RO Jurnalul Oficial al Uniunii Europene L 317/45

DECIZIA (UE) 2017/2112 A COMISIEI

din 6 martie 2017

privind măsura/schema de ajutoare/ajutorul de stat SA.38454-2015/C (ex 2015/N) pe care Ungaria intenționează să o pună în aplicare pentru sprijinirea dezvoltării a două noi reactoare nucleare pe amplasamentul centralei nucleare Paks II

[notificată cu numărul C(2017) 1486]

(Numai textul în limba engleză este autentic)

(Text cu relevanță pentru SEE)

COMISIA EUROPEANĂ,

având în vedere Tratatul privind funcționarea Uniunii Europene, în special articolul 108 alineatul (2) primul paragraf,

având în vedere Acordul privind Spațiul Economic European, în special articolul 62 alineatul (1) litera (a),

după ce părțile interesate au fost invitate să își prezinte observațiile (1) și având în vedere observațiile acestora,

întrucât:

1. PROCEDURA

(1) Pe baza articolelor din presă și a unor contacte neoficiale cu autoritățile maghiare, la 13 martie 2014 Comisia a demarat o anchetă preliminară privind un posibil ajutor de stat implicat în construcția centralei nucleare Paks II („Paks II”) cu numărul de caz SA.38454 (2014/CP).

(2) După mai multe schimburi de informații și reuniuni oficiale, la 22 mai 2015 autoritățile maghiare au notificat măsura din rațiuni de securitate juridică, precizând că proiectul nu a presupus ajutor de stat în sensul articolului 107 din Tratatul privind funcționarea Uniunii Europene („TFUE”).

(3) Prin scrisoarea din 22 mai 2015, Ungaria a notificat Comisiei o măsură de furnizare a unei contribuții financiare pentru dezvoltarea a două noi reactoare nucleare pe amplasamentul centralei Paks.

(4) Prin scrisoarea din 23 noiembrie 2015, Comisia a informat Ungaria asupra deciziei sale de a iniția procedura prevăzută la articolul 108 alineatul (2) din TFUE în ceea ce privește măsura în cauză („decizia de inițiere a procedurii”). Decizia Comisiei a fost publicată în Jurnalul Oficial al Uniunii Europene (2). Comisia a invitat părțile interesate să își prezinte observațiile.

(5) La 29 ianuarie 2016, Ungaria și-a prezentat observațiile cu privire la decizia de inițiere a procedurii.

(6) Comisia a primit observații de la părțile interesate. Acestea au fost transmise Ungariei, căreia i s-a acordat posibilitatea de a răspunde. Comentariile acesteia au fost primite prin scrisoarea din 7 aprilie 2016.

(7) Ungaria a transmis informații suplimentare la 21 aprilie, 27 mai, 9 iunie, 16 iunie, 28 iulie 2016, 16 ianuarie 2017 și 20 februarie 2017.

(8) La 12 septembrie 2016, autoritățile maghiare au acceptat o derogare de la regimul lingvistic și au fost de acord ca decizia să fie adoptată în limba engleză ca limbă autentică.

2. DESCRIEREA DETALIATĂ A MĂSURII

2.1. DESCRIEREA PROIECTULUI

(9) Măsura constă în dezvoltarea în Ungaria a două noi reactoare nucleare (unitățile 5 și 6), a căror construcție este finanțată integral de statul maghiar în beneficiul entității Paks II (societatea MVM Paks II Nuclear Power Plant Development Private Company Limited by Shares) care va deține și va exploata noile reactoare.

(10) Federația Rusă și Ungaria au încheiat un acord interguvernamental (AIG) privind un program nuclear la 14 ianuarie 2014 (3). În temeiul AIG, cele două țări cooperează în ceea ce privește întreținerea și dezvoltarea ulterioară a actualei centrale nucleare Paks („CN Paks”). Aceasta include proiectarea, construcția, punerea în funcțiune și dezafectarea a două noi unități 5 și 6 cu reactoare de tip VVER (moderate și răcite cu apă), prevăzute cu o capacitate instalată pentru fiecare unitate de cel puțin 1 000 MW (4) pe lângă unitățile 1-4 existente. Exploatarea unităților 5 și 6 este destinată să compenseze pierderea capacității atunci când unitățile 1-4 (cu o capacitate totală de 2 000 MW) vor fi scoase din uz. Ungaria a susținut că unitățile 14 vor fi operaționale până la sfârșitul anului 2032, 2034, 2036 și, respectiv, 2037, fără perspectiva unei extinderi a duratei de viață.

(11) În temeiul AIG (5), atât Rusia, cât și Ungaria ar desemna o organizație cu experiență, deținută și controlată de stat, care ar fi responsabilă din punct de vedere financiar și tehnic de îndeplinirea obligațiilor care îi revin în calitate de contractant/proprietar în legătură cu proiectul.

(12) Rusia a desemnat societatea pe acțiuni Nizhny Novgorod Engineering Company Atomenergoproekt („JSC NIAEP”) pentru construcția noilor reactoare (unitățile 5 și 6), iar Ungaria a desemnat societatea MVM Paks II Nuclear Power Plant Development Private Company Limited by Shares (1) („Paks II”) pentru deținerea și exploatarea celor două reactoare.

(13) În timp ce AIG stabilește drepturile și obligațiile generale în materie de cooperare nucleară între cele două țări, punerea în aplicare detaliată a AIG urmează să fie prevăzută în acorduri separate, denumite „acorduri privind punerea în aplicare” (6), după cum urmează: (a) contractul de inginerie, de achiziții publice și de construcție pentru construirea celor două noi unități 5 și 6 cu reactoare de tip VVER 1200 (V491) pe amplasamentul centralei Paks va fi denumit „contractul IAPC”; (b) contractul care prevede termenii și condițiile cooperării în ceea ce privește exploatarea și întreținerea noilor reactoare va fi denumit „contractul privind exploatarea și întreținerea”; (c) acordul privind condițiile de alimentare cu combustibil și de gestionare a combustibilului uzat.

(14) La 9 decembrie 2014, JSC NIAEP și Paks II au încheiat contractul IAPC, care prevede că cele două noi unități 5 și 6 ar urma să devină funcționale în 2025 și, respectiv, 2026.

(15) În mod separat, Rusia s-a angajat să ofere Ungariei un împrumut de stat pentru finanțarea dezvoltării Paks II. Împrumutul este reglementat de un acord interguvernamental de finanțare („AIG de finanțare”) (7) și prevede o facilitate de credit de tip „revolving” în valoare de 10 miliarde EUR, limitată la utilizarea exclusivă pentru proiectarea, construcția și punerea în funcțiune a unităților 5 și 6 ale Paks II.Ungaria va utiliza această facilitate de credit de tip „revolving” pentru a finanța în mod direct investițiile în Paks II necesare pentru proiectarea, construcția și punerea în funcțiune a noilor unități 5 și 6, astfel cum se stabilește în AIG de finanțare. Pe lângă AIG de finanțare, Ungaria va furniza o sumă suplimentară de până la 2,5 miliarde EUR din bugetul propriu pentru finanțarea investițiilor în Paks II.

(16) În afară de sprijinul pentru investiții indicat în considerentul 15, Ungaria nu intenționează să acorde niciun alt sprijin financiar pentru Paks II după construirea unităților 5 și 6. Noile unități vor funcționa în condiții de piață, fără nicio sumă fixă a veniturilor sau un preț garantat fix. Ungaria consideră că, în această etapă, obținerea unui împrumut direct de către Paks II nu va fi necesară.

2.2. OBIECTIVUL MĂSURII

(17) Astfel cum s-a explicat în decizia de inițiere a procedurii, CN Paks este singura centrală nucleară care funcționează în Ungaria. Aceasta aparține 100 % comerciantului și producătorului de energie electrică deținut de stat Magyar Villamos Művek Zártkörűen Működő Részvénytársaság („MVM Group”) (8). Cele patru unități ale sale au o capacitate totală instalată de 2 000 MW, fiecare dintre acestea fiind dotată în prezent cu tehnologie rusă (reactor de tip VVER-440/V213). Unitățile vor fi eliminate treptat până în 2037 (a se vedea considerentul 10).

(18) Producerea de energie electrică din surse nucleare joacă un rol strategic în mixul energetic al Ungariei, întrucât aproximativ 50 % din întreaga energie electrică produsă pe piața maghiară provine de la cele patru reactoare existente ale CN Paks (9).

(19) Pe baza următoarelor obiective: — menținerea unei părți rezonabile din resursele naționale; și — reducerea dependenței de importuri a Ungariei, păstrându-se în același timp coerența cu politica națională în domeniul climei, guvernul a solicitat MVM Group să analizeze alternative la extinderea producerii de energie electrică în centralele nucleare. MVM Group a pregătit un studiu de fezabilitate care a analizat construirea și finanțarea unei noi centrale nucleare care ar putea fi integrată în sistemul de energie electrică și care ar putea fi exploatată pe bază economică, în condiții sigure și ecologice. Pe baza acestui studiu de fezabilitate prezentat în 2008 de MVM Group, guvernul a propus proiectul Parlamentului Ungariei, care și-a exprimat acordul față de începerea lucrărilor pregătitoare pentru construirea unor noi unități nucleare pe amplasamentul centralei Paks (10). Studiul a fost sprijinit de calculele care arătau că retragerea a 6 000 MW din capacitatea instalată brută de 8-9 000 MW era prevăzută până în 2025, ca urmare a închiderii centralelor depășite. Aceste centrale trebuiau să fie înlocuite parțial prin extinderea CN Paks.

(20) În 2011, a fost pusă în aplicare strategia națională în domeniul energiei pentru perioada până în 2030 (11). Această strategie se axează pe un scenariu „energie nucleară-energie pe bază de cărbune-energie din surse regenerabile” pentru Ungaria. MAVIR, operatorul de transport și de sistem maghiar („OTS”) a preconizat că va fi necesară o nouă capacitate de producție de cel puțin 5,3 GW în Ungaria până în 2026, și cu puțin peste 7 GW până în 2031, ca urmare a cererii viitoare și a retragerii capacității de producție existente în Ungaria (12). De asemenea, MAVIR estimează că aproape întregul parc actual de centrale de producere a energiei pe bază de cărbune va fi retras între 2025 și 2030 și că capacitatea instalată a parcului de centrale electrice pe bază de gaze naturale a Ungariei va scădea cu aproximativ 1 GW, astfel cum se arată în tabelul 1, prezentat de Ungaria la 16 ianuarie 2017. Ungaria a explicat că studiul efectuat de MAVIR nu ia în considerare niciun fel de importuri sau noi capacități instalate în prognoza privind capacitatea nouă de 7 GW necesară. Tabelul 1 Eliminarea treptată a capacităților instalate interne preconizată până în 2031 (MW) Existing Phase-out Nuclear 2 000 Coal 1 292 1 222 Natural gas 3 084 960 Oil 410 Intermittent renewables/weather-dependent 455 100 Other renewables 259 123 Other non-renewables 844 836 Sum 8 344 3 241 Sursă: Autoritățile maghiare (Mavir).

(21) Ungaria și Rusia au semnat AIG cu obiectivul de a dezvolta noi capacități pe amplasamentul centralei Paks. Ungaria a explicat că, prin menținerea producerii de energie nucleară în mixul energetic, aceasta ar putea să răspundă necesității de a înlocui capacitatea eliminată treptat, de a dezvolta noi capacități și de a îndeplini obiectivul Ungariei în ceea ce privește obiectivele Uniunii de protecție a climei (în special cele legate de reducerea prevăzută a emisiilor de CO2).

2.3. DESCRIEREA NOILOR UNITĂȚI – TEHNOLOGIA CARE URMEAZĂ A FI UTILIZATĂ

(22) Noile unități 5 și 6 din cadrul CN Paks II vor fi echipate cu tehnologia VVER 1200 (V491) și vor fi reactoare de generația III+ mai avansate. Ungaria explică faptul că specificațiile tehnice ale unităților care urmează a fi utilizate în cadrul Paks II vor genera avantaje semnificative în raport cu actualele unități ale CN Paks, cum ar fi eficiența sporită și o mai bună funcționare pe baze economice, pe lângă elementele de siguranță sporită.

(23) În afară de capacitatea instalată semnificativ mai mare a VVER 1200 (V491), există, de asemenea, o diferență substanțială în ceea ce privește durata de viață preconizată (60 de ani pentru unitățile cu reactoare VVER 1200 față de 30 de ani pentru unitățile existente ale CN Paks) și un grad mai mare de manevrabilitate, care permite ajustarea capacității fiecărei unități în funcție de cererea din rețea între anumite limite.

(24) Reducerea cantității de combustibil necesar noilor unități reflectă, de asemenea, îmbunătățirile tehnologice din ultimii ani. În loc de actualul ciclu al combustibilului de 12 luni, noile unități pot funcționa pe baza unui ciclu de 18 luni. Aceasta înseamnă că noile unități vor necesita mai puține opriri pe an pentru realimentarea cu combustibil, iar instalația va fi în măsură să funcționeze, în medie, o perioadă mai îndelungată în fiecare an, fără a pierde timp de producție.

(25) De asemenea, în specificațiile tehnice se indică faptul că densitatea de putere care va fi furnizată de noile ansambluri de combustibil va fi în mod semnificativ mai mare decât pentru ansamblurile de combustibil existente. La rândul său, acest lucru înseamnă că se poate obține o creștere a producției pe unitate de masă de combustibil, care poate îmbunătăți condițiile economice ale centralei.

2.4. BENEFICIARUL

(26) Astfel cum s-a explicat în secțiunea 2.3 din decizia de inițiere a procedurii, beneficiarul măsurii este societatea Paks II, deținută în prezent de statul maghiar. Drepturile de acționar sunt exercitate de cabinetul prim-ministrului. Paks II va deține și va exploata unitățile reactoarelor 5 și 6, care sunt plătite de statul maghiar.

(27) Considerentul 19 din decizia de deschidere a procedurii explică modul în care acțiunile Paks II deținute inițial de MVM Group au fost transferate statului maghiar (13). Conform informațiilor prezentate de Ungaria la 30 ianuarie 2016, prețul de efectuare a transferului a fost de 10,156 miliarde de HUF, reprezentând echivalentul a aproximativ 33 de milioane EUR.

2.5. STRUCTURA DE FINANȚARE A PROIECTULUI, PRECUM ȘI DREPTURILE ȘI OBLIGAȚIILE ÎN TEMEIUL CONTRACTULUI IAPC

2.5.1. ACORDUL INTERGUVERNAMENTAL DE FINANȚARE (DENUMIT ÎN CONTINUARE „AIG DE FINANȚARE”)

(28) În cadrul AIG (14), Rusia a oferit Ungariei un împrumut de stat sub forma unei facilități de credit de tip „revolving” în valoare de 10 miliarde EUR pentru a finanța dezvoltarea unităților nucleare 5 și 6 ale Paks. Rata dobânzii împrumutului variază între 3,95 % și 4,95 % (15). Împrumutul este destinat proiectării, construcției și punerii în funcțiune a acestor noi unități de producere a energiei.

(29) În conformitate cu AIG de finanțare, împrumutul trebuie să fie utilizat de Ungaria pentru finanțarea a 80 % din valoarea contractului IAPC pentru executarea lucrărilor, prestarea serviciilor și furnizarea de echipamente, în timp ce soldul de 20 % al contractului IAPC este suportat de Ungaria (a se vedea considerentul 15). Împrumutul trebuie să fie utilizat de Ungaria până în 2025.

(30) Împrumutul trebuie să fie rambursat de Ungaria în termen de 21 de ani de la data de 15 martie sau 15 septembrie după punerea în funcțiune a celor două noi unități de energie nucleară 5 și 6, dar nu mai târziu de 15 martie 2026 (16).

(31) Plățile în temeiul AIG de finanțare pot fi efectuate numai după ce a fost adresată o cerere din partea Ministerului Economiei Naționale din Ungaria și a fost emis un aviz de aprobare de către Ministerul Finanțelor din Rusia.

2.5.2. CONTRACTUL IAPC

(32) Conform contractului IAPC, JSC NIAEP trebuie să livreze cele două reactoare, astfel cum se prevede în specificațiile tehnice detaliate în funcție de datele convenite și prețul forfetar ([…] (*1) miliarde EUR). Orice costuri care nu au fost stabilite anterior sunt considerate a fi incluse în acest preț […] (17).

(33) Contractul prevede ca despăgubirile forfetare (18) să fie plătite în circumstanțe specifice, […].

(34) […]

(35) […]

2.5.3. RELAȚIA DINTRE STAT ȘI BENEFICIAR

(36) Inițial, Ungaria a avut în vedere ca Paks II să rămână o filială deținută în proporție de 100 % de MVM Hungarian Electricity Ltd., care, la rândul său, este deținută de statul ungar și de municipalități. Începând cu noiembrie 2014, Paks II nu mai este o filială a MVM Hungarian Electricity Ltd. și nu mai face parte din MVM Group, ci este o societate deținută direct 100 % care, în prezent, nu se află în niciun raport juridic cu MVM Group.

(37) În ceea ce privește activitățile centralei Paks II, în special vânzarea de energie electrică, Ungaria a declarat că nu există niciun contract de achiziție de energie cu un alt furnizor și că nu este avut în vedere un astfel de contract la acest moment. Autoritățile maghiare preconizează că electricitatea generată de Paks II ar urma să fie vândută pe piață și către consumatorii de energie electrică în conformitate cu acordurile de vânzare a energiei produse la sarcină de bază în funcție de practica obișnuită a pieței. Potrivit autorităților maghiare, Paks II, ca producător de energie electrică la sarcină de bază pentru o perioadă anticipată lungă de funcționare, ar fi o entitate care preia prețurile în mod similar producătorilor de energie nucleară existenți din Europa.

(38) Paks II va fi proprietarul centralei nucleare Paks II și, pe durata etapei de construcție a celor două reactoare, va fi finanțată în întregime prin capital propriu de către statul maghiar. Autoritățile maghiare susțin că obținerea unui împrumut direct de către Paks II nu va fi necesară în această etapă.

(39) Ungaria nu va transfera fondurile necesare pentru transferul prețului de achiziție al centralei nucleare Paks II în conturile Paks II. Cea mai mare parte din aceste fonduri vor fi deținute de Banca pentru Dezvoltare și Afaceri Economice Externe a Rusiei (Vnesheconombank). Pentru fiecare etapă care este considerată ca fiind parcursă, Paks II va depune o cerere la Vnesheconombank pentru plata a 80 % din suma datorată direct JSC NIAEP. De asemenea, aceasta va depune o cerere la Agenția de administrare a datoriilor guvernamentale din Ungaria pentru plata restului de 20 %.

(40) Restul cerințelor financiare ale Paks II pe durata etapei de construcție vor fi asigurate prin capital propriu furnizat de bugetul statului maghiar. Suma alocată inițial pe durata etapei de construcție va fi de până la […] miliarde EUR (diferența dintre suma de 12,5 miliarde EUR prevăzută pentru proiectul nuclear din AIG și prețul efectiv de cumpărare al centralei Paks II în valoare de […] miliarde EUR). Acest lucru este considerat de către Ungaria ca reprezentând un plafon al resurselor de stat care poate fi stabilit pentru construcția centralei nucleare Paks II, cel puțin fără o evaluare suplimentară. Cu toate acestea, în cazul în care cerințele de capital depășesc această sumă, Ungaria susține că va realiza mai multe investiții în cazul în care, în cadrul evaluării sale la momentul respectiv, se concluzionează că realizarea acestui lucru este rezonabilă din punct de vedere economic.

(41) Ungaria susține că o analiză a sensibilității cu privire la posibilele costuri suplimentare suportate de Paks II pe parcursul etapei de construcție a concluzionat că aceste costuri ar trebui să fie înmulțite cu 10 pentru ca RIRE preconizată să scadă cu 1 %. Prin urmare, Ungaria preconizează că impactul creșterii costurilor va fi minor.

2.6. PIAȚA MAGHIARĂ DE ENERGIE ELECTRICĂ

2.6.1. DESCRIEREA PIEȚEI MAGHIARE DE ENERGIE ELECTRICĂ

(42) Structura actuală a pieței maghiare de energie electrică s-a format în jurul anului 1995, când majoritatea centralelor nucleare de mari dimensiuni și a furnizorilor de utilități publice, precum și a societăților de distribuție au fost privatizate. Statul deține o poziție dominantă în sector prin intermediul societății energetice integrate vertical și deținute de stat MVM Group.

(43) Studiul MAVIR menționat în considerentul 20 indică o creștere a consumului intern total de 2,7 % în 2014, ajungând la o valoare totală a consumului intern de 43,75 TWh în 2015. Din acest consum, producția internă a fost de 30,06 TWh, echivalentul a 68,72 % din consumul total de energie electrică (a se vedea figura 1). Importurile s-au ridicat la 13,69 TWh, reprezentând 31,28 % din consumul total. În calitate de producător, MVM Group deținut de stat are o prezență semnificativă pe piață, ca urmare a principalului său activ de producție, centrala Paks, care a furnizat aproximativ 52,67 % din energia electrică produsă la nivel intern în 2015, astfel cum se arată în figura 1. Centrala Mátra este o centrală electrică pe bază de lignit, care este deținută în principal de RWE Power AG (50,92 %), în timp ce MVM Group deține, de asemenea, 26,15 % din acțiunile acesteia. Celelalte centrale mai mari (többi nagyerőmű) și mai mici (kiserőművek) joacă un rol modest în structura generală de producție a pieței maghiare. În plus, componenta integrată pe verticală responsabilă de comerțul cu ridicata care aparține MVM Group, MVM Partner, deține o poziție dominantă pe piața energiei electrice comercializată cu ridicata (19). Figura 1 Alcătuirea consumului total de energie electrică în Ungaria în 2015 Sursă: Dezvoltarea pe termen mediu și lung a activelor de producție ale sistemului maghiar de energie electrică (Mavir, 2016) ( 20 ). Figura 2 Producția brută de energie electrică la nivel intern în Ungaria în 2015 Sursa: Dezvoltarea pe termen mediu și lung a activelor de producție ale sistemului maghiar de energie electrică (Mavir, 2016).

(44) În Ungaria, cele mai frecvente tranzacții cu energie electrică comercializată cu ridicata sunt încheiate prin intermediul unor contracte bilaterale de achiziție de energie electrică (CAEE-uri), prin care producătorii convin să vândă un volum minim prestabilit comercianților cu ridicata și prin care comercianții sunt obligați să cumpere un volum minim. CAEE-urile sunt încheiate, în cea mai mare parte, în conformitate cu standardele stabilite de Federația Europeană a Comercianților de Energie.

(45) Hungarian Power Exchange Company Ltd. (HUPX) și-a început activitatea în iulie 2010 ca filială a OTS, MAVIR. Aceasta oferă tranzacții pe piața pentru ziua următoare, precum și tranzacții fizice de contracte futures. Tranzacțiile pe piața pentru ziua următoare încep la ora 11.00 în fiecare zi pe baza ofertelor introduse pentru fiecare oră pentru ziua următoare. Tranzacțiile se încheie cel mai târziu la ora 11.40. Tranzacțiile fizice pe contracte futures pot fi realizate cu un termen de livrare de patru săptămâni, trei luni, patru trimestre și trei ani. Există zile de tranzacționare desemnate pentru astfel de tranzacții în cazul în care ofertele sunt efectuate într-un anumit interval de timp. Începând din martie 2016, pe piața intrazilnică a HUPX sunt tranzacționabile produsele cu timp de tranzacționare de 15 minute (15 minute products) și produsele cu un interval de tranzacționare de o oră (one hour blocks). În plus față de piețele pentru ziua următoare și piețele intrazilnice organizate, HUPX a încheiat acorduri de cooperare cu două societăți de brokeraj care furnizează un serviciu de transmitere a tranzacțiilor extrabursiere (OTC) pentru compensarea tranzacției pentru clienții obișnuiți.

(46) Pe lângă licitațiile pentru ziua următoare care nu sunt organizate de HUPX, energia electrică este tranzacționată, de asemenea, la bursele de pe teritoriul UE sau pe platformele OTC, precum și prin intermediul tranzacțiilor bilaterale directe (a se vedea considerentul 44).

(47) Astfel cum rezultă din figura 1 de în considerentul 43, Ungaria este un importator net de energie electrică, cu importuri care reprezintă aproximativ 30 % din consumul maghiar de energie electrică. Astfel cum se indică în graficul 3, prețul energiei electrice comercializate cu ridicata a fost cel mai ridicat în Ungaria în regiunea interconectată din vecinătatea țării (și anume, cu excepția Poloniei sau Sloveniei). Figura 3 Prețurile medii lunare pentru energia produsă la sarcină de bază de pe piața pentru ziua următoare în regiunea Europei Centrale și de Est (inclusiv Ungaria) și Germania (2010-2016) Sursa: Comisia Europeană.

(48) Previziunea pe termen scurt a prețurilor pentru sarcina de bază în regiune indică aceeași tendință, și anume prețurile maghiare pentru energia produsă la sarcină de bază vor fi cele mai ridicate din regiune (a se vedea figura 4). Figura 4 Prețurile energiei electrice produse la sarcină de bază pentru contractele futures la nivel regional ianuarie-iunie 2017 Sursa: Comisia Europeană (pe baza datelor publicate de Bursa Central Europeană de Energie) (https://www.pxe.cz/Kurzovni-Listek/Oficialni-KL/).

(49) Țara este bine interconectată cu țările vecine – capacitatea de interconexiune pentru energia electrică a fost de 30 % în 2014, depășind obiectivul pentru 2020 (21). În 2014, a devenit operațională cuplarea piețelor din Republica Cehă-Ungaria-România, conducând la o creștere a lichidității HUPX și o reducere a volatilității prețurilor. Figura 5 prezintă datele privind schimbul de energie electrică cu țările vecine în 2014. Figura 5 Schimbul de energie electrică între Ungaria și țările învecinate Sursa: Date furnizate de sistemul maghiar de energie electrică (Mavir, 2014).

2.6.2. DESCRIEREA EVOLUȚIEI PRECONIZATE A PIEȚEI MAGHIARE DE ENERGIE ELECTRICĂ

(50) Pe baza studiului menționat în considerentul 20 elaborat de MAVIR (22), aproape întregul parc de producție de energie pe bază de cărbune va fi retras între 2025 și 2030, iar capacitatea instalată a parcului de producție pe bază de gaze naturale a Ungariei va scădea cu 1 GW. În comparație cu estimările sale de creștere a sarcinii maxime, se preconizează scăderea capacității de producție disponibilă a producătorilor de energie internă sub sarcina maximă până în 2021. Prin urmare, OTS estimează că piața maghiară va necesita o nouă capacitate de producție a energiei electrice de cel puțin 5,3 GW până în 2026 și relativ mai mult de 7 GW până la sfârșitul perioadei preconizate, în 2031. Acest lucru este ilustrat în figura 6 de mai jos, care arată că va fi necesar un volum semnificativ al capacității instalate care să depășească sarcina maximă aflată în creștere. Ungaria a explicat în observațiile sale din 16 ianuarie 2017 că este necesar să se asigure un anumit nivel al capacității rămase care să reflecte practicile standard din domeniu ale OTS-urilor din cadrul ENTSO. Capacitatea rămasă este diferența dintre capacitatea disponibilă fiabilă la nivel intern, plus capacitatea națională de producție plus sarcina maximă și rezerva serviciilor la nivel de sistem. Capacitatea rămasă este parte a capacitații naționale de producție rămase în sistem pentru a acoperi orice exporturi programate, variații neprevăzute ale sarcinii, rezerva serviciilor la nivel de sistem și întreruperi neplanificate la un punct de referință. Figura 6 Cerința privind capacitatea suplimentară din sectorul energiei electrice în Ungaria Sursa: Dezvoltarea pe termen mediu și lung a activelor de producție ale sistemului de energie electrică în Ungaria (Mavir, 2016). „Csúcsterhelés” este acronimul pentru „sarcină maximă”.

(51) Ungaria susține că, în pofida afirmațiilor privind cerința relativ mare privind noua capacitate de producție, datele furnizate de Platts Powervision sugerează că, de fapt, se construiește o capacitate nouă relativ mică, astfel cum se arată în tabelul 2. De asemenea, Ungaria susține că, în conformitate cu datele Platt, centrala de producere a energiei din deșeuri de 44 MW este singura centrală electrică care este în prezent în construcție în Ungaria. Ungaria explică în continuare că, deși există planuri de investiții pentru a construi centrale de mari dimensiuni (pe bază de gaze naturale), niciunul dintre aceste proiecte nu poate fi considerat ca fiind confirmat, întrucât investitorii încă nu au suportat cheltuieli nerecuperabile semnificative, cum ar fi costurile de construcție, fapt care ar demonstra angajamentul de a desfășura proiectul. Tabelul 2 Capacități noi care urmează să fie construite în sectorul energiei electrice în Ungaria 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. MOTIVE PENTRU INIȚIEREA PROCEDURII

(52) În mai 2015, Ungaria a notificat Comisiei, din rațiuni de securitate juridică, planurile sale de a investi în construirea a două noi reactoare nucleare pe amplasamentul centralei Paks și a susținut că măsura nu a implicat un ajutor de stat, întrucât statul acționează ca un investitor în economia de piață care urmărește să realizeze un profit rezonabil. În decizia de inițiere a procedurii, Comisia și-a exprimat preocuparea că măsura ar reprezenta ajutor de stat în sensul articolului 107 din TFUE, pe baza informațiilor disponibile la momentul respectiv. În special, Comisia a exprimat îndoieli serioase cu privire la faptul dacă măsura avea ca rezultat un avantaj selectiv în favoarea Paks II, întrucât Ungaria nu a contestat existența celorlalte elemente de ajutor de stat pe durata etapei de notificare.

(53) Motivele îndoielilor au apărut în urma rezultatelor testului principiului investitorului în economia de piață („principiul MEIP”), care evaluează dacă un investitor în economia de piață ar fi investit în proiect în aceiași termeni și în aceleași condiții ca investitorul public în momentul luării deciziei de a realiza o investiție publică (23). Testul principiului MEIP este recunoscut, de asemenea, de jurisprudență (24).

(54) Din punct de vedere formal, testul principiului MEIP a urmărit să justifice dacă rata internă de rentabilitate economică („RIRE”) preconizată a investiției ar fi mai ridicată decât o valoare de referință bazată exclusiv pe piață a costului mediu ponderat al capitalului („WACC”) pentru proiectul care face obiectul investiției (25). În timp ce Ungaria a estimat RIRE a proiectului ca fiind mai mare decât un WACC de referință bazat exclusiv pe piață, Comisia și-a exprimat îndoiala cu privire la faptul dacă WACC trebuia să fie considerat mai ridicat.

(55) Având în vedere îndoielile în ceea ce privește existența unui ajutor de stat, Comisia a examinat, de asemenea, dacă posibilele măsuri de ajutor de stat ar putea fi considerate compatibile cu piața internă. Cu toate acestea, având în vedere că autoritățile maghiare au considerat că măsura nu conține ajutor de stat, acestea nu au prezentat, în etapa preliminară, niciun motiv pentru care măsura ar fi compatibilă cu piața internă. De asemenea, Comisia și-a exprimat îndoiala cu privire la faptul că măsura în cauză nu intra în domeniul de aplicare a Comunicării Comisiei – Orientări privind ajutoarele de stat pentru protecția mediului și energie pentru perioada 2014-2020 (26), având în vedere că orientările nu vizează măsurile în domeniul energiei nucleare și al deșeurilor radioactive. Deși Comisia a concluzionat că nu s-au aplicat alte orientări pentru evaluarea măsurii notificate, Comisia a concluzionat, de asemenea, că aceasta poate declara o măsură ca fiind direct compatibilă în temeiul articolului 107 alineatul (3) litera (c) din TFUE, dacă măsura vizează atingerea unui obiectiv de interes comun, dacă este necesară și proporțională și în cazul în care efectele pozitive ale atingerii obiectivului comun depășesc efectele negative asupra concurenței și comerțului.

(56) Comisia a exprimat îndoieli cu privire la faptul că măsura ar putea fi considerată proporțională, cu alte cuvinte, dacă măsura a fost limitată la nivelul minim de sprijin pentru investiții necesar pentru a permite construirea cu succes a unităților suplimentare de producție a energiei electrice pentru atingerea obiectivului comun urmărit. Beneficiarul ar primi activele de producție fără să se confrunte cu niciun risc specific legat de costurile de refinanțare cu care s-ar confrunta alți operatori de pe piață. Nu s-a prezentat Comisiei nicio dovadă a modului în care Ungaria ar preveni o astfel de supracompensație.

(57) Comisia a subliniat că piața maghiară a producției de energie electrică este caracterizată de un nivel relativ ridicat de concentrare a pieței, actuala CN Paks asigurând aproximativ 50 % din producția internă. În absența unor noi capacități, producerea energiei electrice de către CN Paks și Paks II ar putea să alimenteze o porțiune și mai mare a pieței de aprovizionare, ceea ce ar putea avea un efect de denaturare asupra pieței maghiare de energie electrică. Ungaria nu a furnizat Comisiei dovezi detaliate în ceea ce privește modul în care aceasta ar asigura exploatarea independentă continuă a activelor de producție existente și noi.

(58) În cele din urmă, Comisia a observat că, având în vedere particularitățile pieței maghiare de energie electrică, funcționarea Paks II poate cauza, de asemenea, riscul de lichiditate pe piața comerțului cu ridicata, prin limitarea numărului de oferte de aprovizionare disponibile pe piață. În funcție de modul în care energia electrică produsă de noile reactoare este vândută pe piață, lichiditatea ar putea fi afectată în mod semnificativ, ar putea apărea bariere la intrare, iar concurența ar putea fi redusă la diferite niveluri ale pieței. Ungaria nu a furnizat o explicație detaliată cu privire la modul în care energia electrică ar fi tranzacționată de Paks II și la modul în care ar fi asigurată lichiditatea pieței.

(59) Prin urmare, Comisia și-a exprimat îndoieli cu privire la faptul că măsura ar putea să reprezinte un ajutor de stat în sensul articolului 107 alineatul (1) din TFUE.

(60) În lipsa unor elemente de probă suficiente, Comisia nu a fost în măsură să ajungă la o concluzie nici cu privire la compatibilitatea unei astfel de măsuri cu piața internă în temeiul articolului 107 alineatul (3) litera (c). În plus, pe baza îndoielilor exprimate în decizia de inițiere a procedurii și având în vedere lipsa argumentelor privind compatibilitatea din partea Ungariei la momentul respectiv, Comisia a analizat o serie de preocupări privind denaturarea concurenței și posibilitatea ca Paks II să fie supracompensată.

(61) În ceea ce privește îndoielile privind proporționalitatea exprimate în considerentul 56 de mai sus, Comisia a examinat dacă Paks II ar putea, în urma ajutorului, să reinvestească toate profiturile care nu sunt plătite statului sub formă de dividende pentru dezvoltarea sau cumpărarea de active de producție suplimentare și, prin urmare, să își consolideze poziția pe piață.

(62) În ceea ce privește îndoielile privind proporționalitatea exprimate în considerentul 56, Comisia a examinat, de asemenea, politica propusă privind dividendele a Ungariei, în special măsura în care aceasta ar solicita dividende (la alegerea sa, în funcție de profitul realizat de Paks II) sau mai degrabă ar lăsa profiturile societății Paks II. Comisia era preocupată de faptul că Paks II ar putea să își utilizeze profiturile pentru a reinvesti prin dezvoltarea sau cumpărarea de active de producție suplimentare și să denatureze și mai mult concurența.

(63) Astfel cum se menționează în considerentul 57, ca urmare a nivelului relativ ridicat de concentrare a pieței maghiare pentru producerea de energie electrică și având în vedere faptul că actuala centrală nucleară CN Paks (MVM Group) asigură aproximativ 50 % din producția internă, Comisia a avut îndoieli cu privire la faptul că CN Paks și Paks II vor fi deținute de entități separate și ar putea fi considerate independente și neafiliate. Faptul că Paks II este în prezent independentă din punct de vedere juridic de MVM Group nu a fost suficient pentru Comisie, întrucât aceasta nu a primit nicio informație pe durata etapei de notificare cu privire la faptul dacă CN Paks și Paks II vor continua să funcționeze complet separate din punct de vedere juridic și structural. Astfel de clarificări păreau necesare în scopul de a reduce la minimum riscul unei creșteri suplimentare a concentrării pieței.

(64) În plus, astfel cum s-a explicat în secțiunea 2.6, cele mai frecvente tranzacții din sectorul energiei electrice comercializate cu ridicata din Ungaria sunt încheiate prin CAEE-urile bilaterale, iar Hungarian Power Exchange („HUPX”) nu a declanșat încă un nivel adecvat de lichiditate. Întrucât notificarea Ungariei nu a făcut referire la metodele preconizate de vânzare a energiei electrice generate de Paks II, Comisia a investigat efectul Paks II asupra nivelurilor curente de lichidități ale Ungariei în sectorul energiei electrice comercializate cu ridicata.

(65) Având în vedere îndoielile privind lichiditatea pieței prezentate în considerentul 58, Comisia a dorit să se asigure că o gamă largă de oferte de furnizare sunt disponibile pe piață, în special având în vedere poziția dominantă a MVM Partner pe piața energiei electrice comercializate cu ridicata (27). Comisia a fost preocupată de faptul că nivelurile de lichiditate ar putea fi afectate în mod semnificativ și costurile suportate de concurenții din aval ar putea fi majorate prin restrângerea accesului competitiv la o intrare importantă pe piață (blocarea intrării pe piață). Acest lucru s-ar putea întâmpla în cazul în care energia electrică produsă de Paks II ar fi vândută, în principal, prin intermediul unor contracte pe termen lung numai către anumiți furnizori, deplasând astfel puterea de piață a Paks II de pe piața producției de energie pe piața de comercializare cu amănuntul.

(66) Prin urmare, Comisia a solicitat informații suplimentare în ceea ce privește strategia Paks II de tranzacționare a energiei produse, în special cu privire la faptul dacă aceasta este realizată în condiții de concurență deplină prin oferirea energiei sale electrice la bursă sau pe orice altă platformă de tranzacționare transparentă.

3. POZIȚIA GUVERNULUI UNGAR

3.1. POZIȚIA UNGARIEI CU PRIVIRE LA EXISTENȚA UNUI AJUTOR

3.1.1. AVANTAJ ECONOMIC

(67) Ungaria susține în notificare că investiția nu constituie ajutor de stat în sensul articolului 107 din TFUE deoarece nu conferă niciun avantaj economic societății Paks II. Ungaria susține această afirmație indicând că investiția realizată de Paks II respectă testul principiului MEIP (a se vedea considerentele 53 și 54).

(68) În special, Ungaria susține că testul principiului MEIP este îndeplinit în două moduri (28). În primul rând, WACC a proiectului se dovedește a fi mai scăzut decât RIRE. În al doilea rând, se susține că costurile egalizate ale producerii de energie („LCOE”) sunt suficient de scăzute pentru a asigura competitivitatea energiei nucleare în raport cu alte tehnologii de producere a energiei și pentru a oferi o rentabilitate rezonabilă generată de prețurile energiei electrice predominante (29).

(69) Următoarele studii și documentele justificative au fost transmise de Ungaria pentru a-și susține punctul de vedere: (a) analiza de justificare a principiului investitorului în economia de piață („studiul privind principiul MEIP”, 18 februarie 2015); (b) analiza economică efectuată pentru proiectul Paks II privind energia nucleară („studiul economic”, 8 octombrie 2015) (30); (c) scrisori către directorul general adjunct responsabil cu ajutoarele de stat care reflectă asupra analizei preliminare a Comisiei (scrisorile de clarificare) — prima scrisoare („prima scrisoare de clarificare”, 16 octombrie 2015); — a doua scrisoare („a doua scrisoare de clarificare”, 29 octombrie 2015); (d) observații privind decizia de inițiere a procedurii (răspunsul la decizia de inițiere a procedurii) — Scrisoare către directorul general adjunct responsabil cu ajutoarele de stat în urma publicării deciziei de inițiere a procedurii de către Comisie la 3 decembrie 2015 („scrisoarea prin care se recunoaște decizia de inițiere a procedurii”); — observația prezentată Comisiei de către Ungaria la 29 ianuarie 2016 („observație privind decizia de inițiere a procedurii”); (e) răspunsul Guvernului Ungariei la observațiile părților terțe cu privire la decizia de inițiere a procedurii privind ajutorul de stat din 7 aprilie 2016 („răspuns la observațiile părților interesate”); (f) răspuns la cererea de informații din 18 martie 2016, la 21 aprilie 2016 („clarificări suplimentare”).

(70) În plus, guvernul ungar a prezentat, de asemenea, un model financiar care a fost utilizat pentru calcularea valorilor RIRE ale proiectului. Două versiuni ale modelului au fost transmise Comisiei: (a) versiunea inițială din 16 martie 2015 („modelul financiar preliminar”); (b) versiunea finală din 16 octombrie 2015 („modelul financiar”).

(71) Cu excepția „clarificărilor suplimentare”, documentele enumerate în considerentul 69 abordează tema calculării WACC și RIRE, deși la niveluri diferite de detaliere. RIRE a proiectului este calculată prin utilizarea modelului financiar (31). Abordarea privind LCOE este dezbătută în studiul economic și în „clarificările suplimentare” (a se vedea considerentul 69).

(72) În ceea ce privește analiza efectuată de Ungaria, documentele menționate în considerentul 69 literele (c)-(f) cuprind diverse actualizări ale cifrelor prezentate în studiul privind principiul MEIP și ulterior în studiul economic. În special, unele actualizări sunt datate după semnarea contractului IAPC la 9 decembrie 2014, și anume decizia inițială de investiție.

(73) Decizia de inițiere a procedurii conține o evaluare detaliată a poziției Ungariei față de fiecare aspect-cheie, astfel cum este reflectată în observațiile sale până la data deciziei de inițiere a procedurii (32). În continuarea acestei secțiuni este prezentată o privire de ansamblu asupra poziția Ungariei privind principalele probleme ridicate în urma publicării deciziei de inițiere a procedurii. În special, aplicarea WACC și RIRE, precum și LCOE, vor fi prezentate separat.

3.1.1.1. Poziția Ungariei cu privire la WACC

(74) În răspunsul său la decizia de inițiere a procedurii, Ungaria a reafirmat intervalul estimat de aceasta cuprins între 6,2 % și 7,7 % pentru WACC, la fel ca observațiile sale anterioare. De asemenea, aceasta și-a reiterat argumentele anterioare prezentate în scrisorile de clarificare și a luat act de faptul că Comisia nu a evaluat aceste argumente în decizia de inițiere a procedurii.

3.1.1.2. Poziția Ungariei cu privire la RIRE

(75) Prezenta secțiune examinează poziția Ungariei în ceea ce privește calculul RIRE care utilizează modelul financiar pentru a calcula viitoarele fluxuri de numerar disponibile pentru proiect și pentru a stabili RIRE. Principalele elemente ale modelului financiar sunt: 1. diversele previziuni privind prețul energiei electrice pe termen lung; și 2. diversele ipoteze de operare pentru centrala nucleară.

A. Previziuni privind prețul energiei electrice

(76) Previziunile privind prețul utilizate de guvernul maghiar au fost examinate în decizia de inițiere a procedurii. În răspunsul său la decizia de inițiere a procedurii, Ungaria a criticat Comisia pentru utilizarea unei singure curbe de previziune privind prețul pe baza studiului „Perspectivele energetice mondiale pentru 2014” al Agenției Internaționale a Energiei (studiul PEM pe 2014 al AIE) pentru calcularea RIRE a proiectului (33). În special, aceasta a indicat faptul că toate previziunile privind prețul prezentate în studiul economic ar trebui să fie utilizate pentru evaluarea RIRE.

B. Ipoteze de operare

(77) Ipotezele de operare pentru modelul financiar și calculele RIRE au fost furnizate de echipa tehnică a Paks II. Cu toate că, inițial, nu au fost furnizate detalii care să justifice respectivele ipoteze de operare, Ungaria a transmis ulterior informații generale cu privire la ipotezele respective în răspunsurile sale la solicitările de informații din partea Comisiei. Un element-cheie în această privință sunt clarificările suplimentare prezentate ca răspuns la o solicitare de informații în urma deciziei de inițiere a procedurii și a observațiilor părților terțe.

C. RIRE a proiectului

(78) În răspunsul la decizia de inițiere a procedurii, Ungaria a reiterat rezultatele calculelor sale anterioare cuprinse între 8,6 % și 12,0 % în ceea ce privește RIRE a proiectului.

(79) Răspunsul Ungariei la decizia de inițiere a procedurii a criticat evaluarea Comisiei privind impactul unei întârzieri asupra RIRE a proiectului (o scădere de 0,9 % pentru o întârziere de cinci ani). Cifra a fost calculată pornind de la întârzierile presupuse pe parcursul perioadei de operare. Cu toate acestea, Ungaria a susținut că o întârziere în perioada de construcție ar putea crește RIRE a proiectului în cazul în care ar exista, de asemenea, o întârziere în costuri survenite.

3.1.1.3. Poziția Ungariei cu privire la LCOE

(80) Prezenta secțiune analizează poziția Ungariei cu privire la LCOE pentru Paks II (34).

A. Studiul economic

(81) Ungaria a susținut în studiul economic că LCOE aparținând Paks II sunt suficient de scăzute pentru ca aceasta să fie competitivă cu alte tehnologii de producere a energiei. În special, studiul a prezentat trei estimări ale LCOE în ceea ce privește un proiect nuclear în Ungaria. Prima estimare de 70 EUR/MWh s-a bazat pe o rată de actualizare de 7 % (limita superioară a WACC estimat prezentat în același studiu economic) și a fost preluată dintr-o publicație comună din 2015 a OCDE/AIE/AEN denumită „Costurile preconizate ale producerii de energie electrică” („studiul din 2015 al OCDE/AIE/AEN”) (35). Cea de a doua estimare a LCOE de 50-63 EUR/MWh s-a bazat pe un studiu efectuat de Aszodi et al. (2014), care utilizează o rată de actualizare bazată pe rata dobânzii împrumutului acordat de Rusia, cuprinsă între 4 % și 5 % (36). Cea de a treia estimare a LCOE de 58-120 EUR/MWh (prețurile reale din 2013) a fost calculată prin intermediul unei analize de referință bazate pe cifrele publicate de diverse agenții internaționale care oferă un posibil interval pentru LCOE (37). Studiul a concluzionat că LCOE pentru o centrală nucleară din Ungaria se încadrează într-un interval cuprins între 50,5 și 57,4 EUR/MWh (prețurile reale pentru 2013), unde cele două valori finale au fost calculate prin alegerea unei rate a dobânzii egale cu cele două puncte finale ale intervalului WACC (6,2 % și 7,0 %) raportate în același studiu economic (38). În comparație cu viitoarele prețuri ale energiei electrice din același studiu economic, se poate argumenta că proiectul centralei nucleare din Ungaria este profitabil și, prin urmare, Ungaria argumentează că un investitor privat ar considera rezonabilă desfășurarea proiectului.

B. Clarificări suplimentare

(82) Ca răspuns la întrebarea formulată de Comisie cu privire la modul în care intervalul LCOE situat între 50,5 și 57,4 EUR/MWh în concluzia finală a studiului economic poate fi reconciliat cu intervalul cuprins între 89 și 94 USD/MWh stabilit în studiul OCDE/AIE/AEN, Ungaria a explicat în „clarificările suplimentare” că diferența a avut loc ca urmare a estimărilor foarte diferite utilizate în studiul economic și în studiul OCDE/AIE/AEN, de exemplu diferența dintre factorii de capacitate estimați (85 % față de 92 %) pentru centralele nucleare și dintre datele de intrare în funcțiune (2020 față de 2025).

3.2. POZIȚIA UNGARIEI CU PRIVIRE LA POSIBILA COMPATIBILITATE A MĂSURII CU PIAȚA INTERNĂ

(83) Deși în răspunsul său la decizia de inițiere a procedurii Ungaria a subliniat că măsura nu a implicat un ajutor de stat, aceasta a prezentat observații pentru a aborda preocupările exprimate de Comisie în decizia de inițiere a procedurii în ceea ce privește posibila compatibilitate a măsurii cu piața internă, în cazul în care Comisia ar ajunge la concluzia că există un ajutor de stat.

3.2.1. POZIȚIA CU PRIVIRE LA OBIECTIVUL DE INTERES COMUN

(84) În răspunsul său la decizia de inițiere a procedurii, Ungaria a prezentat mai multe considerente politice pe care le-a considerat relevante în scopul definirii obiectivului de interes comun pe baza următoarelor elemente: (a) politica energetică a Ungariei; (b) obiectivele Tratatului Euratom (39); (c) deficitul viitoarei capacități instalate; (d) diversificarea surselor de energie; (e) decarbonizarea; (f) crearea de locuri de muncă; (g) accesibilitatea.

(85) Ungaria a subliniat faptul că, în baza articolului 194 alineatul (2) din TFUE, fiecare stat membru are dreptul suveran de a-și alege mixul energetic și face referire la Strategia Energetică Națională 2030 (a se vedea considerentul 20), care identifică o abordare bazată pe energia nucleară-energia pe bază de cărbune-energia din surse regenerabile ca o strategie energetică pe termen mediu a țării.

(86) De asemenea, Ungaria face referire la articolul 2 litera (c) din Tratatul Euratom, conform căruia Comunitatea Euratom trebuie să faciliteze investițiile și să asigure stabilirea instalațiilor de bază necesare pentru dezvoltarea energiei nucleare în cadrul Comunității Euratom. Ungaria subliniază că dispozițiile Tratatului Euratom, care sunt obligatorii pentru fiecare stat membru semnatar, trebuie să fie înțelese ca fiind un obiectiv comun al Uniunii.

(87) În plus, Ungaria explică faptul că există o creștere estimată de aproximativ 4 % a cererii de energie electrică preconizată de OST până în anul 2030, în principal datorită electrificării propuse a transportului, a industriei și a sistemelor de încălzire ale Ungariei. Același studiu al OST concluzionează că multe dintre centralele mai vechi pe bază de cărbune și gaze naturale existente ale Ungariei devin depășite și se estimează că vor fi închise până în 2030. De asemenea, studiul a constatat că se preconizează că intrarea în funcțiune a foarte puține capacități nou-instalate în aceeași perioadă de timp. Această situație va conduce la o scădere estimată de 32 % a capacității existente, iar Ungaria susține că construirea centralei Paks II va fi un răspuns bine direcționat la acest deficit estimat în viitoarea capacitate de producție.

(88) În plus, Ungaria subliniază faptul că dependența sa de importurile de gaz este mai mare decât media UE28. Mai mult de 95 % din gazele naturale utilizate în Ungaria sunt importate, în special din Rusia. Aceasta susține că, în absența energiei nucleare în mixul energetic, dependența Ungariei de petrol sau de gaze naturale ar crește în mod semnificativ. Acesta ar fi cazul, în special, după eliminarea treptată a unităților operaționale existente din cadrul CN Paks, unde unitățile suplimentare de producere a energiei electrice ar trebui să utilizeze astfel de combustibili pentru a reduce viitorul deficit al capacității instalate naționale generale descris în considerentul 50. Prin urmare, Ungaria consideră că măsura ar contribui la diversitatea surselor de combustibil în cadrul mixului energetic și la securitatea aprovizionării cu energie a țării.

(89) Ungaria susține că proiectul va contribui la obiectivele Uniunii pentru 2020 de reducere a emisiilor de gaze cu efect de seră, întrucât fisiunea nucleară este considerată o sursă de energie cu emisii scăzute de dioxid de carbon. Autoritățile maghiare susțin că amplasarea topografică și geografică a țării nu permite instalarea turbinelor eoliene în larg sau a hidrocentralelor. Restul opțiunilor de producere a energiei electrice din surse regenerabile sunt din turbinele eoliene pe uscat, energia solară și biomasă; cu toate acestea, utilizarea unor astfel de tehnologii nu ar fi suficientă pentru a acoperi deficitul preconizat al viitoarei capacității menționate în considerentul 50 de mai sus, în cazul în care nu se prevede producerea suplimentară de energie din surse nucleare. Prin urmare, Ungaria susține că proiectul urmărește obiectivul de decarbonizare.

(90) Autoritățile maghiare susțin că proiectul (atât pe perioada construcției, cât și ulterior) va conduce la crearea unui număr semnificativ de locuri de muncă. Acest lucru ar fi deosebit de important, având în vedere amplasarea geografică a centralei nucleare Paks II, care se află în regiunea NUTS II, al cărei PIB este mai mic de 45 % din media UE pe cap de locuitor. Prin urmare, Ungaria consideră că punerea în aplicare a proiectului ar urmări un obiectiv de creștere economică și de creare de locuri de muncă în mai multe sectoare.

(91) În cele din urmă, Ungaria susține că investițiile în noile capacități de producere a energiei nucleare se vor transpune direct în scăderea prețurilor energiei electrice industriale și de consum, ceea ce este în conformitate cu un obiectiv la nivelul UE de accesibilitate a serviciilor. De asemenea, Ungaria afirmă că neacordarea de sprijin pentru Paks II pe perioada funcționării sale susține argumentul accesibilității.

3.2.2. POZIȚIA CU PRIVIRE LA NECESITATEA MĂSURII

(92) Având în vedere creșterea deficitului de producție cu care se confruntă Ungaria, aceasta a explicat că este necesar un volum semnificativ de investiții în capacitatea de producție, cuantumul unor astfel de investiții necesare fiind mai mare decât proiectele care sunt în prezent în etapa de construcție sau de dezvoltare.

(93) Din aceste motive, Ungaria a angajat Nera Economic Consulting să analizeze dezvoltarea piețelor energiei electrice ale Ungariei și țărilor învecinate, precum și să analizeze definiția pieței adecvate pentru proiectul Paks II atunci când centrala va deveni operațională („studiul NERA”). Studiul sugerează că noile unități 5 și 6 din cadrul Paks II ar putea fi de preferat din punct de vedere comercial față de alte tipuri de investiții în producere de energie, pe baza condițiilor de pe piața Ungariei, cum ar fi o capacitate similară furnizată de turbinele cu gaz cu ciclu deschis („OCGT”) și turbinele cu gaz în ciclu combinat (CCGT). Ungaria concluzionează că, prin urmare, nu există niciun alt posibil scenariu ipotetic care să îndeplinească obiectivele de politică.

3.2.3. POZIȚIA PRIVIND PROPORȚIONALITATEA MĂSURII

(94) Ungaria reamintește că aceasta așteaptă să fie rambursată integral pentru investiția realizată în centrala nucleară Paks II atât din creșterea valorii capitalului, cât și din dividende.

(95) În plus, în observațiile sale din 28 iulie 2016, în timp ce susținea că proiectul nu ar implica un ajutor de stat și că acesta era conform cu principiul MEIP, Ungaria a furnizat informații suplimentare ca răspuns la problemele ridicate în secțiunea 3.3.6 din decizia de inițiere a procedurii privind proporționalitatea, în cazul în care Comisia ar constata că ajutorul de stat ar putea fi implicat în proiectul notificat.

(96) În observațiile prezentate, Ungaria afirmă că Paks II va utiliza toate profiturile rezultate din activitatea unităților 5 și 6 ale centralei Paks II numai în următoarele scopuri: (a) proiectul Paks II, care este definit ca dezvoltarea, finanțarea, construcția, punerea în funcțiune, exploatarea și întreținerea, renovarea, gestionarea deșeurilor și dezafectarea a două noi unități 5 și 6 de producere a energiei nucleare cu reactoare de tip VVER în Paks, Ungaria). Profiturile nu vor fi utilizate pentru finanțarea investițiilor în activități care nu se încadrează în domeniul de aplicare a proiectului definit mai sus; (b) plata profiturilor către statul maghiar (de exemplu, prin dividende).

(97) De asemenea, Ungaria a confirmat că Paks II se abține să (re)investească în extinderea capacității proprii sau a duratei de viață a Paks II și în instalarea de capacități de producere suplimentare, altele decât cele ale reactoarelor 5 și 6 ale Paks II. În cazul realizării unor astfel de noi investiții, Ungaria trebuie să notifice acest lucru Comisiei pentru o aprobare separată a ajutorului de stat.

3.2.4. POZIȚIA PRIVIND EFECTUL MĂSURII ASUPRA PIEȚEI INTERNE

(98) Autoritățile maghiare au susținut că, în cazul în care ar avea loc efecte de denaturare, acestea ar fi limitate ca durată la perioada de suprapunere dintre eliminarea treptată a reactoarelor existente în cadrul CN Paks și intrarea în funcțiune a celor două reactoare noi ale Paks II. Ungaria consideră că este nu rezonabil să se presupună că durata de viață a CN Paks ar putea depăși 50 de ani și, prin urmare, perioada de suprapunere ar fi foarte scurtă.

(99) În plus, în opinia Ungariei, o perioadă de suprapunere este necesară și rezonabilă având în vederea necesitatea ca Paks II să fie operațională la momentul în care CN Paks se va apropia de sfârșitul duratei sale de viață extinse și că dezvoltarea și punerea în funcțiune a Paks II pot face obiectul unor întârzieri din cauza complexității tehnice implicate de punerea în funcțiune a unei noi centrale nucleare, precum și a factorilor externi aflați în afara controlului părților (de exemplu, schimbări legislative, cerințe de securitate, mediul de reglementare). De asemenea, Ungaria a susținut că unele unități echipate cu tehnologia VVER de generație III și III+ se confruntă sau se preconizează că se vor confrunta cu întârzieri în comparație cu timpul planificat de construcție a Paks II, astfel cum se prezintă în tabelul 3 de mai jos. Tabelul 3 Întârzieri acumulate în construcția unităților cu tehnologie VVER de generație III și III+ Amplasamentul (țara) Întârzieri (ani) Statut Kudankulam – 1 (India) +5,8 finalizat Kudankulam – 2 (India) +7,0 în curs Novovoronezh II.-1 (Rusia) +1,5 finalizat Novovoronezh II.-2 (Rusia) +2,5 în curs Leningrad II.-1 (Rusia) +2,0 în curs Leningrad II.-2 (Rusia) +2,5 în curs Sursa: autoritățile maghiare.

(100) În plus, Ungaria subliniază faptul că CN Paks și cele două noi reactoare ale Paks II sunt deținute și exploatate de entități separate și că MVM Group nu este legată în niciun fel de proiectul Paks II sau Paks II. De asemenea, aceasta susține că, în cazul în care s-ar lua în considerare o concentrare economică a Paks II și MVM Group, o astfel de concentrare ar face obiectul normelor privind controlul concentrărilor economice.

(101) Ungaria susține că autonomia comercială a celor două societăți nu este pusă în discuție, prima facie, de faptul că cele două societăți sunt amândouă deținute de stat. Dimpotrivă, societățile se pot dovedi a fi independente una față de cealaltă în cazul în care fiecare societate deține puteri de luare a deciziilor în mod autonom.

(102) Ungaria susține că MVM Group și Paks II sunt independente și nu sunt afiliate, din următoarele motive: (a) Acestea sunt gestionate de departamente guvernamentale diferite (MVM Group este gestionată de Ministerul Dezvoltării Naționale prin intermediul Hungarian National Asset Management Inc., iar Paks II este gestionată de Biroul Prim- Ministrului); (b) nu există funcții de conducere partajate sau comune în cadrul consiliului de administrație al fiecărei societăți; (c) există măsuri de protecție pentru a se asigura că informațiile confidențiale și sensibile din punct de vedere comercial nu sunt schimbate între întreprinderi; (d) competențele decizionale ale fiecărei societăți sunt separate și distincte unele față de celelalte.

(103) Ungaria critică constatările Comisiei din decizia de inițiere a procedurii în ceea ce privește calcularea cotei de piață a MVM Group pe piața maghiară de energie electrică. Ungaria susține că respectiva cotă de piață nu a fost examinată în comparație cu alți producători prezenți pe piața maghiară, iar cota de piață a MVM Group a fost calculată luând în considerare numai energia electrică produsă pe piața internă, excluzând importurile.

(104) Pornind de la studiul efectuat de NERA, Ungaria susține că orice posibilă denaturare a concurenței trebuie interpretată într-un context de piață care este mai mare decât cel al Ungariei. Studiul NERA ia în considerare următoarele contribuții în evaluarea sa de piață: (a) capacitățile de producție existente și capacitățile tehnice (de exemplu, eficiența, costurile de înființare); (b) extinderile asumate prin angajament ale capacității de producție (de exemplu, centrală aflată în construcție și noi surse de energie regenerabile); (c) retragerile asumate prin angajament ale unităților existente (de exemplu, din cauza instalațiilor de ardere de dimensiuni mari); (d) capacități de interconexiune; (e) combustibilul generatorului, CO2 și costuri variabile de funcționare și de întreținere; (f) costurile fixe de funcționare și de întreținere care ar putea fi evitate în cazul în care o unitate își încetează activitatea; (g) costurile aferente unei noi intrări pe piață.

(105) Baza argumentului privind motivul pentru care piața care trebuie evaluată este mai mare decât Ungaria este aceea că importurile de energie electrică din țările învecinate au reprezentat 31,4 % din consumul maghiar de energie electrică în 2014. De asemenea, Ungaria susține că nivelul ridicat de interconexiune cu țările vecine va crește și mai mult ca urmare a noilor linii de interconexiune care vor deveni operaționale între 2016 și 2021 între Slovacia (2 × 400 kV și 1 × 400 kV) și Slovenia (1 × 400 kV). În observațiile prezentate de Ungaria la 16 ianuarie 2017, aceasta a oferit mai multe detalii cu privire la viitoarele proiecte legate de liniile de transport transfrontaliere, conform cărora o altă linie de interconexiune de 2 × 400 kV va fi construită împreună cu Slovacia până în 2029, iar o linie de 1 × 400 kV va fi construită împreună cu România până în 2030. Capacitățile totale de interconexiune preconizată pentru importuri și exporturi sunt prezentate în tabelele 4 și 5. Tabelul 4 Previziunile ENTSO-E privind capacitățile instalate de interconexiune pentru importurile în Ungaria 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 Tabelul 5 Previziunile ENTSO-E privind capacitățile instalate de interconexiune pentru exportul din Ungaria 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) De asemenea, studiul identifică o cuplare realizată cu succes a piețelor de aprovizionare cu energie din Slovacia, Republica Cehă și România și face referire la propunerile ENTSO-E publicate în octombrie 2015, care au definit Ungaria ca parte a unei unice regiuni centrale și est europene cu o capacitate coordonată, cu mai multe țări cu care aceasta nu a încheiat încă acorduri de cuplare, inclusiv Austria, Germania și Polonia (40). Ungaria susține că, în comparație cu alte state membre, aceasta este deja o piață a energiei electrice bine integrată în cadrul Uniunii Europene, cu capacitate de interconexiune care se află la aproximativ 75 % din capacitatea instalată totală de producție internă, și anume de aproximativ opt ori mai mare decât obiectivul UE pentru statele membre până în 2020 și de cinci ori mai mare decât obiectivul UE pentru statele membre până în 2030. În opinia Ungariei, acest lucru este un motiv suficient pentru a lua în considerare posibilele denaturări ale concurenței la o scară mai largă.

(107) În ceea ce privește utilizarea noilor tehnologii atât în situația de fapt, cât și în absența Paks II, studiul NERA ia în considerare CCGT-urile sau OCGT-urile ca tehnologii nou intrate pe piață, presupunând că intrarea și ieșirea de pe piață a altor tehnologii, cum ar fi sursele de energie regenerabile, cărbunele și energia nucleară, este puțin probabilă exclusiv pe bază economică din următoarele motive: (a) deciziile actuale și istorice privind intrarea centralelor pe bază de energie din surse regenerabile depind în mod esențial de programele de subvenționare ale guvernului și nu de prețurile de pe piață. În consecință, modelele care simulează principiile fundamentale ale pieței nu sunt în măsură să stabilească dacă centrala pe bază de energie din surse regenerabile ar intra și ieși de pe piață în practică; (b) din cauza unor preocupări legate de schimbările climatice, construirea în același ritm de noi centrale pe bază de cărbune și lignit în UE este în prezent deosebit de controversată, multe proiecte făcând obiectul unor contestații prin reprezentare sau proceduri judiciare. Prin urmare, nu este clar în ce măsură noile proiecte de construcție mai sunt realizabile în UE; (c) de asemenea, dezvoltarea de noi centrale nucleare în UE depinde de o strategie în domeniul energiei care să includă energia nucleară și necesită o interfață guvernamentală și de reglementare semnificativă în procesul de planificare și de autorizare. În cazul unei centrale nucleare, planificarea și dezvoltarea reprezintă un demers semnificativ mai mare decât în cazul CCGT-urilor și OCGT-urilor pe bază de gaze naturale, iar rezultatele sunt mult mai dependente de politicile naționale și de marja în materie de reglementare. Prin urmare, se presupune că nu se construiesc alte centrale nucleare noi în afară de cele din țările care au deja instituite politici energetice pronucleare și numai pentru proiectele active care se află deja în etapa de construcție și/sau au încheiat contracte IAPC.

(108) Studiul NERA arată că, în scenariul de fapt (construcția Paks II), se pot formula următoarele concluzii: (a) se preconizează că cererea de energie electrică în Ungaria va crește în mod semnificativ până în 2040; (b) Ungaria suferă în prezent de un deficit de aprovizionare și trebuie să importe cantități semnificative de energie electrică. Acest deficit se accentuează și mai mult între 2015 și 2025; (c) în pofida faptului că Paks II va deveni operațională în 2025, Ungaria rămâne într-o poziție netă de import pe parcursul perioadei de suprapunere cu unitățile aflate în funcțiune în prezent ale CN Paks, iar ulterior ajunge din nou să devină din ce în ce mai dependentă de importuri; (d) resursele regenerabile din Ungaria vor crește în primii ani ai scenariului de fapt bazat pe previziunile ENTSO-E, atingând obiectivul pentru 2020 privind sursele regenerabile de energie de 10,9 % din energia electrică consumată pe care Ungaria l-a adoptat în planul său național privind energia din surse regenerabile. Figura 7 Rezultatele preconizate pentru fiecare tehnologie și cerere națională până în 2040 (scenariul de fapt) Sursa: Studiul NERA.

(109) Astfel cum se explică în considerentul 93 de mai sus, studiul NERA reiterează faptul că, în absența construirii Paks II, capacitatea similară preferabilă din punct de vedere comercial altor investiții în producția de energie bazată pe condițiile de pe piață din Ungaria ar fi furnizată de OCGT-uri și CCGT-uri. Studiul NERA sugerează că, în pofida înlocuirii unei mari părți a capacității centralei Paks II cu noua capacitate de gaze naturale în Ungaria, Ungaria rămâne extrem de dependentă de importurile de energie electrică pe întreaga perioadă de modelare în scenariul ipotetic bazat pe gaze naturale (a se vedea figura 8). Figura 8 Producția preconizată în funcție de tehnologie și de cererea națională până în 2040 (scenariul ipotetic) Sursa: Studiul NERA.

(110) În plus, Ungaria susține că, din cauza convergenței puternice între prețurile pieței din țările învecinate și din Ungaria, concurenții sunt probabil în măsură să își acopere riscurile prin tranzacționarea energiei electrice pe piețele învecinate, fără a fi nevoiți să comercializeze energie electrică produsă în Ungaria în mod direct. Ungaria susține, pe baza modelului din studiul NERA, că prețul energiei electrice la sarcina de bază pe piața regională ar rămâne aceleași în scenariul ipotetic (a se vedea figura 9). Figura 9 Diferența de prețuri ale energiei electrice produse la sarcină de bază în Ungaria între scenariul de bază și scenariul ipotetic Sursa: studiul NERA.

(111) Ungaria subliniază că a evaluat posibilele efecte ale Paks II în contextul unei piețe mai largi. Pe baza studiul NERA, aceasta susține că, întrucât Slovacia este cea mai mică dintre piețele învecinate cu care Ungaria este cuplată în prezent pe piață, efectele posibile ale Paks II ar fi cele mai tangibile în această țară. Aceasta susține că prezența pe piață a Paks II pe piața cuplată din Slovacia ar rămâne la nivelul de aproximativ 20 % până în 2040.

(112) De asemenea, studiul NERA ia în considerare o posibilă piață cuplată mai amplă (Ungaria + Slovacia + România), susținând că acestea sunt piețe imediat învecinate cu care piața Ungariei este cuplată în prezent. În acest context, Ungaria susține că inclusiv cotele de piață combinate ale MVM Group și Paks II (între 10 și 20 %) pe piața cuplată formată din Ungaria + Slovacia + România s-ar situa cu mult sub pragul prevăzut care ar însemna posibilitatea unei poziții dominante (a se vedea figura 10). Figura 10 Cotele de piață combinate ale MVM Group și Paks II în funcție de producție (MWh) pe piețele din Ungaria + România + Slovacia Sursa: studiul NERA.

(113) În plus, Ungaria subliniază că, atât vara, cât și iarna, tehnologia de stabilire a prețurilor ar fi cea a centralelor electrice pe bază de cărbune și lignit cu costuri marginale mai mari decât Paks II și, prin urmare, se preconizează că Paks II va rămâne o entitate care nu influențează prețurile și nu o entitate care stabilește prețurile inclusiv pe parcursul perioadei de suprapunere a funcționării CN Paks și Paks II, când probabilitatea ca energia nucleară să fie tehnologia de stabilire a prețurilor va rămâne cu mult sub 5 % din totalitatea orelor (a se vedea figura 11). Figura 11 Combustibilul de stabilire a prețurilor pe piața energiei electrice în Ungaria Sursa: studiul NERA.

(114) De asemenea, Ungaria afirmă, în opoziție față de constatările Comisiei prezentate în considerentul 144 din decizia de inițiere a procedurii, că centrala nucleară Paks II nu va cauza niciun risc de lichiditate al pieței de comercializare cu ridicata prin limitarea numărului de oferte de aprovizionare. Aceasta susține că, în calitate de unitate de producție separată, noua centrală electrică ar trebui să îmbunătățească lichiditatea și diversitatea aprovizionării cu energie. De asemenea, Ungaria constată că Paks II nu are în prezent o bază de clienți pentru a comercializa direct energie electrică fără comercializarea pe piață.

(115) Ungaria invocă o serie de argumente prezentate de Regatul Unit în cazul Hinkley Point C (41) cu privire la posibilele denaturări ale concurenței și susține că acestea s-ar aplica, de asemenea, în egală măsură societății Paks II. Respectivele argumente sunt prezentate după cum urmează: (a) măsura ar menține expunerea beneficiarului la forțele pieței și ar oferi stimulente pentru ca acesta să concureze pe piața comercializării cu ridicata a energiei electrice. Ungaria susține acest argument și adaugă că nu ar oferi sprijin operațional sub formă de contracte pentru diferență („CpD”) pentru Paks II; (b) măsura nu va avea niciun impact semnificativ asupra fluxurilor de interconexiune și asupra stimulentelor pentru realizarea investițiilor în respectivele linii de interconexiune cu țările învecinate. Ungaria reamintește că piața maghiară de energie electrică este deja o piață bine interconectată și că există patru proiecte de interconexiune în curs de dezvoltare; (c) măsura nu va avea niciun efect asupra diferențelor de preț dintre Ungaria și piețele învecinate care sunt conectate în prezent prin intermediul liniilor de interconexiune.

(116) În plus, în observațiile sale din 28 iulie 2016, Ungaria a furnizat informații suplimentare pentru a răspunde preocupărilor exprimate de Comisie în secțiunea 3.3.7 din decizia de inițiere a procedurii în ceea ce privește echilibrarea globală a efectului de denaturare al măsurii asupra pieței interne, în cazul în care Comisia constată că măsura ar implica ajutor de stat.

(117) În aceste observații, Ungaria afirmă că Paks II, succesoarele acesteia și entitățile afiliate vor fi pe deplin separate din punct de vedere juridic și structural, vor face obiectul unei puteri independente de decizie în sensul punctelor 52 și 53 din Comunicarea jurisdicțională privind concentrările economice (42) și vor fi menținute, gestionate și operate independent și fără legătură cu MVM Group și toate întreprinderile sale, succesoarele și entitățile afiliate ale acesteia și alte întreprinderi controlate de stat care își desfășoară activitatea în producția, vânzarea cu ridicata sau cu amănuntul de energie.

(118) În plus, în ceea ce privește vânzarea de energie electrică produsă de Paks II, în aceleași observații Ungaria arată că strategia de tranzacționare a puterii produse a Paks II va fi o strategie comercială de optimizare a profitului în condiții de concurență deplină, care este realizată prin acorduri de tranzacționare încheiate prin oferte compensate pe o platformă de tranzacționare transparentă sau la bursă. De asemenea, Ungaria susține că strategia de tranzacționare a puterii produse de Paks II (excluzând consumul propriu al Paks II) va fi stabilită după cum urmează: (a) Nivelul 1: Paks II va vinde cel puțin 30 % din producția totală de energie electrică pe piața pentru ziua următoare, pe piața intrazilnică și piața la termen a bursei Hungarian Power Exchange (HUPX). Pot fi utilizate alte burse de energie electrică similare, cu permisiunea serviciilor Comisiei, care va fi acordată sau refuzată în termen de două săptămâni de la depunerea cererii de către autoritățile maghiare. (b) Nivelul 2. Restul producției totale de energie electrică va fi vândut de Paks II în condiții obiective, transparente și nediscriminatorii, prin intermediul licitațiilor. Condițiile de desfășurare a unei astfel de licitații vor fi stabilite de autoritatea de reglementare în domeniul energiei electrice din Ungaria, similar cerințelor de licitare impuse de MVM Partner (decizia nr. 741/2011 a autorității maghiare de reglementare). Ungaria confirmă faptul că autoritatea de reglementare în domeniul energiei electrice din Ungaria va supraveghea, de asemenea, desfășurarea acestor licitații. De asemenea, Ungaria a confirmat că platforma de licitație pentru nivelul 2 va fi gestionată de Paks II și se va asigura că ofertele sunt accesibile în mod egal tuturor comercianților autorizați sau înregistrați în aceleași condiții de piață. Ungaria se angajează ca sistemul de compensare a ofertei să fie verificabil și transparent și că nu vor fi impuse restricții privind utilizarea finală a energiei electrice achiziționate.

3.3. OBSERVAȚII SUPLIMENTARE PREZENTATE DE UNGARIA CA RĂSPUNS LA DECIZIA DE INIȚIERE A PROCEDURII

(119) Ungaria subliniază că, în măsura în care proiectul intră în domeniul de aplicare a Tratatului Euratom (de exemplu, articolul 41 și anexa II, articolele 52-66 și articolul 103, Guvernul Ungariei nu consideră că TFUE, în special normele privind ajutoarele de stat prevăzute la articolul 107 și 108 din TFUE, sunt aplicabile în acest caz. Aceasta susține că Tratatul Euratom constituie lex specialis față de TFUE. Prin urmare, atunci când exercitarea competențelor conferite în temeiul Tratatului Euratom ar fi împiedicată de exercitarea competențelor care decurg din TFUE, dispozițiile Tratatului Euratom prevalează. Pentru a susține o astfel de afirmație, Ungaria se bazează pe decizia Comisiei privind Kernkraftwerke Lippe-Ems GmbH (43).

(120) Ungaria constată că, deși Tratatul Euratom nu stabilește un set de norme specifice în materie de ajutoare de stat, articolul 6 litera (d) și articolul 70 din Tratatul Euratom arată că nu există nicio interdicție generală privind ajutorul de stat și că, în anumite cazuri, sunt încurajate subvenții din partea statelor membre.

(121) Ungaria subliniază că finanțarea proiectului în sectorul nuclear ar trebui să facă obiectul unei obligații de notificare în sensul articolului 43 din Tratatul Euratom. Aceasta arată în continuare că, în temeiul Regulamentului (CE) nr. 1209/2000 al Comisiei (44), datele privind metodele de finanțare ar trebui să fie furnizate în cazul oricărui nou proiect de către statul membru în cauză. Ungaria susține că a furnizat toate informațiile necesare în temeiul articolelor 41 și 43 din Tratatul Euratom și, întrucât acordul privind alimentarea cu combustibil (45) a fost aprobat de Agenția Europeană de Aprovizionare în aprilie 2015, Ungaria consideră că nu se poate susține în prezent de către Comisie că finanțarea proiectului ar putea fi ilegală.

(122) Ungaria compară Tratatul Euratom cu Tratatul CECO pe motiv că ambele sunt de natură sectorială și susține că Tratatul CECO cuprinde o interdicție extinsă împotriva ajutorului de stat care a fost aliniat, în practică, la articolul 107 din TFUE în temeiul articolului 67 și al articolului 95 din Tratatul CECO. Ungaria subliniază că, în ceea ce privește aplicarea normelor privind ajutoarele de stat prevăzute în TFUE, Comisia ar fi interpretat în mod greșit obiectivul normativ urmărit de autorii Tratatului Euratom, care nu prevede dispoziții specifice în materie de ajutoare de stat.

(123) De asemenea, Ungaria constată că nicio altă investiție de capital în construcția unei centrale nucleare în Uniune nu a făcut obiectul unei investigații a Comisiei privind ajutoarele de stat, inclusiv cele de la Flamanville sau Hanhikivi. În opinia Ungariei, investiția de la Hinkley Point C a făcut obiectul controlului ajutoarelor de stat numai din cauză că aceasta a avut caracteristici financiare specifice (cum ar fi garanția de creditate acordată de stat și CpD), spre deosebire de alte investiții din Europa.

4. OBSERVAȚIILE PĂRȚILOR INTERESATE

4.1. OBSERVAȚII PRIVIND EXISTENȚA AJUTORULUI DE STAT

(124) Observațiile primite de Comisie de la următoarele părți terțe conțin informații cantitative și o analiză în legătură cu existența unor măsuri: — observații din partea unui membru maghiar al Parlamentului European (deputat în Parlamentul European), dl Benedek Jávor („observațiile d-lui Jávor”); — observații din partea Green Peace („observațiile Green Peace”), care includ un studiu elaborat de consilierii săi economici, Candole Partners („studiul Candole”) (46); — observații din partea EnergiaKlub („observațiile EK”), care includ un studiu întocmit de dl Balazs Felsmann („studiul Felsmann”) (47).

Observațiile domnului Jávor

(125) Observațiile domnului Jávor se concentrează pe costurile proprietarului care sunt reprezentate de costurile care nu sunt incluse în contractul IAPC (a se vedea secțiunea 2.5.2 din prezenta decizie) și susțin că aceste costuri pot fi subestimate întro foarte mare măsură. În special, în observații se fac următoarele afirmații: (a) întrucât contractul IAPC pentru Paks II a fost elaborat pe baza „conceptului Leningradskaya” (48), este rezonabil să se considere că va fi necesară o investiție suplimentară în sistemul de securitate, care ar costa cel puțin 1 miliard EUR; (b) sistemul de răcire directă a apei dulci este insuficient pentru răcirea apei în cazul funcționării în paralel a CN Paks și Paks II pe durata zilelor călduroase de vară. Această insuficiență ar constitui o povară suplimentară asupra mediului și ar presupune realizarea unor investiții într-un sistem de răcire bazat pe turn de răcire mai eficient, care este cu aproximativ 40 % mai costisitor decât un sistem de răcire directă; (c) suma preconizată care ar urma să fie depusă în Fondul nuclear central este puțin probabil să fie suficientă pentru depozitarea deșeurilor radioactive și scoaterea din funcțiune. În special, depozitarea intermediară, depozitarea definitivă a deșeurilor nucleare și dezafectarea centralelor nucleare ar costa cel puțin 150 de milioane EUR, 1,54 miliarde EUR și, respectiv, 1,734 miliarde EUR; (d) modernizarea rețelei necesară pentru integrarea noilor blocuri ale centralei nucleare, inclusiv investițiile realizate atât în sistemul de cablu de 400 kV, cât și în cablul de înaltă tensiune suplimentar de 120 kV, poate costa până la 1,6 miliarde EUR; (e) investițiile necesare pentru respectarea reglementării actuale a rețelei, atât prin intermediul unei centrale cu acumulare prin pompare, cât și prin intermediul unor unități de producție suplimentare care asigură rezervele de securitate, prevăzute prin lege să fie egale cu cea mai mare unitate națională de producție a energiei electrice, ar ajunge la 1,2 miliarde EUR; (f) pierderile rezultate din reducerea exploatării uneia dintre cele două centrale nucleare învecinate din motive de echilibru al sistemului ar putea implica o pierdere financiară totală de aproximativ 1,2 miliarde EUR; (g) diversele taxe și impozite care nu sunt incluse în contractul IAPC se pot ridica până la o sumă suplimentară de 1,8 miliarde EUR.

(126) În observații se susține că elementele de cost enumerate în considerentul 125 ar trebui să fie adăugate la costurile proiectului, care, la rândul lor, ar reduce în mod semnificativ RIRE a proiectului. De asemenea, în acestea se subliniază faptul că întârzierile și durata de viață mai scurtă a centralei ar reduce și mai mult RIRE a proiectului.

Studiul Candole

(127) Studiul Candole utilizează ipotezele și informațiile incluse în studiul economic și analizează viabilitatea proiectului Paks II. În special, aceasta susține că previziunile privind prețul utilizate în studiul economic pot fi prea optimiste și că previziuni mai realiste privind prețul ar conduce la înregistrarea unor pierderi ale proiectului chiar dacă ipotezele de exploatare ale studiul economic sunt acceptate.

(128) Pentru a ilustra acest punct, studiul Candole dezvoltă propriile previziuni pe termen lung privind prețurile energiei electrice. În special, acesta realizează previziuni pe termen lung privind prețurile viitoare ale energiei electrice prin utilizarea previziunilor privind prețul cărbunelui, al petrolului și al gazelor naturale din cadrul studiului Perspective energetice mondiale pe 2015 elaborat de Agenția Internațională a Energiei (studiul PEM pe 2015 al AIE) și calculează costul marginal al producției pentru diferite tipuri de producători de energie (49). În plus, acesta realizează, de asemenea, previziuni separate pentru diferitele scenarii viitoare avute în vedere în studiul PEM pe 2015 al AIE, și anume: (i) „scenariul noilor politici”, care corespunde politicilor și măsurilor de punere în aplicare care afectează piețele de energie și care au fost adoptate cu câteva luni înainte de lansarea studiului PEM pe 2015 al AIE, împreună cu intențiile relevante declarate în materie de politică; (ii) „scenariul politicilor actuale”, care corespunde politicilor adoptate în termen de câteva luni înainte de publicarea studiului Candole; și (iii) „scenariul prețului scăzut al petrolului”, care analizează implicațiile prețurilor mai mici susținute (rezultate din scăderea prețurilor petrolului) asupra sistemului energetic (50). Graficul de mai jos ilustrează previziunile rezultate pe termen lung privind prețul energiei electrice pentru fiecare dintre cele trei scenarii. Figura 12 Curbele de previziune pe termen lung privind prețul energiei electrice (EUR/MWh) Sursa: Candole Partners.

(129) Figura ilustrează faptul că scenariul politicilor actuale implică prețuri viitoare ale energiei electrice ușor mai ridicate, în timp ce scenariul prețului scăzut al petrolului implică prețuri viitoare ale energiei electrice în mod substanțial mai scăzute față de scenariul central al noilor politici, cel utilizat în observațiile prezentate de Ungaria.

(130) În plus față de previziunile din figura 12, studiul Candole compară, de asemenea, previziunea pe termen lung a prețului energiei electrice bazată pe scenariul prețului scăzut al petrolului prezentat în studiul PEM pe 2015 al AIE cu contractele futures tranzacționate (începând din februarie 2016) la bursele de energie electrică din Germania și Ungaria. Aceste curbe sunt prezentate în Figura 13 de mai jos. Figura 13 Curbele de previziune pe termen lung privind prețul energiei electrice (EUR/MWh) Sursa: Candole Partners.

(131) Cifrele arată că, până în 2022, anul până când vor putea fi tranzacționate contractele germano-austriece, prețurile contractelor futures ale Germaniei se vor situa sub previziunea prețurilor bazată pe scenariul prețului scăzut al petrolului prezentat în studiul PEM pe 2015 al AIE. Aceeași situație este valabilă în cazul contractelor futures tranzacționate la bursă din Ungaria, care pot fi tranzacționate până în 2019 (51).

(132) Pe baza acestor considerații, studiul Candole susține că, în conformitate cu previziunile pe termen lung privind prețul energiei electrice, astfel cum sunt prezentate în studiul economic, proiectul Paks II va înregistra pierderi chiar dacă ipotezele de exploatare din studiul economic sunt acceptate (52).

Observațiile prezentate de EK

(133) Observațiile prezentate de EK identifică posibile deficiențe în decizia Comisiei de inițiere a procedurii, precum și aspecte problematice în studiul economic al Ungariei. De asemenea, acestea subliniază anumite riscuri cu care s-ar confrunta proiectul. În cele din urmă, EK a prezentat studiul Felsmann ca o analiză cantitativă a viabilității Paks II. Studiul calculează valoarea actualizată netă a proiectului Paks II, prin utilizarea costurilor actuale de exploatare ale CN Paks și constată că, în majoritatea scenariilor avute în vedere, proiectul ar înregistra pierderi.

(134) În ceea ce privește decizia de inițiere a procedurii, observațiile prezentate de EK subliniază că anumite elemente de cost au fost excluse din evaluarea prezentată în decizia de inițiere a procedurii sau nu au fost luate în considerare în totalitatea lor. De exemplu, se susține că nu este clar în ce măsură valoarea contractului IAPC a inclus costurile suplimentare potențiale ale securității nucleare, costurile legate de dezvoltarea rețelei impusă de integrarea în sistem a celor două noi reactoarele ale Paks II sau construirea unui sistem de răcire corespunzător. De asemenea, observațiile exprimă îndoieli cu privire la caracterul exact al costurilor legate de studiile preliminare, permise și comunicare.

(135) În plus, se susține că valoarea costurilor de 2,1-2,7 EUR/MWh pentru deșeuri și dezafectarea centralei poate fi subestimată, întrucât această cifră este de 4,5 EUR/MWh pentru CN Paks actuală. În plus, aceasta evidențiază, de asemenea, impactul negativ al proiectului pentru viitoarele bugete naționale, susținând că acesta că ar intra în conflict cu sistemul de contabilitate statistică și cu normele Uniunii în materie de creștere a datoriei (53). În cele din urmă, observația subliniază riscul de corupție, asociat în cea mai mare parte cu dimensiunea proiectului și cu avantajul de informare al furnizorului și proprietarului (54).

(136) În ceea ce privește studiul economic pregătit de Ungaria, este pus sub semnul întrebării factorul de încărcare ridicat (92 %) utilizat în calcule, în special în timpul funcționării în paralel a CN Paks și Paks II pe perioadele de cerere scăzută, precum și perioada de valabilitate a previziunilor privind prețurile utilizate în cadrul studiului.

(137) În ceea ce privește diversele tipuri de riscuri pentru proiect, observațiile prezentate de EK subliniază posibilul impact al întârzierilor proiectului și al depășirii costurilor, precum și necesitatea unor măsuri de sprijin de stat suplimentare pe perioada de desfășurare a proiectului.

(138) În susținerea acestor preocupări privind viabilitatea proiectului Paks II, observațiile prezentate de EK fac referire la studiul Felsmann. Acest studiu calculează valoarea actualizată netă a proiectului Paks II prin utilizarea costurilor de funcționare ale CN Paks actuale (incluzând o revizuire intermediară majoră pentru centrală) și o serie de cifre alternative (și anume, 75 %, 85 % și 92 %) pentru rata de utilizare cu unele previziuni privind prețul energiei electrice pe baza surselor internaționale puse la dispoziția publicului (de exemplu, Agenția pentru informații privind energia din SUA și Rețeaua națională a energiei electrice din Regatul Unit). Studiul constată că, în majoritatea scenariilor avute în vedere, proiectul ar genera pierderi, ceea ce implică existența ajutorului de stat.

Guvernul Austriei

(139) Austria susține că construirea și exploatarea centralelor nucleare nu este rentabilă, având în vedere toate costurile aferente, care trebuie să fie internalizate în temeiul principiului „poluatorul plătește”. Austria consideră că principiul MEIP nu este respectat în ceea ce privește investițiile realizate de Ungaria în Paks II. Austria susține că nu există nicio dovadă că studiile economice prezentate Comisiei de către Ungaria au fost efectuate cu diligența necesară sau că respectivele costuri luate în considerare pentru efectuarea calculelor conțin toate costurile posibile în temeiul principiului „poluatorul plătește”.

(140) De asemenea, Austria susține că sunt întrunite celelalte condiții privind existența ajutorului de stat.

Alte observații privind existența ajutorului de stat

(141) Paks II a susținut că decizia de inițiere a procedurii a utilizat în mod incorect o curbă de previziune privind prețul unic, în special luând în considerare perioada lungă de timp de desfășurare a proiectului. De asemenea, în unele dintre observațiile sale aceasta observă că Comisia nu a utilizat în mod corect costurile de funcționare și de întreținere („costuri de funcționare și de întreținere”) ale CN Paks actuale pentru a justifica costurile de funcționare și de întreținere pentru unitățile 5 și 6 echipate cu tehnologia generația III+. În plus, Paks II subliniază că, în timp ce decizia sa inițială de investiție a fost luată la momentul semnării contractului IAPC, un astfel de angajament a fost luat abia pentru etapa de elaborare a cheltuielilor, întrucât angajamentul final al Paks II în ceea ce privește cheltuielile pe perioada de construcție survine la un moment definit în viitor. Paks II afirmă că, până la acel moment în viitor, societatea poate decide, în cazul în care aspectele economice ale proiectului variază ca urmare a schimbărilor de pe piața externă, să nu realizeze progrese în ceea ce privește proiectul, însă această posibilitate este puțin probabilă. De asemenea, Paks II face trimitere la raportul pregătit de Rothschild & Co pentru guvernul maghiar („studiul Rothschild”) (55), care concluzionează că intervalul RIRE ar putea ajunge la 12 %, acesta fiind în mod semnificativ mai ridicat decât intervalul situat între 6,7-9 % menționat de Comisie în decizia de inițiere a procedurii. În cele din urmă, Paks II observă că WACC și intervalele RIRE calculate de Comisie se suprapun și, în consecință, se poate aștepta ca proiectul să ofere o remunerație adecvată.

(142) Grupul Enersense afirmă că formula pentru WACC utilizată de Comisie nu este corectă, în măsura în care Comisia a utilizat factori excesiv de prudenți în determinarea sa. În opinia sa, costul corespunzător al datoriei care ar trebui să fie aplicat elementului WACC al testului principiului MEIP este de 4,5 % înainte de impozitare sau de 3,6 % după impozitare, cu ajustări minore planificate de-a lungul timpului. Acesta susține că, întrucât furnizorul rus asigură aproximativ 80 % din finanțarea prețului contractual, randamentul investițiilor ar trebui să se bazeze pe un efect de levier de 80 % pentru a reflecta sursa fondurilor de investiții, în concordanță cu alte centrale nucleare. Grupul Enersense afirmă că, atunci când se ia în calcul un cost al capitalului propriu de 11 % și un cost al datoriei după impozitare de 3,6 % și se aplică o reducere de 80 % pe baza efectului de levier, WACC ar trebui să fie de 5,1 %. În plus, acesta susține că acesta va ajunge la 6,2 % în cazul în care a fost aplicată o reducere pe baza efectului de levier de 65 %. În concluzie, se constată că rentabilitatea investiției ar fi îmbunătățită în mod considerabil prin alegerea costurilor datoriei bazate pe piață și a efectului de pârghie.

(143) Au fost prezentate argumente suplimentare ale părților interesate conform cărora WACC este redus în mod semnificativ de îndată ce centrala este conectată la rețea, în timp ce valoarea întreprinderii crește. Prin urmare, părți ale centralei sau centrala în întregime ar putea fi vândute/vândută la un preț comparabil cu alte instalații nucleare aflate în funcțiune. Se susține că o astfel de flexibilitate în materie de investiții nu este reflectată în calculele Comisiei din decizia de inițiere a procedurii.

(144) De asemenea, Comisia a primit observații cu privire la importanța evaluării pe deplin și a includerii costurilor de oportunitate ale excluderii tehnologiei nucleare din mixul energetic național în contextul unor modificări semnificative ale portofoliului existent al capacității de producere a energiei. Conform acestor observații, pe lângă modelele privind „randamentul investiției” sau „fluxul de numerar actualizat”, este important să se ia în considerare faptul că proiectul Paks II este o investiție semnificativă într-un sector existent care adaugă o valoare reală și nu numai o oportunitate de „investiție în portofoliu” sau o speculație pe termen scurt. Se susține astfel că aceste caracteristici ar trebui, de asemenea, să fie reflectate în calculele Comisiei în ceea ce privește viabilitatea proiectului.

(145) Mai multe observații fac referire la concluzia care se desprinde din studiul Rothschild conform căreia proiectul poate fi viabil exclusiv în condiții de piață, inclusiv în cazul în care acesta este susținut de ipoteze foarte pesimiste. De asemenea, unele observații susțin că principalele ipoteze în ceea ce privește prețurile la termen ale energiei electrice sunt destul de moderate și că se preconizează ca prețurile respective să crească după 2025. Pe această bază, Paks II nu ar beneficia de un avantaj.

(146) Conform anumitor observații, faptul că proiectul este desfășurat prin intermediul unui contract IAPC încheiat „la cheie” l-ar face atractiv pentru orice investitor în economia de piață, prin urmare, Ungaria ar investi, de asemenea, în condiții bazate pe piață.

4.2. OBSERVAȚII PRIVIND POSIBILA COMPATIBILITATE A MĂSURII CU PIAȚA INTERNĂ

4.2.1. OBSERVAȚII PRIVIND OBIECTIVUL DE INTERES COMUN

(147) Austria, IG Windkraft, Oekostorm AG și alte părți terțe interesate susțin că subvenționarea etapei de construire și de exploatare a centralelor nucleare noi nu este prevăzută, în temeiul principiilor stabilite la articolul 107 alineatul (3) din TFUE, ca fiind compatibilă cu piața internă. Energia nucleară nu ar reprezenta o tehnologie durabilă, nouă sau inovatoare pentru producerea de energie electrică, care ar putea contribui la atingerea unui obiectiv al Uniunii de a crește proporția producerii de energie electrică prin tehnologii regenerabile. Prin urmare, proiectul nu ar trebui să poată beneficia de sprijin temporar până când acesta atinge maturitatea pieței.

(148) Austria susține că articolul 2 litera (c) și articolul 40 din Tratatul Euratom nu permit ca promovarea de noi investiții în sectorul nuclear să fie considerată un obiectiv de interes comun ca urmare a faptului că niciun interes comun, în sensul articolului 107 alineatul (3) din TFUE, nu poate fi interpretat pe baza Tratatului Euratom. În plus, un astfel de obiectiv ar fi în conflict cu alte obiective ale Uniunii în temeiul TFUE, și anume principiul precauției în temeiul articolului 191 și principiul durabilității prevăzut în programul Orizont 2020 (56).

(149) Conform mai multor observații, proiectul ar contribui la obiectivele la nivel european de utilizare a instalațiilor nucleare, precum și la cercetarea în domeniul nuclear care sunt recunoscute, de asemenea, prin Tratatul Euratom.

(150) Numeroase observații susțin că faptul că energia nucleară ar reprezenta o sursă de energie nepoluantă, cu emisii scăzute de dioxid de carbon, ar trebui să fie recunoscut de Comisie ca fiind un obiectiv comun al Uniunii care justifică investițiile.

(151) Unele dintre observații fac referire la articolul 194 alineatul (2) din TFUE, care permite statelor membre să își stabilească mixul energetic. Observațiile subliniază faptul că mixul energetic prevăzut al Ungariei reprezintă o parte a strategiei sale naționale în domeniul energiei și urmează abordarea „energie nucleară-energie pe bază de cărbune-energie din surse regenerabile”. Astfel, investiția ar putea fi justificată.

(152) De asemenea, Comisia a primit observații care subliniază că energia nucleară furnizează o sursă de energie sigură, fiabilă și pe termen lung în mixul energetic al Uniunii. Observațiile respective au precizat că energia electrică produsă din surse nucleare, în general la niveluri ridicate ale capacității (între 85 % și 90 %), pot contribui în mod semnificativ la securitatea aprovizionării pe termen lung. Alte părți interesate au susținut că, având în vedere deficitul semnificativ în viitoarea capacitate instalată, care se preconizează că va apărea până în 2030 odată cu eliminarea treptată a unităților existente în cadrul CN Paks și având în vedere dependența de importurile de energie electrică, proiectul ar putea constitui o opțiune ideală pentru a asigura securitatea aprovizionării cu energie pentru Ungaria și a reduce dependența de combustibil.

(153) Au fost prezentate Comisiei argumente conform cărora finalizarea proiectului ar contribui la creșterea economică în regiune, în special prin crearea de locuri de muncă. În plus, anumite observații arată că există o oportunitate semnificativă pentru întreprinderile din Uniune, indiferent de dimensiune, de a participa la finalizarea proiectului, stimulând astfel lanțul de aprovizionare. Observațiile respective indică faptul că o astfel de creștere prevăzută reprezintă un interes comun care ar putea justifica finalizarea proiectului.

4.2.2. OBSERVAȚII ÎN CEEA CE PRIVEȘTE CARACTERUL ADECVAT AL MĂSURII

(154) IG Windkraft și Energiaklub susțin că măsura nu este adecvată, având în vedere costurile proiectului atunci când sunt comparate cu posibilele alternative care ar viza deficitul viitoarei capacități instalate a energiei electrice. O valoare similară a subvenției ar putea genera o cantitate anuală mult mai ridicată de energie electrică atunci când ar fi investită în alte surse de energie electrică, cum ar fi tehnologiile regenerabile.

4.2.3. OBSERVAȚII ÎN CEEA CE PRIVEȘTE CARACTERUL NECESAR AL MĂSURII ȘI EFECTUL DE STIMULARE

(155) Austria susține că Comisia a definit în mod incorect piața relevantă pentru a evalua dacă există posibilitatea existenței unei disfuncționalități a pieței, și anume piața energiei nucleare din Ungaria. Austria susține că piața relevantă corectă ar fi piața internă liberalizată a energiei electrice a Uniunii. De asemenea, Austria susține că nu există nicio disfuncționalitate a pieței în ceea ce privește producerea și furnizarea de energie electrică pe piața internă a energiei electrice. Dimpotrivă, prețurile energiei electrice ar fi în scădere, datorată, în parte, capacităților suficiente de producere a energiei. În plus, Ungaria este bine interconectată la rețelele din statele membre învecinate.

(156) Austria și IG Windkraft susțin că, în cazul în care Ungaria s-ar confrunta cu o problemă legată de securitatea aprovizionării, centralele nucleare pot să nu fie o modalitate adecvată pentru a aborda acest aspect. Acestea susțin că sursele de energie mai ecologice, mai flexibile și mai puțin costisitoare din unitățile mici și descentralizate pot fi mai adecvate. De asemenea, Austria susține că centralele nucleare sunt sensibile la valurile de căldură din cauza cerințelor de răcire și că statele membre sunt aproape 100 % dependente de importurile de uraniu.

(157) Părțile terțe au afirmat, de asemenea, că piața în sine ar asigura construirea unor noi capacități de producție în sectorul de producere a energiei electrice. Faptul că Ungaria este dependentă de importurile de energie electrică nu ar constitui o disfuncționalitate a pieței, în special nu o disfuncționalitate care ar fi soluționată de o nouă centrală nucleară. Observațiile formulate indică faptul că importurile de energie electrică mai ieftină din alte state membre sunt un efect normal și acceptabil al unei piețe funcționale și nu o disfuncționalitate a pieței. Acest lucru indică pur și simplu capacitatea de a cumpăra mărfuri la cel mai mic preț de pe piață. Conform observațiilo