DE Amtsblatt der Europäischen Union L 317/45

BESCHLUSS (EU) 2017/2112 DER KOMMISSION

vom 6. März 2017

über die von Ungarn geplante Maßnahme/Beihilferegelung/Staatliche Beihilfe SA.38454 — 2015/C (ex 2015/N) für den Bau von zwei Kernreaktoren im Atomkraftwerk Paks II

(Bekannt gegeben unter Aktenzeichen C(2017) 1486)

(Nur der englische Text ist verbindlich)

(Text von Bedeutung für den EWR)

EUROPÄISCHE KOMMISSION —

gestützt auf den Vertrag über die Arbeitsweise der Europäischen Union (AEUV, insbesondere auf Artikel 108 Absatz 2,

gestützt auf das Abkommen über den Europäischen Wirtschaftsraum, insbesondere auf Artikel 62 Absatz 1 Buchstabe a,

nach Aufforderung aller Beteiligten zur Abgabe von Stellungnahmen und gestützt auf diese Stellungnahmen (1),

in Erwägung folgender Gründe:

1. VERFAHREN

(1) Auf der Grundlage von Presseartikeln und informellen Kontakten mit den ungarischen Behörden leitete die Kommission am 13. März 2014 unter der Nummer SA.38454 (2014/CP) eine erste Prüfung etwaiger staatlicher Beihilfen für den Bau des Atomkraftwerks Paks II ein.

(2) Nach mehrfachem Informationsaustausch und förmlichen Zusammenkünften meldeten die ungarischen Behörden die Maßnahme aus Gründen der Rechtssicherheit am 22. Mai 2015 bei der Kommission zur Genehmigung an, wobei sie angaben, das Vorhaben beinhalte keine staatliche Beihilfe im Sinne von Artikel 107 des Vertrags über die Arbeitsweise der Europäischen Union (im Folgenden „AEUV“).

(3) Mit Schreiben vom 22. Mai 2015 meldete Ungarn bei der Kommission eine Maßnahme zur Gewährung eines finanziellen Beitrags zur Entwicklung von zwei neuen Kernreaktoren am Standort Paks an.

(4) Mit Schreiben vom 23. November 2015 teilte die Kommission Ungarn mit, dass sie beschlossen hatte, hinsichtlich der Maßnahme das Verfahren nach Artikel 108 Absatz 2 AEUV einzuleiten (im Folgenden „Einleitungsbeschluss“). Dieser Beschluss der Kommission wurde im Amtsblatt der Europäischen Union (2) veröffentlicht. Die Kommission forderte die Beteiligten zur Stellungnahme auf.

(5) Ungarn nahm am 29. Januar 2016 zum Einleitungsbeschluss Stellung.

(6) Bei der Kommission gingen Stellungnahmen von Beteiligten ein. Sie leitete die Stellungnahmen an Ungarn weiter und gewährte Ungarn Gelegenheit zur Stellungnahme. Die Stellungnahme Ungarns ging mit Schreiben vom 7. April 2016 ein.

(7) Weitere Informationen übermittelte Ungarn am 21. April, 27. Mai, 9. Juni, 16. Juni und 28. Juli 2016 sowie am 16. Januar und am 20. Februar 2017.

(8) Am 12. September 2016 gaben die ungarischen Behörden hinsichtlich der Sprache eine Verzichtserklärung ab und erklärten sich mit Englisch als verbindlicher Sprache einverstanden.

2. AUSFÜHRLICHE BESCHREIBUNG DER MASSNAHME

2.1. BESCHREIBUNG DES VORHABENS

(9) Die Maßnahme besteht in der Entwicklung zweier neuer Kernreaktoren (Blöcke 5 und 6) in Ungarn, deren Bau zugunsten der Gesellschaft Paks II (MVM Paks II Nuclear Power Plant Development Private Company Limited by Shares), die auch Eigentümerin und Betreibergesellschaft der neuen Reaktoren sein wird, vollständig vom ungarischen Staat finanziert wird.

(10) Die Russische Föderation und Ungarn schlossen am 14. Januar 2014 ein zwischenstaatliches Abkommen (im Folgenden „IGA“ [Intergovernmental Agreement]) über ein Kernenergieprogramm (3). Nach Maßgabe des IGA kooperieren beide Länder bei der Instandhaltung und der Weiterentwicklung des gegenwärtigen Atomkraftwerks Paks. Gegenstand der Kooperation sind u. a. die Planung, der Bau, die Inbetriebnahme und die Stilllegung der beiden neuen Kraftwerksblöcke 5 und 6 mit WWER (Wasser-Wasser-Energie-Reaktoren) mit einer installierten Kapazität von mindestens 1 000 MW pro Block (4) zusätzlich zu den vorhandenen Kraftwerksblöcken 1-4. Der Betrieb der Blöcke 5 und 6 soll den Kapazitätsverlust infolge der Stilllegung der Blöcke 1-4 (insgesamt 2 000 MW) ausgleichen. Nach Auskunft von Ungarn sollen die Blöcke 1-4 jeweils bis Ende 2032, 2034, 2036 bzw. 2037 betrieben werden, wobei eine weitere Laufzeitverlängerung nicht vorgesehen ist.

(11) Nach dem IGA (5) sollen Russland und Ungarn jeweils eine erfahrene, in staatlichem Eigentum stehende und vom Staat kontrollierte Organisation benennen, die als Auftragnehmerin/Eigentümerin des Vorhabens finanziell und technisch für die Erfüllung ihrer Verpflichtungen verantwortlich sein soll.

(12) Russland benannte die Aktiengesellschaft Nizhny Novgorod Engineering Company Atomenergoproekt (im Folgenden „JSC NIAEP“) für den Bau der neuen Reaktoren (Blöcke 5 und 6); als Eigentümerin und Betreibergesellschaft der beiden Reaktoren benannte Ungarn die MVM Paks II Nuclear Power Plant Development Private Company Limited by Shares (1) (im Folgenden „Paks II“).

(13) Im IGA werden die allgemeinen Rechte und Pflichten für die Zusammenarbeit im Kernenergiebereich zwischen den beiden Ländern geregelt; im Einzelnen wird die Durchführung des IGA in getrennten Abkommen (den „Durchführungsabkommen“) (6) beschrieben: a) dem „EPC-Vertrag“ (EPC = Engineering, Procurement and Construction) über die Entwicklung, den Kauf und den Bau der beiden zu errichtenden neuen Blöcke 5 und 6 des Typs WWER 1200 (V491) am Standort Paks, b) dem „O&M-Vertrag“ (O&M = Operation and Maintenance) mit den Bedingungen für die Zusammenarbeit beim Betrieb und bei der Instandhaltung der neuen Reaktoren und c) dem Abkommen über die Lieferung von Brennelementen und über die Entsorgung abgebrannter Brennelemente.

(14) JSC NIAEP und Paks II schlossen am 9. Dezember 2014 den EPC-Vertrag, nach dem die beiden neuen Blöcke 5 und 6 im Jahr 2025 bzw. 2026 in Betrieb gehen sollen.

(15) Außerdem verpflichtete sich Russland, Ungarn ein staatliches Darlehen zur Finanzierung der Entwicklung von Paks II zu gewähren. Dieses Darlehen unterliegt einem zwischenstaatlichen Finanzierungsabkommen (im Folgenden „Finanzierungsabkommen“) (7) und sieht eine revolvierende Kreditfazilität von 10 Mrd. EUR vor, die ausschließlich für die Planung, den Bau und die Inbetriebnahme der Kraftwerksblöcke 5 und 6 in Paks II eingesetzt wird. Ungarn wird diese revolvierende Kreditfazilität unmittelbar zur Finanzierung der im Zusammenhang mit Paks II erforderlichen Investitionen für die Planung, den Bau und die Inbetriebnahme der neuen Kraftwerksblöcke 5 und 6 verwenden, wie im Finanzierungsabkommen vorgesehen. Über das Finanzierungsabkommen hinaus wird Ungarn einen weiteren Betrag von bis zu 2,5 Mrd. EUR aus eigenen Mitteln zur Finanzierung der Investition in Paks II aufbringen.

(16) Über die in Erwägungsgrund 15 genannte Investitionsförderung hinaus beabsichtigt Ungarn im Anschluss an den Bau der Kraftwerksblöcke 5 und 6 keine weitere finanzielle Unterstützung für Paks II. Die neuen Blöcke werden zu Marktbedingungen ohne festgelegte Erträge oder garantierte Preise betrieben. Ungarn geht in diesem Stadium davon aus, dass eine Beschaffung von Fremdkapital unmittelbar durch Paks II nicht erforderlich sein wird.

2.2. ZIEL DER BEIHILFEMASSNAHME

(17) Wie im Einleitungsbeschluss erläutert, ist das Atomkraftwerk Paks in Ungarn das einzige in Betrieb befindliche Atomkraftwerk. Es steht zu 100 % im Eigentum der staatlichen Stromhandels- und -erzeugungsgesellschaft Magyar Villamos Művek Zártkörűen Működő Részvénytársaság (im Folgenden „MVM-Gruppe“) (8). Die installierte Kapazität der vier Blöcke des Kraftwerks beläuft sich insgesamt auf 2 000 MW; die Blöcke sind zurzeit alle mit russischer Technologie ausgerüstet (WWER-440/V213). Bis 2037 werden die Blöcke nacheinander stillgelegt (siehe Erwägungsgrund 10).

(18) Die Stromerzeugung aus Kernenergie ist im Energiemix Ungarns von strategischer Bedeutung, da etwa 50 % des gesamten in Ungarn erzeugten Stroms aus den vier Reaktoren im Atomkraftwerk Paks stammen (9).

(19) Angesichts der Ziele, — einen angemessenen Anteil der nationalen Ressourcen aufrechtzuerhalten und — die Abhängigkeit Ungarns von Importen zu verringern sowie und die Grundsätze der nationalen Klimapolitik einzuhalten, forderte die Regierung die MVM-Gruppe auf, Alternativen zur Ausweitung der Stromerzeugung in Atomkraftwerken zu prüfen. In einer Machbarkeitsstudie der MVM wurden der Bau und die Finanzierung eines neuen Atomkraftwerks untersucht, das in das Stromnetz eingebunden werden und wirtschaftlich, sicher und umweltfreundlich betrieben werden könnte. Aufgrund dieser im Jahr 2008 von der MVM-Gruppe vorgelegten Machbarkeitsstudie schlug die Regierung das Vorhaben dem ungarischen Parlament vor; dieses stimmte dem Beginn der vorbereitenden Arbeiten für die Entwicklung neuer Kraftwerksblöcke am Standort Paks zu (10). Ergänzende Berechnungen ergaben, dass infolge der Stilllegung veralteter Kraftwerke die installierte Bruttokapazität von 8 000-9 000 MW bis 2025 um 6 000 MW zurückgehen würde. Diese Kraftwerke sollten teilweise durch die Erweiterung des Atomkraftwerks Paks ersetzt werden.

(20) Im Jahr 2011 wurde die Nationale Energiestrategie für den Zeitraum bis 2030 eingeleitet (11). Diese Strategie konzentriert sich auf ein Versorgungsszenario mit den Komponenten Kernenergie, Kohle und erneuerbare Energieträger. Der ungarische Übertragungsnetzbetreiber MAVIR geht von einem Bedarf von mindestens 5,3 GW neuer Erzeugungskapazität in Ungarn bis 2026 und etwas über 7 GW bis 2031 aus, da der Bedarf steigen werde und bestehende Erzeugungskapazitäten in Ungarn vom Netz genommen werden (12). Außerdem prognostiziert MAVIR, dass nahezu alle derzeit in Betrieb befindlichen Kohlekraftwerke zwischen 2025 und 2030 stillgelegt werden müssen und dass die installierte Kapazität der ungarischen Gaskraftwerke um etwa 1 GW zurückgehen wird (siehe am 16. Januar 2017 von Ungarn vorgelegte Tabelle 1). Ungarn erläuterte, dass in der Untersuchung von MAVIR bei der Prognose der benötigten 7 GW keine Importe und keine neu installierten Kapazitäten berücksichtigt wurden. Tabelle 1 Erwartete Stilllegungen installierter Kapazitäten in Ungarn bis 2031 (in MW) Existing Phase-out Nuclear 2 000 Coal 1 292 1 222 Natural gas 3 084 960 Oil 410 Intermittent renewables/weather-dependent 455 100 Other renewables 259 123 Other non-renewables 844 836 Sum 8 344 3 241 Quelle: Ungarische Behörden (MAVIR).

(21) Ungarn und Russland unterzeichneten das IGA mit dem Ziel, am Standort Paks neue Kapazitäten zu schaffen. Ungarn erläuterte, durch die Beibehaltung der Kernenergie im Energiemix könne den folgenden Erfordernissen besser Rechnung getragen werden: dem Ausgleich vom Netz genommener Kapazitäten, der Entwicklung neuer Kapazitäten und der Erfüllung der ungarischen Zielvorgaben im Rahmen der Klimaschutzziele der Union (insbesondere hinsichtlich der vorgesehenen Reduzierung der CO2-Emissionen).

2.3. BESCHREIBUNG DER NEUEN BLÖCKE — EINGESETZTE TECHNOLOGIE

(22) Die neuen Blöcke 5 und 6 im Atomkraftwerk Paks II werden mit Reaktoren des Typs WWER 1200 (V491) ausgerüstet; bei diesem Typ handelt es sich um modernere Reaktoren der Generation III+. Ungarn erläutert, die technischen Leistungsmerkmale der in Paks II einzurichtenden Blöcke seien gegenüber den gegenwärtigen Blöcken im Atomkraftwerk Paks mit erheblichen Vorteilen verbunden; dies gelte beispielsweise für den höheren Wirkungsgrad, aber auch für die verbesserte Wirtschaftlichkeit und für die besseren Sicherheitsfunktionen.

(23) Abgesehen von der erheblich größeren installierten Kapazität der Reaktoren des Typs WWER 1200 (V491) bestünden auch deutliche Unterschiede hinsichtlich der vorgesehenen Laufzeit (60 Jahre bei WWER 1200 gegenüber nur 30 Jahren bei den bestehenden Blöcken im Atomkraftwerk Paks) und der Flexibilität beim Betrieb der Reaktoren, die bei den beiden neuen Reaktoren innerhalb einer bestimmten Spanne eine individuelle Anpassung der Kapazität an den Bedarf im Stromnetz ermögliche.

(24) Der verringerte Brennstoffbedarf der neuen Blöcke sei auf technische Verbesserungen in den letzten Jahren zurückzuführen. Der derzeitige Brennstoffkreislauf von 12 Monaten verlängere sich bei den neuen Blöcken auf 18 Monate. Daher müssten die neuen Blöcke im Laufe eines Jahres weniger häufig zur Beschickung mit neuen Brennelementen heruntergefahren werden, die jährliche Betriebszeit der Anlagen verlängere sich, und das Kraftwerk verliere keine Produktionszeit.

(25) Außerdem heißt es in den technischen Spezifikationen, die Leistungsdichte der neuen Brennelemente sei deutlich höher als die der gegenwärtig eingesetzten Brennelemente. Dies wiederum bedeute, dass eine höhere Leistung pro Masseeinheit der Brennelemente erreicht und die Wirtschaftlichkeit der Anlage verbessert werden könne.

2.4. DER BEGÜNSTIGTE

(26) Wie in Abschnitt 2.3 des Einleitungsbeschlusses erläutert, ist der Begünstigte der Maßnahme die gegenwärtig im Eigentum des ungarischen Staates stehende Gesellschaft Paks II. Die Rechte der Anteilseigner werden vom Amt des Premierministers ausgeübt. Paks II wird Eigentümerin und Betreibergesellschaft der vom ungarischen Staat finanzierten Reaktorblöcke 5 und 6.

(27) In Erwägungsgrund 19 des Einleitungsbeschlusses wird erläutert, wie die ursprünglich im Eigentum der MVM-Gruppe stehenden Anteile an Paks II auf den ungarischen Staat übertragen wurden (13). Nach den am 30. Januar 2016 von Ungarn vorgelegten Informationen belief sich das Volumen der Übertragung auf 10,156 Mrd. HUF bzw. etwa 33 Mio. EUR.

2.5. DIE FINANZIERUNGSSTRUKTUR DES VORHABENS UND DIE RECHTE UND PFLICHTEN NACH DEM EPC-VERTRAG

2.5.1. ZWISCHENSTAATLICHES FINANZIERUNGSABKOMMEN

(28) Im Rahmen des zwischenstaatlichen Abkommens (14) gewährte Russland Ungarn ein staatliches Darlehen in Form einer revolvierenden Kreditfazilität von 10 Mrd. EUR zur Finanzierung des Baus der Reaktorblöcke 5 und 6 des Atomkraftwerks Paks. Der Zinssatz für dieses Darlehen liegt zwischen 3,95 % und 4,95 % (15). Das Darlehen ist für die Planung, den Bau und die Inbetriebnahme dieser neuen Reaktorblöcke vorgesehen.

(29) Nach dem Finanzierungsabkommen muss das Darlehen von Ungarn zur Finanzierung von 80 % des Auftragswerts des EPC-Vertrags für die Ausführung von Arbeiten und für die Erbringung von Dienstleistungen sowie für die Lieferung von Anlagen und Ausrüstungen verwendet werden; die übrigen 20 % des EPC-Vertrags sind von Ungarn aufzubringen (siehe Erwägungsgrund 15). Ungarn muss das Darlehen bis 2025 abrufen.

(30) Das Darlehen ist von Ungarn innerhalb von 21 Jahren ab dem 15. März bzw. dem 15. September nach dem Datum der Inbetriebnahme der beiden neuen Reaktorblöcke 5 und 6, spätestens jedoch ab dem 15. März 2026 zurückzuzahlen (16).

(31) Zahlungen nach Maßgabe des Finanzierungsabkommens können ausschließlich auf Aufforderung des Ministeriums für Wirtschaft der Republik Ungarn und nach einer Genehmigungsmitteilung des russischen Finanzministeriums geleistet werden.

2.5.2. DER EPC-VERTRAG

(32) Nach dem EPC-Vertrag liefert JXC NIAEP die beiden Reaktoren nach den detaillierten technischen Spezifikationen bis zu den vereinbarten Zeitpunkten und für den vereinbarten Pauschalpreis von ([…] (*1) Mrd. EUR). In diesem Preis sind alle zuvor noch nicht spezifizierten Kosten enthalten […] (17).

(33) Im Vertrag ist unter bestimmten Bedingungen, […] die Zahlung einer Vertragsstrafe (18) vorgesehen.

(34) […]

(35) […]

2.5.3. BEZIEHUNG ZWISCHEN DEM STAAT UND DEM BEGÜNSTIGEN

(36) Ursprünglich hatte Ungarn vorgesehen, dass Paks II eine 100 %ige Tochter der MVM Hungarian Electricity Ltd. bleiben würde, die ihrerseits im Eigentum des ungarischen Staates und ungarischer Kommunen steht. Seit November 2014 ist Paks II keine Tochter der MVM Hungarian Electricity Ltd. und kein Bestandteil der MVM-Gruppe mehr, sondern eine zu 100 % unmittelbar in staatlichem Eigentum stehende Gesellschaft, bei der gegenwärtig keine rechtliche Beziehung mehr zur MVM-Gruppe besteht.

(37) Hinsichtlich der Tätigkeit von Paks II, insbesondere in Bezug auf den Verkauf von Strom, erklärt Ungarn, dass in diesem Stadium keine separate Vereinbarung über den Kauf von Energie bei einem anderen Lieferanten bestehe oder vorgesehen sei. Die ungarischen Behörden beabsichtigen einen Verkauf des von Paks II erzeugten Stroms auf dem Strommarkt und an Stromverbraucher nach Maßgabe typischer marktüblicher grundlastbezogener Stromliefervereinbarungen. Ungarn zufolge wäre Paks II als für eine längere Laufzeit ausgelegtes Grundlastkraftwerk ähnlich wie andere bereits in Betrieb befindliche Atomkraftwerke in Europa ein Preisnehmer.

(38) Paks II wird Eigentümerin des Atomkraftwerks Paks II sein und während der Bauphase der beiden Reaktoren vollständig durch Beteiligungskapital des ungarischen Staates finanziert. Die ungarischen Behörden gehen in diesem Stadium davon aus, dass eine höhere Kreditaufnahme unmittelbar durch Paks II nicht erforderlich sein wird.

(39) Ungarn wird die erforderlichen Mittel für die Übertragung des Kaufpreises für das Atomkraftwerk Paks II nicht auf die Konten von Paks II übertragen. Diese Mittel werden größtenteils von der russischen Bank für Außenwirtschaft (Vnesheconombank = Bank für Außenwirtschaft) gehalten. Für jeden als erfüllt betrachteten Meilenstein beantragt Paks II bei der Vnesheconombank die Auszahlung von 80 % des jeweils fälligen Betrags unmittelbar an JSC NIAEP. Außerdem beantragt die Gesellschaft bei der ungarischen Staatlichen Behörde für Schuldenverwaltung (ÁKK) die Zahlung der übrigen 20 %.

(40) Der übrige Finanzbedarf von Paks II in der Bauphase wird durch Beteiligungskapital aus dem ungarischen Staatshaushalt gedeckt. Ursprünglich war für die Bauphase ein Betrag von bis zu […] Mrd. EUR (d. h. die Differenz zwischen dem im IGA für die Reaktorblöcke vorgesehenen Betrag von 12,5 Mrd. EUR und dem tatsächlichen Kaufpreis des Atomkraftwerks Paks II in Höhe von […] Mrd. EUR) vorgesehen. Ungarn betrachtet dies als Obergrenze für die staatlichen Mittel, die (zumindest ohne weitere Zuweisung) für den Bau des Atomkraftwerks Paks II verwendet werden können. Wenn der Kapitalbedarf diesen Betrag jedoch überschreiten sollte, wird Ungarn nach eigenen Angaben seine Investition erhöhen, wenn es nach einer Prüfung zum betreffenden Zeitpunkt zu dem Schluss gelangt, dass dies für Ungarn wirtschaftlich angemessen ist.

(41) In einer Sensitivitätsanalyse im Hinblick auf mögliche zusätzliche Kosten für Paks II während der Bauphase wurde Ungarn zufolge festgestellt, dass sich die Kosten verzehnfachen müsste, damit der prognostizierte interne Zinsfußes um 1 % zurückginge. Daher erwartet Ungarn bei einem Anstieg der Kosten nur geringfügige Auswirkungen.

2.6. DER UNGARISCHE STROMMARKT

2.6.1. BESCHREIBUNG DES UNGARISCHEN STROMMARKTS

(42) Die gegenwärtige Struktur des ungarischen Strommarkts ist um das Jahr 1995 entstanden, als die meisten großen Kraftwerke und öffentlichen Versorgungsunternehmen sowie die Stromversorger privatisiert wurden. Über den in staatlichem Eigentum stehenden vertikal integrierten Energieversorger (die MVM-Gruppe) behält der Staat eine beherrschende Stellung in der Branche.

(43) In der in Erwägungsgrund 20 genannten Untersuchung von MAVIR wird festgestellt, dass sich der inländische Stromverbrauch seit 2014 insgesamt um 2,7 % erhöht hat und 2015 bei 43,75 TWh lag. Der Anteil der inländischen Produktion an diesem Verbrauch belief sich auf 30,06 TWh und entsprach damit 68,72 % des gesamten Stromverbrauchs (siehe Abbildung 1). Die Einfuhren lagen bei 13,69 TWh bzw. 31,28 % des Gesamtverbrauchs. Als Stromerzeuger verfügt die in staatlichem Eigentum stehende MVM-Gruppe dank ihres wichtigsten Kraftwerks, des Atomkraftwerks Paks, über einen beträchtlichen Marktanteil (52,67 % der gesamten Stromerzeugung in Ungarn im Jahr 2015) (siehe Abbildung 1). Das Kraftwerk Mátra ist ein Braunkohlekraftwerk, das hauptsächlich von der RWE Power AG (50,92 %) betrieben wird, an dem aber auch die MVM-Gruppe zu 26,15 % beteiligt ist. Die übrigen größeren (többi nagyerőmű) und kleineren (kiserőművek) Kraftwerke spielen in der Erzeugungsstruktur auf dem ungarischen Markt insgesamt eine bescheidene Rolle. Auf dem Stromgroßhandelsmarkt besitzt MVM Partner, eine mit dem Verkauf an Großkunden befasste vertikal integrierte Tochter der MVM-Gruppe, eine beherrschende Stellung (19). Abbildung 1 Zusammensetzung des gesamten Stromverbrauchs in Ungarn im Jahr 2015 Quelle: Mittel- und langfristige Entwicklung der Erzeugungskapazität im ungarischen Stromnetz (MAVIR, 2016) ( 20 ). Abbildung 2 Inländische Bruttostromerzeugung in Ungarn im Jahr 2015 Quelle: Mittel- und langfristige Entwicklung der Erzeugungskapazität im ungarischen Stromnetz (MAVIR, 2016).

(44) In Ungarn werden Großhandelsgeschäfte meist in Form bilateraler Stromliefervereinbarungen getätigt, bei denen sich die Erzeuger verpflichten, eine vereinbarte Mindestmenge an Strom an Großhändler zu liefern, und bei denen Großhändler eine Verpflichtung zur Abnahme einer bestimmten Mindestmenge eingehen. Die Stromliefervereinbarungen werden in der Regel nach den Standards der EFET (European Federation of Energy Traders = Europäische Vereinigung der Energievertreiber) geschlossen.

(45) Die ungarische Strombörse HUPX (Hungarian Power Exchange Company Ltd.) nahm im Juli 2010 ihren Betrieb als Tochtergesellschaft des Übertragungsnetzbetreibers MAVIR auf. Sie bietet Day-Ahead-Handelsdienstleistungen sowie physische Termingeschäfte an. Der Day-Ahead-Handel beginnt täglich um 11.00 Uhr mit Kauf- und Verkaufsangeboten für jede einzelne Stunde des Folgetags. Der Handel schließt spätestens um 11.40 Uhr. Physische Termingeschäfte können vier Wochen, drei Monate, vier Quartale und drei Jahre im Voraus getätigt werden. Für diese Geschäfte sind bestimmte Handelstage vorgesehen, an denen Kauf- und Verkaufsangebote in einer bestimmten Zeitspanne abgegeben werden müssen. Seit März 2016 können auf dem Intra-Day-Markt der HUPTSX Produkte mit einem Zeitfenster von 15 Minuten und von einer Stunde gehandelt werden. Zusätzlich zu den organisierten Day-Ahead- und Intra-Day-Märkten hat die HUPX Kooperationsvereinbarungen mit zwei Maklerunternehmen geschlossen, die gemeinsamen Kunden ein Clearing durch OTC-Geschäfte (OTC = Over the Counter) ermöglichen.

(46) Über die nicht von der HUPX durchgeführten Day-Ahead-Auktionen hinaus wird Strom auch an Börsen in der EU oder auf OTC-Plattformen sowie in direkten bilateralen Geschäften verkauft (siehe Erwägungsgrund 44).

(47) Wie aus Abbildung 1 in Erwägungsgrund 43 ersichtlich, ist Ungarn mit einem Importanteil von etwa 30 % des ungarischen Stromverbrauchs ein Nettoimporteur. Der Stromhandelspreis im Großhandel war innerhalb der Ungarn beinhaltenden verbundenen Region (mit Ausnahme von Polen und der Slowakei) in Ungarn am höchsten (siehe Abbildung 3). Abbildung 3 Monatliche durchschnittliche Grundlastpreise auf dem Day-Ahead-Markt in der Region MOE (einschließlich Ungarn) und in Deutschland (2010-2016) Quelle: Europäische Kommission.

(48) Bei der Kurzzeitprognose der Grundlastpreise in der Region ist der gleiche Trend erkennbar, d. h., in dieser Region sind die ungarischen Grundlastpreise am höchsten (siehe Abbildung 4). Abbildung 4 Regionale Grundlastpreise auf dem Future-Markt Januar bis Juni 2017 Quelle: Europäische Kommission (aufgrund von Daten der europäischen Strombörse EPEX SPOT SE) (https://www.pxe.cz/Kurzovni-Listek/Oficialni-KL/).

(49) Ungarn ist gut an die Netze benachbarter Länder angebunden — die Verbindungskapazität lag 2014 um 30 % über dem Ziel für 2020 (21). Seit dem Jahr 2014 wird Strom innerhalb des gekoppelten tschechisch-slowakisch-ungarisch-rumänischen Strommarkts übertragen; dies führte zu einer Erhöhung der Liquidität an der HUPX und zu einer Verbesserung der Preisstabilität. Abbildung 5 bietet einen Überblick über den Stromaustausch mit Nachbarländern im Jahr 2014. Abbildung 5 Stromaustausch zwischen Ungarn und Nachbarländern Quelle: Daten des ungarischen Stromnetzes (MAVIR, 2014).

2.6.2. BESCHREIBUNG DER ERWARTETEN ENTWICKLUNG DES UNGARISCHEN STROMMARKTS

(50) Auf der Grundlage der in Erwägungsgrund 20 genannten Untersuchung von MAVIR (22) werden zwischen 2025 und 2030 nahezu alle Kohlekraftwerke vom Netz genommen sein, und die installierte Kapazität der ungarischen Gaskraftwerke wird um 1 GW geringer sein. Angesichts der prognostizierten Zunahme der Spitzennachfrage wird davon ausgegangen, dass die verfügbare Kapazität der inländischen Erzeuger ab 2021 nicht mehr hinreichend zur Deckung der Spitzenlast sein wird. Daher schätzt der Übertragungsnetzbetreiber, dass auf dem ungarischen Markt bis 2026 zusätzliche Kapazität zur Erzeugung von mindestens 5,3 GW Strom und bis Ende des Prognosezeitraums (2031) von mehr als 7 GW benötigt wird. Diese Entwicklung ist in der folgenden Abbildung 6 dargestellt; aus dieser Abbildung wird auch deutlich, dass die installierte Kapazität die zunehmende Spitzenlast noch beträchtlich überschreiten muss. In seinem Vorbringen vom 16. Januar 2017 erläuterte Ungarn, nach den Standardverfahren des Europäischen Verbunds der Übertragungsnetzbetreiber für Strom (ENTSO-E) für Übertragungs- und Fernleitungsnetzbetreiber (TSO) müsse eine bestimmte verbleibende Kapazität (remaining capacity) gewährleistet sein. Als verbleibende Kapazität wird die Differenz zwischen der zuverlässig verfügbaren inländischen Kapazität (reliable available capacity) zuzüglich der nationalen Erzeugungskapazität und der Reserve für Systemdienstleistungen (system services reserve) bezeichnet. Die verbleibende Kapazität ist Bestandteil der nationalen Erzeugungskapazität, die zu einem bestimmten Zeitpunkt im System zur Deckung vorgesehener Ausfuhren und unerwarteter Lastschwankungen sowie als Reserve für Systemdienstleistungen und zum Ausgleich von Ausfällen verbleibt. Abbildung 6 Zusätzlich benötigte Erzeugungskapazität der ungarischen Stromwirtschaft Quelle: Mittel- und langfristige Entwicklung der Erzeugungskapazität im ungarischen Stromnetz (MAVIR, 2016). „Csúcsterhelés“ bedeutet „Spitzenlast“.

(51) Ungarn erläutert, ungeachtet des zu erwartenden verhältnismäßig hohen Bedarfs an neuer Erzeugungskapazität zeigten die Daten von Platts PowerVision, dass tatsächlich nur verhältnismäßig geringe neue Kapazität geschaffen werde (siehe Tabelle 2). Außerdem sei den Daten von Platts zufolge eine 44-MW-Anlage zur Energiegewinnung aus Abfällen in Ungarn gegenwärtig das einzige im Bau befindliche Kraftwerk. Ein Anleger beabsichtige den Bau größerer (Gas-)Kraftwerke; keines dieser Vorhaben könne jedoch als gesichert betrachtet werden, da den Anlegern noch keine erheblichen unwiederbringliche Kosten (beispielsweise Baukosten) entstanden seien, die die Ernsthaftigkeit ihrer Vorhaben belegen würden. Tabelle 2 Zu schaffende neue Kapazitäten in der ungarischen Stromwirtschaft Plant Plant Type Primary Fuel Nameplate MW Online Year Status Dunaujvaros Chp Waste Biomass 44 2016 Under Constr Szeged Ccgt CC/Cogen Natural Gas 460 2017 Advan Develop Szeged Ccgt CC/Cogen Natural Gas 460 2017 Advan Develop Csepel III CC/Cogen Natural Gas 430 2018 Advan Develop Tolna Wind Wind 260 2018 Early Develop Gyor Region Wind Wind 300 2019 Early Develop Szazhalombatta — Dunai Refinery CC Natural Gas 860 2020 Advan Develop Almasfuzito Coal Coal Generic 435 2020 Proposed Source: Platts Powervision, data accurate as of September 2015.

2.7. GRÜNDE FÜR DIE EINLEITUNG DES VERFAHRENS

(52) Aus Gründen der Rechtssicherheit meldete Ungarn im Mai 2015 beabsichtigte Investitionen in den Bau zweier neuer Kernreaktoren am Standort Paks bei der Kommission zur Genehmigung an und erläuterte, das Vorhaben sei nicht mit einer staatlichen Beihilfe verbunden, da der Staat als marktwirtschaftlich handelnder Kapitalgeber auftrete und einen angemessenen Gewinn anstrebe. Im Einleitungsbeschluss brachte die Kommission aufgrund der damals verfügbaren Informationen Bedenken zum Ausdruck, dass die Maßnahme eine staatliche Beihilfe im Sinne von Artikel 107 AEUV beinhalten könne. Die Kommission hatte insbesondere Bedenken, dass die Maßnahme mit einem selektiven Vorteil für Paks II verbunden sein könnte, da Ungarn die übrigen Voraussetzungen für das Vorliegen einer staatlichen Beihilfe in der Anmeldungsphase nicht bestritten hatte.

(53) Die Bedenken beruhten auf dem Ergebnis einer Prüfung unter Zugrundelegung des Verhaltens eines marktwirtschaftlich handelnden Kapitalgebers (MEIP = Market Economy Investor Principle), bei der untersucht wird, ob ein marktwirtschaftlich handelnder Kapitalgeber zum Zeitpunkt des Beschlusses über die öffentliche Investition zu denselben Bedingungen wie der öffentliche Kapitalanleger in das Vorhaben investiert hätte (23). Dieser sogenannte „MEIP-Test“ wird auch in der Rechtsprechung anerkannt (24).

(54) Mit dem MEIP-Test soll geprüft werden, ob bei einem Investitionsvorhaben der erwartete investierte interne Zinsfuß (IRR = Internal Rate of Return) einer Investition höher wäre als ein rein marktorientierter Richtwert der gewichteten, durchschnittlichen Kapitalkosten (WACC = Weighted Average Cost of Capital) (25). Ungarn veranschlagte den IRR des Vorhabens als höher als die WACC als rein marktorientierten Richtwert; die Kommission hegte jedoch die Vermutung, dass möglicherweise die WACC tatsächlich als höher zu betrachten wären.

(55) Aufgrund der Bedenken hinsichtlich des Vorliegens einer staatlichen Beihilfe prüfte die Kommission, ob eine etwaige staatliche Beihilfe als mit dem Binnenmarkt vereinbar angesehen werden könnte. Da nach Auffassung der ungarischen Behörden jedoch keine staatliche Beihilfe vorlag, hatte Ungarn während des vorläufigen Prüfverfahrens noch keine Gründe dafür genannt, warum die Maßnahme mit dem Binnenmarkt vereinbar sei. Außerdem brachte die Kommission Zweifel daran zum Ausdruck, dass die Maßnahme in den Anwendungsbereich ihrer Mitteilung „Leitlinien für staatliche Umweltschutz- und Energiebeihilfen 2014-2020“ (26) falle, da diese Leitlinien sich nicht auf Maßnahmen im Bereich Kernenergie und radioaktive Abfälle erstrecken. Die Kommission gelangte zu dem Schluss, dass keine sonstigen Leitlinien für die Beurteilung der angemeldeten Maßnahme anzuwenden seien; sie stellte aber auch fest, dass sie nach Artikel 107 Absatz 3 Buchstabe c AEUV eine Maßnahme unmittelbar für mit dem Binnenmarkt vereinbar erklären kann, wenn sie erforderlich und verhältnismäßig ist und wenn die positiven Wirkungen der Erreichung eines Ziels von gemeinsamem Interesse gegenüber den nachteiligen Wirkungen auf den Wettbewerb und den Handel überwiegen.

(56) Die Kommission bezweifelte ferner, dass die Maßnahme als verhältnismäßig angesehen werden könne, d. h., sich die Maßnahme auf die für einen erfolgreichen Bau der zusätzlichen Kraftwerksblöcke erforderliche Mindestinvestition zur Erreichung des Ziels von gemeinsamem Interesse beschränke. Der Begünstigte würde Erzeugungskapazitäten erhalten, ohne jedoch das besondere Risiko in Verbindung mit Refinanzierungskosten tragen zu müssen, das für andere Marktteilnehmer bestehen würde. Auskünfte dazu, wie Ungarn eine derartige Überkompensation vermeiden würde, wurden der Kommission nicht vorgelegt.

(57) Die Kommission betonte, dass der ungarische Stromerzeugungsmarkt durch eine verhältnismäßig hohe Marktkonzentration gekennzeichnet ist, da auf das Atomkraftwerk Paks etwa 50 % der inländischen Erzeugung entfallen. Ohne neue Kapazitäten würden das Atomkraftwerk Paks und auf Paks II wahrscheinlich sogar einen noch höheren Anteil am Versorgungsmarkt erreichen; dies könnte den Wettbewerb auf dem ungarischen Strommarkt verfälschen. Ungarn übermittelte der Kommission keine detaillierten Informationen dazu, wie es den kontinuierlichen unabhängigen Betrieb der vorhandenen und der neuen Erzeugungskapazitäten sicherstellen würde.

(58) Und schließlich stellte die Kommission fest, dass aufgrund der Besonderheiten des ungarischen Strommarkts der Betrieb von Paks II auch mit einem Liquiditätsrisiko für den Großhandelsmarkt einhergehen könnte, da das Stromangebot verknappt werden könnten. Je nachdem, wie der in den neuen Reaktoren erzeugte Strom auf dem Markt verkauft wird, könnte es zu einer erheblichen Beeinträchtigung der Liquidität kommen; außerdem könnten die Hindernisse für einen Marktzugang erhöht werden, und der Wettbewerb könnte auf mehreren Ebenen des Marktes beeinträchtigt werden. Ungarn erklärte nicht näher, wie sich der Stromhandel durch Paks II gestalten würde und wie die Marktliquidität gesichert werden könne.

(59) Daher äußerte die Kommission Bedenken, dass die Maßnahme eine staatliche Beihilfe im Sinne von Artikel 107 Absatz 1 AEUV beinhalten könnte.

(60) Ohne hinreichende Belege konnte die Kommission nicht feststellen, ob eine derartige Maßnahme nach Artikel 107 Absatz 3 Buchstabe c mit dem Binnenmarkt vereinbar wäre. Angesichts der im Einleitungsbeschluss geäußerten Bedenken sowie in Anbetracht der Tatsache, dass sich Ungarn zu diesem Zeitpunkt noch nicht zur Vereinbarkeit der Maßnahme geäußert hatte, prüfte die Kommission zudem mögliche Wettbewerbsverfälschungen sowie eine möglichen Überkompensation für Paks II.

(61) Im Zusammenhang mit den in Erwägungsgrund 56 genannten Bedenken bezüglich der Verhältnismäßigkeit prüfte die Kommission, ob Paks II infolge der Beihilfe Gewinne, die nicht in Form von Dividenden an den Staat gezahlt würden, in die Schaffung oder den Kauf weiterer Erzeugungskapazitäten investieren und dadurch seine eigene Marktposition stärken könnte.

(62) Aufgrund der in Erwägungsgrund 56 genannten Bedenken hinsichtlich der Verhältnismäßigkeit prüfte die Kommission ferner die von Ungarn vorgesehene Dividendenpolitik und untersuchte insbesondere, ob Ungarn die Auszahlung von Dividenden verlangen (je nach dem von Paks II erzielten Gewinn) oder die Gewinne eher Paks II überlassen würde. Die Kommission hatte Bedenken, dass Paks II seine Gewinne reinvestieren könnte, um zusätzliche Erzeugungskapazitäten zu schaffen oder zu kaufen und den Wettbewerb weiter zu verfälschen.

(63) Wie in Erwägungsgrund 57 erläutert, hatte die Kommission angesichts der verhältnismäßig hohen Konzentration des ungarischen Stromerzeugungsmarkts sowie in Anbetracht der Tatsache, dass auf das Atomkraftwerk Paks (MVM-Gruppe) gegenwärtig etwa 50 % der inländischen Erzeugung entfallen, Zweifel daran, dass das Atomkraftwerk Paks und Paks II getrennt geführt würden und als unabhängige und nicht verbundene Anlagen betrachtet werden könnten. Dass Paks II gegenwärtig unabhängig von der MVM-Gruppe ist, war für die Kommission kein hinreichender Anhaltspunkt, da sie in der Anmeldungsphase keinerlei Auskunft dazu erhalten hatte, ob das Atomkraftwerk Paks und Paks II auch weiterhin rechtlich und strukturell vollständig voneinander getrennt geführt würden. Diese Klärung erschien jedoch erforderlich, um das Risiko einer weiteren Marktkonzentration zu minimieren.

(64) Wie in Abschnitt 2.6 erläutert, werden Geschäfte auf dem ungarischen Stromgroßhandelsmarkt zudem gewöhnlich in Form bilateraler Stromliefervereinbarungen geschlossen, und an der ungarischen Strombörse (HUPX) wurde noch keine angemessene Liquidität erreicht. Da in der ungarischen Anmeldung nicht auf die vorgesehenen Methoden zum Verkauf von Strom aus Paks II eingegangen wurde, untersuchte die Kommission die Wirkung von Paks II auf die derzeitige ungarische Liquidität auf dem Stromgroßhandelsmarkt.

(65) Angesichts der in Erwägungsgrund 58 erläuterten Bedenken hinsichtlich der Marktliquidität war der Kommission insbesondere in Anbetracht der beherrschenden Stellung von MVM Partner auf dem Stromgroßhandelsmarkt daran gelegen, eine umfassende Palette an Versorgungsangeboten auf dem Markt sicherzustellen (27). Die Kommission hatte Bedenken, dass die Liquidität erheblich beeinträchtigt werden könnte und dass die Kosten nachgelagerter Wettbewerber in die Höhe getrieben werden könnten, wenn ein wettbewerbsfähiger Zugang zu einem wichtigen Input beschränkt wird (Marktabschottung auf Vorleistungsebene). Dies wäre etwa dann denkbar, wenn der von Paks II erzeugte Strom hauptsächlich nach Maßgabe langfristiger Liefervereinbarungen nur an bestimmte Versorger verkauft und auf diese Weise die Marktmacht von Paks II vom Erzeugungsmarkt auf den Endkundenmarkt übertragen würde.

(66) Daher verlangte die Kommission weitere Auskünfte über die Stromhandelsstrategie von Paks II, wobei besonders darauf eingegangen werden sollte, ob diese Strategie sich an Marktbedingungen oder an einer sonstigen transparenten Handelsplattform orientiere.

3. DER STANDPUNKT DER UNGARISCHEN REGIERUNG

3.1. DER STANDPUNKT UNGARNS ZUM VORLIEGEN EINER BEIHILFE

3.1.1. WIRTSCHAFTLICHER VORTEIL

(67) In der Anmeldung erklärt Ungarn, die Investition stelle keine staatliche Beihilfe im Sinne von Artikel 107 AEUV dar, da Paks II mit dieser Maßnahme kein wirtschaftlicher Vorteil gewährt werde. Ungarn begründet diese Darstellung mit dem Hinweis darauf, dass die Investition in Paks II die Anforderungen des MEIP-Tests erfülle (siehe Erwägungsgründe 53 und 54).

(68) Nach Auffassung Ungarns sind die Kriterien des MEIP-Tests insbesondere in zweierlei Hinsicht erfüllt (28): Erstens seien die WACC des Vorhabens niedriger als der IRR. Zweitens seien die Gesamtgestehungskosten der erzeugten Energie (LCOE = Levelized Costs of Producing Energy) erheblich zu gering, um eine Konkurrenz der Kernenergie mit anderen Erzeugungstechnologien zu begründen und um bei den gegenwärtigen Strompreisen angemessene Erträge zu ermöglichen (29).

(69) Zur Untermauerung seines Standpunkts übermittelte Ungarn die folgenden Untersuchungen und begleitenden Unterlagen: a) den MEIP-Test („MEIP-Untersuchung“ vom 18. Februar 2015), b) die wirtschaftliche Analyse des Vorhabens Atomkraftwerk Paks II („Wirtschaftsstudie“ vom 8. Oktober 2015) (30), c) Schreiben an den stellvertretenden Generaldirektor mit Zuständigkeit für staatliche Beihilfen betreffend die vorläufige Analyse der Kommission (erläuternde Schreiben) — erstes Schreiben („erstes erläuterndes Schreiben“ vom 16. Oktober 2015), — zweites Schreiben („zweites erläuterndes Schreiben“ vom 29. Oktober 2015), d) Vorbringen zum Einleitungsbeschluss (Antwort auf dem Einleitungsbeschluss) — das Schreiben an den stellvertretenden Generaldirektor mit Zuständigkeit für staatliche Beihilfen im Anschluss an die Veröffentlichung des Einleitungsbeschlusses durch die Kommission am 3. Dezember 2015 („Schreiben mit der Anerkennung des Einleitungsbeschlusses“), — das Vorbringen Ungarns gegenüber der Kommission vom 29. Januar 2016 („Vorbringen zum Einleitungsbeschluss“), e) die Antwort der Regierung Ungarns vom 7. April 2016 auf Stellungnahmen von Beteiligten zum Einleitungsbeschluss („Antwort auf Stellungnahmen von Beteiligten“), f) die Antwort vom 21. April 2016 auf das Auskunftsersuchen vom 18. März 2016 („Ergänzende Erläuterungen“).

(70) Außerdem übermittelte die ungarische Regierung ein Finanzmodell, mit dem die IRR-Werte für das Vorhaben ermittelt wurden. Bei der Kommission gingen zwei Fassungen des Modells ein: a) die ursprüngliche Fassung vom 16. März 2015 („vorläufiges Finanzmodell“) und b) die endgültige Fassung vom 16. Oktober 2015 („Finanzmodell“).

(71) Mit Ausnahme der „Ergänzenden Erläuterungen“ wird in allen in Erwägungsgrund 69 genannten Unterlagen die Berechnung der WACC und des IRR behandelt (wenn auch in unterschiedlicher Ausführlichkeit). Der IRR des Vorhabens wird mit dem Finanzmodell berechnet (31). Der von den LCOE ausgehende Ansatz wird in der Wirtschaftsstudie sowie in den „Ergänzenden Erläuterungen“ erörtert (siehe Erwägungsgrund 69).

(72) Hinsichtlich der von Ungarn vorgenommenen Analysen ist festzustellen, dass die in der MEIP-Untersuchung und später in der Wirtschaftsstudie angegebenen Zahlen in den in den Erwägungsgrund 69c-69f genannten Unterlagen in mehreren Fällen angepasst wurden. Einige der Aktualisierungen datieren nach dem Zeitpunkt der Unterzeichnung des EPC-Vertrags am 9. Dezember 2014, d. h. nach der ursprünglichen Investitionsentscheidung.

(73) Der Einleitungsbeschluss enthält eine eingehende Bewertung des von Ungarn vertretenen Standpunkts zu allen wesentlichen Aspekten entsprechend den Vorbringen Ungarns bis zum Datum des Einleitungsbeschlusses (32). Die übrigen Randnummern dieses Abschnitts bieten einen Überblick über den Standpunkt Ungarns zu den wesentlichen Aspekten, auf die nach der Veröffentlichung des Einleitungsbeschlusses hingewiesen wurde. Insbesondere die Anwendung der WACC, des IRR und der LCOE werden getrennt behandelt.

3.1.1.1. Standpunkt Ungarns zu den WACC

(74) In der Antwort auf den Einleitungsbeschluss bestätigte Ungarn nochmals die bereits in seinen früheren Vorbringen angesetzte WACC-Spanne von 6,2-7,7 %. Außerdem bekräftigte Ungarn seine früheren Vorbringen in den erläuternden Schreiben und erklärte, die Kommission habe diese Vorbringen im Einleitungsbeschluss nicht berücksichtigt.

3.1.1.2. Standpunkt Ungarns zum IRR

(75) In diesem Abschnitt wird der Standpunkt Ungarns zur Verwendung des Finanzmodells zur Berechnung künftiger freier Cashflows bei dem Vorhaben und zur Ermittlung des IRR bewertet. Die wesentlichen Bestandteile des Finanzmodells sind: 1. mehrere langfristige Prognosen der Strompreisentwicklung und 2. verschiedene Annahmen für den Betrieb des Atomkraftwerks.

A) Prognosen der Strompreisentwicklung

(76) Die von der ungarischen Regierung angenommenen Preisprognosen wurden im Einleitungsbeschluss bewertet. In der Antwort auf den Einleitungsbeschluss kritisierte Ungarn, dass die Kommission zur Berechnung des IRR für das Vorhaben nur eine einzige prognostizierte Preiskurve (beruhend auf dem World Energy Outlook 2014 (IEA WEO 2014) der Internationalen Energieagentur) berücksichtigt habe (33). Insbesondere bekräftigte Ungarn, dass zur Bewertung des IRR alle in der Wirtschaftsstudie übermittelten Preisprognosen einbezogen werden müssten.

B) Annahmen für den Betrieb des Atomkraftwerks

(77) Die im Finanzmodell sowie bei den Berechnungen des IRR zugrunde gelegten Annahmen für den Betrieb des Atomkraftwerks wurden vom technischen Team von Paks II erstellt. Ursprünglich wurden keine Einzelheiten zur Begründung dieser operativen Annahmen vorgelegt; Ungarn übermittelte Hintergrundinformationen zu diesen Annahmen aber in seinen Antworten auf die Auskunftsersuchen der Kommission. Zentrale Vorbringen in diesem Zusammenhang sind die als Antwort auf ein Auskunftsersuchen im Anschluss an den Einleitungsbeschluss übermittelten Ergänzenden Erläuterungen und die Stellungnahmen von Beteiligten.

C) Der IRR des Vorhabens

(78) In der Antwort auf den Einleitungsbeschluss bekräftigte Ungarn die Ergebnisse seiner früheren Berechnungen eines IRR von 8,6-12,0 % für das Vorhaben.

(79) In der Antwort auf den Einleitungsbeschluss kritisierte Ungarn ferner die von der Kommission vorgenommene Bewertung der Auswirkungen einer Verzögerung auf den IRR des Vorhabens (ein Rückgang um 0,9 % bei einer Verzögerung um fünf Jahre). Diese Zahl wurde unter Annahme von Verzögerungen während der Betriebsphase ermittelt. Ungarn erklärte jedoch, eine Verzögerung in der Bauphase könne den IRR des Vorhabens sogar erhöhen, da dann auch die betreffenden Kosten erst später entstehen würden.

3.1.1.3. Standpunkt Ungarns zu den LCOE

(80) In diesem Abschnitt wird der Standpunkt Ungarns zu den LCOE für Paks II gewürdigt (34).

A) Die Wirtschaftsstudie

(81) In der Wirtschaftsstudie erklärte Ungarn, die LCOE von Paks II seien gering genug, um die Wettbewerbsfähigkeit mit anderen Erzeugungstechnologien zu gewährleisten. Insbesondere wurden in der Studie drei Prognosen der LCOE für ein Vorhaben im Kernenergiebereich in Ungarn vorgelegt. Die erste Prognose von 70 EUR/MWh beruhte auf einem Diskontierungszinssatz von 7 % (als Obergrenze der in dieser Wirtschaftsstudie prognostizierten WACC) und wurde einer gemeinsamen Veröffentlichung der OECD/IEA/NEA von 2015 mit dem Titel „Projected Costs of Generating Electricity“ (im Folgenden „OECD/IEA/NEA-Studie von 2015“) entnommen (35). Die zweite LCOE-Prognose von 50-63 EUR/MWh beruht auf einer Studie von Aszodi u. a. (2014), bei der ein Diskontierungszinssatz im Bereich von 4-5 % beruhend auf dem Zinssatz des russischen Darlehens angenommen wurde (36). Die dritte LCOE-Prognose von 58-120 EUR/MWh (reale Preise von 2013) wurde mithilfe einer Benchmark-Analyse ausgehend von Zahlen mehrerer internationaler Agenturen als mögliche Spanne ermittelt (37). Die Studie gelangte zu dem Schluss, dass die LCOE eines ungarischen Atomkraftwerks im Bereich zwischen 50,5 und 57,4 EUR/MWh (reale Preise von 2013) liegt; die beiden Grenzwerte wurden unter Zugrundelegung einer Zinsspanne entsprechend den ebenfalls in dieser Wirtschaftsstudie genannten Grenzwerten der WACC-Spanne (6,2 % und 7,0 %) berechnet (38). Bezogen auf die in dieser Wirtschaftsstudie angegebenen künftigen Strompreise könne das geplante ungarische Atomkraftwerk als rentabel betrachtet werden; daher ist Ungarn der Auffassung, dass ein marktwirtschaftlich handelnder Kapitalgeber die Durchführung dieses Vorhabens als vernünftig betrachten würde.

B) Ergänzende Erläuterungen

(82) In der Antwort auf die Frage der Kommission, wie die LCOE-Spanne von 50,5-57,4 EUR/MWh in der endgültigen Schlussfolgerung der Wirtschaftsstudie mit der Spanne von 89-94 USD/MWh in der OECD/IEA/NEA-Studie zu vereinbaren sei, erklärte Ungarn in den „Ergänzenden Erläuterungen“, dieser Unterschied sei auf die sehr unterschiedlichen Annahmen in der Wirtschaftsstudie und in der OECD/IEA/NEA-Studie (beispielsweise auf die Differenz zwischen dem angenommenen Kapazitätsfaktor (85 % gegenüber 92 %) für Atomkraftwerke und auf die unterschiedlichen Annahmen für die Zeitpunkte der Inbetriebnahme (2020 gegenüber 2025) zurückzuführen.

3.2. STANDPUNKT UNGARNS ZUR MÖGLICHEN VEREINBARKEIT DER MASSNAHME MIT DEM BINNENMARKT

(83) In der Antwort auf den Einleitungsbeschluss betonte Ungarn, die Maßnahme stelle keine staatliche Beihilfe dar; trotzdem legte Ungarn für den Fall, dass die Kommission das Vorliegen einer staatlichen Beihilfe feststelle, Stellungnahmen zu Bedenken vor, die die Kommission im Einleitungsbeschluss im Hinblick auf die mögliche Vereinbarkeit der Maßnahme mit dem Binnenmarkt geäußert hatte.

3.2.1. STANDPUNKT HINSICHTLICH DES ZIELS VOM GEMEINSAMEN INTERESSE

(84) In der Antwort auf den Einleitungsbeschluss erläuterte Ungarn verschiedene politische Erwägungen, die Ungarn für eine Beschreibung des Ziels von gemeinsamem Interesse für relevant erachtet habe; dabei seien die folgenden Aspekte berücksichtigt worden: a) die ungarische Energiepolitik, b) die Zielsetzungen des Euratom-Vertrags (39), c) Defizite hinsichtlich der künftigen installierten Kapazität, d) die Diversifizierung von Energiequellen, e) die Dekarbonisierung, f) die Schaffung von Arbeitsplätzen und g) die Bezahlbarkeit.

(85) Ungarn betonte, dass nach Artikel 194 Absatz 2 AEUV alle Mitgliedstaaten im Rahmen ihrer souveränen Rechte selbst über ihren Energiemix entscheiden könnten und verwies auf seine Nationale Energiestrategie 2030 (siehe Erwägungsgrund 20), in dem eine auf Kernenergie, Kohle und erneuerbaren Energiequellen beruhende Struktur als mittelfristige Energiestrategie des Landes beschrieben werde.

(86) Außerdem verweist Ungarn auf Artikel 2 Buchstabe c des Euratom-Vertrags, nach dem die Euratom-Gemeinschaft Investitionen erleichtert und die Schaffung der wesentlichen Anlagen sicherstellt, die für die Entwicklung der Kernenergie in der EU notwendig sind. Ungarn betont, dass die für alle Unterzeichner-Mitgliedstaaten bindenden Bestimmungen des Euratom-Vertrags als gemeinsames Ziel der Union zu betrachten seien.

(87) Darüber hinaus erläutert Ungarn, dass der Übertragungsnetzbetreiber eine Zunahme des Strombedarfs um etwa 4 % bis zum Jahr 2030 erwartet — in erster Linie aufgrund der vorgesehenen Elektrifizierung in den Bereichen Verkehr, Industrie und Wärmeversorgung. Diese Studie des Übertragungsnetzbetreibers gelangt zu dem Schluss, dass viele der bestehenden älteren Kohle- und Gaskraftwerke in Ungarn nicht mehr dem Stand der Technik entsprechen und voraussichtlich bis 2030 abgeschaltet werden. Außerdem wurde in der Studie festgestellt, dass neue installierte Kapazitäten im genannten Zeitraum voraussichtlich nur in sehr geringem Umfang hinzukommen werden. Dies wird dazu führen, dass die bestehende Kapazität um 32 % zurückgehen dürfte; der Bau von Paks II ist Ungarn zufolge eine sehr gezielte Reaktion auf das zu erwartende Defizit der künftigen Erzeugungskapazität.

(88) Zudem betont Ungarn, dass die Abhängigkeit von Gaseinfuhren größer sei als im EU-Durchschnitt. Mehr als 95 % des in Ungarn verbrauchten Gases werden eingeführt, hauptsächlich aus Russland. Ohne Einbeziehung der Kernenergie in den Energiemix werde sich die Abhängigkeit Ungarns von Öl und Gas beträchtlich erhöhen. Dies gelte insbesondere für die Zeit nach der schrittweisen Abschaltung der bestehenden und in Betrieb befindlichen Blöcke des Atomkraftwerks Paks, wo weitere Kraftwerksblöcke benötigt würden, um die in Erwägungsgrund 50 erläuterten künftigen Defizite hinsichtlich der insgesamt installierten nationalen Kapazität auszugleichen. Daher ist Ungarn der Auffassung, dass die Maßnahme zur Diversifizierung der Energiequellen im Energiemix und zur Sicherheit der Energieversorgung des Landes beitragen würde.

(89) Das Vorhaben trage dazu bei, dass die Ziele der Unionsstrategie 2020 in Bezug auf eine Verringerung der Treibhausgase erreicht würden, da die Kernspaltung als kohlenstoffarme Energiequelle betrachtet werde. Ungarn weist darauf hin, dass die topografischen Gegebenheiten und die geografische Lage des Landes dem Bau von Offshore-Windkraftanlagen oder von Wasserkraftwerken entgegenstehe. An erneuerbaren Energiequellen zur Stromerzeugung blieben die Windkraft an Land sowie Solarenergie und Biomasse; die Einführung dieser Technologien wäre aber nicht hinreichend, um die zu erwartende Kapazitätslücke (siehe Erwägungsgrund 50) ohne zusätzliche Kapazitäten aus der Nutzung von Kernenergie zu schließen. Daher diene das Vorhaben der angestrebten Dekarbonisierung.

(90) Sowohl während als auch nach der Bauphase werde das Vorhaben zudem zur Entstehung einer beträchtlichen Anzahl an Arbeitsplätzen führen. Dies sei insbesondere angesichts der geografischen Lage des Atomkraftwerks Paks II in einer NUTS-II-Region mit einem BIP von unter 45 % des durchschnittlichen Pro-Kopf-BIP von Bedeutung. Insoweit ist Ungarn der Auffassung, dass die Durchführung des Vorhabens zur Wachstumsförderung und zur Schaffung von Arbeitsplätzen in mehreren Branchen beitragen würde.

(91) Und schließlich werde die Investition in neue nukleare Erzeugungskapazität unmittelbar zu niedrigeren Strompreisen für die Industrie und die Verbraucher führen; diese Entwicklung stehe im Einklang mit dem EU-weiten Ziel einer bezahlbaren Versorgung. Der Aspekt der Bezahlbarkeit werde auch dadurch bestätigt, dass Paks II während der Betriebsphase keine Unterstützung gewährt werde.

3.2.2. STANDPUNKT ZUR NOTWENDIGKEIT DER MASSNAHME

(92) Angesichts der wachsenden Erzeugungslücke in Ungarn sind nach Auffassung Ungarns beträchtliche Investitionen in Erzeugungskapazitäten erforderlich; die Höhe dieser erforderlichen Investitionen gehe über den Umfang hinaus, der für die gegenwärtig im Bau oder in Entwicklung befindlichen Vorhaben benötigt werde.

(93) Daher habe Ungarn Nera Economic Consulting mit einer Analyse der Entwicklung des Strommarkts in Ungarn und in den Nachbarländern sowie mit der Entwicklung einer angemessenen Marktdefinition für das Vorhaben Paks II nach der Inbetriebnahme des Kraftwerks beauftragt (im Folgenden „NERA-Studie“). Diese Studie gelangt angesichts der Marktbedingungen in Ungarn zu dem Ergebnis, dass der Bau der neuen Blöcke 5 und 6 in Paks II wirtschaftlich vorteilhafter sein könne als Investitionen in andere Arten der Energieerzeugung (beispielsweise die Schaffung einer vergleichbaren Kapazität durch Gasturbinen im offenen Prozess (im Folgenden „OCGT“) oder durch Gas- und Dampfturbinen-Kraftwerke (im Folgenden „GuD“). Ungarn stellt fest, dass insoweit keine kontrafaktische Fallkonstellation existiere, mit der die politischen Ziele erreicht werden könnten.

3.2.3. STANDPUNKT ZUR VERHÄLTNISMÄSSIGKEIT DER MASSNAHME

(94) Ungarn erwartet einen vollständigen Ausgleich der Investition in das Atomkraftwerk Paks II durch Wertsteigerungen und Dividenden.

(95) Im Vorbringen vom 28. Juli 2016 bekräftigte Ungarn, dass das Vorhaben eine keine staatliche Beihilfe darstelle und dass es dem Grundsatz des marktwirtschaftlich handelnden Kapitalgebers entspreche, und legte in der Antwort auf die in Abschnitt 3.3.6 des Einleitungsbeschlusses erläuterten Bedenken bezüglich der Verhältnismäßigkeit ergänzende Auskünfte für den Fall vor, dass die Kommission zu dem Schluss gelangen sollte, dass das angemeldete Vorhaben als staatliche Beihilfe anzusehen sei.

(96) In seinem Vorbringen erklärte Ungarn, Paks II solle sämtliche Gewinne aufgrund des Betriebs der Blöcke 5 und 6 von Paks II ausschließlich für folgende Zwecke verwenden: a) das Vorhaben Paks II, d. h. die Entwicklung, die Finanzierung, den Bau, die Inbetriebnahme, den Betrieb und die Instandhaltung, Modernisierungen, die Entsorgung von Abfällen und die Stilllegung der beiden neuen WWER-Reaktorblöcke 5 und 6 in Paks, Ungarn; dabei werden Gewinne nicht zur Finanzierung von Investitionen in Tätigkeiten verwendet, die nicht dem oben beschriebenen Vorhaben zuzurechnen sind; b) zur Abführung an den ungarischen Staat (beispielsweise in Form von Dividenden).

(97) Ungarn bestätigte zudem, dass Paks II keine (Re-)Investitionen für die Ausweitung der Kapazität oder der Laufzeit von Paks II bzw. für die Installation weiterer Erzeugungskapazitäten über die Kapazitäten der Reaktorblöcke 5 und 6 von Paks II hinaus vornehmen dürfe. Sollten sollte neuen Investitionen vorgenommen werden, werde Ungarn dies bei der Kommission anmelden, damit eine getrennte Beihilfemaßnahme genehmigt werden könne.

3.2.4. STANDPUNKT ZUR WIRKUNG DER MASSNAHME AUF DEN BINNENMARKT

(98) Etwaige Verfälschungen würden sich nach Auffassung der ungarischen Behörden auf die zeitliche Überschneidung zwischen der schrittweisen Abschaltung der vorhandenen Reaktoren im Atomkraftwerk Paks und der bevorstehenden Inbetriebnahme der beiden neuen Reaktoren in Paks II beschränken. Die Annahme, dass die Laufzeit des Atomkraftwerks Paks mehr als 50 Jahre betragen könnte, betrachtet Ungarn als unangemessen; insoweit würde eine Überschneidung nur für sehr kurze Zeit bestehen.

(99) Angesichts der Notwendigkeit einer Inbetriebnahme von Paks II in einem Zeitraum, in dem das Ende der Laufzeitverlängerung für das Atomkraftwerk Paks absehbar sei, und in Anbetracht der Tatsache, dass die Entwicklung und die Inbetriebnahme von Paks II sich infolge der technischen Komplexität der Inbetriebnahme eines neuen Atomkraftwerks sowie durch nicht der Kontrolle der Beteiligten unterliegende externe Faktoren (z. B. geänderte Rechtsvorschriften, Sicherheitsanforderungen oder Änderungen des Regelungsumfelds) verzögern könnte, sei die zeitliche Überschneidung außerdem erforderlich und vernünftig. Bei einigen WWER-Reaktoren der Generationen III und III+ hätten sich zudem Verzögerungen ergeben bzw. es seien Verzögerungen der ursprünglich vorgesehenen Bauzeit für Paks II absehbar (siehe folgende Tabelle 3): Tabelle 3 Kumulierte Bauzeitverzögerungen bei WWER-Reaktoren der Generationen III und III+ Standort (Land) Verzögerungen (in Jahren) Status Kudankulam — 1 (Indien) +5,8 abgeschlossen Kudankulam — 2 (Indien) +7,0 noch nicht abgeschlossen Novovoronezh II.-1 (Russland) +1,5 abgeschlossen Novovoronezh II.-2 (Russland) +2,5 noch nicht abgeschlossen Leningrad II.-1 (Russland) +2,0 noch nicht abgeschlossen Leningrad II.-2 (Russland) +2,5 noch nicht abgeschlossen Quelle: Ungarische Behörden.

(100) Außerdem betont Ungarn, das Atomkraftwerk Paks und die beiden neuen Reaktoren in Paks II stünden im Eigentum getrennter Unternehmen und würden von getrennten Unternehmen betrieben, und bei der MVM-Gruppe bestünden in keiner Weise Verbindungen zum Vorhaben Paks II oder zu Paks II. Ein etwaiger Zusammenschluss von Paks II und der MVM-Gruppe würde zudem den Vorschriften zur Fusionskontrolle unterliegen.

(101) Dass die beiden Unternehmen in staatlichem Eigentum stünden, sei kein Anlass, ohne weitere Prüfung deren wirtschaftliche Unabhängigkeit in Zweifel zu ziehen. Vielmehr könne nachgewiesen werden, dass die Unternehmen unabhängig voneinander seien und dass beide Unternehmen jeweils unabhängige Entscheidungsbefugnisse hätten.

(102) Die MVM-Gruppe und Paks II seien aus folgenden Gründen als unabhängig voneinander und nicht miteinander verbunden zu betrachten: a) Sie würden von unterschiedlichen staatlichen Stellen geführt (die MVM-Gruppe vom Ministerium für nationale Entwicklung (über die Hungarian National Asset Management Inc.) und Paks II vom Amt des Premierministers); b) die Aufsichtsgremien der beiden Unternehmen hätten unterschiedliche Direktoren; c) bestehende Garantien gewährleisteten, dass zwischen den Unternehmen keine geschäftlich empfindlichen und vertraulichen Informationen ausgetauscht würden; d) in den Unternehmen bestünden jeweils getrennte Entscheidungsbefugnisse.

(103) Ungarn zieht die von der Kommission im Einleitungsbeschluss vorgenommene Berechnung des Anteils der MVM-Gruppe am ungarischen Stromversorgungsmarkt in Zweifel. Der Marktanteil sei nicht im Vergleich mit anderen auf dem ungarischen Markt vertretenen Erzeugern geprüft worden, und die Berechnung sei ausschließlich aufgrund des in Ungarn erzeugten Stroms berechnet worden; Einfuhren seien nicht berücksichtigt worden.

(104) Unter Berufung auf die NERA-Studie erklärt Ungarn, etwaige Verfälschungen des Wettbewerbs seien mit Blick auf einen Markt zu bewerten, der über den Markt des Staates Ungarn hinausgehe. In der Marktanalyse der NERA-Studie werden die folgenden Einflussgrößen berücksichtigt: a) bestehende Erzeugungskapazitäten und technische Möglichkeiten (Wirkungsgrade, Inbetriebnahmekosten usw.), b) verbindlich vorgesehene Ausweitungen der Erzeugungskapazität (im Bau befindliche Kraftwerke, Einbeziehung neuer erneuerbarer Energiequellen), c) verbindlich vorgesehene Stilllegungen bestehender Kraftwerke (z. B. nach Maßgabe der LCPD (Large Combustion Plant Directive = Großfeuerungsanlagenrichtlinie)), d) Verbindungskapazitäten, e) Brennelemente, CO2 und verschiedene Betriebs- und Instandhaltungskosten, f) Festkosten für Betrieb und Instandhaltung, die bei Abschaltung von Blöcken vermieden würden, und g) Einstiegskosten.

(105) Die Auffassung, dass der zu bewertende Markt über den ungarischen Markt hinausgehe, wird damit begründet, dass der Anteil der Stromeinfuhren aus benachbarten Ländern im Jahr 2014 bei 31,4 % des ungarischen Stromverbrauchs gelegen habe. Außerdem erklärt Ungarn, dieser hohe Anteil der Verbindungen mit benachbarten Ländern werde infolge neuer Verbindungsleitungen zwischen der Slowakei (2 × 400 kV und 1 × 400 kV) und Slowenien (1 × 400 kV) im Zeitraum 2016-2021 nochmals zunehmen. Im Vorbringen vom 16. Januar 2017 teilte Ungarn Einzelheiten zu den geplanten grenzüberschreitenden Übertragungsleitungen mit und erläuterte, dass bis 2029 eine weitere Verbindungsleitung mit einer Kapazität von 2 × 400 kV mit der Slowakei und bis 2030 eine Verbindungsleitung mit einer Kapazität von 1 × 400 kV mit Rumänien verlegt werde. Die voraussichtliche Gesamtkapazität der Verbindungsleitungen für Einfuhren und Ausfuhren geht aus den Tabellen 4 und 5 hervor: Tabelle 4 ENTSO-E-Prognosen der Kapazitäten installierter Verbindungsleitungen für Einfuhren nach Ungarn Austria Slovakia Romania Croatia Serbia Ukraine (*2) Slovenia (*3) Total 2015 600 800 1 000 1 200 1 000 450 0 5 050 2016 720 1 040 1 080 1 360 920 450 400 5 970 2017 840 1 280 1 160 1 520 840 450 800 6 890 2018 960 1 520 1 240 1 680 760 450 1 200 7 810 2019 1 080 1 760 1 320 1 840 680 450 1 600 8 730 2020 1 200 2 000 1 400 2 000 600 450 2 000 9 650 2021 1 200 2 000 1 400 2 000 600 450 2 000 9 650 … 2030 1 200 2 000 1 400 2 000 600 450 2 000 9 650 Tabelle 5 ENTSO-E-Prognosen der Kapazitäten installierter Verbindungsleitungen für Ausfuhren in Ungarn Austria Slovakia Romania Croatia Serbia Ukraine (*4) Slovenia (*5) Total 2015 600 800 1 000 1 200 1 000 450 0 5 050 2016 640 1 040 1 060 1 360 920 450 340 5 810 2017 680 1 280 1 120 1 520 840 450 680 6 570 2018 720 1 520 1 180 1 680 760 450 1 020 7 330 2019 760 1 760 1 240 1 840 680 450 1 360 8 090 2020 800 2 000 1 300 2 000 600 450 1 700 8 850 2021 800 2 000 1 300 2 000 600 450 1 700 8 850 … 2030 800 2 000 1 300 2 000 600 450 1 700 8 850

(106) In der Studie wird eine erfolgreiche Kopplung des Energieversorgungsmarkts mit der Slowakei, der Tschechischen Republik und Rumänien konstatiert und auf die ENTSO-E-Vorschläge vom Oktober 2015 verwiesen, in denen Ungarn als Bestandteil einer einheitlichen Region Mittel- und Osteuropa mit koordinierter Kapazität beschrieben wurde; mit einigen Ländern in dieser Region (darunter Österreich, Deutschland und Polen) habe Ungarn noch keine Kopplungsvereinbarungen geschlossen (40). Mit Blick auf andere Mitgliedstaaten betrachtet Ungarn den eigenen Strommarkt innerhalb der Europäischen Union als hoch integriert; Verbindungskapazitäten beliefen sich auf etwa 75 % der gesamten installierten inländischen Erzeugungskapazität (d. h. etwa acht Mal mehr als in den von der EU für die Mitgliedstaaten vorgegebenen Zielen bis 2020 und fünfmal mehr als für die Mitgliedstaaten bis 2030 vorgesehen). Nach ungarischer Auffassung ist dies ein hinreichender Grund, etwaige Verfälschungen des Wettbewerbs vor einem umfassenderen Hintergrund zu bewerten.

(107) Hinsichtlich der Einführung neuer Technologien werden in der NERA-Studie sowohl in der faktischen Fallkonstellation als auch in der Fallkonstellation ohne Paks II Gas- und Dampfturbinen-Kraftwerke bzw. OCGT als Einstiegstechnologien berücksichtigt, während die Einführung ebenso wie das Ausscheiden anderer Technologien (etwa die Nutzung erneuerbarer Energiequellen sowie der Einsatz von Kohle und von Kernkraft) aus rein wirtschaftlichen Erwägungen aus folgenden Gründen als unwahrscheinlich betrachtet wird: a) Die gegenwärtigen und die historischen Entscheidungen über die Einführung von Kraftwerken auf Basis erneuerbarer Energiequellen hängen weniger von den Marktpreisen als vielmehr entscheidend vom Bestehen staatlicher Subventionsprogramme ab. Daher kann mit Modellen zur Simulation grundlegender Marktparameter nicht festgestellt werden, ob Kraftwerke auf Basis erneuerbarer Energiequellen tatsächlich eingeführt würden oder aus dem Markt ausscheiden würden. b) Angesichts des drohenden Klimawandels ist der unverminderte Bau neuer Kohle- und Holzkohlekraftwerke in der EU inzwischen hoch umstritten, und viele Vorhaben werden von Behörden oder Gerichten geprüft. Daher ist unklar, in welchem Umfang neue Vorhaben in der EU überhaupt noch durchsetzbar sind. c) Die Entwicklung neuer Atomkraftwerke in der EU setzt zudem eine Energiestrategie voraus, die auch die Kernenergie einbezieht und in der Planungs- und Genehmigungsphase erhebliche Abstimmung mit staatlichen Stellen und mit Regulierungsbehörden erfordert. Bei Atomkraftwerken gestalten sich die Planung und die Entwicklung erheblich komplexer als bei Gas- und Dampfturbinen-Kraftwerken und bei OCGT, und die Ergebnisse hängen deutlich stärker von der jeweiligen nationalen Politik und von Regulierungserwägungen ab. Daher wird davon ausgegangen, dass neue Atomkraftwerke nur in den Ländern gebaut werden, die ohnehin bereits eine auf die Nutzung der Kernenergie ausgerichtete Politik verfolgen, und dass nur bereits im Bau befindliche Kraftwerke fertiggestellt und/oder Kraftwerke gebaut werden, für die EPC-Verträge geschlossen wurden.

(108) Der NERA-Studie zufolge können für die faktische Fallkonstellation (Bau von Paks II) die nachstehenden Schlussfolgerungen gezogen werden: a) Der Strombedarf in Ungarn dürfte bis 2040 erheblich zunehmen. b) In Ungarn besteht gegenwärtig eine Versorgungslücke, und Ungarn muss in erheblichem Umfang Strom importieren. Diese Lücke wird sich zwischen 2015 und 2025 noch weiter vergrößern. c) Auch wenn Paks II im Jahr 2025 ans Netz geht, bleibt Ungarn im gesamten Übergangszeitraum mit den derzeit in Betrieb befindlichen Blöcken des Atomkraftwerks Paks ein Nettoimporteur und wird auch anschließend in zunehmendem Maße auf Importe angewiesen sein. d) Der Anteil erneuerbarer Energiequellen in Ungarn wird nach den ENTSO-E-Prognosen in den ersten Jahren der faktischen Fallkonstellation zunehmen, und bis 2020 wird das im Nationalen Energieplan für erneuerbare Energiequellen vorgegebene Ziel erreicht sein, 10,9 % des Stromverbrauchs mit erneuerbaren Energiequellen zu decken. Abbildung 7 Prognostizierte Leistung nach Technologien und nationaler Bedarf bis 2040 (faktische Fallkonstellation) Quelle: NERA-Studie.

(109) Wie in Erwägungsgrund 93 erläutert, wird in der NERA-Studie bekräftigt, dass ohne den Bau von Paks II angesichts der Marktbedingungen in Ungarn eine vergleichbare Kapazität zu gegenüber anderen Erzeugungstechnologien wirtschaftlich vorteilhafteren Bedingungen mit OCGT sowie mit Gas- und Dampfturbinen-Kraftwerken geschaffen würde. Der NERA-Studie zufolge würde Ungarn bei der kontrafaktischen Fallkonstellation der Energieerzeugung aus Gas auch bei einer Ersetzung der Kapazität von Paks II durch neue Gaskapazitäten in Ungarn im gesamten Modellrechnungszeitraum in hohem Maße von Stromimporten abhängig bleiben (siehe Abbildung 8). Abbildung 8 Prognostizierte Leistung nach Technologien und nationaler Bedarf bis 2040 (kontrafaktische Fallkonstellation) Quelle: NERA-Studie.

(110) Außerdem erklärt Ungarn, wegen der ausgeprägten Konvergenz der Marktpreise in benachbarten Ländern und in Ungarn sei davon auszugehen, dass Wettbewerber ihre Risiken durch den Verkauf von Strom auf benachbarten Märkten begrenzen könnten, da der ungarische Strom nicht unmittelbar verkauft werden müsse. Der Modellrechnung der NERA-Studie zufolge bliebe der Grundlast-Strompreis auf dem regionalen Markt auch bei der kontrafaktischen Fallkonstellation gleich (siehe Abbildung 9): Abbildung 9 Differenz zwischen den ungarischen Grundlast-Strompreisen bei der faktischen und der kontrafaktischen Fallkonstellation Quelle: NERA-Studie.

(111) Ungarn betont, dass es die möglichen Wirkungen von Paks II unter umfassender Berücksichtigung der Marktlage bewertet habe. Unter Berufung auf die NERA-Studie erklärt Ungarn, da die Slowakei der kleinste der gegenwärtig an Ungarn gekoppelten benachbarten Märkte sei, würden sich mögliche Wirkungen von Paks II in diesem Land am ehesten bemerkbar machen. Die Präsenz von Paks II auf diesem gekoppelten Markt werde sich bis 2040 auf einen Anteil von etwa 20 % beschränken.

(112) In der NERA-Studie wird auch ein potenzieller umfangreicherer Markt (Ungarn + Slowakei + Rumänien) bewertet und erläutert, dass dies die unmittelbaren Nachbarmärkte seien, an die Ungarn zurzeit gekoppelt sei. In diesem Zusammenhang erklärt Ungarn, selbst die gemeinsamen Marktanteile von Paks II und der MVM-Gruppe (zwischen 10 und 20 %) auf dem gekoppelten Markt (Ungarn + Slowakei + Rumänien) lägen deutlich unter der Schwelle, bei der die Gefahr der Entwicklung einer beherrschenden Stellung bestehen könne (siehe Abbildung 10). Abbildung 10 Gemeinsame Marktanteile von Paks II und der MVM-Gruppe nach Leistung (MWh) auf dem ungarischen, slowakischen und rumänischen Markt Quelle: NERA-Studie.

(113) Außerdem betont Ungarn, dass die Preise im Sommer ebenso wie im Winter maßgeblich durch Kohle- und Braunkohlekraftwerke bestimmt würden, deren Grenzkosten höher seien als die von Paks II; daher gehe man davon aus, dass Paks II eher ein Preisnehmer als ein Preissetzer sein werde, da die Wahrscheinlichkeit, dass sich die Kernenergie zur preissetzenden Technologie entwickeln könnte, auch im Übergangszeitraum, in dem das Atomkraftwerk Paks gleichzeitig mit Paks II betrieben werde, immer deutlich unter 5 % liegen werde (siehe Abbildung 11). Abbildung 11 Preissetzende Brennstoffe auf dem ungarischen Strommarkt Quelle: NERA-Studie.

(114) Entgegen den Feststellungen der Kommission in Erwägungsgrund 144 des Einleitungsbeschlusses erklärt Ungarn zudem, mit dem Atomkraftwerk Paks II werde keinerlei Liquiditätsrisiko für den Großhandelsmarkt derart verbunden sein, dass die Versorgungsangebote verknappt würden. Als separate Anlage werde das neue Kraftwerk eher zu einer Erhöhung der Liquidität und der Diversität der Erzeugungskapazität beitragen. Außerdem weist Ungarn darauf hin, dass Paks II gegenwärtig keinen Kundenstamm habe, an den der Strom unter Umgehung des Großhandelsmarkts direkt vertrieben werden könne.

(115) Ungarn schließt sich mehreren Vorbringen des Vereinigten Königreichs in der Sache Hinkley Point C (41) zu möglichen Wettbewerbsverfälschungen an und erklärt, die dort vorgetragenen Gründe seien auch für Paks II zutreffend. Dies gelte für die folgenden Begründungen: a) Auch mit der Maßnahme bliebe der Begünstigte den Marktkräften ausgesetzt; zudem biete die Maßnahme dem Begünstigten Anreize, auf dem Großhandelsmarkt als Wettbewerber aufzutreten. Ungarn erhält diese Darstellung aufrecht und weist darauf hin, dass es keine Betriebsbeihilfe durch Differenzkontrakte (CfD = Contracts for Difference) zugunsten von Paks II gewähren werde; b) die Maßnahme werde keine erheblichen Auswirkungen auf die Stromlieferungen durch Verbindungsleitungen haben und keine Anreize für Investitionen in diese Verbindungsleitungen mit Nachbarländern bieten. Ungarn bekräftigt, dass der ungarische Strommarkt bereits gut angebunden sei und dass sich vier Vorhaben zur Einrichtung von Verbindungsleitungen in der Entwicklungsphase befänden; c) die Maßnahme habe keinen Einfluss auf Preisunterschiede zwischen Ungarn und den gegenwärtig über Verbindungsleitungen mit Ungarn verflochtenen Nachbarmärkten.

(116) Darüber hinaus erteilte Ungarn in seinem Vorbringen vom 28. Juli 2016 weitere Auskünfte im Zusammenhang mit den in Abschnitt 3.3.7 des Einleitungsbeschlusses erläuterten Bedenken der Kommission und erklärte für den Fall, dass die Kommission zu dem Schluss gelange, die Maßnahme beinhalte eine staatliche Beihilfe, wie durch die Maßnahme bewirkte etwaige Verfälschungen des Binnenmarkts insgesamt ausgeglichen würden.

(117) In seinem Vorbringen erklärt Ungarn, Paks II sowie die Rechtsnachfolger und verbundene Gesellschaften würden rechtlich und strukturell vollständig voneinander getrennt sein; sie unterlägen voneinander unabhängigen Entscheidungsbefugnissen im Sinne der Randnummern 52 und 53 der Mitteilung der Kommission zu Zuständigkeitsfragen gemäß der Fusionskontrollverordnung (42) und würden unabhängig von der MVM-Gruppe und ihren Geschäftsbereichen, Rechtsnachfolgern und Gesellschaften sowie von anderen staatlich kontrollierten und im Bereich der Erzeugung und des Stromhandels auf dem Großhandels- und dem Endverbrauchermarkt tätigen Unternehmen verwaltet und geleitet.

(118) Bezüglich des Verkaufs von Strom aus Paks II erläutert Ungarn in dem genannten Vorbringen zudem, dass die von Paks II verfolgte Strategie zum Verkauf des erzeugten Stroms eine marktübliche, auf Gewinnmaximierung gerichtete Handelsstrategie mit kommerziellen Handelsvereinbarungen aufgrund von Geboten auf einer transparenten Handelsplattform oder Börse sei. Außerdem sei die Strategie zum Handel mit dem in Paks II erzeugten Strom (ausgenommen den Eigenverbrauch von Paks II) wie folgt ausgelegt: a) Ebene 1: Paks II verkauft mindestens 30 % des insgesamt erzeugten Stroms auf dem Day-Ahead-Markt, dem Intraday-Markt und dem Future-Markt der HUPX (Hungarian Power Exchange = ungarische Strombörse). Vorbehaltlich der Zustimmung der Kommissionsdienststellen innerhalb von zwei Wochen nach Stellung eines entsprechenden Antrags der ungarischen Behörden könne auch an anderen vergleichbaren Strombörsen gehandelt werden. b) Ebene 2 Den übrigen in Paks II erzeugten Strom verkauft Paks II in Auktionen zu objektiven, transparenten und diskriminierungsfreien Bedingungen. Die Bedingungen für diese Auktionen werden von der ungarischen Regulierungsbehörde für die Energiewirtschaft festgelegt — ähnlich den Auktionsvorschriften, die für MVM Partner verfügt wurden [(Beschluss 741/2011 der ungarischen Regulierungsbehörde)]. Ungarn bestätigt, dass die ungarische Regulierungsbehörde auch die Durchführung dieser Auktionen überwache. Außerdem bestätigte Ungarn, dass die Auktionsplattform für diese Ebene 2 von Paks II betrieben werde und dass sichergestellt werde, dass für Kauf- und Verkaufsangebote bei allen zugelassenen oder eingetragenen Händlern die gleichen Marktbedingungen gelten. Ungarn verpflichtet sich, dafür Sorge zu tragen, dass das Clearing-System überprüfbar und transparent sei und dass keine Auflagen für die Endverwendung des gekauften Stroms verfügt würden.

3.3. WEITERE STELLUNGNAHMEN UNGARNS ZUM EINLEITUNGSBESCHLUSS

(119) Soweit das Vorhaben dem Euratom-Vertrag unterliege (z. B. Artikel 41 sowie Anhang II Artikel 52 bis 66 und Artikel 103), ist die Regierung Ungarns nicht der Auffassung, dass der AEUV und insbesondere die Beihilfevorschriften der Artikel 107 und 108 AEUV auf das Vorhaben anwendbar seien. Der Euratom-Vertrag sei eine Lex specialis zum AEUV. Wenn die Wahrnehmung der Befugnisse nach Maßgabe des Euratom-Vertrags daher durch die Wahrnehmung der Befugnisse aufgrund des AEUV behindert würde, hätten die Bestimmungen des Euratom-Vertrags Vorrang. Zur Untermauerung dieser Darstellung beruft Ungarn sich auf die Entscheidung der Kommission in der Sache Kernkraftwerke Lippe-Ems GmbH (43).

(120) Ungarn weist darauf hin, dass mit dem Euratom-Vertrag kein bestimmter Regelkatalog zu staatlichen Beihilfen festgelegt werde; Artikel 6 Buchstabe d und Artikel 70 des Euratom-Vertrags zeigten jedoch, dass es kein allgemeines Verbot staatlicher Beihilfe gebe und das in besonderen Fällen Beihilfen seitens der Mitgliedstaaten sogar begrüßt würden.

(121) Die Finanzierung des Vorhabens in der Kernindustrie müsse jedoch einer Anzeigepflicht im Sinne von Artikel 43 des Euratom-Vertrags unterliegen. Nach der Verordnung (EG) Nr. 1209/2000 der Kommission (44) sollte ein Mitgliedstaat bei jedem neuen Vorhaben Angaben zu den Finanzierungsmodalitäten machen. Ungarn habe alle erforderlichen Angaben nach den Artikeln 41 und 43 Euratom-Vertrag vorgelegt, und da das Abkommen über die Lieferung von Brennelementen (45) im April 2015 von der Euratom-Versorgungsagentur genehmigt worden sei, vertritt Ungarn die Auffassung, die Kommission könne die Finanzierung des Vorhabens nun nicht als rechtswidrig einstufen.

(122) Ungarn vergleicht den Euratom-Vertrag mit dem EG-Vertrag, da beide Verträge sektorbezogen seien; der EGKS-Vertrag enthalte ein weit gefasstes Verbot staatlicher Beihilfe, das nach Maßgabe der Artikel 67 und 95 EGKS-Vertrag praktisch in Artikel 107 AEUV übernommen worden sei. Bei der Anwendung der Beihilfevorschriften des AEUV verkenne die Kommission das Regulierungsziel der Verfasser des Euratom-Vertrags; dieser enthalte keine besonderen Beihilfevorschriften.

(123) Außerdem weist Ungarn darauf hin, dass ansonsten keinerlei Kapitalbeteiligungen am Bau eines Atomkraftwerks in der Union jemals einer Beihilfeprüfung durch die Kommission unterzogen worden seien — auch nicht die Beteiligungen in Flamanville oder Hanhikivi. Die Investition in Hinkley Point C sei nur deshalb auf das Vorliegen einer Beihilfe geprüft worden, weil sie bestimmte Finanzierungsmerkmale aufwies (etwa eine staatliche Kreditbürgschaft und die Vereinbarung eines CfD), durch die sie sich von anderen Investitionen in Europa unterschied.

4. STELLUNGNAHMEN BETEILIGTER

4.1. STELLUNGNAHME ZUM VORLIEGEN EINER STAATLICHEN BEIHILFE

(124) Die bei der Kommission eingegangenen Stellungnahmen der folgenden Beteiligten enthielten quantitative Angaben und Analysen zum Vorliegen von Beihilfemaßnahmen: — Vorbringen des ungarischen MEP (Mitglied des Europäischen Parlaments) Benedek Jávor (im Folgenden „Vorbringen von Herrn Jávor“), — Vorbringen von Greenpeace (im Folgenden „Vorbringen von GP“) einschließlich einer von der Wirtschaftsberatung von Greenpeace (Candole Partners) erstellten Studie (im Folgenden „Candole-Studie“) (46), — Vorbringen von EnergiaKlub (im Folgenden „Vorbringen von EK“) einschließlich einer Studie von Herrn Balazs Felsmann („Felsmann-Studie“) (47).

Das Vorbringen von Herrn Jávor

(125) Das Vorbringen von Herrn Jávor konzentriert sich auf die im EPC-Vertrag nicht enthaltenen Eigentümerkosten (siehe in diesem Beschluss Abschnitt 2.5.2) und weist darauf hin, dass diese Kosten erheblich unterschätzt werden können. Insbesondere wird in dem Vorbringen auf die folgenden Punkte abgestellt: a) Da der EPC-Vertrag für Paks II ausgehend vom „Atomkraftwerk Leningrad“ (48) geschlossen wurde, ist vernünftigerweise davon auszugehen, dass das Sicherheitssystem eine zusätzliche Investition im Umfang von mindestens 1 Mrd. EUR erfordern wird. b) Das System zur Frischwasser-Direktkühlung ist an heißen Sommertagen bei gleichzeitigem Betrieb des Atomkraftwerks Paks und von Paks II nicht hinreichend. Insoweit würde eine zusätzliche Umweltbelastung entstehen; zur Vermeidung dieser zusätzlichen Belastung wäre eine Investition in ein leistungsstärkeres Kühlsystem mit einem Kühlturm erforderlich, das allerdings um etwa 40 % mehr kosten würde als ein System zur Direktkühlung. c) Der als Einlage im Zentralen Kernenergiefonds (Central Nuclear Fund) vorgesehene Betrag dürfte für die Lagerung radioaktiver Abfälle und für die Stilllegung nicht hinreichend sein. Die Kosten für die Zwischenlagerung und die Endlagerung radioaktiver Abfälle würden sich auf mindestens 150 Mio. EUR bzw. 1,54 Mrd. EUR belaufen, und für die Stilllegung des Kraftwerks wurden mindestens 1,734 Mrd. EUR veranschlagt. d) Die erforderliche Modernisierung des Netzes für die Einbindung der neuen Reaktorblöcke einschließlich der Investitionen sowohl in das 400-kV-Leitungssystem als auch in die zusätzliche 120-kV-Hochspannungsleitung könne bis zu 1,6 Mrd. EUR kosten. e) Zur Erfüllung der geltenden Vorschriften zur Netzregulierung sowohl mithilfe eines Pumpspeicherkraftwerks als auch mit zusätzlichen Kraftwerksblöcken zur Bereitstellung der gesetzlich vorgeschriebenen Sicherheitsreserven im Umfang des größten ungarischen Kraftwerksblocks wären Investitionen im Umfang von 1,2 Mrd. EUR erforderlich. f) Die finanziellen Verluste infolge eines eingeschränkten Betriebs einer der beiden benachbarten Atomkraftwerke zur Herstellung des Netzausgleichs würden sich auf insgesamt 1,2 Mrd. EUR belaufen. g) Im EPC-Vertrag nicht enthaltene Steuern und Abgaben könnten Kosten von weiteren 1,8 Mrd. EUR verursachen.

(126) Im Vorbringen wird erläutert, dass die in Erwägungsgrund 125 genannten Kostenpositionen zu den Kosten des Vorhabens hinzuzurechnen seien; dadurch würde sich der interne Zinsfuß (IRR) des Vorhabens drastisch verschlechtern. Außerdem wird darauf hingewiesen, dass auch Verzögerungen und eine kürzere Laufzeit des Kraftwerks den IRR beeinträchtigen würden.

Die Candole-Studie

(127) In der Candole-Studie wird die Rentabilität des Vorhabens Paks II ausgehend von den Annahmen und den Angaben der Wirtschaftsstudie geprüft. Insbesondere wird festgestellt, dass die Preisprognosen der Wirtschaftsstudie zu optimistisch sein könnten und dass sich bei realistischeren Prognosen selbst unter Zugrundelegung der operativen Annahmen der Wirtschaftsstudie eher Verluste für das Vorhaben ergeben könnten.

(128) Um diese Argumentation zu verdeutlichen, wird in der Candole-Studie eine eigene langfristige Prognose des Strompreises entwickelt. Die künftige langfristige Strompreisentwicklung wird unter Berücksichtigung der Kohle-, Öl- und Gaspreisprognosen des World Energy Outlook der Internationalen Energieagentur aus dem Jahr 2015 (IEA WEO 2015) prognostiziert; zudem werden die Grenzkosten der Stromerzeugung mit verschiedenen Kraftwerkstypen berechnet (49). Außerdem wird eine eigene Prognose für mehrere Zukunftsszenarien des IEA WEO 2015 erstellt: i) das „New-Policies-Szenario“, das die für die Energiemärkte relevanten politischen Ansätze und die einige Monate vor Drucklegung des IEA WEO 2015 angenommenen Umsetzungsmaßnahmen sowie politische Absichtserklärungen berücksichtigt, ii) das „Current-Policies-Szenario“, das die politischen Maßnahmen beschreibt, die innerhalb der letzten Monate vor Drucklegung der Candole-Studie angenommen wurden, und iii) das „Low-Oil-Price-Szenario“, in dem die Auswirkungen anhaltend niedrigerer Preise (infolge niedrigerer Ölpreise) auf das Energiesystem untersucht werden (50). Die folgende Abbildung veranschaulicht die entsprechenden Prognosen für die langfristige Entwicklung der Strompreise bei den drei Szenarien. Abbildung 12 Langfristige Prognose der Strompreisentwicklung (EUR/MWh) Quelle: Candole Partners.

(129) Die Abbildung zeigt, dass beim Current-Policies-Szenario etwas höhere Strompreise zu erwarten sind; beim Low-Oil-Price-Szenario hingegen ist mit deutlich stärker sinkenden Strompreisen zu rechnen als bei dem in den Vorbringen von Ungarn zugrunde gelegten mittleren New-Policies-Szenario.

(130) Zusätzlich zu den Prognosen in Abbildung 12 wird in der Candole-Studie auch die Prognose des IEA WEO 2015 bezüglich der Entwicklung der Strompreise beim Low-Oil-Price-Szenario für Termingeschäfte (Stand: Februar 2016) an der deutschen und der ungarischen Strombörse verglichen. Die betreffenden Entwicklungen sind Abbildung 13 zu entnehmen: Abbildung 13 Langfristige Prognose der Strompreisentwicklung (EUR/MWh) Quelle: Candole Partners.

(131) Aus der Abbildung ist ersichtlich, dass bis 2022, wenn Verträge mit Deutschland und Österreich vereinbart werden können, die Preise für Termingeschäfte auf dem deutschen Markt unter der Preisprognose des IEA WEO 2015 für das Low-Oil-Price-Szenario liegen. Dies gilt auch für Termingeschäfte an der ungarischen Börse bis zum Jahr 2019 (51).

(132) Ausgehend von diesen Erwägungen wird in der Candole-Studie festgestellt, dass das Vorhaben Paks II nach den Prognosen der Wirtschaftsstudie für die langfristige Entwicklung der Strompreise selbst dann defizitär wäre, wenn die operativen Annahmen der Wirtschaftsstudie zugrunde gelegt würden (52).

Das Vorbringen von EK

(133) Im Vorbringen von EK werden potenzielle Mängel des Einleitungsbeschlusses der Kommission sowie problematische Punkte in der Wirtschaftsstudie Ungarns hervorgehoben. Außerdem wird auf einige mögliche Risiken des Vorhabens hingewiesen. Und schließlich wurde mit dem Vorbringen von EK die Felsmann-Studie als quantitative Analyse der Wirtschaftlichkeit von Paks II vorgelegt. In der Studie wird der Kapitalwert des Vorhabens Paks II ausgehend von den operativen Kosten des bestehenden Atomkraftwerks Paks ermittelt und festgestellt, dass das Vorhaben bei den meisten berücksichtigten Szenarien defizitär wäre.

(134) Bezüglich des Einleitungsbeschlusses wird im Vorbringen von EK betont, dass einige Kostenpositionen bei der Bewertung im Einleitungsbeschluss nicht oder nicht vollständig berücksichtigt wurden. Beispielsweise sei nicht klar, in welchem Umfang die potenziellen Zusatzkosten der nuklearen Sicherheit, die durch die Einbindung der beiden neuen Reaktoren von Paks II in das Stromnetz anfallenden Kosten des Netzausbaus oder die Kosten der Einrichtung eines geeigneten Kühlsystems in dem im EPC-Vertrag genannten Betrag enthalten seien. Außerdem werden Zweifel daran geäußert, dass die Kosten vorläufiger Untersuchungen sowie die Kosten in Verbindung mit der Beschaffung von Genehmigungen und mit Kommunikationsmaßnahmen angemessen einbezogen worden seien.

(135) Die Kosten in Höhe von 2,1-2,7 EUR/MWh für die Entsorgung von Abfällen und für die Stilllegung könnten zudem zu gering angesetzt sein, da sich die Kosten beim bestehenden Atomkraftwerk Paks bereits auf 4,5 EUR/MWh belaufen. Darüber hinaus wird auf die Belastung künftiger Haushalte der Zentralregierung durch das Vorhaben hingewiesen, aus der sich Konflikte mit dem statistischen Rechnungslegungssystem und mit der Schuldengrenze der Union ergeben würden (53). Abschließend wird in dem Vorbringen das Korruptionsrisiko in erster Linie aufgrund des Umfangs des Vorhabens und des Informationsvorteils für den Lieferanten und die Eigentümerin verwiesen (54).

(136) Hinsichtlich der von Ungarn erstellten Wirtschaftsstudie wird in diesem Vorbringen die in den Berechnungen zugrunde gelegte hohe Auslastung (92 %) in Zweifel gezogen, insbesondere während des Zeitraums des gleichzeitigen Betriebs von Paks II und des Atomkraftwerks Paks und in nachfrageschwachen Zeiten; außerdem wird die Richtigkeit der Preisprognosen der Studie in Frage gestellt.

(137) Für die verschiedenen Risikotypen des Vorhabens werden im Vorbringen von EK die potenziellen Auswirkungen von Verzögerungen des Vorhabens und von Kostensteigerungen sowie die Notwendigkeit weiterer staatlicher Unterstützung während der Laufzeit des Vorhabens betont.

(138) Zur Begründung der Bedenken bezüglich der Wirtschaftlichkeit von Paks II wird im Vorbringen von EK auf die Felsmann-Studie verwiesen. In dieser Studie wird der Kapitalwert von Paks II ausgehend von den operativen Kosten des bestehenden Atomkraftwerks Paks (einschließlich einer umfangreichen Halbzeit-Überholung des Kraftwerks), einigen alternativen Annahmen für die Auslastung (75 %, 85 % und 92 %) und verschiedenen Strompreisprognosen ermittelt, die öffentlich zugänglichen Quellen entnommen wurden (z. B. Energy Information Administration (USA) und National Grid (Vereinigtes Königreich)). Die Studie gelangt zu dem Schluss, dass das Vorhaben bei den meisten berücksichtigten Szenarien Verluste erwirtschaften würde und dass insoweit eine staatliche Beihilfe vorläge.

Die Regierung Österreichs

(139) Österreich betrachtet den Bau und den Betrieb von Atomkraftwerken als unwirtschaftlich, wenn nach dem Verursacherprinzip alle verbundenen Kosten berücksichtigt würden. Die Investitionen Ungarns in Paks II seien mit dem Grundsatz des marktwirtschaftlich handelnden Kapitalgebers nicht vereinbar. Es gebe keine Belege dafür, dass die Wirtschaftsstudien, die Ungarn der Kommission vorgelegt habe, mit gebührender Sorgfalt erstellt worden seien oder dass die bei den Berechnungen zugrunde gelegten Kosten tatsächlich alle potenziellen Kosten unter Berücksichtigung des Verursacherprinzips beinhalteten.

(140) Zudem seien auch die übrigen Voraussetzungen für das Vorliegen einer staatlichen Beihilfe erfüllt.

Weitere Vorbringen zum Vorliegen einer staatlichen Beihilfe

(141) Paks II erklärte, im Einleitungsbeschluss sei fälschlicherweise von einer einzigen Preisprognose ausgegangen worden, insbesondere hinsichtlich der langfristigen Entwicklung des Vorhabens. Außerdem habe die Kommission die Betriebs- und Instandhaltungskosten des bestehenden Atomkraftwerks Paks fälschlicherweise mit den Betriebs- und Instandhaltungskosten der Reaktorblöcke 5 und 6 der neuen Generation III+ gleichgesetzt. Darüber hinaus betont Paks II, die ursprüngliche Investitionsentscheidung sei bei Unterzeichnung des EPC-Vertrags getroffen worden und die entsprechende Verpflichtung sei nur mit Blick auf die Entwicklungsphase der Investition eingegangen worden, da sich Paks II zur Übernahme der in der Bauphase anfallenden Kosten ab einem festgelegten künftigen Zeitpunkt verpflichtet hatte. Paks II zufolge kann die Gesellschaft je nach Entwicklung der Wirtschaftlichkeit des Vorhabens infolge externer Änderungen der Marktbedingungen bis zu diesem künftigen Zeitpunkt entscheiden, das Vorhaben nicht weiterzuverfolgen; diese Möglichkeit sei jedoch eher unwahrscheinlich. Darüber hinaus verweist Paks II auf den von Rothschild & Co im Auftrag der ungarischen Regierung erstellten Bericht (im Folgenden die „Rothschild-Studie“) (55), der zu dem Schluss gelangt, dass die IRR-Spanne bis zu 12 % betragen könne und damit erheblich über der im Einleitungsbeschluss der Kommission genannten Spanne von 6,7-9 % liege. Abschließend erklärt Paks II, die von der Kommission errechneten WACC- und die IRR-Spannen überschnitten sich; daher sei von dem Vorhaben ein angemessener Ertrag zu erwarten.

(142) Die Enersense Group ist der Auffassung, dass die von der Kommission verwendete WACC-Formel insoweit nicht exakt sei, als die Kommission diese Formel mit übermäßig konservativen Faktoren entwickelt habe. Die angemessenen Fremdkapitalkosten für die Ermittlung der WACC bei der Prüfung unter Zugrundelegung des Verhaltens eines marktwirtschaftlich handelnden Kapitalgebers (MEIP) lägen bei 4,5 % vor Steuern bzw. 3,6 % nach Steuern mit geringfügigen planmäßigen Anpassungen während des berücksichtigten Zeitraums. Da der russische Lieferant Finanzmittel im Umfang von etwa 80 % des Auftragspreises bereitstelle, müsse entsprechend der Herkunft der Finanzmittel auch bei der Ermittlung der Eigenkapitalrendite von einer Quote von 80 % ausgegangen werden; dies werde auch bei anderen Atomkraftwerken so gehandhabt. Bei angenommenen Eigenkapitalkosten von 11 %, Fremdkapitalkosten von 3,6 % nach Steuern und einer Reduzierung um 80 % infolge der Hebelfinanzierung müssten die WACC mit 5,1 % angesetzt werden. Die WACC würden sich damit auf 6,2 % erhöhen, wenn eine Reduzierung aufgrund einer Hebelfinanzierung von 65 % angenommen würde. Als Schlussfolgerung wird festgestellt, dass sich die Eigenkapitalrendite bei Zugrundelegung marktbezogener Fremdkapitalkosten und nach dem Faktor der Hebelfinanzierung deutlich verbessern würde.

(143) Die Beteiligten sind zudem der Auffassung, dass die WACC nach dem Anschluss des Kraftwerks an das Stromnetz erheblich zurückgehen würden und dass der Wert des Unternehmens steigen würde. Daher könnte das Kraftwerk teilweise oder vollständig zu einem mit anderen derzeit in Betrieb befindlichen Atomkraftwerken vergleichbaren Preis veräußert werden. In den Berechnungen der Kommission im Einleitungsbeschluss werde diese Anlageflexibilität nicht berücksichtigt.

(144) Außerdem gingen bei der Kommission Stellungnahmen zur Bedeutung einer umfassenden Bewertung und Berücksichtigung der Opportunitätskosten eines Ausschlusses der Kernenergie aus dem nationalen Energiemix vor dem Hintergrund erheblicher Änderungen des Portfolios der bestehenden Erzeugungskapazitäten ein. Diesen Stellungnahmen zufolge müsse neben den Modellen zur Eigenkapitalrendite oder zum diskontierten Cashflow auch berücksichtigt werden, dass das Vorhaben Paks II eine erhebliche Investition in einem bestehenden Sektor darstelle, in dem eine Wertschöpfung erfolge; insoweit sei das Vorhaben nicht mit einer bloßen „Wertpapieranlage“ oder einem kurzfristigen Spekulationsgeschäft gleichzusetzen. Diese Aspekte müssten in die Berechnungen der Kommission zur Wirtschaftlichkeit des Vorhabens einbezogen werden.

(145) Mehrere Stellungnahmen beziehen sich auf die Schlussfolgerung der Rothschild-Studie, dass das Vorhaben zu Marktbedingungen wirtschaftlich sein könne, selbst wenn von sehr pessimistischen Annahmen ausgegangen würde. Einige Beteiligte erklären, die entscheidenden Annahmen hinsichtlich der künftigen Strompreise seien verhältnismäßig moderat, und die Preise dürften nach 2025 anziehen. Insoweit sei davon auszugehen, dass Paks II keinen Vorteil erlange.

(146) In einigen Stellungnahmen wurde darauf hingewiesen, dass das Vorhaben in einer schlüsselfertigen Lieferung nach Maßgabe eines EPC-Vertrags bestehe, die das Vorhaben für jeden marktwirtschaftlich handelnden Kapitalgebers attraktiv mache; insoweit investiere Ungarn zu Marktbedingungen.

4.2. STELLUNGNAHMEN ZUR MÖGLICHEN VEREINBARKEIT DER MASSNAHME MIT DEM BINNENMARKT

4.2.1. STELLUNGNAHMEN ZUM ZIEL VON GEMEINSAMEM INTERESSE

(147) Österreich, die IG Windkraft, die Oekostrom AG und andere Beteiligte erklären, die Subventionierung des Baus und des Betriebs neuer Atomkraftwerke sei nach den Grundsätzen in Artikel 107 Absatz 3 AEUV mit dem Binnenmarkt nicht vereinbar. Kernenergie sei keine neue, innovative oder nachhaltige Technologie zur Stromerzeugung, die zur Erreichung des Unionsziels der Steigerung des Anteils der Energiegewinnung aus erneuerbaren Energiequellen beitragen würde. Daher dürfe für das Vorhaben auch keine befristete Unterstützung bis zum Erlangen der Marktreife gewährt werden.

(148) Österreich ist der Auffassung, dass Artikel 2 Buchstabe c und Artikel 40 des Euratom-Vertrags die Bewertung der Förderung neuer Investitionen im Bereich der Kernenergie als Ziel von gemeinsamem Interesse nicht zuließen, da aus dem Euratom-Vertrag in keiner Weise auf das Vorliegen eines gemeinsamen Interesses im Sinne von Artikel 107 Absatz 3 AEUV geschlossen werden könne. Außerdem stünde ein solches Ziel im Widerspruch zu anderen Zielen der Union nach Maßgabe des AEUV, nämlich zum Vorsorgeprinzip nach Artikel 191 und zum Grundsatz der Nachhaltigkeit nach dem Programm „Horizont 2020“ (56).

(149) Mehreren Vorbringen zufolge würde das Vorhaben zu europaweiten Zielen der Einrichtung von Kernanlagen und der Weiterentwicklung der Nuklearforschung beitragen, die auch im Euratom-Vertrag als solche anerkannt würden.

(150) In vielen Stellungnahmen wird betont, dass die Kernenergie eine saubere, kohlenstoffarme Energiequelle sei; die Kommission müsse anerkennen, dass dieses gemeinsame Ziel der Union diese Investition rechtfertige.

(151) Einige Stellungnahmen verweisen auf Artikel 194 Absatz 2 AEUV, nach dem die Mitgliedstaaten selbst über ihren Energiemix entscheiden können. In den Stellungnahmen wird betont, dass der von Ungarn angestrebte Energiemix Bestandteil der nationalen Energiestrategie sei und die Nutzung der Kernenergie gemeinsam mit Kohle und mit nachwachsenden Rohstoffen vorsehe. Insoweit könne die Investition zu rechtfertigen sein.

(152) Darüber hinaus gingen bei der Kommission Stellungnahmen ein, in denen unterstrichen wird, dass die Kernenergie eine sehr langfristige, sichere und zuverlässige Energiequelle im ungarischen Energiemix sei. Diesen Stellungnahmen zufolge könnte aus Kernenergie erzeugter Strom, in der Regel mit hoher Kapazität (zwischen 85 und 90 %), erheblich zur langfristigen Versorgungssicherheit beitragen. Andere Beteiligte erklärten, wegen der bis 2030 zu erwartenden erheblichen Lücke der installierten Kapazität infolge der schrittweisen Abschaltung der bestehenden Reaktorblöcke des Atomkraftwerks Paks sowie aufgrund der Abhängigkeit von Stromimporten könnte das Vorhaben in idealer Weise dazu beitragen, die Versorgungssicherheit Ungarns zu gewährleisten und die Abhängigkeit von fossilen Brennstoffen zu verringern.

(153) Gegenüber der Kommission wurde erläutert, die Durchführung des Vorhabens würde zum Wachstum innerhalb der Region beitragen, hauptsächlich durch die Schaffung von Arbeitsplätzen. In einigen Stellungnahmen wird außerdem darauf hingewiesen, dass das Vorhaben Unternehmen unterschiedlichen Umfangs in der Union beträchtliche Möglichkeiten zur Beteiligung biete und somit die Lieferkette stärke. Diesen Stellungnahmen zufolge wäre das erwartete Wachstum von gemeinsamem Interesse und könnte die Durchführung des Vorhabens rechtfertigen.

4.2.2. STELLUNGNAHMEN HINSICHTLICH DER GEEIGNETHEIT DER MASSNAHME

(154) Die IG Windkraft und Energiaklub betrachten die Maßnahme angesichts der Kosten des Vorhabens im Vergleich zu alternativen Möglichkeiten zur Schließung der Lücke der künftigen installierten Kapazität als ungeeignet. Mit einer Beihilfe in ähnlichem Umfang könne jährlich erheblich mehr Strom erzeugt werden, wenn in andere Energiequellen (beispielsweise in Strom aus erneuerbaren Energiequellen) investiert würde.

4.2.3. STELLUNGNAHMEN ZUR ERFORDERLICHKEIT UND ZUR ANREIZWIRKUNG DER MASSNAHME

(155) Österreich ist der Auffassung, die Kommission habe bei der Prüfung auf das Vorliegen eines Marktversagens den relevanten Marktes (d. h. den Markt für Kernenergie in Ungarn) nicht zutreffend definiert. Eigentlich sei der liberalisierte Strombinnenmarkt der EU als relevanter Markt anzusehen. Darüber hinaus erläutert Österreich, hinsichtlich der Stromerzeugung und der Lieferung auf dem Strombinnenmarkt liege kein Marktversagen vor. Die Strompreise würden vielmehr zurückgehen, teilweise infolge hinreichender Erzeugungskapazitäten. Außerdem sei Ungarn sehr gut an die Netze benachbarter Mitgliedstaaten angebunden.

(156) Österreich und der IG Windkraft zufolge sind Atomkraftwerke möglicherweise kein geeignetes Mittel zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit. Umweltfreundlichere, flexiblere und billigere Energiequellen in kleinen, dezentralen Anlagen seien unter Umständen besser geeignet. Zudem seien bei Atomkraftwerken wegen der Kühlanforderungen Hitzewellen problematisch, und die Mitgliedstaaten seien zu nahezu 100 % auf einzuführendes Uranerz angewiesen.

(157) Beteiligte erklärten ferner, im Stromsektor würden neue Erzeugungskapazitäten allein infolge der Marktkräfte entstehen. Die Abhängigkeit Ungarns von Stromimporten sei kein Marktversagen und insbesondere nicht Ausdruck eines Marktversagens, dem durch ein neues Atomkraftwerk begegnet werden könne. Den übermittelten Stellungnahmen zufolge sind Einfuhren billigeren Stroms aus anderen Mitgliedstaaten eine normale und annehmbare Wirkung eines funktionierenden Marktes und nicht als Marktversagen zu betrachten. Vielmehr zeige dies einfach, dass Produkte zum niedrigsten Marktpreis gekauft werden. Die Strompreise seien von vielen Faktoren abhängig, darunter die Rohstoffpreise sowie Angebot und Nachfrage. Insbesondere in Europa seien rückläufige Strompreise eine Reaktion auf die anhaltenden Überkapazitäten bei der Stromerzeugung. Da dies als Reaktion auf einen wirksam funktionierenden Markt betrachtet werden könne, könnten sinkende Energiepreise infolge von Einfuhren nicht als Marktversagen und als Rechtfertigung für die Schaffung neuer nuklearer Kapazität angesehen werden.

(158) Selbst wenn im Stromerzeugungssektor ein Marktversagen vorgelegen haben sollte, müsse Ungarn weitere Optionen in transparenter und diskriminierungsfreier Weise prüfen.

(159) In anderen Stellungnahmen wird erklärt, die Herausforderungen für Anlagen im Kernenergiebereich einschließlich des erheblichen Kapitaleinsatzes im Vorfeld und der Notwendigkeit, die Unterstützung der Öffentlichkeit und der Politik zu gewinnen, seien hinlänglich bekannt; angesichts dieser Schwierigkeiten sei es nicht angemessen, in Verbindung mit der Schaffung neuer Kernenergiekapazitäten ein Marktversagen festzustellen. Die Kommission sei in der Sache Hinkley Point C zu dem Schluss gelangt, dass ein Marktversagen vorliege; es könne aber nicht davon ausgegangen werden, dass alle Investitionen im Kernenergiebereich nur mit Subventionen verwirklicht werden könnten oder dass Gründe für ein allgemeines Marktversagen im Kernenergiebereich gegeben wären.

4.2.4. STELLUNGNAHMEN HINSICHTLICH DER ANGEMESSENHEIT DER MASSNAHME

(160) Österreich ist der Auffassung, staatliche Beihilfe müsse immer auf den erforderlichen Mindestbetrag beschränkt sein. Die Durchführung des angemeldeten Vorhabens erfolge ohne Ausschreibung; daher habe nicht festgestellt werden können, ob sich die Gesamtkosten des Vorhabens tatsächlich auf den erforderlichen Mindestbetrag beschränkten.

(161) Energiaklub erklärt, die ungarischen Behörden hätten den Mindestumfang der erforderlichen finanziellen Unterstützung zur Umsetzung des Vorhabens nicht geprüft. Vielmehr hätten die ungarischen Behörden versucht, das Vorhaben vollständig zu finanzieren, möglicherweise sogar einschließlich der operativen Kosten. Außerdem beschränke sich die staatliche Beihilfe den von Ungarn vorgelegten Berechnungen zufolge nicht auf die Durchführung des Vorhabens, sondern werde auch für den Betrieb der zu bauenden Reaktorblöcke gewährt und könne damit zu einer Überkompensation von Paks II führen.

4.2.5. STELLUNGNAHMEN BEZÜGLICH DER WIRKUNG DER MASSNAHME AUF DEN BINNENMARKT

(162) Österreich ist der Auffassung, dass staatliche Beihilfe für eine Technologie, die auf dem liberalisierten Strombinnenmarkt an sich nicht rentabel wäre, zu übermäßigen Wettbewerbsverfälschungen führe. Zudem könnten neue, nachhaltig und kostenwirksamer ausgerichtete Marktteilnehmer von einem Markteintritt abgehalten oder aus dem M