ES Diario Oficial de la Unión Europea L 317/45

DECISIÓN (UE) 2017/2112 DE LA COMISIÓN

de 6 de marzo de 2017

sobre la medida/el régimen de ayudas/la ayuda estatal SA.38454 — 2015/C (ex 2015/N) que Hungría tiene previsto ejecutar en apoyo de la construcción de dos nuevos reactores en la central nuclear Paks II

[notificada con el número C(2017) 1486]

(El texto en lengua inglesa es el único auténtico)

(Texto pertinente a efectos del EEE)

LA COMISIÓN EUROPEA,

Visto el Tratado de Funcionamiento de la Unión Europea, y en particular su artículo 108, apartado 2, párrafo primero,

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

Habiendo invitado a las partes interesadas a presentar sus observaciones (1), y teniendo en cuenta las observaciones recibidas,

Considerando lo siguiente:

1. PROCEDIMIENTO

(1) Basándose en artículos aparecidos en la prensa y en contactos informales con las autoridades húngaras, el 13 de marzo de 2014 la Comisión abrió una investigación preliminar sobre una posible ayuda estatal a la construcción de la central nuclear de Paks II («Paks II») con el número de asunto SA.38454 (2014/CP).

(2) Tras varios intercambios de información y reuniones formales, las autoridades húngaras notificaron la medida por motivos de seguridad jurídica el 22 de mayo de 2015, indicando que el proyecto no implicaba ayuda estatal a tenor del artículo 107 del Tratado de funcionamiento de la Unión Europea (TFUE).

(3) Mediante carta de 22 de mayo de 2015, Hungría notificó a la Comisión una medida para aportar una contribución financiera destinada al desarrollo de dos nuevos reactores nucleares en la central de Paks.

(4) Mediante carta de 23 de noviembre de 2015, la Comisión informó a Hungría de que había decidido incoar el procedimiento establecido en el artículo 108, apartado 2, del TFUE respecto de la medida (en lo sucesivo, «Decisión de incoación»). Esta Decisión de la Comisión se publicó en el Diario Oficial de la Unión Europea (2). La Comisión pidió a las partes interesadas que presentaran sus observaciones.

(5) Hungría presentó sus observaciones sobre la Decisión de incoación el 29 de enero de 2016.

(6) La Comisión recibió observaciones al respecto por parte de determinados interesados, que fueron remitidas a Hungría, a la que se ofreció la oportunidad de expresar su opinión. Las observaciones de Hungría se recibieron mediante carta de 7 de abril de 2016.

(7) Hungría remitió información adicional el 21 de abril, el 27 de mayo, el 9 de junio, el 16 de junio y el 28 de julio de 2016, así como el 16 de enero y el 20 de febrero de 2017.

(8) El 12 de septiembre de 2016, las autoridades húngaras facilitaron una renuncia lingüística y manifestaron su acuerdo para que la Decisión se adopte en lengua inglesa como lengua auténtica.

2. DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA MEDIDA

2.1. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO

(9) La medida consiste en el desarrollo de dos nuevos reactores nucleares (reactores 5 y 6) en Hungría, cuya construcción está financiada en su totalidad por el Estado húngaro en beneficio de la entidad Paks II (MVM Paks II Nuclear Power Plant Development Private Company Limited by Shares), que será la titular de los nuevos reactores y se encargará de su explotación.

(10) El 14 de enero de 2014, la Federación de Rusia y Hungría celebraron un acuerdo intergubernamental sobre un programa nuclear (3) con arreglo al cual ambos países cooperarán en el mantenimiento y el desarrollo adicional de la actual central nuclear de Paks. Esto incluye el diseño, la construcción, la puesta en servicio y el desmantelamiento de los dos nuevos reactores 5 y 6 de tipo VVER (reactor nuclear de agua presurizada), cada uno de los cuales tiene una capacidad instalada de al menos 1 000 MW (4), además de los reactores 1 a 4 existentes. Se prevé que el funcionamiento de los reactores 5 y 6 compensará la pérdida de capacidad una vez que dejen de funcionar los números 1 a 4 (que conjuntamente suponen 2 000 MW). Según lo indicado por Hungría, los reactores 1 a 4 estarán en funcionamiento hasta finales de 2032, 2034, 2036 y 2037 respectivamente, sin que se prevea ampliar su vida útil después de esas fechas.

(11) En virtud del acuerdo intergubernamental (5), tanto Rusia como Hungría designarían a una organización pública y controlada por el Estado con experiencia como responsable económica y técnica para que desempeñe sus obligaciones como contratista o propietario con relación al proyecto.

(12) Rusia ha designado a la sociedad anónima Nizhny Novgorod Engineering Company Atomenergoproekt («NIAEP») para que construya los nuevos reactores (5 y 6) y Hungría ha designado a MVM Paks II Nuclear Power Plant Development Private Company Limited by Shares (1) («Paks II») como propietario y encargada de la explotación de los dos reactores.

(13) Si bien el acuerdo intergubernamental establece los derechos y obligaciones generales de la cooperación nuclear entre ambos países, los pormenores de su aplicación deberán especificarse en acuerdos independientes denominados «acuerdos de aplicación» (6), tal como se detalla a continuación: a) el contrato de ingeniería, adquisición y construcción relativo a la edificación de los nuevos reactores 5 y 6 VVER 1200 (V491) de la central de Paks («contrato EPC»); b) el contrato que estipula las condiciones para la cooperación en materia de explotación y mantenimiento de los nuevos reactores («contrato de explotación y mantenimiento»); c) el contrato sobre las condiciones de suministro de combustible y gestión del combustible gastado.

(14) NIAEP y Paks II suscribieron el contrato EPC el 9 diciembre 2014, en el que se estipula que está previsto que los nuevos reactores 5 y 6 comiencen a funcionar respectivamente en 2025 y 2026.

(15) Por otra parte, Rusia se comprometió a proporcionar un préstamo estatal a Hungría para financiar el desarrollo de Paks II. Este préstamo se rige por un acuerdo intergubernamental de financiación (7) y establece una línea de crédito renovable por importe de 10 000 millones EUR que únicamente puede destinarse al diseño, la construcción y la puesta en servicio de los reactores 5 y 6 de Paks II. Hungría empleará esta línea de crédito renovable para financiar directamente las inversiones en Paks II necesarias para el diseño, la construcción y la puesta en servicio de los nuevos reactores 5 y 6, tal como establece el acuerdo intergubernamental de financiación. Además del acuerdo intergubernamental de financiación, Hungría destinará una suma adicional de hasta 2 500 millones EUR de su propio presupuesto a financiar la inversión en Paks II.

(16) Salvo la ayuda a la inversión que se describe en el considerando 15, Hungría no prevé otorgar ningún otro apoyo financiero a Paks II una vez que se hayan construido los reactores 5 y 6. Los nuevos reactores se explotarán con arreglo a las condiciones de mercado, sin que exista una cantidad de ingresos fija ni un precio garantizado. Según Hungría, en esta fase no será necesario que Paks II se financie directamente mediante deuda.

2.2. OBJETIVO DE LA MEDIDA

(17) Tal como se expone en la Decisión de incoación, Paks es la única central nuclear operativa en Hungría. Es propiedad de la empresa pública Magyar Villamos Művek Zártkörűen Működő Részvénytársaság («Grupo MVM») (8), dedicada a la comercialización y producción de energía eléctrica. Sus cuatro reactores cuentan con una potencia instalada total de 2 000 MW y en la actualidad todos ellos están equipados con tecnología rusa (VVER-440/V213). Los reactores dejarán de funcionar gradualmente para 2037 (véase el considerando 10).

(18) La electricidad de origen nuclear es fundamental para la combinación de fuentes de energía de Hungría, ya que aproximadamente el 50 % de la electricidad producida en el país procede de los cuatro reactores existentes en Paks (9).

(19) Con arreglo a los objetivos de: — mantener una cuota razonable de recursos nacionales, y — reducir la dependencia húngara de las importaciones, al tiempo que se mantiene la coherencia con la política nacional en materia de clima, el Gobierno solicitó al Grupo MVM que analizase alternativas a la expansión de la producción de electricidad en centrales nucleares. El Grupo MVM elaboró un estudio de viabilidad en el que se analizaba la construcción y la financiación de una nueva central nuclear que podría integrarse en el sistema eléctrico y explotarse de forma económica, segura y respetuosa con el medio ambiente. Con arreglo a este estudio presentado en 2008 por el Grupo MVM, el Gobierno planteó el proyecto a la Asamblea Nacional húngara, que aprobó que se iniciasen las labores preparatorias para la instalación de nuevos reactores en la central nuclear de Paks (10). La decisión estuvo respaldada por cálculos que demostraban que estaba prevista la retirada de 6 000 MW de la capacidad instalada bruta de 8 000-9 000 MW para 2025, como consecuencia del cierre de centrales eléctricas obsoletas. Estaba prevista la sustitución parcial de estas centrales mediante la ampliación de Paks.

(20) En 2011 comenzó a aplicarse la Estrategia Nacional de Energía que abarcaba hasta 2030 (11). Esta estrategia se centra en un escenario basado en la energía nuclear, el carbón y las energías renovables. El gestor de la red de transporte («GRT») húngaro, Mavir, prevé que para 2026 el país necesitará una capacidad de producción suplementaria de al menos 5,3 GW y ligeramente superior a 7 GW para 2031, como consecuencia de la demanda futura y de la retirada de la capacidad de producción existente en Hungría (12). Mavir también prevé que prácticamente la totalidad del actual parque de centrales térmicas de carbón se cerrará entre 2025 y 2030, y que la capacidad instalada del parque de gas húngaro se reducirá en aproximadamente 1 GW, tal como se muestra en el cuadro 1 presentado por Hungría el 16 de enero de 2017. Hungría explicó que en la proyección de los 7 GW de capacidad suplementaria necesarios el estudio de Mavir no tuvo en cuenta ninguna importación ni la instalación de capacidad adicional. Cuadro 1 Retirada gradual prevista de la capacidad nacional instalada para 2031 (ΜW) 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 Fuente: autoridades húngaras (Mavir).

(21) Hungría y Rusia firmaron el acuerdo intergubernamental con el objetivo de desarrollar capacidad adicional en la central de Paks. Hungría explicó que manteniendo la producción nuclear dentro de la combinación de fuentes de energía podría hacer frente a la necesidad de sustituir la capacidad eliminada gradualmente, desarrollar capacidad nueva y atender el objetivo húngaro dentro de los objetivos climáticos europeos (especialmente los relacionados con la reducción prevista de emisiones de CO2).

2.3. DESCRIPCIÓN DE LOS NUEVOS REACTORES: TECNOLOGÍA IMPLANTADA

(22) Los nuevos reactores 5 y 6 de la central nuclear de Paks II estarán dotados de tecnología VVER 1200 (V491) más avanzada, de generación III+. Según la explicación de Hungría, las especificaciones técnicas de los reactores que se instalarán en Paks II ofrecen ventajas considerables con respecto a los actuales reactores de Paks, como el aumento de la eficiencia y un funcionamiento más económico, así como la mejora de las características de seguridad.

(23) Además de la capacidad instalada mucho mayor de los VVER 1200 (V491), también existe una diferencia sustancial en la vida útil prevista (60 años en el caso de los VVER 1200, en comparación con 30 años de los reactores existentes en Paks) y su mayor capacidad de maniobra, que permite ajustar en cierto grado la capacidad de cada reactor en función de la demanda de la red.

(24) La reducción de la cantidad de combustible que necesitan los nuevos reactores también refleja las mejoras tecnológicas introducidas en los últimos años. En lugar del ciclo de combustible de 12 meses existente, los nuevos reactores pueden operar con un ciclo de 18 meses. Esto implica que será necesario apagar los nuevos reactores menos veces al año para recargar el combustible y que, en promedio, la central podrá operar más tiempo anualmente y no perderá tiempo de producción.

(25) Las especificaciones técnicas indican también que la densidad de potencia que aportarán los nuevos conjuntos de combustible será notablemente mayor que la de los existentes. Esto implica a su vez que puede obtenerse una mayor potencia por unidad de masa del combustible, lo cual puede contribuir a mejorar la rentabilidad de la central.

2.4. BENEFICIARIO

(26) Como ya se expuso en la sección 2.3 de la Decisión de incoación, el beneficiario de la medida es la empresa Paks II, actualmente propiedad del Estado húngaro. La Oficina del Primer Ministro ejerce los derechos como accionista. Paks II será el propietario de los reactores 5 y 6 pagados por el Estado húngaro y se encargará de explotarlos.

(27) En el considerando 19 de la Decisión de incoación se explica cómo se transfirieron al Estado húngaro las acciones de Paks II, inicialmente en posesión del Grupo MVM (13). Según la información remitida por Hungría el 30 de enero de 2016, el precio de esta transmisión ascendió a 10 156 millones HUF, que equivale a aproximadamente 33 millones EUR.

2.5. ESTRUCTURA DE FINANCIACIÓN DEL PROYECTO Y DERECHOS Y OBLIGACIONES CON ARREGLO AL CONTRATO EPC

2.5.1. ACUERDO INTERGUBERNAMENTAL DE FINANCIACIÓN

(28) En el marco del acuerdo intergubernamental (14), Rusia concedió un préstamo estatal a Hungría en forma de línea de crédito renovable por importe de 10 000 millones EUR destinado a financiar el desarrollo de los reactores 5 y 6 de Paks. El tipo de interés aplicado al préstamo oscila entre el 3,95 y el 4,95 % (15). El préstamo está destinado al diseño, la construcción y la puesta en servicio de estos nuevos reactores.

(29) De conformidad con el acuerdo intergubernamental de financiación, Hungría deberá utilizar el préstamo para financiar el 80 % del valor del contrato EPC para llevar a cabo las obras y servicios y entregar los equipos, mientras que el 20 % restante del contrato deberá ser abonado por Hungría (véase el considerando 15). Hungría deberá utilizar el préstamo antes de 2025.

(30) Hungría deberá devolver el préstamo en un plazo de 21 años contados a partir del 15 de marzo o el 15 de septiembre posterior a la fecha de puesta en servicio de los dos nuevos reactores 5 y 6, pero a más tardar el 15 de marzo de 2026 (16).

(31) Los pagos efectuados con arreglo al acuerdo intergubernamental de financiación únicamente podrán abonarse una vez que el Ministerio de Economía Nacional de Hungría haya hecho una solicitud y el Ministerio de Finanzas de Rusia haya notificado su aprobación.

2.5.2. CONTRATO EPC

(32) Según el contrato EPC, NIAEP deberá suministrar los dos reactores con arreglo a lo indicado en las especificaciones técnicas detalladas antes de las fechas acordadas y con arreglo a la suma a tanto alzado pactada ([…] (*1) millones EUR). Se considera que en este precio se incluye cada uno de los costes no definidos previamente […] (17).

(33) El contrato prevé el pago de indemnizaciones pactadas (18) en circunstancias concretas […].

(34) […].

(35) […].

2.5.3. RELACIÓN ENTRE EL ESTADO Y EL BENEFICIARIO

(36) Inicialmente, Hungría había previsto que Paks II seguiría siendo una filial al 100 % de MVM Hungarian Electricity Ltd., que a su vez es propiedad del Estado húngaro y sus municipios. Desde noviembre de 2014, Paks II ya no es una filial de MVM Hungarian Electricity Ltd. ni forma parte del Grupo MVM, sino que es una empresa totalmente pública que actualmente no tiene relación jurídica con el Grupo MVM.

(37) En lo que se refiere a la actividad de Paks II, en especial la venta de electricidad, Hungría ha manifestado que no existe un contrato independiente de adquisición de energía con otro proveedor, y actualmente tampoco está previsto establecerlo. Las autoridades húngaras prevén que la electricidad producida por Paks II se venderá en el mercado y a los consumidores de electricidad con arreglo a los contratos típicos habituales en el mercado de venta de electricidad de carga de base. Según las autoridades húngaras, como productor de carga de base durante un período de funcionamiento previsiblemente largo, Paks II sería un agente económico sin influencia en el precio, al igual que otros productores de energía nuclear de Europa.

(38) Paks II será el propietario de la central nuclear de Paks II y, durante la fase de construcción de los dos reactores, estará financiada en su totalidad por el Estado húngaro mediante fondos propios. Las autoridades húngaras consideran que en esta fase no será necesario que Paks II se financie directamente con deuda.

(39) Hungría no transferirá los fondos necesarios para transmitir el precio de compra correspondiente a la central nuclear de Paks II a las cuentas de Paks II. La mayor parte de estos fondos estarán en posesión del Banco para el Desarrollo y Asuntos Económicos Exteriores de Rusia (Vnesheconombank). Por cada hito que se considere cumplido, Paks II presentará una solicitud al Vnesheconombank para que este abone el 80 % del importe debido directamente a NIAEP. También presentará una solicitud ante la Agencia de Gestión de la Deuda Pública de Hungría para que abone el 20 % restante.

(40) El resto de los requisitos financieros de Paks II durante la fase de construcción se garantizarán mediante capital procedente del presupuesto del Estado húngaro. El importe inicial destinado durante la fase de construcción ascenderá hasta los […] millones EUR (diferencia entre el importe de 12 500 millones EUR destinados al proyecto nuclear en el acuerdo intergubernamental y el precio de compra real de la central nuclear de Paks II, que asciende a […] millones EUR). Hungría considera que esto representa un límite a los recursos que puede aportar el Estado a la construcción de la central nuclear de Paks II, al menos sin que se realice una nueva evaluación. Sin embargo, en caso de que los requisitos de capital superen dicha cuantía, Hungría asegura que aumentará su inversión si la evaluación realizada en su momento concluye que es razonable desde el punto de vista económico.

(41) Hungría afirma que un análisis de sensibilidad sobre los posibles costes adicionales en los que incurrió Paks II durante la fase de construcción concluyó que sus costes habrían tenido que multiplicarse por 10 para que la tasa interna de rentabilidad prevista se redujese un 1 %. Por consiguiente, Hungría prevé que el impacto de los incrementos de los costes será menor.

2.6. MERCADO ELÉCTRICO HÚNGARO

2.6.1. DESCRIPCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO HÚNGARO

(42) La actual estructura del mercado eléctrico húngaro se estableció en torno a 1995, año en el que se privatizaron la mayoría de las grandes centrales eléctricas y los proveedores de servicios públicos, así como las distribuidoras. El Estado mantiene una posición dominante en el sector por medio del Grupo MVM, empresa pública del sector de la energía integrada verticalmente.

(43) El estudio de Mavir al que se hace referencia en el considerando 20 explica que el consumo interior total aumentó un 2,7 % desde 2014 y llegó a alcanzar 43,75 TWh en 2015. La producción nacional supuso 30,06 TWh de este consumo, lo que equivale al 68,72 % del consumo total de electricidad (véase el gráfico 1). Las importaciones ascendieron a 13,69 TWh, lo que supone un 31,28 % del consumo total. Como productor, el Grupo MVM, de titularidad pública, tiene una importante presencia en el mercado gracias a su principal activo de producción, Paks, que generó el 52,67 % de la electricidad producida en el país en 2015, como puede verse en el gráfico 1. La de Mátra es una central eléctrica alimentada con lignito cuya propiedad mayoritaria es de RWE Power AG (50,92 %), mientras que el Grupo MVM posee también un 26,15 % de sus acciones. Las restantes centrales eléctricas de mayor (többi nagyerőmű) y menor tamaño (kiserőművek) desempeñan un papel modesto en la estructura general de producción del mercado húngaro. Además, la sección integrada verticalmente del Grupo MVM dedicada a la venta al por mayor, MVM Partner, posee una posición dominante en el mercado mayorista de energía eléctrica (19). Gráfico 1 Composición del consumo total de electricidad en Hungría en 2015 Fuente: Desarrollo a medio y largo plazo de los activos de producción del sistema eléctrico húngaro (Mavir, 2016) ( 20 ). Gráfico 2 Producción interna bruta de electricidad en Hungría en 2015 Fuente: Desarrollo a medio y largo plazo de los activos de producción del sistema eléctrico húngaro (Mavir, 2016).

(44) En Hungría, las operaciones mayoristas más comunes se llevan a cabo mediante contratos de adquisición de energía bilaterales por los que los productores acuerdan vender un volumen mínimo previamente definido a los operadores mayoristas y por el que los comercializadores quedan obligados a adquirir un volumen mínimo. En su mayoría, los contratos de adquisición de energía se celebran con arreglo a las normas establecidas por la European Federation of Energy Traders.

(45) La Hungarian Power Exchange Company Ltd. (HUPX) comenzó a operar en julio de 2010 como filial del GRT Mavir. Ofrece operaciones de día siguiente y operaciones con futuros físicos. Las operaciones de día siguiente comienzan diariamente a las 11.00 horas en función de la oferta y la demanda para cada hora del día siguiente. La negociación se cierra a más tardar a las 11.40. Las operaciones con futuros físicos pueden hacerse para las cuatro semanas, los tres meses, los cuatro trimestres y los tres años siguientes. Existen días de negociación designados para estas transacciones en los que pueden realizarse ofertas y adquisiciones dentro de determinado intervalo de tiempo. Desde marzo de 2016 en el mercado intradiario de HUPX pueden negociarse tanto productos de 15 minutos como bloques de una hora. Aparte de los mercados organizados de día siguiente e intradiario, HUPX tiene contratos de cooperación con dos intermediarios financieros cuyo servicio consiste en remitir operaciones extrabursátiles de clientes comunes para su compensación.

(46) Además de las subastas de día siguiente no organizadas por la HUPX, la electricidad también se negocia en bolsas con sede en la UE o en plataformas extrabursátiles, así como mediante acuerdos bilaterales directos (véase el considerando 44).

(47) Como ya se ha indicado en el gráfico 1 del considerando 43, Hungría es un importador neto de electricidad cuyas importaciones representan aproximadamente el 30 % del consumo eléctrico del país. Como puede verse en el gráfico 3, el precio mayorista de la electricidad en Hungría ha sido el más alto de la región interconectada vecina al país (es decir, excepto Polonia o Eslovenia). Gráfico 3 Promedio mensual de los precios de día siguiente de carga de base en Europa Central y Oriental (incluida Hungría) y Alemania (2010-2016) Fuente: Comisión Europea.

(48) La proyección a corto plazo de los precios de carga de base en la región apunta a esa misma tendencia; es decir, que los precios de carga de base húngaros serán los más altos de la región (véase el gráfico 4). Gráfico 4 Precios de los futuros de carga de base regionales para enero-junio de 2017 Fuente: Comisión Europea (según los datos publicados por Central European Power Exchange).

(49) El país está bien interconectado con sus vecinos — la capacidad de interconexión eléctrica era del 30 % en 2014, por encima del objetivo para 2020 (21) —. En 2014 comenzó a funcionar el acoplamiento de los mercados checo, eslovaco, húngaro y rumano, lo que provocó el aumento de la liquidez de HUPX y un descenso de la volatilidad de los precios. En el gráfico 5 se resumen los datos del intercambio de energía eléctrica con los países vecinos en 2014. Gráfico 5 Intercambio de energía eléctrica entre Hungría y sus países vecinos Fuente: Datos del sistema eléctrico húngaro (Mavir, 2014).

2.6.2. DESCRIPCIÓN DE LA EVOLUCIÓN PREVISTA PARA EL MERCADO ELÉCTRICO HÚNGARO

(50) Con arreglo al estudio publicado por Mavir (22) mencionado en el considerando 20, entre 2025 y 2030 se producirá la retirada de prácticamente la totalidad del actual parque de producción eléctrica a partir del carbón, y la capacidad instalada del parque de gas húngaro se reducirá en 1 GW. Si se compara con sus estimaciones del aumento de los picos de demanda, cabe esperar que para 2021 la capacidad de producción disponible de los productores nacionales de energía se reduzca por debajo de la punta de carga. En consecuencia, el GRT calcula que el mercado húngaro necesitará al menos 5,3 GW de nueva capacidad de producción eléctrica adicional para 2026 y algo más de 7 GW hasta el final del período de previsión en 2031. Esto puede observarse en el gráfico 6, en el que se muestra que será necesaria una cantidad significativa de capacidad instalada superior al aumento de la punta de carga. En su comunicación de 16 de enero de 2017, Hungría explicó que debe garantizarse cierto nivel de capacidad restante con arreglo a las prácticas normales de los gestores integrados en la REGRT de Electricidad. La capacidad restante constituye la diferencia entre la potencia disponible fiable interna más la capacidad nacional de producción más la punta de carga y la reserva de servicios del sistema. La capacidad restante es la parte de la capacidad de producción nacional que queda en el sistema para atender cualquier exportación prevista, variación imprevista de la carga, reserva de servicios del sistema y cortes de suministro no previstos en un punto de referencia. Gráfico 6 Necesidad de capacidad adicional en el sector húngaro de la electricidad Fuente: Desarrollo a medio y largo plazo de los activos de producción del sistema eléctrico húngaro (Mavir, 2016).

(51) Hungría explica que, a pesar de las afirmaciones respecto a la necesidad relativamente grande de capacidad de producción nueva, los datos de Platts Powervision apuntan a que en realidad la capacidad nueva que se está construyendo es escasa, tal como puede observarse en el cuadro 2. Hungría también defiende que, según los datos de Platts, la única central eléctrica que se está construyendo actualmente en Hungría es una de recuperación de energía de 44 MW. Hungría explica además que, a pesar de que los inversores prevén construir centrales (de gas) de mayor tamaño, no puede considerarse confirmado ninguno de estos proyectos, puesto que los inversores todavía no han incurrido en gastos sustanciales no recuperables, como son los de construcción, lo cual constituiría una prueba de su compromiso de llevar a cabo realmente el proyecto. Cuadro 2 Capacidad nueva que se incorporará al sector húngaro de la electricidad 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. RAZONES PARA INCOAR EL PROCEDIMIENTO

(52) En mayo de 2015, Hungría notificó a la Comisión, por motivos de seguridad jurídica, sus planes de invertir en la construcción de los dos nuevos reactores de la central de Paks y afirmó que la medida no implicaba ninguna ayuda estatal, puesto que el Estado actuaba como cualquier inversor privado que pretende obtener un beneficio razonable. En la Decisión de incoación, la Comisión mostró sus dudas al respecto de si, basándose en la información disponible en ese momento, la medida podría implicar ayuda estatal en el sentido del artículo 107 del TFUE. En concreto, la Comisión expresó serias dudas relativas a si la medida implicaba una ventaja selectiva para Paks II, puesto que durante la fase de notificación Hungría no planteó ninguna objeción a la existencia de otros elementos de ayuda estatal.

(53) Las dudas surgieron del resultado de la prueba del principio del inversor en una economía de mercado («PIEM»), que analiza si un inversor privado habría invertido en el proyecto de la misma forma y en las mismas condiciones que el inversor público en el momento en que se tomó la decisión de llevar a cabo la inversión pública (23). La prueba del PIEM también está reconocida en la jurisprudencia (24).

(54) En términos formales, la prueba del PIEM pretendía comprobar si la tasa interna de rentabilidad prevista para la inversión sería superior a un valor de referencia del coste medio ponderado del capital («CMPC») del proyecto objeto de la inversión basándose únicamente en el mercado (25). A pesar de que Hungría estimó que la tasa interna de rentabilidad del proyecto sería mayor que un CMPC de referencia basado únicamente en el mercado, la Comisión planteó dudas con respeto a si dicho CMPC debería considerarse mayor.

(55) Habida cuenta de las dudas con respecto a la existencia de ayuda estatal, la Comisión examinó con más detenimiento si cualquier posible medida de ayuda estatal podía considerarse compatible con el mercado interior. No obstante, dado que las autoridades húngaras consideraron la medida exenta de ayuda estatal, en la fase preliminar no alegaron ningún motivo que justificarse la compatibilidad de la medida con el mercado interior. La Comisión expresó asimismo sus dudas respecto a si la medida estaba incluida en el ámbito de aplicación de la Comunicación de la Comisión–Directrices sobre ayudas estatales en materia de protección del medio ambiente y energía 2014-2020 (26), puesto que dichas Directrices no incluyen medidas en el ámbito de la energía nuclear y los residuos radiactivos. Aunque la Comisión concluyó que no se aplicaban otras Directrices a la evaluación de la medida notificada, también determinó que podía declarar que una medida era directamente compatible con arreglo al artículo 107, apartado 3, letra c), del TFUE, si tiene por objeto conseguir un objetivo de interés común, es necesaria y proporcionada, y los efectos positivos de conseguir el objetivo común superan a los efectos negativos sobre la competencia y el comercio.

(56) La Comisión manifestó sus dudas al respecto de si la medida podría considerarse proporcionada, es decir, si se limitaba al nivel mínimo de ayuda a la inversión necesario que permita construir con éxito los reactores adicionales a fin de conseguir el objetivo común perseguido. El beneficiario recibiría activos de producción sin ser objeto de ningún riesgo concreto de financiación relacionado con los costes de refinanciación a los que se enfrentarían otros operadores del mercado. La Comisión no recibió ninguna prueba relativa a cómo Hungría pretendía evitar dicha compensación excesiva.

(57) La Comisión enfatizó el hecho de que el mercado húngaro de producción de electricidad se caracteriza por una concentración relativamente elevada, en el que la actual Paks supone aproximadamente el 50 % de la producción nacional. Si no se introduce nueva capacidad, es probable que la producción de electricidad de Paks y Paks II cubra una proporción incluso mayor del mercado de abastecimiento, lo cual tendría un efecto falseador sobre el mercado eléctrico húngaro. Hungría no facilitó a la Comisión pruebas detalladas sobre cómo pretendía garantizar el funcionamiento independiente continuo tanto de los activos de producción nuevos como de los existentes.

(58) Por último, la Comisión señaló que a causa de las particularidades del mercado eléctrico húngaro, el funcionamiento de Paks II también podría provocar un riesgo de liquidez en el mercado mayorista, al limitar el número de ofertas de abastecimiento disponibles en el mercado. En función de cómo se venda la electricidad producida por los nuevos reactores en el mercado la liquidez podría deteriorarse considerablemente, podrían generarse barreras a la entrada en el mercado y reducirse la competencia a distintos niveles del mercado. Hungría no ofreció una explicación detallada sobre cómo comercializaría la electricidad de Paks II y cómo se garantizaría la liquidez del mercado.

(59) Por consiguiente, la Comisión manifestó sus dudas relativas a si la medida podía suponer una ayuda estatal en el sentido del artículo 107, apartado 1, del TFUE.

(60) Dado que no contaba con pruebas suficientes, la Comisión también fue incapaz de alcanzar ninguna conclusión sobre la compatibilidad de cualquier medida de este tipo con el mercado interior con arreglo al artículo 107, apartado 3, letra c), del TFUE. Por otra parte, basándose en las dudas planteadas en la Decisión de incoación y teniendo en cuenta que en ese momento se carecía de argumentos sobre la compatibilidad facilitados por Hungría, la Comisión analizó una serie de cuestiones relacionadas con el falseamiento de la competencia y las posibilidades de que Paks II pudiera recibir una compensación excesiva.

(61) En lo que se refiere a las dudas respecto a la proporcionalidad expresadas en el considerando 56, la Comisión analizó si, como consecuencia de la ayuda, Paks II podría reinvertir cualquier beneficio no abonado al Estado a modo de dividendos para desarrollar o adquirir activos de producción adicionales y, por lo tanto, reforzar su posición en el mercado.

(62) En lo que se refiere a las dudas respecto a la proporcionalidad manifestadas en el considerando 56, la Comisión investigó también la política de dividendos que pretendía aplicar Hungría, en especial si solicitaría los dividendos (conforme a su criterio, en función de los beneficios obtenidos por Paks II) o mantendría los beneficios en Paks II. A la Comisión le preocupaba que Paks II pudiera destinar sus beneficios a reinvertir mediante el desarrollo o la adquisición de activos de producción adicionales y que pudiera falsear la competencia todavía más.

(63) Tal como se expone en el considerando 57, debido al nivel relativamente elevado de concentración del mercado húngaro de producción de electricidad y dado que la actual central nuclear de Paks (Grupo MVM) suministra aproximadamente el 50 % de la producción interna, a la Comisión le preocupaba si se mantendría a Paks y Paks II separadas y si podrían considerarse independientes y sin relación. El hecho de que Paks sea en la actualidad legalmente independiente del Grupo MVM no fue suficiente para la Comisión, ya que durante la fase de notificación no recibió ninguna información relativa a si Paks y Paks II continuarían operando de forma totalmente independiente desde el punto de vista legal y estructural. Aclarar estos aspectos parecía necesario para minimizar el riesgo de aumento adicional de la concentración del mercado.

(64) Más aun, como se ha explicado en la sección 2.6, las operaciones más comunes en el sector mayorista húngaro de la energía se formalizan mediante contratos de adquisición de energía bilaterales y la Hungarian Power Exchange («HUPX») todavía no ha generado un nivel adecuado de liquidez. Puesto que la notificación de Hungría no hacía referencia a los métodos previstos para la venta de electricidad procedente de Paks II, la Comisión investigó los efectos que tendría Paks II sobre los actuales niveles de liquidez en el sector mayorista de la energía.

(65) Teniendo en cuenta las dudas respecto a la liquidez del mercado expuestas en el considerando 58, la Comisión quería asegurarse de que en el mercado disponía de una gran variedad de ofertas de abastecimiento, en especial dada la posición dominante de MVM Partner en el mercado mayorista de la electricidad (27). A la Comisión le preocupaba que los niveles de liquidez pudieran verse afectados de forma significativa y que pudieran aumentar los costes de sus rivales en sectores derivados al verse limitado su acceso competitivo a un insumo importante (bloqueo de insumos). Esto podría suceder si la electricidad producida por Paks II se vendiese principalmente por medio de contratos a largo plazo únicamente a determinados proveedores, trasladando así el poder de mercado de Paks II en el mercado de producción al mercado minorista.

(66) Por consiguiente, la Comisión trató de obtener información adicional sobre la estrategia de negociación de la electricidad producida en Paks II, centrándose especialmente en si aplicaría condiciones de igualdad al ofrecer su electricidad en bolsa o mediante cualquier otra plataforma de negociación transparente.

3. POSICIÓN DEL GOBIERNO HÚNGARO

3.1. POSICIÓN DE HUNGRÍA SOBRE LA EXISTENCIA DE AYUDA

3.1.1. VENTAJA ECONÓMICA

(67) Hungría alega en la notificación que la inversión no constituye ayuda estatal a tenor del artículo 107 del TFUE, dado que no confiere una ventaja económica a Paks II. Hungría sustenta esta afirmación indicando que la inversión en Paks II es acorde a la prueba del principio del inversor en una economía de mercado (PIEM) [véanse los considerandos 53 y 54).

(68) En concreto, Hungría afirma que la prueba del PIEM se cumple de dos formas distintas (28): en primer lugar, el CMPC del proyecto es menor que su tasa interna de rentabilidad; en segundo lugar, alega que el coste normalizado de la electricidad («LCOE» por sus siglas en inglés) es lo suficientemente bajo para que la de origen nuclear sea competitiva en comparación con otras tecnologías de producción y ofrezca unos rendimientos razonables dados los precios vigentes de la electricidad (29).

(69) Para respaldar su punto de vista, Hungría remitió los siguientes estudios y documentación: a) análisis de confirmación del principio del inversor en una economía de mercado («estudio PIEM», 18 de febrero de 2015), b) análisis económico del proyecto de la central nuclear de Paks II («análisis económico», 8 de octubre de 2015) (30), c) cartas al director general adjunto de Ayudas Estatales sobre el análisis preliminar de la Comisión (cartas aclaratorias), — primera carta («primera carta aclaratoria», 16 de octubre de 2015), — segunda carta («segunda carta aclaratoria», 29 de octubre de 2015), d) alegaciones sobre la Decisión de incoación (respuesta a la Decisión de incoación), — carta al director general adjunto de Ayudas Estatales posterior a la publicación de la Decisión de incoación por la Comisión el 3 de diciembre de 2015 («carta sobre la Decisión de incoación»), — comunicación de Hungría a la Comisión de 29 de enero de 2016 («comunicación sobre la Decisión de incoación»), e) respuesta del Gobierno de Hungría a las observaciones de terceros sobre la Decisión de incoación relativa a la ayuda estatal de 7 de abril de 2016 («respuesta a las observaciones de terceros»), f) respuesta de 21 de abril de 2016 a la solicitud de información de 18 de marzo de 2016 («aclaraciones adicionales»).

(70) Por otra parte, el Gobierno húngaro también remitió un modelo financiero que se utilizó para calcular las cifras de la tasa interna de rentabilidad del proyecto. A la Comisión se remitieron dos versiones del modelo: a) versión original de 16 de marzo de 2015 («modelo financiero preliminar»), b) versión definitiva de 16 de octubre de 2015 («modelo financiero»).

(71) Salvo en el caso de las «aclaraciones adicionales», los documentos enumerados en el considerando 69 abordan el tema del cálculo del CMPC y la tasa interna de rentabilidad, aunque con distintos niveles de detalle. La tasa interna de rentabilidad del proyecto se calcula mediante el modelo financiero (31). El planteamiento del LCOE se aborda en el análisis económico y en las «aclaraciones adicionales» (véase el considerando 69).

(72) En lo que se refiere al análisis por parte de Hungría, los documentos enumerados en los considerandos 69 c) a 69 f) incluyen varias actualizaciones de las cifras presentadas en el estudio PIEM y posteriormente en el análisis económico. En concreto, algunas actualizaciones son posteriores a la fecha de la firma del contrato EPC de 9 de diciembre de 2014, es decir, la decisión de inversión inicial.

(73) La Decisión de incoación evalúa detalladamente la posición de Hungría sobre cada una de las cuestiones clave, tal como queda plasmado en sus comunicaciones hasta la fecha de la Decisión de incoación (32). El resto de esta sección expone en conjunto la posición de Hungría sobre las principales cuestiones planteadas tras la publicación de la Decisión de incoación. En especial, la aplicación del CMPC y de la tasa interna de rentabilidad, así como el LCOE, se presentarán por separado.

3.1.1.1. Postura de Hungría sobre el CMPC

(74) En su respuesta a la Decisión de incoación, Hungría reiteró su rango estimado de entre el 6,2 y el 7,7 % para el CMPC, al igual que en sus comunicaciones anteriores. También se reiteró sus argumentos previos planteados en las cartas aclaratorias y observó que la Comisión no había evaluado estos argumentos en la Decisión de incoación.

3.1.1.2. Postura de Hungría sobre la tasa interna de rentabilidad

(75) En esta sección se analiza la posición de Hungría con relación al cálculo de la tasa interna de rentabilidad empleada por el modelo financiero para calcular los flujos de tesorería futuros correspondientes al proyecto y determinar dicha tasa. Los principales elementos del modelo financiero son: 1) diversas previsiones sobre el precio de la electricidad a largo plazo, y 2) varias hipótesis operativas para la central nuclear.

A) Previsiones sobre el precio de la electricidad

(76) Las previsiones de precios empleadas por el Gobierno húngaro se analizaron en la Decisión de incoación. En su respuesta a la Decisión de incoación, Hungría criticó a la Comisión por utilizar únicamente una curva de previsión de precios [basándose en la publicación de la World Energy Outlook 2014 de la Agencia Internacional de Energía («WEO 2014 de la AIE») para calcular la tasa interna de rentabilidad del proyecto (33)]. En concreto, señaló que todas las previsiones de precios presentadas en el análisis económico deberían emplearse para determinar la tasa interna de rentabilidad.

B) Hipótesis operativas

(77) El equipo técnico de Paks II proporcionó las hipótesis operativas del modelo financiero y los cálculos de la tasa interna de rentabilidad. Aunque originalmente no se facilitaron detalles que justificasen dichas hipótesis operativas, Hungría explicó posteriormente los antecedentes de dichas hipótesis en sus respuestas a las solicitudes de información de la Comisión. En este sentido son fundamentales las aclaraciones adicionales presentadas en respuesta a una solicitud de información posterior a la Decisión de incoación y las observaciones de terceros.

C) Tasa interna de rentabilidad del proyecto

(78) En su respuesta a la Decisión de incoación, Hungría reiteró los resultados de sus cálculos anteriores correspondientes a la tasa interna de rentabilidad del proyecto, de entre el 8,6 % y el 12,0 %.

(79) En su respuesta a la Decisión de incoación Hungría criticó la evaluación que hizo la Comisión de la repercusión que un retraso podría tener sobre la tasa interna de rentabilidad del proyecto (un descenso del 0,9 % para un retraso de 5 años). Esta cifra se calculó asumiendo que se producirían retrasos durante el período de operación. En cambio, Hungría alegó que de producirse un retraso en el período de construcción, la tasa interna de rentabilidad del proyecto podría aumentar si también se produjese una demora en los gastos incurridos.

3.1.1.3. Postura de Hungría sobre el LCOE

(80) En esta sección se analiza la postura de Hungría con respecto al LCOE de Paks II (34).

A) Análisis económico

(81) En el análisis económico Hungría argumentaba que el LCOE de Paks II es lo suficientemente bajo como para que sea competitivo con respecto a otras tecnologías de producción de energía. En concreto, el estudio presentaba tres estimaciones del LCOE relativo a un proyecto nuclear en Hungría. La primera estimación de 70 EUR/MWh se basó en un tipo de descuento del 7 % (el límite superior del CMPC estimado presentado en el mismo análisis económico) extraído de una publicación conjunta de la OCDE, la AIE y la AEN de 2015 titulada «Projected Costs of Generating Electricity» (Costes previstos de la producción de electricidad, «estudio OCDE/AIE/AEN de 2015») (35). La segunda estimación del LCOE, de 50-63 EUR/MWh, se basó en un estudio de Aszodi et al. (2014) que utiliza un tipo de descuento con arreglo al tipo de interés del préstamo ruso, de entre el 4 y el 5 % (36). La tercera estimación del LCOE, de 58-120 EUR/MWh (precios reales de 2013), se calculó mediante el análisis de un valor de referencia basado en cifras publicadas por diversas agencias internacionales que ofrecen un rango potencial para el LCOE (37). El análisis concluyó que el LCOE de una central nuclear húngara se sitúa en un rango de 50,5-57,4 EUR/MWh (precios reales de 2013), cuyos dos valores extremos se calcularon mediante un tipo de interés igual a los dos extremos del rango del CMPC (6,2 y 7,0 %) indicados en ese mismo análisis económico (38). Si se comparan con los precios futuros de la electricidad de dicho análisis económico, puede decirse que el proyecto de la central nuclear húngara será rentable y, por tanto, según Hungría un inversor privado consideraría razonable emprender este proyecto.

B) Aclaraciones adicionales

(82) En respuesta a la pregunta de la Comisión relativa a cómo puede hacerse cuadrar el rango del LCOE de entre 50,5 y 57,4 EUR/MWh que recoge en su conclusión final el análisis económico con el de entre 89 y 94 USD/MWh que figura en el estudio OCDE/AIE/AEN, en las «aclaraciones adicionales» Hungría explicó que la diferencia se debía al uso de hipótesis muy distintas en ambos documentos; por ejemplo, la diferencia en el factor de capacidad asumido (85 % frente a 92 %) de las centrales nucleares, así como en el factor de las fechas de puesta en servicio (2020 frente a 2025).

3.2. POSICIÓN DE HUNGRÍA CON RELACIÓN A LA POSIBLE COMPATIBILIDAD DE LA MEDIDA CON EL MERCADO INTERIOR

(83) A pesar de que en su respuesta a la Decisión de incoación Hungría hizo énfasis en el hecho de que la medida no implicaba ayuda estatal, presentó sus observaciones relativas a las inquietudes planteadas por la Comisión con respecto a la posible compatibilidad de la medida con el mercado interior, manifestada en la Decisión de incoación, para el caso de que la Comisión concluyese que existía ayuda estatal.

3.2.1. POSICIÓN CON RESPECTO AL OBJETIVO DE INTERÉS COMÚN

(84) En su respuesta a la Decisión de incoación, Hungría planteó varias consideraciones de política relevantes desde su punto de vista para definir el objetivo de interés común basándose en lo siguiente: a) política energética de Hungría; b) objetivos del Tratado Euratom (39); c) brecha en la futura capacidad instalada; d) diversificación de las fuentes de energía; e) descarbonización; f) creación de empleo; g) precio asequible.

(85) Hungría enfatizo el hecho de que, con arreglo al artículo 194, apartado 2, del TFUE, cada Estado miembro tiene derecho a elegir su combinación de fuentes de energía y se remitió a su Estrategia Nacional de Energía para 2030 (véase el considerando 20), que establece un itinerario basado en la energía nuclear, el carbón y las energías renovables como estrategia energética a medio plazo para el país.

(86) Hungría menciona también el artículo 2, letra c), del Tratado Euratom, que dispone que los Estados miembros deberán facilitar las inversiones y garantizar el establecimiento de las instalaciones básicas necesarias para el desarrollo de la energía nuclear en la Comunidad Euratom. Hungría subraya que las disposiciones del Tratado Euratom, que vincula a cada uno de los Estados miembros signatarios, deben entenderse como un objetivo común de la Unión.

(87) Por otra parte, Hungría explica que, según previsiones del GRT, para 2030 se prevé un crecimiento de aproximadamente el 4 % de la demanda eléctrica, principalmente a consecuencia de la electrificación propuesta de los sistemas húngaros de transporte, industrial y de calefacción. Ese mismo estudio del GRT llega a la conclusión de que muchas de las centrales de carbón y gas más antiguas existentes en Hungría se están quedando obsoletas y su cierre está previsto para 2030. El análisis constató asimismo que en ese mismo plazo está previsto que entre en funcionamiento la escasa capacidad de nueva instalación. Esto provocará una disminución prevista del 32 % de la capacidad existente y, según Hungría, la construcción de Paks II supondrá una respuesta bien enfocada a la brecha prevista en la capacidad de producción futura.

(88) Por otra parte, Hungría subraya que su dependencia de la importación de gas es superior al promedio de la Europa de los Veintiocho. Más del 95 % del gas utilizado en Hungría es de importación y procede principalmente de Rusia. Según alega, de no incluir la nuclear en su combinación de fuentes de energía, la dependencia de Hungría del petróleo o del gas aumentaría de forma significativa. Esto sería así especialmente tras la eliminación progresiva de los reactores de Paks actualmente operativas, en caso de que otras instalaciones de producción de electricidad adicionales tuvieran que emplear estos combustibles para cubrir la futura brecha en el conjunto de la capacidad instalada nacional descrita en el considerando 50. Por consiguiente, Hungría considera que la medida contribuiría a la diversidad en la combinación de fuentes de energía, así como a la seguridad del suministro de energía del país.

(89) Según Hungría, el proyecto contribuirá a los objetivos de la Unión de reducir los gases de efecto invernadero para 2020, puesto que la fisión nuclear se considera una fuente de energía con baja emisión de carbono. Las autoridades húngaras argumentan que la ubicación topográfica y geográfica del país no permite recurrir a parques eólicos marinos ni a centrales hidroeléctricas. Las opciones de producción de electricidad renovable que quedan son los parques eólicos en tierra, la energía solar y la biomasa, aunque la implantación de estas tecnologías no sería suficiente para cubrir la brecha de capacidad futura prevista ya mencionada en el considerando 50 en caso de que no se prevea la producción adicional de energía nuclear. Por consiguiente, según Hungría el proyecto contribuye al objetivo de la descarbonización.

(90) Las autoridades húngaras alegan que el proyecto generará un cuantioso número de puestos de trabajo (tanto durante la construcción como después de esta). Esto cobra una especial importancia si se tiene en cuenta la ubicación geográfica de la central de Paks II, en una región NUTS 2, cuyo PIB per cápita es inferior al 45 % de la media de la UE. Por tanto, Hungría considera que la aplicación del proyecto contribuiría al objetivo de crecimiento y a la creación de numerosos puestos de trabajo en diversos sectores.

(91) Por último, Hungría sostiene que la inversión en nueva capacidad de producción nuclear se traducirá directamente en un descenso de los precios de la electricidad tanto para la industria como para los consumidores, lo cual es acorde con el objetivo de asequibilidad de los servicios para el conjunto de la UE. Además, según Hungría el hecho de que no se vaya a prestar apoyo a Paks II durante su funcionamiento respalda el argumento de la asequibilidad.

3.2.2. POSICIÓN SOBRE LA NECESIDAD DE LA MEDIDA

(92) Según explica Hungría, habida cuenta de la brecha de producción cada vez mayor a la que se enfrenta, es necesaria una inversión importante en capacidad de producción, cuyo tamaño deberá ser mayor que los proyectos actualmente en construcción o desarrollo.

(93) Por estos motivos Hungría recurrió a NERA Economic Consulting para que se encargase de analizar el desarrollo de los mercados de electricidad de Hungría y sus países vecinos, así como la definición de mercado adecuada para cuando entre en funcionamiento el proyecto Paks II («estudio NERA»). Según sugiere este estudio, la construcción de los nuevos reactores 5 y 6 en Paks II podría ser preferible desde el punto de vista comercial a otros tipos de inversiones en producción de energía basados en las condiciones del mercado húngaro, como una capacidad similar proporcionada por las turbinas de gas de ciclo abierto («TGCA») y las turbinas de gas de ciclo combinado («TGCC»). Hungría extrae la conclusión de que, por lo tanto, no existe ningún supuesto posible que cumpla los objetivos de la política.

3.2.3. POSICIÓN SOBRE LA PROPORCIONALIDAD DE LA MEDIDA

(94) Hungría reitera que prevé que la inversión en la central nuclear de Paks II se verá totalmente compensada gracias a la revalorización del capital y a los dividendos.

(95) Además, en su comunicación de 28 de julio de 2016, al tiempo que sostenía que el proyecto no implicaría ayuda estatal y que era acorde al PIEM, Hungría proporcionó información adicional en respuesta a las inquietudes planteadas en la sección 3.3.6 de la Decisión de incoación, relativas a la proporcionalidad en caso de que la Comisión considerase que podría detectarse ayuda estatal en el proyecto notificado.

(96) Con arreglo a su comunicación, Hungría asegura que Paks II únicamente destinará la totalidad de los beneficios obtenidos de la actividad de los reactores 5 y 6 a los fines siguientes: a) el proyecto Paks II, que se define como el desarrollo, la financiación, la construcción, la puesta en servicio, la explotación y mantenimiento, el reacondicionamiento, la gestión de residuos y el desmantelamiento de los dos nuevos reactores 5 y 6 VVER en Paks. Los beneficios no se destinarán a financiar inversiones en actividades no incluidas en el ámbito de aplicación del proyecto. b) el pago de los beneficios al Estado húngaro (por ejemplo, mediante dividendos).

(97) Hungría confirmó asimismo que Paks II deberá abstenerse de (re)invertir en la ampliación de su propia capacidad o de su vida útil, así como en la instalación de capacidad adicional de producción que no sean los reactores 5 y 6. En caso de que se hiciese esta nueva inversión, Hungría debería notificarlo a la Comisión para obtener una autorización de ayuda estatal independiente.

3.2.4. POSTURA CON RESPECTO AL EFECTO DE LA MEDIDA SOBRE EL MERCADO INTERIOR

(98) Las autoridades húngaras plantearon que en caso de producirse cualquier efecto falseador, este vería limitada su duración al período de solapamiento entre la eliminación progresiva de los reactores existentes en Paks y la entrada en funcionamiento de los dos nuevos reactores de Paks II. Hungría considera que no es razonable asumir que la vida útil de Paks podría superar los 50 años, por lo que el período de solapamiento sería muy corto.

(99) Por otra parte, desde el punto de vista de Hungría, el período de solapamiento es necesario y razonable si se tiene en cuenta la necesidad de que Paks II esté operativa en el momento en que Paks se acerque al final de la ampliación de su vida útil, y que el desarrollo de Paks II y su puesta en servicio pueden sufrir demoras a consecuencia de la complejidad técnica que implica la puesta en servicio de una nueva central nuclear, así como de factores externos ajenos al control de las partes (por ejemplo, cambios en la legislación, requisitos de seguridad, marco reglamentario). Hungría planteó también que algunos reactores dotados de tecnología VVER de generación III y III+ sufren demoras con respecto al plazo de construcción previsto de Paks II, o se espera que las sufran, tal como se indica en el siguiente cuadro 3. Cuadro 3 Retrasos acumulados en la construcción de reactores VVER de generación III y III+ Emplazamiento (país) Retraso (años) Estado Kudankulam — 1 (India) +5,8 finalizado Kudankulam — 2 (India) +7,0 en curso Novovoronezh II — 1 (Rusia) +1,5 finalizado Novovoronezh II — 2 (Rusia) +2,5 en curso Leningrado II — 1 (Rusia) +2,0 en curso Leningrado II — 2 (Rusia) +2,5 en curso Fuente: autoridades húngaras.

(100) Además, Hungría subraya que Paks y los dos nuevos reactores de Paks II son propiedad de entidades distintas que funcionan de forma independiente, y que el Grupo MVM no tiene relación alguna con el proyecto Paks II ni con Paks II. Asimismo sostiene que, de considerase una concentración entre Paks II y el Grupo MVM, dicha concentración quedaría sujeta a las normas sobre el control de concentraciones.

(101) Según Hungría, el hecho de que las dos empresas sean públicas en principio no cuestiona su autonomía comercial. Por el contrario, puede demostrarse que las empresas son independientes entre sí al contar cada una de ellas con facultades independientes para la toma de decisiones.

(102) Hungría afirma que el Grupo MVM y Paks II son independientes y no están relacionados por las siguientes razones: a) están gestionados por distintos ministerios (el Grupo MVM por el Ministerio de Desarrollo Nacional a través de Hungarian National Asset Management Inc. y Paks II a través de la Oficina del Primer Ministro); b) en el consejo de administración gobierno de ambas empresas no existen cargos directivos compartidos ni comunes; c) existen salvaguardias que impiden el intercambio de información comercial sensible y confidencial entre las empresas; d) los poderes de toma de decisiones de ambas empresas son independientes y están diferenciados entre sí.

(103) Hungría critica las conclusiones de la Comisión que recoge la Decisión de incoación relativas al cálculo de la cuota del Grupo MVM en el mercado húngaro de abastecimiento eléctrico. Hungría sostiene que la cuota de mercado no se examinó en comparación con la de otros productores presentes en el mercado húngaro y que la cuota del Grupo MVM se calculó teniendo en cuenta únicamente la electricidad producida en el país, excluyendo las importaciones.

(104) Basándose en el estudio NERA, Hungría defiende que cualquier posible falseamiento de la competencia debe ser interpretado en un contexto de mercado mayor que el Estado húngaro. En su evaluación del mercado el estudio NERA tiene en cuenta los parámetros siguientes: a) capacidades de producción y capacidades técnicas existentes (por ejemplo, eficiencias, costes de puesta en marcha); b) compromisos de expansión de la capacidad de producción (por ejemplo, central en construcción y nueva energía de fuentes renovables); c) compromisos de cierre de instalaciones existentes (por ejemplo, debido a la Directiva 2001/80/CE); d) capacidades de interconexión; e) combustible utilizado para la producción, CO2 y costes variables de funcionamiento y mantenimiento; f) costes fijos de funcionamiento y mantenimiento que se evitarían en caso de parada de la instalación; g) costes de nueva entrada en servicio.

(105) El argumento que justifica que el mercado que debe evaluarse no se limita a Hungría, sino que es mayor, se basa en que las importaciones electricidad de países vecinos supusieron el 31,4 % del consumo eléctrico húngaro en 2014. Hungría sostiene asimismo que este elevado nivel de interconexión con los países vecinos aumentará todavía más con las nuevas interconexiones que entrarán en funcionamiento entre 2016 y 2021 con Eslovaquia (2×400 kV y 1×400 kV) y Eslovenia (1×400 kV). En su comunicación de 16 de enero de 2017, Hungría aportada más datos sobre los próximos proyectos de líneas de transporte transfronterizas, según los cuales se construirá otra interconexión de 2×400 kV con Eslovaquia para 2029 y para 2030 una de 1×400 kV con Rumanía. Las capacidades totales de interconexión previstas para las importaciones y las exportaciones se recogen en los cuadros 4 y 5. Cuadro 4 Proyecciones de la REGRT de Electricidad sobre las capacidades de interconexión instaladas en Hungría para la importación 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 Cuadro 5 Proyecciones de la REGRT de Electricidad sobre las capacidades de interconexión instaladas en Hungría para la exportación 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) En el estudio también se hace referencia a una fructífera asociación de mercados de abastecimiento de energía con Eslovaquia, Chequia y Rumanía, así como a las propuestas de la REGRT de Electricidad publicadas en octubre de 2015, que definían a Hungría como parte de una única región de capacidad coordinada de Europa Central y Oriental con varios países con los que todavía no cuenta con acuerdos de asociación, incluidos Austria, Alemania y Polonia (40). Hungría sostiene que, en comparación con otros Estados miembros, ya es un mercado de electricidad muy integrado dentro de la Unión Europea, puesto que su capacidad de interconexión es de aproximadamente el 75 % del total de su capacidad de producción interior instalada, es decir, aproximadamente ocho veces más que el objetivo de la UE para los Estados miembros para 2020 y cinco veces más que dicho objetivo para 2030. Desde el punto de vista de Hungría este motivo es suficiente para considerar posibles falseamientos de la competencia a mayor escala.

(107) En lo que se refiere a la implantación de tecnologías nuevas tanto en la situación de hecho como en caso de no contar con Paks II, el estudio NERA considera a las TGCC o las TGCA como tecnologías entrantes, al tiempo que asume que es poco probable que se produzca la incorporación o la salida de otras tecnologías —como las energías renovables, el carbón y la energía nuclear— únicamente por causas económicas por las razones siguientes: a) Tanto en la actualidad como históricamente, las decisiones sobre la incorporación de centrales de energía renovable han dependido sobre todo de programas de ayudas estatales y no de los precios del mercado. Por lo tanto, los modelos que simulan las variables fundamentales del mercado son incapaces de determinar si en la práctica se producirá la incorporación o el cierre de una central de energía renovable. b) Debido a la preocupación por el cambio climático, actualmente la instalación en la UE de centrales de carbón y lignito de nueva construcción sin un sistema de reducción de emisiones es muy polémica, y muchos proyectos son cuestionados mediante procedimientos ante las autoridades competentes o procesos judiciales. Por lo tanto, ya no está claro en qué medida son viables en la UE los proyectos de nueva construcción. c) El desarrollo de una central nuclear de nueva construcción en la UE también depende de una estrategia energética que engloba a la energía nuclear y exige una importante interrelación entre el Gobierno y las autoridades reguladoras en el proceso tanto de planificación como de concesión de permisos. En el caso de una central nuclear, la planificación del desarrollo constituye una empresa mucho mayor que en el caso de las TGCC y las TGCA de gas, y su resultado depende en mayor medida de las políticas nacionales y del criterio de las autoridades reguladoras. Por lo tanto, se asume que no se va construir ninguna otra central nuclear, salvo en aquellos países que ya cuentan con políticas favorables a esta energía y únicamente aquellos proyectos activos que ya están en proceso de construcción o cuentan con un contrato EPC vigente.

(108) El estudio NERA muestra que en la situación de hecho (construcción de Paks II) pueden extraerse las conclusiones siguientes: a) se prevé que la demanda de electricidad crecerá de forma significativa en Hungría hasta 2040; b) actualmente Hungría presenta un déficit de abastecimiento y se ve obligada a importar cantidades significativas de electricidad. Este déficit es todavía mayor para el período entre 2015 y 2025; c) pese a que la entrada en servicio de Paks II está prevista para 2025, Hungría mantiene su posición de importador neto durante todo el período de solapamiento con los reactores de Paks actualmente en funcionamiento, y después de esa fecha nuevamente vuelve aumentar su dependencia de las importaciones; d) según las previsiones de la REGRT de Electricidad, los recursos renovables aumentan en Hungría durante los primeros años de la situación de hecho, y alcanzan el objetivo de que en 2020 las energías renovables supongan el 10,9 % de la electricidad consumida, adoptado en su Plan Nacional de Energías Renovables. Gráfico 7 Previsión de potencia por tecnología y en función de la demanda nacional hasta 2040 (situación de hecho) Fuente: estudio NERA.

(109) Como ya se ha explicado en el anterior considerando 93, el estudio NERA reitera que, en caso de no construirse Paks II, la capacidad similar preferible desde el punto de vista comercial con respecto a otros tipos de inversiones de producción de energía con arreglo a las condiciones del mercado húngaro se proporcionaría mediante TGCA y TGCC. Según el estudio NERA, a pesar de sustituir la mayor parte de la capacidad de la central de Paks II por nueva capacidad de gas en Hungría, el país sigue siendo muy dependiente de las importaciones de electricidad durante todo el período al que corresponde el modelo en la hipótesis de contraste que se basa en la utilización de gas (véase el gráfico 8). Gráfico 8 Previsión de potencia por tecnología y en función de la demanda nacional hasta 2040 (hipótesis de contraste) Fuente: estudio NERA.

(110) Además, Hungría afirma que, debido a la fuerte convergencia entre los precios de su mercado y los de los países vecinos, es probable que sus competidores puedan cubrir su riesgo negociando con la electricidad en mercados vecinos, sin necesidad de negociar directamente con la electricidad húngara. Según Hungría, basándose en el modelo desarrollado en el estudio NERA, el precio de la electricidad de carga de base en el mercado de la región sería el mismo en la hipótesis de contraste (véase el gráfico 9). Gráfico 9 Diferencia de los precios de carga de base en Hungría entre la hipótesis de base y la hipótesis de contraste Fuente: estudio NERA.

(111) Hungría subraya que ha evaluado los posibles efectos de Paks II en un contexto de mercado más amplio. Basándose en el estudio NERA, argumenta que, dado que Eslovaquia es el menor de los mercados vecinos con los que actualmente está asociada Hungría, los posibles efectos de Paks II se dejarían sentir especialmente en dicho país. Según alega, la presencia de Paks II en este mercado asociado se mantendría en torno al 20 % hasta 2040.

(112) En el estudio NERA también se analiza la posibilidad de un mercado asociado mayor (Hungría + Eslovaquia + Rumanía), argumentando que se trata de mercados vecinos directos con los que está asociada actualmente Hungría. Basándose en esto, Hungría sostiene que incluso las cuotas de mercado del Grupo MVM y de Paks II (de entre el 10 y el 20 %) agrupadas en el mercado asociado formado por Hungría + Eslovaquia + Rumanía se situarían muy por debajo del umbral que indica la posibilidad de una posición dominante (véase el gráfico 10). Gráfico 10 Cuotas de mercado del Grupo MVM y de Paks II agrupadas por producción (MWh) en los mercados de Hungría + Eslovaquia + Rumanía Fuente: estudio NERA.

(113) Además, Hungría subraya que, tanto en verano como en invierno, la tecnología empleada para fijar los precios sería la de las centrales eléctricas de carbón y lignito, con costes marginales superiores a los de Paks II, por lo que cabe esperar que Paks II siga siendo un agente económico sin influencia en los precios y no un creador de precios, incluso durante el período de solapamiento de Paks y Paks II, en el que la probabilidad de que la energía nuclear sea la tecnología empleada para determinar los precios será muy inferior al 5 % en todas las horas (véase el gráfico 11). Gráfico 11 Combustible que determina el precio en el mercado eléctrico húngaro Fuente: estudio NERA.

(114) Asimismo, en contra de las conclusiones de la Comisión recogidas en el considerando 144) de la Decisión de incoación, Hungría asegura que la central nuclear de Paks II no generará ningún riesgo de liquidez en el mercado mayorista al limitar el número de ofertas de abastecimiento. Según sostiene, como instalación de producción independiente, la nueva central eléctrica debería contribuir a mejorar la liquidez y la diversidad del abastecimiento de producción eléctrica. Hungría señala además que en la actualidad Paks II no cuenta con una base de clientes a la que venderle directamente la electricidad sin negociar en el mercado.

(115) Hungría se basa en una serie de argumentos presentados por el Reino Unido en el asunto Hinkley Point C (41) sobre un posible falseamiento de la competencia y manifiesta que también se aplicarían a Paks II. Dichos argumentos son los que se exponen a continuación: a) la medida conservaría la exposición del beneficiario a las fuerzas del mercado y otros incentivos para competir en el mercado mayorista de energía eléctrica. Hungría mantiene este argumento y añade que no ofrecería apoyo operativo a Paks II mediante contratos por diferencias; b) la medida no tendría ningún efecto significativo sobre los flujos de interconexión y los incentivos para invertir en dichas interconexiones con países vecinos. Hungría reitera que el mercado eléctrico húngaro ya está bien interconectado y que existen cuatro proyectos de interconexión en desarrollo; c) la medida no incidiría en las diferencias de precios entre Hungría y los mercados vecinos que actualmente se encuentran enlazados mediante interconexiones.

(116) Además, en su comunicación de 28 de julio de 2016, Hungría aportó información adicional en respuesta a las inquietudes planteadas por la Comisión en la sección 3.3.7 de la Decisión de incoación relativas al sopesamiento general de cualquier efecto falseador de la medida sobre el mercado interior en caso de que la Comisión considerase que la medida podría suponer una ayuda estatal.

(117) En su comunicación, Hungría asegura que Paks II, sus sucesoras y filiales serán plenamente independientes desde el punto de vista legal y estructural, tendrán poder de decisión autónomo con arreglo a lo dispuesto en los apartados 52 y 53 de la Comunicación sobre cuestiones jurisdiccionales relativa al control de las concentraciones (42), y se mantendrán, gestionarán y funcionarán de forma independiente y sin conexión con el Grupo MVM y todos sus negocios, sus sucesoras y filiales, así como con otras empresas controladas por el Estado activas en la producción y la venta mayorista o minorista de energía.

(118) Por otra parte, en lo que se refiere a la venta de electricidad procedente de Paks II, en esa misma comunicación Hungría deja claro que la estrategia de negociación de la potencia de salida de Paks II será una estrategia de optimización de los beneficios comerciales en condiciones igualdad aplicada por medio de acuerdos comerciales celebrados mediante ofertas compensadas en una bolsa o plataforma de negociación transparente. Asimismo, Hungría afirma que la estrategia de negociación de la potencia de salida (excluido el consumo propio de Paks II) deberá diseñarse de la forma siguiente: a) Nivel 1. Paks II deberá vender al menos el 30 % de su producción total de electricidad en los mercados diario, intradiario y de futuros de la Hungarian Power Exchange (HUPX). Podrá recurrirse a otras bolsas de electricidad similares con el acuerdo o el consentimiento previo de los servicios de la Comisión, que deberá ser otorgado o denegado en el plazo de dos semanas contadas a partir de la solicitud por parte de las autoridades húngaras. b) Nivel 2. El resto de la producción total de electricidad de Paks II deberá ser vendida por esta mediante subasta con arreglo a condiciones objetivas, transparentes y no discriminatorias. El regulador húngaro de la energía se encargará de determinar las condiciones de dichas subastas, que serán similares a los requisitos de subasta impuestos a MVM Partner (decisión 741/2011 del regulador húngaro). Hungría confirma que el regulador húngaro de la energía deberá supervisar también el desarrollo de dichas subastas. Hungría confirmó asimismo que la plataforma de subasta de este nivel 2 estará operada por Paks II y se garantizará que tanto la oferta como la demanda estén a disposición de todos los operadores con licencia o registrados en condiciones de igualdad y con las mismas condiciones de mercado. Hungría se compromete a que el sistema de compensación de ofertas será verificable y transparente, y a que no se impondrán restricciones al uso final de la electricidad adquirida.

3.3. OBSERVACIONES ADICIONALES PLANTEADAS POR HUNGRÍA EN RESPUESTA A LA DECISIÓN DE INCOACIÓN

(119) Hungría declara que, en la medida en que el proyecto se incluye en el ámbito de aplicación del Tratado Euratom (por ejemplo, el artículo 41 y el anexo II, los artículos 52 a 66 y el artículo 103), el Gobierno de Hungría no considera que el TFUE, y en particular las normas sobre ayudas estatales recogidas en los artículos 107 y 108 del TFUE, le sean de aplicación. Alega que el Tratado Euratom constituye lex specialis con respecto al TFUE. Por consiguiente, en caso de que el ejercicio de las competencias con arreglo al Tratado Euratom se viese impedido por el ejercicio de las competencias derivadas del TFUE, prevalecerán las disposiciones establecidas en el primero. A fin de respaldar dicha afirmación, Hungría se basa en la Decisión de la Comisión Kernkraftwerke en el asunto Lippe-Ems GmbH (43).

(120) Hungría observa que, aunque el Tratado Euratom no establece una serie de normas concretas relativas a las ayudas estatales, el artículo 6, letra d), y el artículo 70 de dicho Tratado ilustran que no existe una prohibición general contra las ayudas estatales, y que en casos concretos se promueve que los Estados miembros otorguen subvenciones.

(121) Hungría destaca que la financiación del proyecto en el sector nuclear deberá estar sujeta a una obligación de notificación con arreglo al artículo 43 del Tratado Euratom. Alega además que, con arreglo al Reglamento (CE) n.o 1209/2000 de la Comisión (44), en caso de que exista algún proyecto nuevo, el Estado miembro en cuestión deberá facilitar datos sobre los métodos de financiación. Hungría sostiene haber facilitado toda la información necesaria con arreglo a los artículos 41 y 43 del Tratado Euratom y, dado que el contrato de suministro de combustible (45) fue aprobado en abril de 2015 por la Agencia de Abastecimiento de Euratom, Hungría considera que la Comisión no podría afirmar ahora que la financiación del proyecto podría ser ilegal.

(122) Hungría compara el Tratado Euratom con el Tratado CECA basándose en que ambos son de carácter sectorial y argumenta que este último contiene una prohibición de mucho mayor alcance en lo referente a la ayuda estatal que, en la práctica, es acorde a lo dispuesto en el artículo 107 del TFUE en virtud de los artículos 67 y 95 del Tratado CECA. Según Hungría, al aplicar las normas sobre ayuda estatal establecidas en el TFUE, la Comisión habría tergiversado el objetivo regulador que perseguían quienes redactaron el Tratado Euratom, en el que no se incluye ninguna disposición específica sobre las ayudas estatales.

(123) Hungría manifiesta además que ninguna otra inversión de capital en la construcción de una central nuclear en la Unión ha sido objeto jamás de investigación por parte de la Comisión por una ayuda estatal, incluidas las de Flamanville o Hanhikivi. Desde el punto de vista de Hungría, la inversión en Hinkley Point C únicamente fue objeto de escrutinio por ayuda estatal debido a sus características financieras específicas (como una garantía de crédito del Estado y el contrato por diferencias) a diferencia de otras inversiones en Europa.

4. OBSERVACIONES DE LAS PARTES INTERESADAS

4.1. OBSERVACIONES SOBRE LA EXISTENCIA DE AYUDA

(124) Las observaciones recibidas por la Comisión de los terceros que se detallan a continuación recogían análisis e información cuantitativa relativa a la existencia de medidas: — Comunicación del diputado húngaro al Parlamento Europeo, D. Benedek Jávor («comunicación Jávor»), — Comunicación de Greenpeace («comunicación GP») incluido un estudio elaborado por sus asesores económicos, Candole Partners («estudio Candole») (46), — Comunicación de EnergiaKlub («comunicación EK»), incluido un estudio elaborado por Balazs Felsmann («estudio Felsmann») (47).

Comunicación Jávor

(125) La comunicación Jávor se concentra en los costes para la propietario, que son aquellos no incluidos en el contrato EPC (véase la sección 2.5.2 de la presente Decisión), y afirma que estos costes pueden haberse subestimado en gran medida. En concreto, la comunicación plantea las siguientes alegaciones: a) Dado que el contrato EPC de Paks II se basó en el «diseño de Leningradskaya» (48), es razonable considerar que será necesario hacer una inversión adicional en seguridad de al menos 1 000 millones EUR. b) El sistema de refrigeración mediante agua dulce no es suficiente para enfriar el agua en caso de que Paks y Paks II funcionen de forma paralela durante los días cálidos de verano. Esto supondría una carga adicional para el medio ambiente y requeriría invertir en un sistema de refrigeración basado en una torre de refrigeración más eficiente, que es aproximadamente un 40 % más cara que un sistema de refrigeración directa. c) Es poco probable que el importe que se prevé depositar en el Fondo Nuclear Central sea suficiente para el almacenamiento de residuos radiactivos y el desmantelamiento. En particular, el almacenamiento provisional, el depósito definitivo de residuos nucleares y el desmantelamiento costarían 150 millones EUR, 1 540 millones EUR y 1 734 millones EUR, respectivamente. d) El coste de la actualización de la red necesaria para la integración de los nuevos bloques de la central nuclear, incluidas las inversiones tanto en el sistema de cable de 400 kV como en el cable auxiliar de alta tensión de 120 kV, puede ascender incluso a 1 600 millones EUR. e) El coste de las inversiones necesarias para cumplir con la actual normativa aplicable a la red, tanto en lo que se refiere a una central eléctrica de acumulación por bombeo, como a instalaciones de producción adicionales que proporcionen las reservas de seguridad —que, tal como exige la ley, deben equivaler a la mayor instalación nacional de producción de electricidad—, ascendería a 1 200 millones EUR. f) Las pérdidas derivadas de la reducción del funcionamiento de una de las dos centrales nucleares vecinas por motivos de equilibrio del sistema podría implicar una pérdida financiera total de aproximadamente 1 200 millones EUR. g) Entre varios impuestos y derechos no incluidos en el contrato EPC pueden sumar 1 800 millones EUR más.

(126) En la comunicación se sostiene que las partidas de costes que se enumeran en el considerando 125 deberían sumarse a los costes del proyecto, lo que a su vez reduciría de forma significativa su tasa interna de rentabilidad. Indica asimismo que dicha tasa interna de rentabilidad del proyecto se vería reducida todavía más por los retrasos y una menor vida útil de la central.

Estudio Candole

(127) El estudio Candole se basa en las afirmaciones y la información incluidas en el análisis económico y analiza la viabilidad del proyecto Paks II. En concreto, alega que las previsiones de precios utilizadas en el análisis económico podrían ser excesivamente optimistas y que con unas previsiones de precios más realistas el proyecto generaría pérdidas incluso si se aceptasen las hipótesis operativas del análisis económico.

(128) A fin de ilustrar esta afirmación, el estudio Candole desarrolla su propia previsión del precio de la electricidad a largo plazo. En particular, hace una previsión de los precios futuros de la electricidad a largo plazo empleando previsiones de precios para el carbón, el petróleo y el gas extraídas de la edición de 2015 de la World Energy Outlook de la Agencia Internacional de Energía (WEO 2015 de la AIE) y calcula el coste marginal de producción de varios tipos de productores (49). Por otra parte, también elabora una previsión independiente para distintos escenarios futuros que se analizan en la publicación WEO 2015 de la AIE, a saber: i) el «escenario de nuevas políticas» que corresponde a las políticas y las medidas de aplicación que afectan a los mercados de la energía adoptadas hasta unos pocos meses antes de que el WEO 2015 de la AIE fuese a imprenta, conjuntamente con las correspondientes intenciones políticas declaradas, ii) el «escenario de políticas actuales», correspondiente a las políticas promulgadas unos meses antes de que el estudio Candole fuese a imprenta, y iii) el «escenario de precio bajo del petróleo» que analiza las implicaciones de que se mantengan bajos los precios (derivadas del descenso del precio del crudo) en el sistema energético (50). En el gráfico siguiente se ilustran las previsiones del precio de la electricidad a largo plazo obtenidas para cada uno de los tres escenarios. Gráfico 12 Curvas de previsión del precio de la electricidad a largo plazo (EUR/MWh) Fuente: Candole Partners.

(129) El gráfico ilustra que el escenario de políticas actuales implica unos precios futuros de la electricidad ligeramente mayores, mientras que el escenario de precio bajo del petróleo implica unos precios futuros mucho menores que los que recoge el escenario de nuevas políticas, que es el utilizado en las comunicaciones de Hungría.

(130) Además de las previsiones del gráfico 12, el estudio Candole compara también la previsión del precio de la electricidad a largo plazo basada en el escenario de precio bajo del petróleo del WEO 2015 de la AIE con los contratos de futuros negociados (a fecha de febrero de 2016) en las bolsas de electricidad alemana y húngara. Estas curvas se presentan a continuación en el gráfico 13. Gráfico 13 Curvas de previsión del precio de la electricidad a largo plazo (EUR/MWh) Fuente: Candole Partners.

(131) Como señala el gráfico, hasta 2022, fecha en la que pueden negociarse los contratos germano-austriacos, los precios de los contratos de futuros alemanes se sitúan por debajo de la previsión para el precio del escenario de precio bajo del petróleo descrito en el WEO 2015 de la AIE. Esto mismo se aplica a los contratos de futuros de la bolsa húngara, que pueden negociarse hasta 2019 (51).

(132) Basándose en estas consideraciones, el estudio Candole indica que, conforme a las previsiones para el precio de la electricidad a largo plazo que se recogen en el análisis económico, el proyecto Paks II generaría pérdidas incluso aunque se aceptasen las hipótesis operativas del análisis económico (52).

Comunicación EK

(133) La comunicación EK identifica carencias potenciales de la Decisión de incoación de la Comisión, así como puntos problemáticos del análisis económico húngaro. También destaca algunos de los riesgos a los que podría enfrentarse el proyecto. Por último, presentó el estudio Felsmann, a modo de análisis cuantitativo de la viabilidad de Paks II. Dicho estudio calcula el valor actual neto del proyecto Paks II empleando los costes operativos de la actual Paks y llega a la conclusión de que en la mayoría de los escenarios analizados el proyecto generaría pérdidas.

(134) Con relación a la Decisión de incoación, la comunicación EK señala que algunas partidas de costes no se habían tenido en cuenta en la evaluación presentada en la Decisión de incoación o no se consideraron en su totalidad. Por ejemplo, afirma que no queda claro en qué medida el importe que figura en el contrato EPC incluía los posibles costes adicionales de seguridad nuclear, los costes de desarrollo de la red que requiere la integración de los dos nuevos reactores de Paks II en el sistema o la construcción de un sistema de refrigeración adecuado. La comunicación también plantea dudas relativas a si se han reflejado forma exacta los costes de los estudios preliminares, de los permisos y de comunicación.

(135) Por otra parte, la comunicación sostiene que puede que se hayan infravalorado las cifras de costes de entre 2,1 y 2,7 EUR/MWh correspondientes a los residuos y el desmantelamiento, ya que dicha cifra es de 4,5 EUR/MWh en el caso de la actual Paks. Por otra parte, también subraya la incidencia negativa del proyecto sobre los presupuestos futuros del gobierno central, lo cual considera que entraría en conflicto con el sistema de contabilidad estadística y la norma de la Unión relativa al incremento de la deuda (53). Por último, esta comunicación destaca el riesgo de corrupción, que tiene que ver principalmente con el tamaño del proyecto y la ventaja de información del proveedor y el propietario (54).

(136) Con relación al análisis económico elaborado por Hungría, la comunicación cuestiona el elevado factor de carga (92 %) empleado en los cálculos, en especial durante el funcionamiento en paralelo de Paks y Paks II, durante períodos de escasa demanda, y también la validez de las previsiones de precios empleadas en él.

(137) En lo referente a los distintos tipos de riesgos que plantea el proyecto, la comunicación EK subraya la posible repercusión de los retrasos en el proyecto y los sobrecostes, así como la necesidad de apoyo estatal adicional durante la vida útil del proyecto.

(138) Para respaldar sus inquietudes relativas a la viabilidad del proyecto Paks II, la comunicación EK hace referencia al estudio Felsmann. En dicho estudio se calcula el valor actual neto del proyecto Paks II mediante los costes operativos de la actual Paks (que incluye un reacondicionamiento de la central a medio plazo) y una serie de cifras alternativas (es decir, 75, 85 y 92 %) para el índice de utilización con algunas previsiones del precio de la electricidad basadas en fuentes internacionales de acceso público (como la US Energy Information Administration o la UK National Grid). El estudio constata que en la mayoría de los escenarios analizados el proyecto generaría pérdidas, lo cual implica la existencia de ayuda estatal.

Gobierno de Austria

(139) Austria sostiene que la construcción y el funcionamiento de las centrales nucleares no son rentables si se tienen en cuenta todos los costes asociados que deben asumirse conforme al principio de «quien contamina paga». Según Austria, en lo que se refiere a la inversión en Paks II, no se cumple con el PIEM. Austria argumenta que no existen pruebas de que los estudios económicos presentados por Hungría a la Comisión se hayan realizado con la diligencia debida, ni de que los costes considerados en los cálculos incluyan todos los costes posibles con arreglo al principio de «quien contamina paga».

(140) Austria afirma también que se cumplen las restantes condiciones para que exista ayuda estatal.

Otras comunicaciones sobre la existencia de ayuda

(141) Paks II alegó que la Decisión de incoación había empleado de forma incorrecta una única curva de previsión de precios, especialmente teniendo en cuenta la larga duración del proyecto. En algunas de sus observaciones también se señala que la Comisión se equivoca al utilizar los gastos de explotación y mantenimiento de la actual Paks para justificar los gastos de explotación y mantenimiento de las nuevos reactores 5 y 6 de generación III+. Por otra parte, Paks II subraya que, pese a que su decisión de inversión inicial se tomó en el momento de la firma del contrato EPC y que dicho compromiso se formalizó únicamente para la fase de desarrollo del gasto, ya que el compromiso final de Paks II hacia los gastos del período de construcción se produce en un momento concreto futuro. Paks II manifiesta que, en ese momento futuro, si las cuentas del proyecto se ven modificadas a consecuencia de cambios externos del mercado, la empresa podrá decidir no seguir con el proyecto, aunque esta posibilidad es muy poco probable. Paks II se refiere asimismo al informe elaborado por Rothschild & Co para el Gobierno húngaro («estudio Rothschild») (55), que extrae la conclusión de que el rango de la tasa interna de rentabilidad podría alcanzar el 12 %, porcentaje notablemente mayor que el rango de entre el 6,7 y el 9 % mencionado por la Comisión en la Decisión de incoación. Por último, Paks II señala que los rangos del CMPC y la tasa interna de rentabilidad calculados por la Comisión se solapan y, por lo tanto, cabe esperar que el proyecto proporcione una remuneración adecuada.

(142) Enersense Group afirma que la fórmula del CMPC que empleó la Comisión no es exacta, puesto que aplicó factores excesivamente conservadores para determinarlo. En su opinión, el coste de la deuda adecuado que debería aplicarse al elemento CMPC de la evaluación del PIEM es del 4,5 % antes de impuestos o del 3,6 % después de impuestos, con ajustes menores previstos con el tiempo. Según alega, dado que el proveedor ruso proporciona aproximadamente el 80 % de la financiación del precio del contrato, la rentabilidad de la inversión deberá basarse en un apalancamiento del 80 %, a fin de reflejar la fuente de los fondos de inversión, en consonancia con otras centrales nucleares. Según Enersense Group, si se asume un coste del capital del 11 % y un coste de la deuda después de impuestos del 3,6 %, y se aplica una reducción del 80 % basada en el apalancamiento, el CMPC debería ser del 5,1 %. Por otra parte, alega que este debería aumentar hasta 6,2 % en caso de que se haya aplicado una reducción basada en un apalancamiento del 65 %. A modo de conclusión, indica que la rentabilidad de la inversión se vería mejorada de forma considerable si se optase por un factor de apalancamiento y de coste de la deuda basado en el mercado.

(143) Varias partes interesadas plantearon argumentos adicionales relativos a que el CMPC se reduce de forma considerable en cuanto la central se conecta a la red, al tiempo que aumenta el valor de la empresa. Por consiguiente, la central podría venderse por partes o en su totalidad a un precio similar al de otras instalaciones nucleares actualmente operativas. Se alega que los cálculos de la Comisión recogidos en la Decisión de incoación no reflejan esta flexibilidad de inversión.

(144) La Comisión recibió también observaciones sobre la importancia de evaluar de forma completa e incluir los costes de oportunidad que supone eliminar la tecnología nuclear de la combinación de fuentes de energía del país en un contexto de importantes cambios en la actual cartera de capacidad de producción energética. Según estas observaciones, además de los modelos sobre la «rentabilidad de la inversión» o el «flujo de caja actualizado», es importante considerar que el proyecto Paks II supone una inversión considerable en un sector existente que aporta valor real, y no solo una oportunidad de «inversión en cartera» o mediante la especulación a corto plazo. Tal como exponen, dichas características deben reflejarse también en los cálculos de la Comisión relativos a la viabilidad del proyecto.

(145) Varias de las observaciones hacen referencia a la conclusión del estudio Rothschild de que el proyecto puede ser viable únicamente basándose en condiciones de mercado, pese a que se sustente en premisas muy pesimistas. Algunas afirman también que las hipótesis principales relativas a los precios futuros de la electricidad son bastante moderadas y que está previsto que los precios aumenten después de 2025. Según esto, Paks II no obtendría una ventaja.

(146) Con arreglo a algunas observaciones, el hecho de que el proyecto se lleve a cabo mediante un contrato EPC conforme a una base llave en mano lo haría atractivo para cualquier inversor en una economía de mercado y, por lo tanto, Hungría también estaría invirtiendo con arreglo a condiciones del mercado.

4.2. OBSERVACIONES SOBRE LA POSIBLE COMPATIBILIDAD DE LA MEDIDA CON EL MERCADO INTERIOR

4.2.1. OBSERVACIONES RELATIVAS AL OBJETIVO DE INTERÉS COMÚN

(147) Austria, IG Windkraft, Oekostorm AG y otros terceros afirman que, con arreglo a los principios que se establecen en el artículo 107, apartado 3, del TFUE, no se considera compatible con el mercado interior subvencionar la construcción y el funcionamiento de nuevas centrales nucleares. La energía nuclear no sería una tecnología para la producción de electricidad nueva, innovadora ni sostenible que pueda contribuir a conseguir el objetivo de que la Unión aumente su proporción de producción de energía mediante tecnologías renovables. Por consiguiente, el proyecto no debería recibir apoyo temporal hasta que alcance la madurez de mercado.

(148) Austria afirma que el artículo 2, letra c), y el artículo 40 del Tratado Euratom no permiten que se considere la promoción de nuevas inversiones en energía nuclear como un objetivo de interés común, debido a que a partir del Tratado Euratom no cabe interpretar ningún interés común en el sentido del artículo 107, apartado 3, del TFUE. Además, con arreglo al TFUE, dicho objetivo estaría en conflicto con otros objetivos de la Unión, como son el principio de cautela, según el artículo 191, y el principio de sostenibilidad, según el Programa Horizonte 2020 (56).

(149) Según varias comunicaciones, el proyecto contribuiría a los objetivos de despliegue de instalaciones nucleares para toda Europa, así como a la investigación nuclear, también reconocidos en el Tratado Euratom.

(150) Muchas de las observaciones afirman que la Comisión debería reconocer el hecho de que la energía nuclear aportaría una fuente de energía limpia y con baja emisión de carbono como un objetivo común de la Unión que justifica la inversión.

(151) Algunas de las observaciones hacen referencia al artículo 194, apartado 2, del TFUE, que permite a los Estados miembros determinar su combinación de producción de energía. En las observaciones se señala que la combinación de producción de energía prevista por Hungría forma parte de la Estrategia Nacional de Energía y se basa en la energía nuclear, el carbón y las energías renovables. Con arreglo a esta base, la inversión podría ser justificable.

(152) La Comisión recibió también observaciones que señalan que la nuclear es una fuente de energía a muy largo plazo, segura y fiable, en la combinación de producción de energía de la Unión. En dichas observaciones se afirmaba que la electricidad producida con centrales nucleares podría contribuir de forma significativa a la seguridad del abastecimiento a largo plazo normalmente a niveles de capacidad altos (entre el 85 % y el 90 %). Otras partes interesadas plantearon que, debido a la importante brecha en la capacidad instalada futura que está previsto que se produzca para 2030 por el desmantelamiento progresivo de los reactores existentes en Paks y a la dependencia de las importaciones de electricidad, el proyecto podría ser una opción ideal para garantizar la seguridad de abastecimiento de Hungría y reducir la dependencia de los combustibles.

(153) Ante la Comisión se plantearon argumentos relativos a que completar el proyecto contribuiría al crecimiento de la región, principalmente mediante la creación de empleo. Además, algunas observaciones apuntan a que participar en el proyecto constituye una importante oportunidad para las empresas de la Unión de todos los tamaños, lo cual contribuiría a impulsar la cadena de suministro de las empresas. Dichas observaciones sugieren que el crecimiento previsto constituye un interés común que podría justificar que se llevase a cabo el proyecto.

4.2.2. OBSERVACIONES RELATIVAS A LA IDONEIDAD DE LA MEDIDA

(154) Según IG Windkraft y EnergiaKlub, la medida es inadecuada si se tiene en cuenta el gasto del proyecto en comparación con las posibles alternativas para hacer frente a la brecha en la capacidad instalada futura de electricidad. Una subvención de similar cuantía podría producir una cantidad de electricidad anual mucho mayor si se invirtiera en otras fuentes de energía, como son las tecnologías renovables.

4.2.3. OBSERVACIONES RELATIVAS A LA NECESIDAD DE LA MEDIDA Y AL EFECTO INCENTIVADOR

(155) Austria afirma que la Comisión ha definido de forma incorrecta el mercado relevante para evaluar si puede existir o no una deficiencia del mercado, es decir, el mercado de la energía nuclear húngaro. Asegura Austria que el mercado relevante correcto sería el mercado interior liberalizado de electricidad de la Unión. Alega además que no existe ninguna deficiencia del mercado con respecto a la producción de electricidad y el abastecimiento en el mercado interior de la electricidad. Por el contrario, los precios de la electricidad descenderían, en parte debido a la suficiencia de las capacidades de producción. Además, Hungría está bien interconectada con las redes de los Estados miembros vecinos.

(156) Austria e IG Windkraft afirman que en caso de que Hungría se enfrentase a un problema de seguridad de abastecimiento, las centrales nucleares no serían el medio adecuado para hacerle frente. Alegan que puede ser más adecuado optar por fuentes de energía más respetuosas con el medio ambiente, flexibles y baratas mediante instalaciones descentralizadas de pequeño tamaño. Además, Austria señala que las centrales nucleares son sensibles a las olas de calor a causa de su requisitos de refrigeración y los Estados miembros dependen prácticamente en su totalidad de las importaciones de mineral de uranio.

(157) En opinión de terceros, el mercado por sí solo se encargaría de construir nuevas capacidades de producción de electricidad. El hecho de que Hungría dependa de las importaciones de electricidad no constituiría una deficiencia del mercado y, en concreto, no se trataría de una que pudiera abordarse con una central nuclear. Las observaciones planteadas demuestran que la importación de electricidad más barata procedente de otros Estados miembros constituye un efecto normal y aceptable del funcionamiento del mercado y no una deficiencia de este. Esto simplemente indica la capacidad para adquirir materias primas al menor precio de mercado posible. Con arreglo a las observaciones recibidas, los precios de la energía están condicionados por diversos factores, entre ellos los precios de las materias primas, la oferta y la demanda. En el caso concreto de Europa, el descenso de los precios de la electricidad sería una reacción al exceso de capacidad de producción. Dado que esto podría considerarse la reacción de un mercado que funciona de forma eficiente, no podría argumentarse que el descenso de los precios de la energía en el mercado como consecuencia de las importaciones constituiría una deficiencia del mercado como justificación para construir nueva capacidad nuclear.

(158) Según las observaciones recibidas, incluso en caso de que se produjese una deficiencia del mercado en el sector de la producción de electricidad, Hungría debería considerar más opciones de forma transparente y no discriminatoria.

(159) Otras observaciones apuntan a que, aunque los retos que plantea la inversión en energía nuclear son de sobra conocidos, incluida la elevada inversión de capital inicial y la necesidad de apoyo tanto público como privado, reconocer estas dificultades no equivale a determinar que el desarrollo de la energía nuclear tiene que ver con una deficiencia del mercado. Estas mismas observaciones subrayan que, a pesar de que la Comisión llegó a la conclusión de que en el caso de Hinkley Point C existía una deficiencia del mercado, no debería asumirse que todas las inversiones en energía nuclear únicamente podrían llevarse a c