägarnas vinst kommer att gälla under hela HPC-projektets löptid, från det första tillfället då projektvinstmekanismen utlöses.
3. Relevant mekanism – kapitalförsäljningsmekanismen
3.1 En kapitalförsäljningsmekanism kommer att utlösas vid direkt eller indirekt försäljning av aktier eller aktieägarlån (i tillämpliga fall) av NNBG:s ursprungliga aktieägare när som helst under HPC-projektets löptid. Följande steg gäller:
A) Steg 1 – För varje investerare, fastställa grundläggande kapitaltillskott och pris (enligt lämplig finansiell modell).
B) Steg 2 – Vid försäljning/avyttring av aktietrancher av en investerare, fastställa den internränta på eget kapital som den investeraren har fått för försäljningen/avyttringen av aktietranchen.
C) Steg 3 – Den internränta på försäljning av kapital som realiserats av investeraren vid försäljningen av aktietranchen beräknas med beaktande av de faktiska bruttointäkterna för försäljningen/avyttringen av aktietranchen, faktiska kapitaltillskott i proportion till den sålda/avyttrade aktietranchen samt tidigare utdelning/ränta på aktieägares lån och betalningar av kapitalbelopp (i proportion till den sålda/avyttrade aktietranchen) till den investeraren från NNBG.
D) Steg 4 – Om internräntan på försäljningen av kapital överstiger något av de gränsvärden som anges i punkt 1.2 ska kapitalvinstdelningen beräknas på följande sätt:
E) Steg 5 – Beräkna det teoretiska belopp som skulle ha realiserats av aktieägaren för samma aktieförsäljning som, om det används för att beräkna internräntan på kapital som i steg 3, skulle ha lett till att den realiserade internräntan på aktieförsäljningen motsvarar det relevanta gränsvärdet.
F) Steg 6 – Den positiva skillnaden (om någon) mellan det belopp för faktiska försäljningsintäkter som används i steg 3 och det teoretiska beloppet för intäkter från aktieförsäljning som beräknas i steg 5 utgör det överskott av kapitalvinst som ska delas mellan NNBG:s aktieägare och CfD-motparten.
3.2 De ovannämnda beräkningarna ska göras för varje försäljning/avyttring av aktier, oavsett eventuella tidigare försäljningar/avyttringar och oavsett om eventuella tidigare försäljningar/avyttringar av aktier ledde till vinstdelning för CfD-motparten.
3.3 Försäljning/avyttring av aktier av sekundära investerare (som har köpt/förvärvat aktierna i egenskap av tredje part och på normala affärsmässiga villkor från de ursprungliga kapitalinvesterarna) undantas från denna mekanism om de därefter säljer/avyttrar aktierna (som då blir sekundära aktier).
4. Bestämmelser till stöd för kapitalvinstdelningsmekanismerna
4.1 Bestämmelser om skatteundandragande säkerställer att transaktionerna inte är avsedda att motverka projektvinstmekanismen eller kapitalförsäljningsmekanismen.
4.2 Åtgärder kommer att vidtas till stöd för kapitaldelningsmekanismen för att säkerställa att betalningarna görs till CfD-motparten även under omständigheter där det förekommer en överträdelse av antingen projektvinstmekanismen eller kapitalförsäljningsmekanismen eller bestämmelserna om skatteundandragande.
5. Tvister
Eventuella tvister angående kapitalvinstdelningsmekanismen kommer att lösas genom ett liknande tvistlösningsförfarande som det som anges i HPC-kontraktet.
VINSTDELNINGSMEKANISM FÖR ANLÄGGANDET
1. Översikt av klausulen
1.1 Vinstdelningsmekanismen för anläggandet är utformad för att dela på besparingar som gjorts genom en minskning av lösenpriset i det fall anläggningskostnaden blir lägre än den beräknade kostnaden i den överenskomna finansiella modellen för HPC-projektet. Denna mekanism är enkelriktad och lösenpriset höjs inte om anläggningskostnaderna är högre än beräknat.
1.2 Den första beräkningen av vinstdelningen ska göras på det datum som infaller först av i) sex månader efter startdagen för reaktor 2, ii) på tioårsdagen för startdatumet för reaktor 1 och iii) det datum (om något) efter startdatumet för reaktor 1 då parterna enas om att reaktor 2 inte kommer att startas det datumet. Den slutliga vinstdelningsberäkningen kommer att göras på den sjätte årsdagen för den första vinstdelningsberäkningen (eller tidigare om alla anläggningsrelaterade krav har reglerats innan dess).
1.3 Närmare bestämmelser om genomförandet av bestämmelsen anges nedan.
2. Relevant mekanism
2.1 Tidigast en fastställd period före det första och det sista redovisningsdatumet ska NNBG lämna en skriftlig rapport till CfD-motparten.
2.2 Varje rapport ska
2.2.1) innehålla tillräckligt detaljerad information om följande:
a) Det sammanlagda beloppet för anläggningskostnaderna fram till datumet för rapporten, uttryckt i pund sterling.
b) Det sammanlagda beloppet av de anläggningskostnader som NNBG rimligen kan ha orsakat, betalat eller ådragit sig, uttryckt i pund sterling. Anläggningskostnaderna ska begränsas till sådana kostnader som NNBG rimligen kan ha orsakat, betalat eller ådragit sig för att uppfylla lagstadgade krav utan att åsamka överdrivet stora kostnader eller utgifter.
c) NNBG:s aktuella tidplaner för anläggningsarbetet.
d) NNBG:s uppskattade tidplan för anläggningsarbetet för perioder efter datumet för den relevanta rapporten.
2.2.2) Rapporten ska innehålla tillräckligt detaljerad information om de åtgärder som vidtagits för att säkerställa att eventuella beräknade anläggningskostnader som NNBG kan orsaka, betala eller ådra sig efter datumet för rapporten begränsas till sådana anläggningskostnader som NNBG rimligen kan orsaka, betala eller ådra sig för att uppfylla lagstadgade krav utan att åsamka överdrivet stora kostnader eller utgifter.
2.2.3) Om rapporten eller någon del därav utarbetas av eller med bistånd av en eller flera tredje parter ska uppgifter om sådana tredje parter anges och kopior av rapporterna bifogas.
2.2.4) Resulterande justeringar (om några) av lösenpriset ska anges.
2.3 Rapporten ska innehålla relevanta styrkande uppgifter och åtföljas av ett intyg från direktören som styrker de uppgifter som bifogas rapporten.
2.4 CfD-motparten kan begära ytterligare styrkande uppgifter från NNBG inom en angiven tidsperiod. Om CfD-parten framför en sådan begäran ska NNBG lämna sådana styrkande uppgifter inom en angiven tidsperiod från begäran.
2.5 CfD-parten ska inom en angiven tidsperiod meddela NNBG om den godkänner eller avslår den rapport som lämnats av NNBG. Om NNBG och CfD-motparten inte kan enas kan ärendet hänskjutas av endera parten för oberoende tvistlösning.
2.6 Om NNBG inte lämnar en rapport till CfD-parten får CfD-parten inhämta ett yttrande om anläggningskostnaderna och tidplanen för anläggningsarbetet från ett oberoende kostnadskonsultföretag och använda det yttrandet i stället.
2.7 NNBG ska ge CfD-motparten och dess rådgivare (inklusive kostnadskonsulterna) sådant bistånd som CfD-parten rimligen kan begära för att granska rapporten och kontrollera anläggningskostnaderna.
2.8 Den finansiella modellen ska uppdateras med de granskade anläggningskostnaderna och tidplanerna för anläggningsarbetet i enlighet med rapporten eller på inrådan av kostnadskonsulterna och därefter utföras på nytt för att fastställa ett reviderat lösenpris. Skillnaden mellan det lösenpris som fås från den finansiella modellen genom användning av de beräknade anläggningskostnaderna och tidplanerna för anläggandet och när modellen utförs på nytt med användning av de granskade anläggningskostnaderna och tidplanerna för anläggningsarbetet avgör anläggningsvinsten, uttryckt i GBP/MWh. CfD-motparten har rätt att få 50 % av den anläggningsvinst som blir resultatet av den ovannämnda metoden (procentandelen ökar till 75 % för eventuell anläggningsvinst över […] pund [nominellt belopp]), genom att det då gällande lösenpriset minskas med det beloppet.
2.9 Om NNBG vid något tillfälle mellan det första och det sista redovisningsdatumet identifierar anläggningskostnader eller tidplaner för anläggandet som skiljer sig från de motsvarande anläggningskostnader eller tidplaner för anläggandet som använts i modelluppdateringen och som kommer att ge upphov till besparingar av anläggningskostnaderna, kan NNBG välja att göra en mellanliggande betalning till CfD-motparten till ett belopp som motsvarar hela eller en del av dessa ytterligare besparingar av anläggningskostnaderna.