SV Europeiska unionens officiella tidning L 317/45

KOMMISSIONENS BESLUT (EU) 2017/2112

av den 6 mars 2017

om den åtgärd/den stödordning/det statliga stöd SA.38454 – 2015/C (f.d. 2015/N) som Ungern planerar att genomföra till förmån för utvecklingen av två nya kärnkraftsreaktorer vid kärnkraftverket Paks II

[delgivet med nr C(2017) 1486]

(Endast den engelska texten är giltig)

(Text av betydelse för EES)

EUROPEISKA KOMMISSIONEN HAR ANTAGIT DETTA BESLUT

med beaktande av fördraget om Europeiska unionens funktionssätt, särskilt artikel 108.2 första stycket,

med beaktande av avtalet om Europeiska ekonomiska samarbetsområdet, särskilt artikel 62.1 a,

efter att ha gett berörda parter tillfälle att yttra sig (1) och med beaktande av dessa synpunkter, och

av följande skäl:

1. FÖRFARANDE

(1) På grundval av artiklar i pressen och informella kontakter med de ungerska myndigheterna inledde kommissionen den 13 mars 2014 en utredning om eventuellt statligt stöd för uppförandet av kärnkraftverket Paks II (nedan kallat Paks II) under ärendenummer SA.38454 (2014/CP).

(2) Efter flera informationsutbyten och formella möten anmälde de ungerska myndigheterna den 22 maj 2015 stödåtgärden med hänsyn till rättsäkerheten och förklarade att projektet inte omfattade statligt stöd i den mening som avses i artikel 107 i fördraget om Europeiska unionens funktionssätt (nedan kallat EUF-fördraget).

(3) Genom en skrivelse av den 22 maj 2015 anmälde Ungern en åtgärd till kommissionen angående finansiellt stöd till utvecklingen av två nya kärnkraftsreaktorer vid anläggningen i Paks.

(4) Genom en skrivelse, daterad den 23 november 2015, informerade kommissionen Ungern om sitt beslut att inleda det förfarande som anges i artikel 108.2 i EUF-fördraget avseende stödet (nedan kallat beslutet att inleda förfarandet). Kommissionens beslut att inleda förfarandet har offentliggjorts i Europeiska unionens officiella tidning (2). Kommissionen uppmanade berörda parter att inkomma med sina synpunkter.

(5) Ungern inkom med sina synpunkter på beslutet att inleda förfarandet den 29 januari 2016.

(6) Kommissionen mottog synpunkter från de berörda parterna. Den har översänt dessa synpunkter till Ungern som getts tillfälle att bemöta dem. Österrike yttrade sig genom en skrivelse av den 7 april 2016.

(7) Ytterligare upplysningar lämnades av Ungern den 21 april, den 27 maj, den 9 juni, den 16 juni, den 28 juli 2016, den 16 januari 2017 och den 20 februari 2017.

(8) Den 12 september 2016 gick de ungerska myndigheterna med på ett undantag från språkbestämmelserna och att beslutet kommer att antas på engelska som giltigt språk.

2. DETALJERAD BESKRIVNING AV ÅTGÄRDEN

2.1 BESKRIVNING AV PROJEKTET

(9) Åtgärden innebär utveckling av två nya kärnkraftsreaktorer (anläggningarna 5 och 6) i Ungern, vars uppförande helt finansieras av den ungerska staten till förmån för enheten Paks II (MVM Paks II Nuclear Power Plant Development Private Company Limited by Shares) som kommer att äga och förvalta de nya reaktorerna.

(10) Ryssland och Ungern ingick ett mellanstatligt avtal om ett kärnkraftsprogram den 14 januari 2014 (3). På grundval av det mellanstatliga avtalet ska de båda länderna samarbeta i underhållandet och vidareutvecklingen av det nuvarande kärnkraftverket Paks NPP. Detta innefattar utformandet, uppförandet, idrifttagningen och avvecklingen av de två nya kraftanläggningarna 5 och 6 med reaktorer av typen VVER (vattenkylda, vattenmodererade) med en installerad kapacitet för varje kraftanläggning på minst 1 000 MW (4) utöver de befintliga kraftanläggningarna 1–4. Driften av anläggningarna 5 och 6 är avsedd att kompensera för den minskade kapacitet som följer av att anläggningarna 1–4 (sammanlagt 2 000 MW) tas ur drift. Ungern framhöll att anläggningarna 1–4 kommer att vara i drift fram till slutet av 2032 respektive 2034, 2036 och 2037, utan planer på ytterligare livstidsförlängning.

(11) Enligt det mellanstatliga avtalet (5) skulle både Ryssland och Ungern utse en statsägd och statligt kontrollerad organisation med erfarenhet som skulle vara finansiellt och tekniskt ansvarig för att fullgöra sina skyldigheter som uppdragstagare/ägare med avseende på projektet.

(12) Ryssland har gett aktiebolaget Nizhny Novgorod Engineering Company Atomenergoproekt (JSC NIAEP) uppdraget att bygga de nya reaktorerna (anläggningarna 5 och 6) och Ungern har utsett MVM Paks II Nuclear Power Plant Development Private Company Limited by Shares (1) (Paks II) till ägare och förvaltare av de två reaktorerna.

(13) Medan de allmänna rättigheterna och skyldigheterna för kärnsamarbetet mellan de två länderna fastställs i det mellanstatliga avtalet ska detaljerade uppgifter om genomförandet av det mellanstatliga avtalet fastställas i separata avtal (6), nedan kallade genomförandeavtal, enligt följande: a) Det nya anläggnings-, upphandlings- och entreprenadavtalet för uppförandet av de två nya anläggningarna 5 och 6 av typen VVER 1200 (V491) vid anläggningen i Paks ska hädanefter kallas EPC-avtalet (EPC, engineering, procurement and construction). b) Det avtal i vilket villkoren och bestämmelserna för samarbetet i fråga om drift och underhåll av de nya reaktorerna fastställs ska hädanefter kallas drift- och underhållsavtalet. c) Avtalet om villkoren för bränsletillförsel och hantering av använt kärnbränsle.

(14) JSC NIAEP och Paks II ingick EPC-avtalet den 9 december 2014, i vilket det fastställs att de två nya anläggningarna 5 och 6 ska tas i drift 2025 respektive 2026.

(15) Ryssland åtog sig separat att ge Ungern ett statligt lån för att finansiera utvecklingen av Paks II. Detta lån styrs av ett mellanstatligt avtal om finansiering (7) och tillhandahåller en stående lånekredit på 10 miljarder euro som är begränsad till att bara användas för utformandet, uppförandet och idrifttagningen av kraftanläggningarna 5 och 6 vid Paks II. Ungern kommer att använda denna stående lånekredit för att direkt finansiera de investeringar i Paks II som krävs för utformandet, uppförandet och idrifttagningen av de nya kraftanläggningarna 5 och 6, i enlighet med det mellanstatliga avtalet om finansiering. Utöver det mellanstatliga avtalet om finansiering kommer Ungern att tillhandahålla ett ytterligare belopp på upp till 2,5 miljarder euro från den egna budgeten för att finansiera investeringen vid Paks II.

(16) Utöver det investeringsstöd som anges i skäl 15 har Ungern inte för avsikt att bevilja något annat finansiellt stöd till Paks II så snart kraftanläggningarna 5 och 6 har uppförts. De nya anläggningarna kommer att drivas enligt marknadsvillkor utan något fast inkomstbelopp eller garanterat pris. Ungern anser att det i detta skede inte är nödvändigt att anskaffa något lånat kapital direkt från Paks II.

2.2 ÅTGÄRDENS SYFTE

(17) Såsom framgår av beslutet att inleda förfarandet är Paks NPP det enda kärnkraftverk som är i drift i Ungern. Kärnkraftverket tillhör den helt statsägda elåterförsäljaren och kraftproducenten Magyar Villamos Művek Zártkörűen Működő Részvénytársaság (nedan kallad MVM-koncernen) (8). Dess fyra anläggningar har en total installerad kapacitet på 2 000 MW och är samtliga utrustade med rysk teknik (VVER-440/V213). Anläggningarna kommer gradvis att fasas ut fram till 2037 (se skäl 10).

(18) Elproduktion från kärnkraft har en strategisk roll i Ungerns energimix, eftersom cirka 50 % av den totala inhemskt genererade elektriciteten kommer från de befintliga fyra reaktorerna vid Paks NPP (9).

(19) På grundval av målen — att behålla en rimlig andel av nationella resurser och — minska Ungerns beroende av import och samtidigt följa nationell klimatpolitik uppmanade regeringen MVM-koncernen att undersöka alternativen till att öka elproduktionen i kärnkraftverk. MVM-koncernen utarbetade en genomförbarhetsstudie i vilken man undersökte genomförandet och finansieringen av ett nytt kärnkraftverk som skulle kunna integreras i elsystemet och drivas på ett ekonomiskt, säkert och miljövänligt sätt. På grundval av denna genomförbarhetsstudie som presenterades 2008 av MVM-koncernen föreslog regeringen projektet för det ungerska parlamentet som samtyckte till att förberedande arbete inleddes för genomförandet av nya kärnkraftverksanläggningar vid Paks (10). Detta bekräftades av beräkningar som visade att urdrifttagningen av 6 000 MW från den installerade bruttokapaciteten på 8–9 000 MW var planerad till senast 2025 till följd av att de föråldrade kärnkraftverken stängs ned. Dessa kärnkraftverk skulle delvis ersättas av utvidgningen av Paks NPP.

(20) 2011 genomfördes den nationella energistrategin för perioden fram till 2030 (11). Den är inriktad på ett scenario med en blandning av kärnkraft, kolkraft och förnybar energi för Ungern. Ungerns systemansvariga för överföringssystemet, MAVIR, beräknar att det kommer att behövas minst 5,3 GW ny produktionskapacitet i Ungern fram till 2026 och drygt 7 GW fram till 2031 till följd av framtida efterfrågan och urdrifttagningen av befintlig produktionskapacitet i Ungern (12). MAVIR förutser även att nästan hela den nuvarande kolproduktionen kommer att ha tagits ur drift mellan 2025 och 2030 och att den installerade kapaciteten hos Ungerns gasproduktion kommer att ha minskat med cirka 1 GW, såsom framgår av tabell 1, som lämnades in av Ungern den 16 januari 2017. Ungern förklarade att MAVIR:s undersökning inte tar hänsyn till eventuell import eller ny installerad kapacitet i planeringen av den nya kapacitet på 7 GW som behövs. Tabell 1 Förväntad utfasning av inhemsk installerad kapacitet fram till 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 Källa: Ungerska myndigheter (Mavir).

(21) Ungern och Ryssland undertecknade det mellanstatliga avtalet i syfte att utveckla ny kapacitet vid anläggningen i Paks. Ungern förklarade att man genom att behålla kärnkraft i bränsleproduktionen kunde tillgodose behovet att ersätta utfasad kapacitet, utveckla ny kapacitet och uppnå Ungerns mål vad gäller unionens klimatmål (i synnerhet avseende den förväntade minskningen av koldioxidutsläppen).

2.3 BESKRIVNING AV DE NYA ANLÄGGNINGARNA OCH DEN TEKNIK SOM SKA ANVÄNDAS

(22) De nya anläggningarna 5 och 6 vid Paks II NPP kommer att vara utrustade med tekniken VVER 1200 (V491) och kommer att vara mer avancerade reaktorer av typen Generation III+. Ungern förklarar att de tekniska specifikationerna för de anläggningar som ska användas vid Paks II kommer att medföra märkbara fördelar jämfört med de nuvarande Paks NPP-anläggningarna, som t.ex. ökad effektivitet och en mer ekonomisk drift utöver förbättrade säkerhetsanordningar.

(23) Frånsett den avsevärt högre installerade kapaciteten hos VVER 1200 (V491) finns det även en väsentlig skillnad i den beräknade drifttiden (60 år för anläggningar av typen VVER 1200 i motsats till 30 år för de befintliga enheterna vid Paks NPP) och vidare manöverduglighet, vilket gör det möjligt att anpassa varje anläggnings kapacitet beroende på efterfrågan på nätet inom en viss marginal.

(24) Den minskade mängd bränsle som krävs av de nya anläggningarna återspeglar även tekniska förbättringar under senare år. I stället för den nuvarande bränslecykeln på tolv månader kan de nya anläggningarna drivas med en cykel på arton månader. Detta innebär att de nya anläggningarna kommer att kräva färre nedläggningar per år för bränsleladdning och att kärnkraftverket kommer att kunna vara i drift under längre perioder i genomsnitt varje år och inte förlora produktionstid.

(25) I de tekniska specifikationerna anges även att den effekttäthet som kommer att tillhandahållas av de nya bränslepatronerna kommer att vara avsevärt högre än effekttätheten hos de nuvarande bränslepatronerna. Detta innebär i sin tur att en högre avkastning kan uppnås per massenhet bränslematerial, vilket kan förbättra de ekonomiska förutsättningarna för anläggningen.

2.4 STÖDMOTTAGAREN

(26) Såsom förklaras i avsnitt 2.3 i beslutet att inleda förfarandet är stödmottagaren företaget Paks II, som för närvarande ägs av den ungerska staten. Aktieägarens rättigheter utövas av premiärministerns kansli. Paks II kommer att äga och förvalta reaktoranläggningarna 5 och 6 som finansieras av den ungerska staten.

(27) I skäl 19 i beslutet att inleda förfarandet förklaras hur Paks II:s aktier som ursprungligen innehades av MVM-koncernen överfördes till den ungerska staten (13). Enligt de uppgifter som lämnades av Ungern den 30 januari 2016 uppgick inköpspriset för överföringen till 10,156 miljarder ungerska forinter, vilket motsvarar cirka 33 miljoner euro.

2.5 PROJEKTETS FINANSIERINGSSTRUKTUR SAMT RÄTTIGHETER OCH SKYLDIGHETER INOM RAMEN FÖR EPC-AVTALET

2.5.1 MELLANSTATLIGT AVTAL OM FINANSIERING

(28) Inom ramen för det mellanstatliga avtalet (14) gav Ryssland ett statligt lån till Ungern i form av en stående lånekredit på 10 miljarder euro för att finansiera utvecklingen av kärnkraftsanläggningarna 5 och 6 i Paks. Lånets räntesats varierar mellan 3,95 % och 4,95 % (15). Lånet är öronmärkt för utformandet, uppförandet och idrifttagningen av dessa nya kraftanläggningar.

(29) I enlighet med det mellanstatliga avtalet om finansiering måste lånet användas av Ungern för att finansiera 80 % av värdet av EPC-avtalet för utförandet av arbete och tjänster samt leverans av utrustning, medan 20 % av EPC-avtalet ska betalas av Ungern (se skäl 15). Lånet måste användas av Ungern senast 2025.

(30) Lånet måste återbetalas av Ungern inom 21 år från och med den 15 mars eller den 15 september dagen efter idrifttagningen av de båda nya kärnkraftsanläggningarna 5 och 6, dock senast den 15 mars 2026 (16).

(31) Betalningar inom ramen för det mellanstatliga avtalet om finansiering får endast göras när en begäran från det ungerska ministeriet för nationell ekonomi och ett meddelande om godkännande från det ryska finansministeriet har utfärdats.

2.5.2 EPC-AVTALET

(32) Enligt EPC-avtalet måste JSC NIAEP leverera de två reaktorerna i enlighet med de detaljerade tekniska specifikationerna inom de överenskomna tidsfristerna och till det överenskomna totalpriset ([…] (*1) miljarder euro). Varje kostnad som tidigare inte definierats ska anses ingå i detta pris […] (17).

(33) I avtalet föreskrivs att avtalsviten (18) får betalas under särskilda omständigheter, […].

(34) […]

(35) […]

2.5.3 RELATIONER MELLAN STATEN OCH STÖDMOTTAGAREN

(36) Ungern hade till en början förväntat sig att Paks II skulle förbli ett helägt dotterbolag till MVM Hungarian Electricity Ltd, som i sin tur ägs av den ungerska staten och de ungerska kommunerna. Sedan november 2014 är Paks II inte längre ett dotterbolag till MVM Hungarian Electricity Ltd eller en del av MVM-koncernen utan är ett helt statsägt bolag som för närvarande inte har något rättsligt förhållande till MVM-koncernen.

(37) Vad gäller verksamheten vid Paks II, i synnerhet försäljning av el, angav Ungern att ett separat energiköpsavtal med en separat leverantör inte finns eller planeras i detta skede. De ungerska myndigheterna beräknar att den el som produceras av Paks II skulle säljas på marknaden och till elförbrukare i enlighet med typiska försäljningsavtal för baslastel enligt marknadspraxis. Enligt de ungerska myndigheterna skulle Paks II, som en producent av el för basbelastning under en förväntad lång driftsperiod, anpassa sig efter andras priser i likhet med de befintliga kärnkraftsproducenterna i Europa.

(38) Paks II kommer att vara ägare till kärnkraftverket Paks II och finansieras helt av den ungerska statens eget kapital under de två reaktorernas byggnadsfas. Ungerska myndigheter anser att det i detta skede inte är nödvändigt att lånat kapital anskaffas direkt av Paks II.

(39) Ungern kommer inte att överföra de medel som krävs för att överföra inköpspriset för kärnkraftverket Paks II till Paks II:s konton. Den största andelen av dessa medel kommer att innehas av Rysslands bank för utveckling och utrikes ekonomiska frågor (Vnesheconombank). För varje etappmål som anses vara uppfyllt kommer Paks II att inkomma med en begäran till Vnesheconombank att betala 80 % av beloppet som ska betalas direkt till JSC NIAEP. Paks II kommer även att inkomma med en begäran till Ungerns statliga skuldförvaltningsbyrå att betala återstående 20 % av beloppet.

(40) De återstående finansiella behoven hos Paks II under byggnadsfasen kommer att tillgodoses genom eget kapital från Ungerns statsbudget. Det ursprungliga belopp som öronmärkts under byggnadsfasen kommer att uppgå till […] miljarder euro (skillnaden mellan det belopp på 12,5 miljarder euro som fastställts för kärnkraftsprojektet i det mellanstatliga avtalet och det faktiska inköpspriset för Paks II NPP som uppgår till […] miljarder euro). Detta anses av Ungern utgöra ett tak för de statliga medel som kan dras för uppförandet av kärnkraftverket Paks II, åtminstone utan ytterligare bedömning. I händelse av att kraven på eget kapital överstiger ett sådant belopp hävdar Ungern dock att man kommer att investera mer om dess bedömning vid den tidpunkten tyder på att det är ekonomiskt försvarbart att göra det.

(41) Ungern gör gällande att man i en känslighetsanalys om potentiella extra kostnader som Paks II ådragit sig under byggnadsfasen drog slutsatsen att dess kostnader skulle behöva ökas tio gånger för att den förväntade internräntan ska minska med 1 %. Ungern förväntar sig därför att effekterna av kostnadsökningar kommer att bli små.

2.6 DEN UNGERSKA ELMARKNADEN

2.6.1 BESKRIVNING AV DEN UNGERSKA ELMARKNADEN

(42) Den nuvarande strukturen hos den ungerska elmarknaden formades omkring 1995, när majoriteten av de stora kraftverken och leverantörerna av allmännyttiga tjänster samt distributionsföretagen privatiserades. Staten har en dominerande plats i sektorn genom det statsägda vertikalt integrerade energibolaget MVM-koncernen.

(43) I den undersökning utförd av MAVIR som avses i skäl 20 anges att den totala inhemska konsumtionen har ökat med 2,7 % sedan 2014 och uppgick till en total inhemsk konsumtion på 43,75 TWh 2015. Av denna konsumtion utgörs inhemsk produktion av 30,06 TWh, vilket motsvarar 68,72 % av den totala elkonsumtionen (se figur 1). Import uppgick till 13,69 TWh, vilket motsvarar 31,28 % av den totala konsumtionen. Som elproducent har den statsägda MVM-koncernen en betydande närvaro på marknaden, tack vare dess huvudsakliga produktionstillgång, Paks NPP, som tillhandahöll 52,67 % av den inhemskt genererade elektriciteten 2015, såsom framgår av figur 1. Kraftverket Mátra är ett brunkolkraftverk som huvudsakligen ägs av RWE Power AG (50,92 %) medan MVM-koncernen äger 26,15 % av dess aktier. De ytterligare större (többi nagyerőmű) och mindre (kiserőművek) kraftverken spelar en blygsam roll i den ungerska marknadens totala produktionsstruktur. MVM-koncernens vertikalt integrerade grossistföretag MVM Partner har dessutom en dominerande ställning på grossistmarknaden för el (19). Figur 1 Sammansättning av den totala elförbrukningen i Ungern 2015 Källa: Medium- and long-term development of generation assets of the Hungarian electricity system (utveckling på medellång och lång sikt av produktionstillgångarna i det ungerska elsystemet) (Mavir, 2016) ( 20 ). Figur 2 Inhemsk bruttoelproduktion i Ungern 2015 Källa: Medium- and long-term development of generation assets of the Hungarian electricity system (utveckling på medellång och lång sikt av produktionstillgångarna i det ungerska elsystemet) (Mavir, 2016).

(44) I Ungern genomförs de vanligaste grossisttransaktionerna via bilaterala energiköpsavtal där producenter kommer överens om att sälja en på förhand fastställd minimivolym till grossister och där handlare är skyldiga att köpa en minimivolym. De bilaterala energiköpsavtalen ingås huvudsakligen enligt de standarder som fastställts av European Federation of Energy Traders.

(45) Hungarian Power Exchange Company Ltd (nedan kallat HUPX) startade sin verksamhet i juli 2010 som ett dotterbolag till den systemansvariga för överföringssystemet, MAVIR. Den erbjuder både dagen-företransaktioner och fysiska terminer. Dagen-förehandeln börjar klockan 11 varje dag på grundval av anbud och bud som ska läggas ut för varje timme för följande dag. Handeln stänger senast kl. 11.40. Fysiska terminer kan utföras för fyra förfalloveckor, tre förfallomånader, fyra förfallokvartal och tre förfalloår. Det finns särskilda handelsdagar för sådana transaktioner där anbud och bud lämnas inom en viss tidsintervall. Sedan mars 2016 kan både 15-minutersprodukter och entimmarsblock handlas på HUPX:s intradagsmarknad. Utöver de organiserade dagen före- och intradagsmarknaderna har HUPX samarbetsavtal med två börsmäklarföretag som tillhandahåller en tjänst för överlämning av OTC-transaktioner för handelsclearing för vanliga kunder.

(46) Utöver de dagen före-auktioner som inte organiseras av HUPX, handlas el även på elbörser som är baserade i EU eller OTC-plattformar samt via direkta bilaterala avtal (se skäl 44).

(47) Såsom framgår av figur 1 i skäl 43 är Ungern en nettoelimportör där import utgör cirka 30 % av den ungerska elförbrukningen. Såsom framgår av figur 3 har grossistelpriset varit högst i Ungern i den sammanlänkade region som gränsar till landet (dvs. med undantag av Polen eller Slovenien). Figur 3 Månatliga genomsnittliga dagen-förebaslastpriser i Central- och Östeuropa (inbegripet Ungern) och Tyskland (2010–2016) Källa: Europeiska kommissionen.

(48) Den kortsiktiga beräkningen av baslastpriserna i regionen tyder på samma utveckling, dvs. att de ungerska baslastpriserna kommer att vara de högsta i regionen (se figur 4). Figur 4 Regionala terminspriser för baslast för januari–juni 2017 Källa: Europeiska kommissionen (baserat på de uppgifter som offentliggjorts av Central European Power Exchange).

(49) Landet är väl sammanlänkat med närbelägna länder – sammanlänkningskapaciteten för el uppgick till 30 % 2014, vilket överstiger målet för 2020 (21). 2014 började marknadskopplingen av Tjeckien-Slovakien-Ungern-Rumänien tillämpas, vilket resulterade i en ökning av likviditeten för HUPX och en minskning av prisvolatiliteten. I figur 5 sammanfattas uppgifter om elkraftutbyte med närbelägna länder 2014. Figur 5 Elkraftutbyte mellan Ungern och närbelägna länder Källa: Uppgifter från det ungerska elsystemet (Mavir, 2014).

2.6.2 BESKRIVNING AV DEN PLANERADE UTVECKLINGEN AV DEN UNGERSKA ELMARKNADEN

(50) Baserat på den undersökning som avses i skäl 20 och som utfärdats av MAVIR (22) kommer nästan hela kolproduktionen att ha tagits ur drift mellan 2025 och 2030 och den installerade kapaciteten hos Ungerns gasproduktion kommer att ha minskat med 1 GW. När det jämförs med dess uppskattningar av en ökning av den högsta efterfrågan förväntas den tillgängliga produktionskapaciteten från inhemska kraftproducenter understiga höglasten senast 2021. Till följd av detta uppskattar den systemansvariga för överföringssystemet att den ungerska marknaden kommer att behöva minst 5,3 GW ytterligare ny elproduktionskapacitet fram till 2026 och drygt 7 GW i slutet av prognosperioden 2031. Detta beskrivs i figur 6 nedan som visar att en betydande mängd installerad kapacitet utöver den växande höglasten kommer att behövas. Ungern förklarade i sin inlaga av den 16 januari 2017 att man måste säkerställa en viss nivå av återstående kapacitet som återspeglar branschpraxis hos Entso-E:s systemansvariga för överföringssystemet. Den återstående kapaciteten är skillnaden mellan den inhemska tillförlitliga tillgängliga kapaciteten plus den nationella produktionskapaciteten plus höglasten och reserven för systemtjänster. Återstående kapacitet är den del av den nationella produktionskapacitet som finns kvar i systemet för att täcka eventuell programmerad export, oväntad lastförändring, reserven för systemtjänster och oplanerade avbrott vid en referenspunkt. Figur 6 Ytterligare behov av kapacitet i den ungerska elsektorn Källa: Medium- and long-term development of generation assets of the Hungarian electricity system (utveckling på medellång och lång sikt av produktionstillgångarna i det ungerska elsystemet) (Mavir, 2016).

(51) Ungern anger att uppgifterna från Platts Powervision, trots påståendena om det relativt stora behovet av ny produktionskapacitet, tyder på att relativt lite ny kapacitet faktiskt byggs upp, såsom framgår av tabell 2. Ungern gör även gällande att en avfallsenergianläggning på 44 MW, enligt uppgifterna från Platt, är det enda kraftverk som för närvarande byggs i Ungern. Ungern förklarar vidare att även om det finns investerarplaner på att bygga större (gaseldade) anläggningar kan inte något av dessa projekt betraktas som bekräftade eftersom investerarna ännu inte har ådragit sig betydande oersättliga utgifter som exempelvis byggkostnader, vilket skulle visa på ett åtagande att faktiskt genomföra projektet. Tabell 2 Ny kapacitet som ska byggas i den ungerska elsektorn 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 SKÄL TILL ATT FÖRFARANDET INLEDDES

(52) I maj 2015 anmälde Ungern sina planer på att investera i uppförandet av de två kärnkraftsreaktorerna vid anläggningen i Paks till kommissionen med hänsyn till rättssäkerheten och hävdade att åtgärden inte innebar något statligt stöd eftersom staten agerar som en marknadsinvesterare som eftersträvar en skälig vinst. I beslutet att inleda förfarandet uttryckte kommissionen farhågor över att åtgärden skulle medföra statligt stöd i den mening som avses i artikel 107 i EUF-fördraget, på grundval av de uppgifter som fanns tillgängliga i det skedet. Kommissionen uttryckte framför allt allvarliga tvivel om huruvida åtgärden innebar en selektiv fördel för Paks II, eftersom Ungern inte invände mot förekomsten av de övriga inslagen av statligt stöd under anmälningsfasen.

(53) Skälen till tvivel härrörde från resultatet av prövningen mot den marknadsekonomiska investerarprincipen, i vilken man bedömer huruvida en investerare på marknaden skulle ha investerat i projektet på samma villkor som den offentliga investeraren vid den tidpunkt då beslutet om den offentliga investeringen fattades (23). Den marknadsekonomiska investerarprincipen erkänns även enligt rättspraxis (24).

(54) Syftet med prövningen mot den marknadsekonomiska investerarprincipen var i formell mening att motivera varför den förväntade internräntan för investeringen skulle vara högre än ett strikt marknadsbaserat riktmärke för den vägda genomsnittliga kapitalkostnaden för det projekt som omfattas av investeringen (25). Även om Ungern uppskattade att projektets internränta skulle vara högre än ett strikt marknadsbaserat riktmärke för den vägda genomsnittliga kapitalkostnaden ställde sig kommissionen tveksam till huruvida den vägda genomsnittliga kapitalkostnaden skulle anses vara högre.

(55) Mot bakgrund av tvivlen vad gäller förekomsten av statligt stöd undersökte kommissionen vidare huruvida eventuella möjliga statliga stödåtgärder kunde anses vara förenliga med den inre marknaden. Eftersom de ungerska myndigheterna ansåg att åtgärden var fri från statligt stöd hade de i den inledande fasen emellertid inte inkommit med några skäl till varför åtgärden skulle vara förenlig med den inre marknaden. Kommissionen ställde sig även tvivlande till att åtgärden omfattades av tillämpningsområdet för kommissionens meddelande – Riktlinjer för statligt stöd till miljöskydd och energi för 2014–2020 (26), eftersom dessa riktlinjer inte omfattar åtgärder på området kärnenergi och radioaktivt avfall. Även om kommissionen drog slutsatsen att inga andra riktlinjer var tillämpliga på bedömningen av den anmälda åtgärden drog kommissionen även slutsatsen att den får förklara en åtgärd direkt förenlig enligt artikel 107.3 c i EUF-fördraget, om åtgärden har som syfte att förverkliga ett mål av gemensamt intresse, om den är nödvändig och proportionerlig och om de positiva effekterna av att uppnå det gemensamma målet uppväger de negativa effekterna på konkurrensen och handeln.

(56) Kommissionen uttryckte tvivel om huruvida åtgärden kunde anses vara proportionerlig, det vill säga huruvida åtgärden var begränsad till den lägsta nivå av investeringsstöd som krävs för att möjliggöra ett framgångsrikt uppförande av de kompletterande anläggningarna för elproduktion i syfte att uppnå det gemensamma mål som eftersträvas. Stödmottagaren skulle erhålla produktionstillgångar utan att löpa någon särskild risk som har att göra med refinansieringskostnader, vilket andra marknadsaktörer skulle göra. Kommissionen tog inte emot några bevis för hur Ungern skulle förhindra en sådan överkompensering.

(57) Kommissionen betonade att den ungerska elproduktionsmarknaden kännetecknas av en relativt hög marknadskoncentration, med det nuvarande kärnkraftverket Paks NPP som står för omkring 50 % av den inhemska produktionen. I avsaknad av ny kapacitet skulle elproduktionen från Paks NPP och Paks II troligen stå för en ännu större andel av marknaden, vilket kan ha en snedvridande effekt på den ungerska elmarknaden. Ungern tillhandahöll inte kommissionen några detaljerade bevis för hur landet skulle säkerställa en kontinuerlig och självständig drift av de befintliga och de nya produktionstillgångarna.

(58) Kommissionen konstaterade slutligen att på grund av den ungerska elmarknadens särskilda förhållanden kan driften av Paks II även medföra en risk för grossistmarknadens likviditet genom att antalet tillgängliga anbud om försörjning på marknaden begränsas. Beroende på hur elen från de nya reaktorerna säljs på marknaden kan likviditeten påverkas avsevärt, hinder för inträde på marknaden skapas och konkurrensen minskas på olika nivåer av marknaden. Ungern tillhandahöll inte någon detaljerad förklaring om hur el skulle handlas med av Paks II och hur marknadslikviditet skulle säkerställas.

(59) Kommissionen uttryckte därför tvivel om huruvida åtgärden kunde utgöra statligt stöd i den mening som avses i artikel 107.1 i EUF-fördraget.

(60) I brist på tillräckliga bevis kunde kommissionen inte heller dra några slutsatser vad gäller en sådan åtgärds förenlighet med den inre marknaden enligt artikel 107.3 c. På grundval av de tvivel som framförts i beslutet att inleda förfarandet och med tanke att det vid den tidpunkten saknades argument beträffande förenligheten från Ungern, undersökte kommissionen dessutom ett antal farhågor angående konkurrenssnedvridning och möjligheter att Paks II kunde vara överkompenserad.

(61) När det gäller de tvivel om proportionalitet som uttrycks i skäl 56 ovan undersökte kommissionen huruvida Paks II, till följd av stödet, kunde återinvestera eventuell vinst som inte betalas till staten i form av utdelning, i syfte att utveckla eller köpa ytterligare produktionstillgångar och således stärka sin ställning på marknaden.

(62) När det gäller de tvivel om proportionalitet som uttrycks i skäl 56 undersökte kommissionen även Ungerns avsedda utdelningspolicy, i synnerhet huruvida Ungern skulle begära utdelning (på eget initiativ beroende på den vinst som uppnåtts av Paks II) eller i stället lämna vinsten hos Paks II. Kommissionen befarade att Paks II skulle kunna använda sin vinst för att återinvestera genom att utveckla eller köpa ytterligare produktionstillgångar och snedvrida konkurrensen ytterligare.

(63) På grund av den ungerska elproduktionsmarknadens relativt höga koncentrationsnivå och med det nuvarande kärnkraftverket Paks NPP (MVM-koncernen) som står för omkring 50 % av den inhemska produktionen tvivlade kommissionen, såsom anges i skäl 57, på om Paks NPP och Paks II skulle hållas åtskilda och kunde anses vara oberoende och sakna anknytning till varandra. Det faktum att Paks II för närvarande är juridiskt oberoende av MVM-koncernen var inte tillräckligt för kommissionen eftersom den inte fått någon information under anmälningsfasen om huruvida Paks NPP och Paks II skulle fortsätta att drivas helt åtskilda i juridiskt och strukturellt hänseende. Sådana klargöranden föreföll nödvändiga för att minimera risken för en ytterligare ökning av marknadskoncentrationen.

(64) Såsom förklaras i avsnitt 2.6 genomförs de vanligaste transaktionerna i den ungerska grossistsektorn för energi genom bilaterala energiköpsavtal och HUPX har ännu inte gett upphov till en tillräcklig likviditetsnivå. Eftersom Ungern i sin anmälan inte hänvisade till de förväntade metoderna för försäljning av el från Paks II undersökte kommissionen Paks II:s effekter på Ungerns nuvarande likviditetsnivåer inom grossistsektorn för energi.

(65) Med tanke på de tvivel avseende marknadslikviditeten som anges i skäl 58 ville kommissionen säkerställa att ett brett utbud av anbud om försörjning erbjuds på marknaden, särskilt mot bakgrund av MVM Partners dominerande ställning på grossistmarknaden för el (27). Kommissionen var oroad över att likviditetsnivåerna kunde påverkas avsevärt och att kostnaderna för konkurrenter i senare led kunde höjas genom att begränsa deras konkurrenskraftiga tillgång till en viktig insatsprodukt (avskärmning av insatsprodukter). Detta kan inträffa om den elektricitet som producerats av Paks II säljs främst genom långfristiga avtal endast till vissa leverantörer, vilket skulle innebära att Paks II:s inflytande på elproduktionsmarknaden flyttas till detaljmarknaden.

(66) Kommissionen begärde därför ytterligare upplysningar vad gäller Paks II:s strategi för handel med elproduktion, med särskild tonvikt på huruvida den skulle vara på marknadsmässiga villkor genom att erbjuda sin el på plattformen för energiutbyte eller någon annan öppen handelsplattform.

3. DEN UNGERSKA REGERINGENS STÅNDPUNKT

3.1 UNGERNS STÅNDPUNKT NÄR DET GÄLLER FÖREKOMSTEN AV STÖD

3.1.1 EKONOMISK FÖRDEL

(67) Ungern hävdar i sin anmälan att investeringen inte utgör statligt stöd i den mening som avses i artikel 107 i EUF-fördraget, eftersom den inte medför en ekonomisk fördel för Paks II. Ungern styrker detta påstående genom att ange att Paks II-investeringen uppfyller kraven i den marknadsekonomiska investerarprincipen (se skälen (53) och (54)).

(68) Ungern hävdar närmare bestämt att kraven i den marknadsekonomiska investerarprincipen uppfylls på två sätt (28). För det första har projektets vägda genomsnittliga kapitalkostnad konstaterats vara lägre än dess internränta. För det andra hävdas att den utjämnade kostnaden för att producera energi är tillräckligt låg för att göra kärnkraft konkurrenskraftig i förhållande till andra tekniker för elproduktion och ge rimlig avkastning enligt de rådande elpriserna (29).

(69) Ungern lämnade in följande undersökningar och styrkande handlingar till stöd för sin uppfattning: a) Styrkande analys av den marknadsekonomiska investerarprincipen (nedan kallad undersökningen om den marknadsekonomiska investerarprincipen, 18 februari 2015). b) Ekonomisk analys för kärnkraftsprojektet Paks II (nedan kallad den ekonomiska undersökningen, 8 oktober 2015) (30). c) Skrivelser till vice generaldirektör för statligt stöd med reflektioner avseende kommissionens preliminära analys (nedan kallade de förtydligande skrivelserna). — En första skrivelse (nedan kallad den första förtydligande skrivelsen, 16 oktober 2015). — En andra skrivelse (nedan kallad den andra förtydligande skrivelsen, 29 oktober 2015). d) Inlagor med reflektioner avseende beslutet att inleda förfarandet (svar på beslutet att inleda förfarandet) — Skrivelse till vice generaldirektör för statligt stöd efter offentliggörandet av beslutet att inleda förfarandet den 3 december 2015 (nedan kallat skrivelsen om godtagande av beslutet att inleda förfarandet). — Inlaga från Ungern till kommissionen den 29 januari 2016 (nedan kallad inlagan med reflektioner avseende beslutet att inleda förfarandet). e) Ungerns regerings svar på synpunkter från tredje parter om beslutet att inleda förfarandet avseende statligt stöd den 7 april 2016 (nedan kallat svaret på synpunkter från tredje parter). f) Svar på förfrågan om information av den 18 mars 2016 den 21 april 2016 (nedan kallat de ytterligare klargörandena).

(70) Den ungerska regeringen lämnade dessutom in en finansiell modell som användes för att räkna ut siffrorna avseende internräntan för projektet. Två versioner av modellen lämnades in till kommissionen: a) En ursprunglig version den 16 mars 2015 (nedan kallad den preliminära finansiella modellen). b) En slutlig version den 16 oktober 2015 (nedan kallad den finansiella modellen).

(71) Med undantag av de ytterligare klargörandena berör de dokument som förtecknas i skäl 69 beräkning av intervallen för den vägda genomsnittliga kapitalkostnaden och internräntan, om än med olika grad av utförlighet. Internräntan för projektet beräknas med hjälp av den finansiella modellen (31). Tillvägagångssättet för den utjämnade kostnaden för att producera energi diskuteras i den ekonomiska undersökningen och i de ytterligare klargörandena [se skäl 69].

(72) När det gäller Ungerns analyser innefattar de dokument som förtecknas i skälen 69 c–69 f olika uppdateringar av de uppgifter som lämnats i undersökningen om den marknadsekonomiska investerarprincipen och därefter i den ekonomiska undersökningen. Vissa uppdateringar är daterade efter det datum då EPC-avtalet undertecknades den 9 december 2014, dvs. det ursprungliga investeringsbeslutet.

(73) Beslutet att inleda förfarandet innehåller en detaljerad utvärdering av Ungerns ståndpunkt när det gäller varje central fråga såsom framgår av dess inlagor fram till dagen för beslutet att inleda förfarandet (32). I återstoden av detta avsnitt anges en översikt över Ungerns ståndpunkt när det gäller de centrala frågor som tagits upp efter offentliggörandet av beslutet att inleda förfarandet. Tillämpningen av den vägda genomsnittliga kapitalkostnaden och internräntan samt den utjämnade kostnaden för att producera energi kommer att redovisas separat.

3.1.1.1 Ungerns ståndpunkt när det gäller den vägda genomsnittliga kapitalkostnaden

(74) I sitt svar på beslutet att inleda förfarandet upprepade Ungern samma uppskattade intervall på mellan 6,2 % och 7,7 % för den vägda genomsnittliga kapitalkostnaden som i dess tidigare inlagor. Ungern upprepade även sina tidigare argument som framförts i de förtydligande skrivelserna och konstaterade att kommissionen inte bedömde dessa argument i beslutet att inleda förfarandet.

3.1.1.2 Ungerns ståndpunkt när det gäller internräntan

(75) I detta avsnitt granskas Ungerns ståndpunkt när det gäller beräkningen av internräntan i vilken den finansiella modellen användes för att beräkna framtida fria kassaflöden för projektet och fastställa dess internränta. De huvudsakliga delarna i den finansiella modellen är de följande: 1. Olika långsiktiga elprisprognoser och 2. olika antaganden angående driften av kärnkraftverket.

A) Elprisprognoser

(76) De prisprognoser som använts av den ungerska regeringen granskades i beslutet att inleda förfarandet. I sitt svar på beslutet att inleda förfarandet kritiserade Ungern kommissionen för att ha använt endast en prisprognoskurva (baserad på Internationella energiorganets publikation World Energy Outlook 2014 [nedan kallad IEA WEO 2014]) för att beräkna projektets internränta (33). Ungern påpekade framför allt att alla de prisprognoser som lämnats in i den ekonomiska undersökningen bör användas för att bedöma internräntan.

B) Antaganden angående driften

(77) Antagandena angående driften för den finansiella modellen och beräkningarna av internräntan tillhandahölls av Paks II:s tekniska arbetsgrupp. Även om inga detaljerade uppgifter ursprungligen lämnades för att motivera dessa antaganden angående driften lämnade Ungern senare in bakgrundsinformation om dessa antaganden i sina svar på kommissionens förfrågningar om information. En central inlaga i detta avseende är de ytterligare klargörandena, som lämnats in som svar på en förfrågan om information till följd av beslutet att inleda förfarandet och synpunkterna från tredje parter.

C) Projektets internränta

(78) I svaret på beslutet att inleda förfarandet upprepade Ungern resultaten av dess tidigare beräkningar på mellan 8,6 % och 12,0 % för projektets internränta.

(79) I sitt svar på beslutet att inleda förfarandet kritiserade Ungern kommissionens bedömning av effekterna av en försening på projektets internränta (en minskning på 0,9 % för en försening på fem år). Siffran beräknades med utgångspunkt i antaganden om förseningar under den operativa perioden. Ungern hävdade dock att en försening under byggperioden skulle kunna höja projektets internränta om det även skulle ske en försening av kostnader som uppstår.

3.1.1.3 Ungerns ståndpunkt när det gäller den utjämnade kostnaden för att producera energi

(80) I detta avsnitt granskas Ungerns ståndpunkt när det gäller den utjämnade kostnaden för att producera energi för Paks II (34).

A) Den ekonomiska undersökningen

(81) I den ekonomiska undersökningen hävdade Ungern att Paks II:s utjämnade kostnad för att producera energi är tillräckligt låg för att göra den konkurrenskraftig i förhållande till andra tekniker för elproduktion. I undersökningen presenterades bland annat tre uppskattningar av den utjämnade kostnaden för att producera energi för ett kärnkraftsprojekt i Ungern. Den första uppskattningen på 70 euro/MWh var baserad på en diskonteringsränta på 7 % (den övre gränsen för den uppskattade vägda genomsnittliga kapitalkostnad som presenteras i samma ekonomiska undersökning) och hämtades från den gemensamma publikationen Projected Costs of Generating Electricity från OECD/IEA/NEA 2015 (nedan kallad 2015 års undersökning av OECD/IEA/NEA) (35). Den andra uppskattningen av den utjämnade kostnaden för att producera energi på 50–63 euro/MWh var baserad på en undersökning av Aszodi m.fl. (2014) i vilken man använder en rabatterad ränta baserad på räntesatsen för det ryska lånet, vilken faller inom intervallen 4–5 % (36). Den tredje uppskattningen av den utjämnade kostnaden för att producera energi på 58–120 euro/MWh (2013 års reella priser) beräknades med hjälp av en riktmärkningsanalys baserad på siffror som offentliggjorts av olika internationella organ och som erbjuder en potentiell intervall för den utjämnade kostnaden för att producera energi (37). I undersökningen konstaterades att den utjämnade kostnaden för att producera energi för ett ungerskt kärnkraftverk faller inom en intervall på mellan 50,5 och 57,4 euro/MWh (2013 års reella priser) där de två slutvärdena beräknades genom att ta en räntesats motsvarande de två slutpunkterna i intervallen för den vägda genomsnittliga kapitalkostnaden (6,2 % och 7,0 %) som rapporterats i samma ekonomiska undersökning (38). När det jämförs med de framtida elpriserna från samma ekonomiska undersökning kan det ungerska kärnkraftverksprojektet hävdas vara lönsamt och därmed gör Ungern gällande att en privat investerare skulle anse det rimligt att genomföra projektet.

B) Ytterligare klargöranden

(82) Som svar på kommissionens fråga om hur intervallen för den utjämnade kostnaden för att producera energi på 50,5–57,4 euro/MWh i den ekonomiska undersökningens slutsatser kan stämmas av mot den intervall på 89–94 US-dollar/MWh som fastställs i 2015 års undersökning av OECD/IEA/NEA förklarade Ungern i de ytterligare klargörandena att skillnaden berodde på att mycket olika antaganden användes i den ekonomiska undersökningen och 2015 års undersökning av OECD/IEA/NEA, t.ex. skillnaderna i antagen kapacitetsfaktor (85 % jämfört med 92 %) för kärnkraftverk och datum för idrifttagning (2020 jämfört med 2025).

3.2 UNGERNS STÅNDPUNKT NÄR DET GÄLLER ÅTGÄRDENS EVENTUELLA FÖRENLIGHET MED DEN INRE MARKNADEN

(83) Även om Ungern i sitt svar på beslutet att inleda förfarandet betonade att åtgärden inte innebar statligt stöd inkom landet med synpunkter för att bemöta kommissionens farhågor när det gäller åtgärdens eventuella förenlighet med den inre marknaden som uttryckts i beslutet att inleda förfarandet, i händelse av att kommissionen skulle dra slutsatsen att statligt stöd förekom.

3.2.1 STÅNDPUNKT NÄR DET GÄLLER MÅLET AV GEMENSAMT INTRESSE

(84) I sitt svar på beslutet att inleda förfarandet fastställde Ungern flera politiska överväganden för vilka man ansåg det relevant att definiera målet av gemensamt intresse baserat på följande: a) Ungerns energipolitik. b) Målen med Euratomfördraget (39). c) Brist på framtida installerad kapacitet. d) Diversifiering av energikällor. e) Utfasning av fossila bränslen. f) Skapande av nya arbetstillfällen. g) Överkomlighet.

(85) Ungern betonade att på grundval av artikel 194.2 i EUF-fördraget har varje medlemsstat rätt att själv välja sin energimix och Ungern hänvisar till sin nationella energistrategi för 2030 (se skäl 20) som anger kärnkraft, kolkraft och förnybar energi som landets energistrategi på medellång sikt.

(86) Ungern hänvisar även till artikel 2 c i Euratomfördraget enligt vilken Europeiska atomenergigemenskapen ska underlätta investeringar och sörja för byggandet av de grundläggande anläggningar som behövs för utvecklingen av kärnkraftssektorn i Europeiska atomenergigemenskapen. Ungern betonar att bestämmelserna i Euratomfördraget, som är bindande för varje undertecknande medlemsstat, ska förstås som ett gemensamt mål för unionen.

(87) Ungern förklarar dessutom att den systemansvariga för överföringssystemet räknar med en ökning på cirka 4 % av efterfrågan på el fram till 2030, främst på grund av den föreslagna elektrifieringen av Ungerns system för transport, industri och uppvärmning. I samma undersökning av den systemansvariga för överföringssystemet konstateras att flera av Ungerns befintliga äldre kol- och gasanläggningar håller på att bli föråldrade och förväntas läggas ned senast 2030. Undersökningen visar också att en mycket begränsad mängd nyligen installerad kapacitet förväntas tas i bruk inom samma tidsram. Detta kommer att leda till en förväntad minskning på 32 % av den befintliga kapaciteten och Ungern hävdar att uppförandet av Paks II kommer att vara en välriktad åtgärd för att ta itu med denna förväntade brist på framtida produktionskapacitet.

(88) Ungern betonar dessutom att dess beroende av importerad gas är högre än EU-28-genomsnittet. Mer än 95 % av den gas som används i Ungern är importerad och kommer huvudsakligen från Ryssland. Ungern gör gällande att landets beroende av olja eller gas skulle öka avsevärt om det saknades kärnkraft i energimixen. Detta skulle särskilt gälla efter utfasningen av Paks NPP:s befintliga operativa anläggningar när andra kompletterande anläggningar för elproduktion skulle behöva använda sådana bränslen för att övervinna den framtida brist på total nationell installerad kapacitet som beskrivs i skäl 50. Ungern anser följaktligen att åtgärden skulle bidra till mångfalden av bränslekällor i energimixen samt till att säkra landets energiförsörjning.

(89) Ungern hävdar att projektet kommer att bidra till EU:s 2020-mål om en minskning av utsläppen av växthusgaser eftersom kärnklyvning betraktas som en koldioxidsnål energikälla. De ungerska myndigheterna hävdar att landets topografiska och geografiska läge inte tillåter användning av havsbaserade vindkraftverk eller vattenkraftverk. De återstående alternativen för produktion av förnybar energi är landbaserad vindkraft, solenergi och biomassa, men användningen av sådan teknik skulle inte räcka för att kompensera för den förväntade brist på framtida kapacitet som avses i skäl 50 ovan om ingen ytterligare produktion från kärnkraft planeras. Ungern hävdar följaktligen att projektet har som mål att fasa ut fossila bränslen.

(90) De ungerska myndigheterna gör gällande att projektet (både under och efter uppförandet) kommer att skapa ett betydande antal nya arbetstillfällen. Detta skulle vara av särskilt stor betydelse med tanke på att kärnkraftverket Paks II är beläget i en Nuts II-region, vars BNP är lägre än 45 % av genomsnittet i EU per capita. Ungern anser på så sätt att genomförandet av projektet skulle bidra till målet om tillväxt och skapande av ett betydande antal nya arbetstillfällen i flera sektorer.

(91) Ungern hävdar slutligen att investeringen i ny kärnkraftskapacitet direkt kommer att medföra lägre elpriser för industri och förbrukare, vilket är förenligt med ett EU-övergripande mål om överkomliga priser på tjänster. Ungern anger även att det faktum att inget stöd ska beviljas Paks II under dess drift ger stöd åt argumentet om överkomlighet.

3.2.2 STÅNDPUNKT NÄR DET GÄLLER ÅTGÄRDENS NÖDVÄNDIGHET

(92) Ungern förklarar att det mot bakgrund av den ökande produktionsbrist som Ungern står inför behövs en betydande mängd investeringar i produktionskapacitet och omfattningen av de investeringar som behövs är större än omfattningen av de projekt som för närvarande håller på att uppföras eller utvecklas.

(93) Av dessa skäl hade Ungern anlitat Nera Economic Consulting (NERA) för att analysera utvecklingen av Ungerns och de närliggande marknadernas elmarknader och en lämplig marknadsdefinition för Paks II-projektet när det tas i drift (nedan kallad undersökningen från NERA). Denna undersökning tyder på att uppförandet av de nya anläggningarna 5 och 6 vid Paks II kommersiellt sett kan vara att föredra framför andra typer av investeringar i energiproduktion baserat på Ungerns marknadsvillkor, som exempelvis en liknande kapacitet som tillhandahålls av gasturbiner med öppet kretslopp och gaskombiverk. Ungern drar slutsatsen att det således inte finns något möjligt kontrafaktiskt scenario som uppfyller policyns mål.

3.2.3 STÅNDPUNKT NÄR DET GÄLLER ÅTGÄRDENS PROPORTIONALITET

(94) Ungern upprepar att man förväntar sig att erhålla full ersättning från investeringen i kärnkraftverket Paks II från både kapitaluppskrivning och utdelning.

(95) Medan man vidhöll att projektet inte skulle innebära statligt stöd och att det var förenligt med den marknadsekonomiska investerarprincipen lämnade Ungern, i sin inlaga av den 28 juli 2016, dessutom ytterligare uppgifter som svar på de farhågor som uttryckts i avsnitt 3.3.6 i beslutet att inleda förfarandet vad gäller proportionalitet, i händelse av att kommissionen skulle dra slutsatsen att statligt stöd skulle uppstå i det anmälda projektet.

(96) Enligt sin inlaga anger Ungern att Paks II ska använda all vinst från verksamheten hos anläggningarna 5 och 6 vid Paks II endast för följande ändamål: a) Paks II-projektet, som definieras som utvecklingen, finansieringen, uppförandet, idrifttagningen, driften, underhållet, renoveringen, avfallshanteringen och avvecklingen av två nya kärnkraftsanläggningar med reaktorerna 5 och 6 av typen VVER i Paks, Ungern. Vinsten ska inte användas för att finansiera investeringar i verksamhet som inte omfattas av tillämpningsområdet för det projekt som definieras ovan. b) Utbetalning av vinsten till den ungerska staten (t.ex. i form av utdelning).

(97) Ungern bekräftade även att Paks II ska avstå från att (åter)investera i utökningen av Paks II:s egen kapacitet eller livstid och installationen av ytterligare produktionskapacitet, utöver reaktorerna 5 och 6 vid Paks II. Om sådana nya investeringar skulle göras ska Ungern anmäla detta till kommissionen för ett separat godkännande av statligt stöd.

3.2.4 STÅNDPUNKT NÄR DET GÄLLER ÅTGÄRDENS EFFEKTER PÅ DEN INRE MARKNADEN

(98) De ungerska myndigheterna framhöll att om eventuella snedvridande effekter skulle uppstå skulle dessa vara begränsade till perioden för överlappningen mellan utfasningen av de befintliga reaktorerna vid Paks NPP och idrifttagningen av de två nya reaktorerna vid Paks II. Ungern anser det orimligt att utgå från att Paks NPP:s livstid kan överskrida 50 år, och därför skulle överlappningsperioden vara mycket kort.

(99) Enligt Ungern är överlappningsperioden dessutom nödvändig och rimlig med tanke på att Paks II måste vara i drift när Paks NPP närmar sig slutet av sin utökade livslängd och att Paks II:s utveckling och idrifttagning kan drabbas av förseningar på grund av den tekniska komplexitet som idrifttagningen av ett nytt kärnkraftverk innebär samt yttre faktorer som ligger utanför parternas kontroll (t.ex. ändring i lagstiftningen, säkerhetskrav och regelverk). Ungern framhöll även att vissa anläggningar som är utrustade med tekniken VVER Generation III och III+ drabbades eller förväntades drabbas av förseningar jämfört med den planerade byggtiden för Paks II, såsom anges i tabell 3 nedan. Tabell 3 Sammanlagda förseningar i byggperioden för anläggningar av typen VVER Generation III och III+ Anläggning (land) Förseningar (år) Status Kudankulam – 1 (Indien) +5,8 slutförd Kudankulam – 2 (Indien) +7,0 pågående Novovoronezj II. – 1 (Ryssland) +1,5 slutförd Novovoronezj II. – 2 (Ryssland) +2,5 pågående Leningrad II. – 1 (Ryssland) +2,0 pågående Leningrad II. – 2 (Ryssland) +2,5 pågående Källa: Ungerska myndigheter.

(100) Ungern betonar dessutom att Paks NPP och de två nya reaktorerna vid Paks II ägs och förvaltas av separata enheter och att MVM-koncernen inte på något sätt är kopplad till Paks II-projektet eller Paks II. Ungern vidhåller även att om en koncentration mellan Paks II och MVM-koncernen skulle övervägas skulle en sådan koncentration omfattas av reglerna för koncentrationskontroll.

(101) Ungern hävdar att det faktum att de två företagen båda är statsägda inte omedelbart ger anledning att ifrågasätta deras affärsmässiga självständighet. Tvärtom kan företagen bevisas vara oberoende av varandra om varje företag är oberoende med avseende på beslutsfattande.

(102) Ungern menar att MVM-koncernen och Paks II är oberoende och saknar anknytning till varandra av följande skäl: a) De förvaltas av olika ministerier (MVM-koncernen av ministeriet för nationell utveckling via Ungerns nationella organ för kapitalförvaltning och Paks II av premiärministerns kansli). b) Det förekommer inte något delat eller gemensamt ledarskap i någon av företagens styrelser. c) Det finns skyddsåtgärder för att säkerställa att kommersiellt känsliga och konfidentiella uppgifter inte utbyts mellan företagen. d) Båda företagens befogenheter att fatta beslut är fristående och åtskilda från varandra.

(103) Ungern kritiserar kommissionens slutsatser i beslutet att inleda förfarandet vad gäller beräkningen av MVM-koncernens marknadsandel på den ungerska elmarknaden. Ungern gör gällande att marknadsandelen inte undersöktes i jämförelse med andra producenter på den ungerska marknaden och att MVM-koncernens marknadsandel beräknades endast med hänsyn till inhemskt genererad elektricitet, exklusive import.

(104) Med utgångspunkt i undersökningen från NERA gör Ungern gällande att alla eventuella snedvridningar av konkurrensen måste tolkas i ett marknadssammanhang som är större än den ungerska staten. I undersökningen från NERA beaktas följande indata i marknadsbedömningen: a) Befintlig produktionskapacitet och teknisk kapacitet (t.ex. effektivitet och startkostnader). b) Åtagna ökningar av produktionskapaciteten (t.ex. kraftverk under uppförande och nya förnybara energikällor). c) Åtagna urdrifttagningar av befintliga anläggningar (t.ex. på grund av direktivet om stora förbränningsanläggningar). d) Sammanlänkningskapacitet. e) Bränsle, koldioxid och rörliga drifts- och underhållskostnader. f) Fasta drifts- och underhållskostnader som skulle undvikas om en anläggning stängdes ned. g) Kostnaderna för ny resurs.

(105) Skälet till argumentet att den marknad som ska bedömas är större än Ungern är att import av el från närbelägna länder stod för 31,4 % av den ungerska elförbrukning 2014. Ungern hävdar även att denna höga nivå av sammanlänkning med närliggande länder kommer att öka ytterligare till följd av nya sammanlänkningar som kommer att tas i drift mellan 2016 och 2021 mellan Slovakien (2×400 kV och 1×400 kV) och Slovenien (1×400 kV). I sin inlaga av den 16 januari 2017 tillhandahöll Ungern närmare uppgifter om de förestående projekten för gränsöverskridande transmissionsledningar, enligt vilka andra sammanlänkningar på 2×400 kV kommer att byggas med Slovakien senast 2029 och en sammanlänkning på 1×400 kV med Rumänien senast 2030. Den förväntade totala sammanlänkningskapaciteten för import och export anges i tabellerna 4 och 5. Tabell 4 Entso-E:s beräkningar av installerad sammanlänkningskapacitet för import i Ungern 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 Tabell 5 Entso-E:s beräkningar av installerad sammanlänkningskapacitet för export i Ungern 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) I undersökningen identifieras även en framgångsrik marknadskoppling för energiförsörjning med Slovakien, Tjeckien och Rumänien och det hänvisas till Entso-E:s förslag som offentliggjordes i oktober 2015 och som fastställde Ungern som en del av en enda samordnad kapacitetsregion för Central- och Östeuropa med flera länder med vilka Ungern ännu inte har kopplingar, inbegripet Österrike, Tyskland och Polen (40). Ungern gör gällande att Ungern, i jämförelse med andra medlemsstater, redan är en starkt integrerad elmarknad inom Europeiska unionen, med en sammanlänkningskapacitet som ligger på cirka 75 % av den totala installerade inhemska produktionskapaciteten, dvs. cirka åtta gånger högre än EU:s mål för medlemsstaterna fram till 2020 och fem gånger högre än EU:s mål för medlemsstaterna fram till 2030. Enligt Ungerns mening utgör detta ett tillräckligt skäl att beakta potentiella snedvridningar av konkurrensen i större skala.

(107) När det gäller användningen av ny teknik både i det faktiska scenariot och i avsaknad av Paks II betraktas gaskombiverk eller gasturbiner med öppet kretslopp i undersökningen från NERA som nytillkommen teknik, medan det förutsätts att inträde eller utträde av annan teknik, som exempelvis förnybara energikällor, kol och kärnkraft, endast av ekonomiska orsaker är osannolikt av följande skäl: a) Aktuella och tidigare beslut om marknadsinträde för kraftverk som drivs med förnybar energi hänger ytterst på statliga subventionsprogram, snarare än på marknadspriser. Modeller som simulerar grundläggande marknadsfaktorer kan således inte fastställa huruvida kraftverk som drivs med förnybar energi skulle träda in på eller lämna marknaden i praktiken. b) På grund av klimatförändringsfrågor är installationen av ett oförminskat antal nybyggda kol- och brunkolskraftverk i EU numera mycket omtvistat och många projekt bestrids genom myndigheters förfaranden eller domstolsförfaranden. Det är därför oklart i vilken utsträckning nya byggprojekt längre är genomförbara i EU. c) Utvecklingen av nybyggda kärnkraftverk i EU är också beroende av en energistrategi som omfattar kärnkraft och kräver betydande samverkan mellan statliga myndigheter och tillsynsmyndigheter i planerings- och tillståndsförfarandet. För kärnkraftverk är planering och utveckling ett betydligt större åtagande än för gaskombiverk och gasturbiner med öppet kretslopp och resultaten är mycket mer beroende av nationell politik och utrymmet för skönsmässig bedömning. Det förutsätts därför att inga nya kärnkraftverk byggs förutom i de länder som redan har en kärnkraftsvänlig energipolitik och enbart för aktiva projekt som redan håller på att genomföras och/eller där EPC-avtal ingåtts.

(108) I undersökningen från NERA framgår att följande slutsatser kan dras i det faktiska scenariot (uppförandet av Paks II): a) Efterfrågan på el i Ungern förväntas öka avsevärt fram till 2040. b) Ungern har för närvarande ett försörjningsunderskott och måste importera stora mängder el. Detta underskott ökar ytterligare mellan 2015 och 2025. c) Trots att Paks II tas i drift 2025 behåller Ungern en nettoimportställning under hela perioden av överlappning med de anläggningar vid Paks NPP som för närvarande är i drift, och kommer därefter återigen att bli allt mer beroende av import. d) Förnybara energikällor i Ungern ökar under de första åren i det faktiska scenariot baserat på Entso-E:s beräkningar och därmed uppnås det mål för 2020 om förnybara energikällor på 10,9 % av förbrukad el som Ungern antog i sin nationella plan för förnybar energi. Figur 7 Förväntad produktion per teknik och nationell efterfrågan fram till 2040 (faktiskt scenario) Källa: Undersökning från NERA.

(109) Såsom förklaras ovan i skäl 93 upprepas i undersökningen från NERA att om Paks II inte byggdes skulle den liknande kapacitet som kommersiellt sett är att föredra framför andra typer av investeringar i energiproduktion baserat på Ungerns marknadsvillkor tillhandahållas av gasturbiner med öppet kretslopp och gaskombiverk. Undersökningen från NERA tyder på att trots att majoriteten av kärnkraftverket Paks II:s kapacitet kommer att ersättas av ny gaskapacitet i Ungern förblir Ungern mycket beroende av elimport under hela modelleringsperioden i det kontrafaktiska gasscenariot (se figur 8). Figur 8 Förväntad produktion per teknik och nationell efterfrågan fram till 2040 (kontrafaktiskt scenario) Källa: Undersökning från NERA.

(110) Ungern menar dessutom att på grund av den starka konvergensen mellan marknadspriserna i närliggande länder och Ungern kommer konkurrenter troligen kunna säkra sina risker genom att handla med el på närliggande marknader, utan att behöva handla direkt med ungersk el. På grundval av modellen i undersökningen från NERA hävdar Ungern att baslastpriset på el på den regionala marknaden skulle förbli det samma i det kontrafaktiska scenariot (se figur 9). Figur 9 Skillnader i ungerska baslastpriser mellan grundscenariot och det kontrafaktiska scenariot Källa: Undersökning från NERA.

(111) Ungern betonar att man har bedömt Paks II:s möjliga effekter i ett större marknadssammanhang. Ungern hävdar med utgångspunkt i undersökningen från NERA att eftersom Slovakien är den minsta av de närliggande marknader med vilka Ungern för närvarande är marknadskopplad skulle de möjliga effekterna av Paks II bli tydligast i detta land. Ungern hävdar att Paks II:s närvaro på denna kopplade marknad skulle stanna på cirka 20 % fram till 2040.

(112) I undersökningen från NERA övervägs även en möjlig mer omfattande kopplad marknad (Ungern+Slovakien+Rumänien) med argumentet att dessa är de närmaste närliggande marknader med vilka Ungern för närvarande är kopplat. På grundval av detta hävdar Ungern att även de kombinerade marknadsandelarna för MVM-koncernen och Paks II (på mellan 10 och 20 %) på den kopplade marknaden Ungern+Slovakien+Rumänien skulle ligga långt under tröskeln, vilket skulle innebära en möjlighet till dominans (se figur 10). Figur 10 Kombinerade marknadsandelar för MVM-koncernen och Paks II efter produktion (MWh) på marknaderna Ungern+Slovakien+Rumänien Källa: Undersökning från NERA.

(113) Ungern betonar dessutom att både på sommaren och vintern skulle den teknik som avgör priserna vara brunkolkraftverk och kolkraftverk med högre marginalkostnader än Paks II, vilket betyder att Paks II förväntas fortsätta anpassa sig efter andras priser snarare än att fastställa egna priser även under perioden för den överlappande driften av Paks NPP och Paks II då sannolikheten att kärnkraft är den teknik som avgör priserna hela tiden kommer att understiga 5 % (se figur 11). Figur 11 Bränsle som avgör priser på den ungerska energimarknaden Källa: Undersökning från NERA.

(114) Ungern anger även i motsats till kommissionens slutsatser i skäl 144 i beslutet att inleda förfarandet att kärnkraftverket Paks II inte kommer att medföra någon risk för grossistmarknadens likviditet genom att begränsa antalet tillgängliga anbud om försörjning. Ungern gör gällande att som en separat anläggning för elproduktion bör det nya kraftverket förbättra likviditeten och mångfalden hos elförsörjningen. Ungern konstaterar även att Paks II för närvarande inte har något kundunderlag att sälja energi direkt till utan handel på marknaden.

(115) Ungern åberopar en rad argument som lagts fram av Förenade kungariket i ärendet om Hinkley Point C (41) om möjliga snedvridningar av konkurrensen och anger att de också skulle kunna tillämpas på Paks II. Dessa argument redovisas på följande sätt: a) Åtgärden skulle bidra till att upprätthålla stödmottagarens exponering för marknadskrafter och ge den incitament att konkurrera på grossistmarknaden för el. Ungern vidhåller detta argument och tillägger att man inte skulle erbjuda något driftsstöd i form av CFD-kontrakt till Paks II. b) Åtgärden skulle inte ha någon större inverkan på sammanlänkningsflödena och incitamenten att investera i dessa sammanlänkningar med närliggande länder. Ungern betonar på nytt att den ungerska elmarknaden redan är en väl sammanlänkad marknad och att fyra sammanlänkningsprojekt är under utveckling. c) Åtgärden skulle inte påverka prisskillnader mellan Ungern och närliggande marknader som för närvarande är kopplade till varandra genom sammanlänkningar.

(116) I sin inlaga av den 28 juli 2016 tillhandahöll Ungern dessutom ytterligare information för att bemöta de farhågor som framförts av kommissionen i avsnitt 3.3.7 i beslutet att inleda förfarandet vad gäller den övergripande balanseringen av eventuella snedvridande effekter av åtgärden på den inre marknaden om kommissionen skulle dra slutsatsen att åtgärden skulle utgöra statligt stöd.

(117) I sin inlaga anger Ungern att Paks II, dess efterträdare och dotterbolag ska vara helt åtskilda juridiskt och strukturellt sett, omfattas av självständig beslutanderätt i den mening som avses i punkterna 52 och 53 i tillkännagivandet om behörighet för koncentrationer (42) och underhållas, förvaltas och drivas oberoende av och utan anknytning till MVM-koncernen och alla dess företag, efterträdare och dotterbolag samt andra statligt kontrollerade företag som är verksamma inom produktion, grossisthandel eller försäljning på området energi.

(118) Vad gäller försäljning av el från Paks II visar samma inlaga från Ungern att Paks II:s strategi för handel med elproduktion kommer att vara en vinstoptimerande affärsstrategi på marknadsmässiga villkor som sker genom ett kommersiellt handelssystem baserat på bud som har clearats på en öppen handelsplattform eller elbörs. Ungern framhåller även att strategin för handel med Paks II:s elproduktion (med undantag av Paks II:s egen förbrukning) ska utformas på följande sätt: a) Nivå 1: Paks II ska sälja åtminstone 30 % av sin totala elproduktion på HUPX:s dagen före-, intradags- och terminsmarknad. Andra liknande elbörser kan användas i enlighet med avtal eller samtycke från kommissionens avdelningar vilket ska beviljas eller avslås inom två veckor efter det att de ungerska myndigheternas begäran tas emot. b) Nivå 2: Återstoden av Paks II:s totala elproduktion ska säljas av Paks II på objektiva, öppna och icke-diskriminerande villkor genom auktion. Villkoren för sådana auktioner ska fastställas av den ungerska energitillsynsmyndigheten, i likhet med de auktionskrav som åläggs MVM Partner (beslut 741/2011 från den ungerska tillsynsmyndigheten). Ungern bekräftar att den ungerska energitillsynsmyndigheten även ska övervaka genomförandet av dessa auktioner. Ungern bekräftade även att auktionsplattformen för denna nivå 2 ska drivas av Paks II och det ska säkerställas att anbud och bud är lika tillgängliga för alla licensierade eller registrerade handlare på samma marknadsvillkor. Ungern åtar sig att säkerställa att systemet för clearing av bud är kontrollerbart och öppet och att inga begränsningar införs för den slutliga användningen av den inköpta elen.

3.3 YTTERLIGARE SYNPUNKTER SOM FRAMFÖRTS AV UNGERN SOM SVAR PÅ BESLUTET ATT INLEDA FÖRFARANDET

(119) Ungern anger att i den utsträckning som projektet omfattas av Euratomfördragets tillämpningsområde (t.ex. artikel 41 och bilaga II, artiklarna 52–66 och artikel 103) anser inte den ungerska regeringen att EUF-fördraget och, i synnerhet, reglerna för statligt stöd i artiklarna 107 och 108 i EUF-fördraget är tillämpliga på det. Ungern hävdar att Euratomfördraget utgör lex specialis framför EUF-fördraget. Om utövandet av befogenheter enligt Euratomfördraget skulle hindras av utövandet av befogenheter enligt EUF-fördraget har bestämmelserna i Euratomfördraget därför företräde. Till stöd för detta påstående åberopar Ungern kommissionens beslut om Kernkraftwerke Lippe-Ems GmbH (43).

(120) Ungern noterar att även om det i Euratomfördraget inte har några särskilda bestämmelser om statligt stöd framgår det av artiklarna 6 d och 70 i det att det inte finns något allmänt förbud mot statligt stöd och att subventioner från medlemsstaterna uppmuntras i särskilda fall.

(121) Ungern understryker att finansieringen av projektet i kärnkraftindustrin bör omfattas av en anmälningsskyldighet i den mening som avses i artikel 43 i Euratomfördraget. Ungern hävdar vidare att i enlighet med kommissionens förordning (EG) nr 1209/2000 (44) bör uppgifterna om finansieringsmetoderna tillhandahållas i händelse av ett eventuellt nytt projekt av medlemsstaten i fråga. Ungern gör gällande att man hade tillhandahållit all nödvändig information enligt artiklarna 41 och 43 i Euratomfördraget och eftersom avtalet om bränsletillförsel (45) godkändes av Euratoms försörjningsbyrå i april 2015 anser Ungern att kommissionen nu inte kunde hävda att finansieringen av projektet kunde vara olaglig.

(122) Ungern jämför Euratomfördraget med EKSG-fördraget på grundval av att de båda berör sektorer och hävdar att EKSG-fördraget innehåller ett långtgående förbud mot statligt stöd som, i praktiken, anpassades till artikel 107 i EUF-fördraget i enlighet med artiklarna 67 och 95 i EKSG-fördraget. Ungern anger att kommissionen vid tillämpningen av de regler om statligt stöd som fastställs i EUF-fördraget skulle feltolka det mål för reglering som eftersträvas av författarna till Euratomfördraget, som saknar särskilda bestämmelser om statligt stöd.

(123) Ungern noterar vidare att ingen annan kapitalinvestering i uppförandet av ett kärnkraftverk i unionen någonsin har varit föremål för en granskning av statligt stöd av kommissionen, inbegripet de vid Flamanville eller Hanhikivi. Enligt Ungern var investeringen vid Hinkley Point C föremål för kontroll av statligt stöd endast på grund av att den hade särskilda finansiella särdrag (som t.ex. en statlig kreditgaranti och CFD-kontraktet) till skillnad från andra investeringar i Europa.

4. SYNPUNKTER FRÅN BERÖRDA PARTER

4.1 SYNPUNKTER NÄR DET GÄLLER FÖREKOMSTEN AV STÖD

(124) De synpunkter som tagits emot av kommissionen från följande tredje parter innehöll kvantitativ information och analyser avseende förekomsten av åtgärder: — Inlaga från den ungerska ledamoten av Europaparlamentet, Benedek Jávor (nedan kallad Jávors inlaga). — Inlaga från Greenpeace (nedan kallad inlagan från GP) inbegripet en undersökning som utarbetats av dess ekonomiska rådgivare, Candole Partners (nedan kallad Candole-undersökningen) (46). — Inlaga från EnergiaKlub (nedan kallad EK-inlagan) inbegripet en undersökning som utarbetats av Balazs Felsmann (nedan kallad Felsmann-undersökningen) (47).

Jávors inlaga

(125) Jávors inlaga är inriktad på ägarens kostnader, som är kostnader som inte omfattas av EPC-avtalet (se avsnitt 2.5.2 i detta beslut), och i inlagan hävdas att dessa kostnader kan vara kraftigt underskattade. I inlagan görs i synnerhet följande påståenden: a) Eftersom EPC-avtalet för Paks II upprättades på grundval av ”Leningradskayas utformning” (48) är det rimligt att anta att en ytterligare investering i säkerhetssystem som skulle kosta minst 1 miljard euro kommer att krävas. b) Det direkta systemet för vattenkylning räcker inte till för att kyla ned vattnet i händelse av en parallell drift av Paks NPP och Paks II under varma sommardagar. Detta skulle medföra en ytterligare belastning på miljön och kräva en investering i ett mer effektivt tornbaserat kylsystem som är cirka 40 % dyrare än ett direkt kylsystem. c) Det belopp som planeras deponeras i den centrala kärnkraftsfonden är troligen inte tillräckligt för lagringen av radioaktivt avfall och avvecklingen. Mellanlagringen och slutförvaringen av kärnavfall samt avvecklingen skulle åtminstone kosta så mycket som 150 miljoner euro respektive 1,54 miljarder euro och 1,734 miljarder euro. d) Den nätuppgradering som krävs för att integrera de nya kärnkraftverksblocken, inbegripet investeringar i både kabelsystemet på 400 kV och högspänningskabeln på 120 kV kan kosta upp till 1,6 miljarder euro. e) Investeringar som krävs för att uppfylla kraven i den faktiska nätförordningen, både i form av ett pumpkraftverk och ytterligare produktionsanläggningar som tillhandahåller beredskapslager, som enligt lag måste motsvara den största nationella anläggningen för elproduktion, skulle kosta 1,2 miljarder euro. f) Förluster till följd av minskning av verksamheten vid en av de två närliggande kärnkraftverken i syfte att upprätthålla systembalansen skulle kunna innebära en total ekonomisk förlust på cirka 1,2 miljarder euro. g) Olika skatter och avgifter som inte ingår i EPC-avtalet kan uppgå till ytterligare 1,8 miljarder euro.

(126) Enligt inlagan bör de kostnader som förtecknas i skäl 125 läggas till kostnaderna för projektet, vilket i sin tur skulle sänka projektets internränta drastiskt. I inlagan påpekas även att förseningar och en kortare livstid för kärnkraftverket skulle minska projektets internränta ytterligare.

Candole-undersökningen

(127) I Candole-undersökningen används de antaganden och uppgifter som ingår i den ekonomiska undersökningen och Paks II-projektets livskraft tas upp. I undersökningen hävdas i synnerhet att de prisprognoser som använts i den ekonomiska undersökningen kan vara alltför optimistiska och att mer realistiska prisprognoser skulle visa att projektet gick med förlust även om antagandena angående driften i den ekonomiska undersökningen godtas.

(128) För att illustrera detta utvecklas en egen långsiktig elprisprognos i Candole-undersökningen. I undersökningen förutses bland annat framtida långsiktiga elpriser med hjälp av prisprognoser för kol, olja och gas från 2015 års upplaga av Internationella energiorganets publikation World Energy Outlook (nedan kallad IEA WEO 2015) och marginalproduktionskostnaden för olika typer av producenter beräknas (49). I undersökningen konstrueras även separata prognoser för olika framtida scenarier som beaktas i publikationen IEA WEO 2015, dvs. i) scenariot med ny politik, som motsvarar politik och genomförandeåtgärder som påverkar energimarknader och som hade antagits fram till några månader innan publikationen IEA WEO 2015 offentliggjordes, tillsammans med relevanta uttalade politiska avsikter, ii) scenariot med aktuell politik, som motsvarar politik som antagits inom några månader före offentliggörandet av Candole-undersökningen och iii) scenariot med låga oljepriser i vilket konsekvenserna av fortsatt lägre priser (som kommer av lägre oljepriser) på energisystemet undersöks (50). I följande diagram illustreras de erhållna långsiktiga elprisprognoserna för vart och ett av de tre scenarierna. Figur 12 Långsiktiga elprisprognoskurvor (EUR/MWh) Källa: Candole Partners.

(129) I figuren framgår att scenariot med aktuell politik innebär något högre framtida elpriser medan scenariot med låga oljepriser innebär avsevärt lägre framtida elpriser än det huvudsakliga scenariot med ny politik, det scenario som används i Ungerns inlagor.

(130) Utöver prognoserna i figur 12 innehåller Candole-undersökningen även en jämförelse mellan långsiktiga elprisprognoser baserade på scenariot med låga oljepriser i IEA WEO 2015 med de framtida avtal som är föremål för handel (från och med februari 2016) i de tyska och ungerska elkraftutbytena. Dessa kurvor presenteras i figur 13 nedan. Figur 13 Långsiktiga elprisprognoskurvor (EUR/MWh) Källa: Candole Partners.

(131) I figuren påpekas att fram till 2022, när tysk-österrikiska avtal kan bli föremål för handel, understiger tyska terminskontraktspriser prisprognosen i scenariot med låga oljepriser i IEA WEO 2015. Detsamma gäller för de ungerska utbytesterminskontrakt som kan vara föremål för handel fram till 2019 (51).

(132) På grundval av dessa överväganden hävdas i Candole-undersökningen att Paks II-projektet, enligt långsiktiga elprisprognoser som redovisas i den ekonomiska undersökningen, skulle gå med förlust även om antagandena angående driften i den ekonomiska undersökningen godtas (52).

EK-inlagan

(133) I EK-inlagan identifieras potentiella brister i kommissionens beslut att inleda förfarandet samt problematiska punkter i Ungerns ekonomiska undersökning. I inlagan betonas även vissa risker som projektet skulle ställas inför. EnergiaKlub lämnade slutligen in Felsmann-undersökningen som en kvantitativ analys av Paks II:s livskraft. I undersökningen beräknas nettonuvärdet för Paks II-projektet med hjälp av driftskostnaderna för det nuvarande Paks NPP och det konstateras att projektet skulle gå med förlust i majoriteten av de övervägda scenarierna.

(134) I EK-inlagan påpekas att vissa kostnader inte hade tagits med i den bedömning som presenteras i beslutet att inleda förfarandet eller inte beaktades i sin helhet. Det hävdas exempelvis att det inte är klart i vilken utsträckning beloppet i EPC-avtalet innefattade de potentiella extra kostnaderna för kärnsäkerhet eller de kostnader för nätutveckling som är nödvändiga för att integrera de två nya reaktorerna vid Paks II i systemet eller för att uppföra ett lämpligt kylsystem. I inlagan framförs även tvivel om huruvida kostnaderna för inledande undersökningar, tillstånd och kommunikation har återgetts korrekt.

(135) I inlagan görs även gällande att kostnadsuppgifterna på 2,1–2,7 euro/MWh för avfall och avveckling kan vara underskattade eftersom denna siffra ligger på 4,5 euro/MWh för det nuvarande Paks NPP. I inlagan betonas dessutom de negativa effekterna av projektet på framtida offentliga budgetar och det hävdas att dessa skulle strida mot det statistiska redovisningssystemet och unionens regel om skuldökning (53). I inlagan betonas slutligen risken för korruption, som framför allt har samband med projektets storlek och leverantören och ägarens informationsfördel (54).

(136) I inlagan ifrågasätts den höga belastningsfaktor (92 %) som används i beräkningarna i Ungerns ekonomiska undersökning, i synnerhet under den parallella driften av Paks NPP och Paks II under perioder av låg efterfrågan samt giltigheten hos de prisprognoser som används i undersökningen.

(137) När det gäller olika typer av risker betonas i EK-inlagan de potentiella effekterna av projektförseningar och kostnadsöverskridanden samt behovet av ytterligare statligt stöd under projektets livstid.

(138) Som stöd för dessa farhågor när det gäller Paks II-projektets livskraft hänvisas i EK-inlagan till Felsmann-undersökningen. I denna undersökning beräknas nettonuvärdet för Paks II-projektet med hjälp av driftskostnaderna för det nuvarande Paks NPP (som innefattar en omfattande halvtidsöversyn för kärnkraftverket) och ett antal alternativa siffror (dvs. 75 %, 85 % och 92 %) för utnyttjandegraden med några elprisprognoser baserade på allmänt tillgängliga internationella källor (t.ex. amerikanska Energy Information Administration och Förenade kungarikets nationella nät). I undersökningen konstateras att projektet skulle gå med förlust i de flesta av de övervägda scenarierna, vilket tyder på förekomsten av statligt stöd.

Österrikes regering

(139) Österrike menar att uppförande och drift av kärnkraftverk är olönsamt, med tanke på alla de relaterade kostnader som måste internaliseras i enlighet med principen att förorenaren betalar. Österrike anser att den marknadsekonomiska investerarprincipen inte har iakttagits när det gäller Ungerns investering i Paks II. Österrike hävdar att det inte finns några bevis för att de ekonomiska undersökningar som lämnats in av Ungern till kommissionen har utförts med tillbörlig aktsamhet eller att de kostnader som beaktats för beräkningarna innefattar alla möjliga kostnader i enlighet med principen att förorenaren betalar.

(140) Österrike hävdar också att de återstående villkor som krävs för förekomsten av statligt stöd är uppfyllda.

Övriga inlagor om förekomsten av stöd

(141) Paks II hävdade att man i beslutet att inleda förfarandet gjorde fel i att använda en enda prisprognoskurva, i synnerhet med tanke på projektets långa varaktighet. Paks II noterade även i vissa av sina synpunkter att kommissionen gör fel i att använda drifts- och underhållskostnaderna för det nuvarande Paks NPP för att motivera drifts- och underhållskostnaderna för de nya Gen III+-anläggningarna 5 och 6. Paks II betonar vidare att medan deras ursprungliga investeringsbeslut fattades vid tidpunkten för undertecknandet av EPC-avtalet gjordes ett sådant åtagande enbart vad gäller utgiftens utvecklingsfas eftersom Paks II:s slutgiltiga utgiftsåtagande för byggperioden äger rum vid en fastställd tidpunkt i framtiden. Paks II anger att fram till denna framtida tidpunkt kan företaget, om projektets ekonomiska aspekter är varierade på grund av yttre förändringar av marknaden, besluta att inte fortsätta genomföra projektet, även om denna möjlighet är relativt osannolik. Paks II hänvisar även till den rapport som utarbetats av Rothschild & Co för den ungerska regeringens räkning (nedan kallad Rothschild-undersökningen) (55) i vilken det konstateras att intervallen för internräntan kan uppgå till 12 % vilket är avsevärt högre än den intervall på mellan 6,7 och 9 % som kommissionen hänvisar till i beslutet att inleda förfarandet. Paks II noterar slutligen att de intervaller för den vägda genomsnittliga kapitalkostnaden och internräntan som beräknats av kommissionen överlappar varandra och projektet kan därför förväntas ge lämplig avkastning.

(142) Enersense-koncernen gör gällande att den formel för den vägda genomsnittliga kapitalkostnaden som använts av kommissionen inte är korrekt i den mån kommissionen använde överdrivet försiktiga faktorer för att fastställa den. Enligt Enersense-koncernen är den korrekta skuldkostnad som bör tillämpas på faktorn för den vägda genomsnittliga kapitalkostnaden i prövningen mot den marknadsekonomiska investerarprincipen 4,5 % före skatt eller 3,6 %, efter skatt, med mindre schemalagda justeringar över tiden. Enersense-koncernen hävdar att eftersom den ryska leverantören tillhandahåller cirka 80 % av finansieringen av avtalspriset bör avkastningen på investeringen baseras på en hävstång på 80 % för att återspegla källan till finansieringen av investeringen, i linje med andra kärnkraftverk. Om man förmodar en kostnad för eget kapital på 11 % och en skuldkostnad efter skatt på 3,6 % samt tillämpar en minskning på 80 % baserat på en hävstång bör den vägda genomsnittliga kapitalkostnaden, enligt Enersense-koncernen, vara 5,1 %. Enersense-koncernen hävdar vidare att detta skulle öka till 6,2 % om en minskning på grundval av en hävstång på 65 % skulle tillämpas. Enersense-koncernen konstaterar slutligen att avkastningen på investeringen skulle förbättras avsevärt genom valet av en marknadsbaserad kostnad för skuld och faktor för hävstångseffekt.

(143) Ytterligare argument framfördes av berörda parter enligt vilka den vägda genomsnittliga kapitalkostnaden minskas avsevärt när anläggningen är ansluten till nätet samtidigt som företagsvärdet ökar. Därför skulle delar av anläggningen eller hela anläggningen kunna säljas till ett pris som är jämförbart med andra kärnkraftsanläggningar som för närvarande är i drift. Det hävdas att kommissionens beräkningar i beslutet att inleda förfarandet inte återspeglar en sådan investeringsflexibilitet.

(144) Kommissionen tog även emot synpunkter om vikten av att fullt ut bedöma och inkludera alternativkostnaderna för att utesluta kärnteknik ur den nationella energimixen i samband med betydande förändringar av den befintliga kapacitetsportföljen för elproduktion. Enligt dessa synpunkter utöver modeller för avkastning på investeringar eller diskonterat kassaflöde är det viktigt att beakta att Paks II-projektet är en betydande investering i en befintlig sektor som tillför ett verkligt mervärde, inte bara en möjlighet till en portföljinvestering eller genom en kortsiktig spekulation. Enligt dessa synpunkter bör dessa faktorer även återspeglas i kommissionens beräkningar av projektets livskraft.

(145) I flera synpunkter hänvisas till slutsatsen i Rothschild-undersökningen om att projektet kan vara livskraftigt enbart grundat på marknadsvillkor, även om det underbyggs av mycket pessimistiska antaganden. En del hävdar också att de grundläggande antagandena vad gäller framtida elpriser är relativt måttliga och att dessa priser förväntas öka efter 2025. På den grundvalen skulle Paks II inte erhålla någon fördel.

(146) Enligt vissa synpunkter skulle det faktum att projektet genomförs genom ett EPC-avtal på totalentreprenadbasis göra det attraktivt för alla marknadsekonomiska investerare och Ungern skulle därför också investera på marknadsvillkor.

4.2 SYNPUNKTER NÄR DET GÄLLER ÅTGÄRDENS EVENTUELLA FÖRENLIGHET MED DEN INRE MARKNADEN

4.2.1 SYNPUNKTER NÄR DET GÄLLER MÅLET AV GEMENSAMT INTRESSE

(147) Österrike, IG Windkraft, Oekostorm AG och andra tredje parter gör gällande att subventionering av uppförandet och driften av nya kärnkraftverk inte anses vara förenligt med den inre marknaden, enligt de principer som fastställs i artikel 107.3 i EUF-fördraget. Kärnkraft skulle inte vara en ny, innovativ eller hållbar teknik för elproduktion som skulle kunna bidra till att uppnå ett av unionens mål om att öka användningen av energiproduktion genom förnybar teknik. Projektet bör därför inte kunna erhålla temporärt stöd innan det har uppnått marknadsmognad.

(148) Österrike hävdar att artiklarna 2 c och 40 i Euratomfördraget inte gör det möjligt att betrakta främjandet av nya investeringar i kärnkraft som ett mål av gemensamt intresse eftersom det inte går att tolka något gemensamt intresse i den mening som avses i artikel 107.3 i EUF-fördraget utifrån Euratomfördraget. Ett sådant mål skulle dessutom strida mot andra mål av unionen enligt EUF-fördraget, nämligen försiktighetsprincipen enligt artikel 191 och hållbarhetsprincipen enligt programmet Horisont 2020 (56).

(149) Enligt flera inlagor skulle projektet bidra till de mål som gäller för hela Europa om användning av kärntekniska anläggningar samt kärnforskning, vilka också erkänns i Euratomfördraget.

(150) I många synpunkter framhålls att det faktum att kärnkraft skulle tillhandahålla en ren, koldioxidsnål energikälla bör erkännas av kommissionen som ett gemensamt mål för unionen som motiverar investeringen.

(151) I en del av synpunkterna hänvisas det till artikel 194.2 i EUF-fördraget enligt vilken medlemsstaterna har rätt att bestämma sin energimix. I synpunkterna påpekas att Ungerns planerade energimix utgör en del av dess nationella energistrategi som är inriktad på kärnkraft, kolkraft och förnybar energi. På grundval av detta skulle investeringen kunna vara motiverad.

(152) Kommissionen mottog även synpunkter i vilka det påpekas att kärnkraft bidrar med en mycket långsiktig, säker och tillförlitlig energikälla i unionens energimix. I dessa synpunkter angavs att el som producerats av kärnkraft, främst vid höga kapacitetsnivåer (mellan 85 och 90 %) kan bidra avsevärt till en långsiktig försörjningstrygghet. Andra berörda parter framhöll att projektet, på grund av den betydande brist på framtida installerad kapacitet som förväntas uppstå fram till 2030 till följd av utfasningen av de befintliga anläggningarna vid Paks NPP och på grund av beroendet av elimport, skulle kunna bli ett idealiskt alternativ för att säkerställa försörjningstryggheten för Ungern och minska beroendet av bränsle.

(153) Argument framfördes till kommissionen enligt vilka projektets slutförande skulle bidra till tillväxt i regionen framför allt genom att skapa arbetstillfällen. I en del synpunkter påpekas dessutom att det finns en betydande möjlighet för företag i unionen av alla storlekar att delta i projektets slutförande och därigenom stärka leveranskedjan. Dessa synpunkter tyder på att en sådan förväntad tillväxt är ett gemensamt intresse som skulle kunna motivera projektets slutförande.

4.2.2 SYNPUNKTER NÄR DET GÄLLER ÅTGÄRDENS LÄMPLIGHET

(154) IG Windkraft och Energiaklub hävdar att åtgärden är olämplig med tanke på kostnaderna för projektet jämfört med de möjliga alternativ som skulle kunna åtgärda bristen på framtida installerad kapacitet. Ett liknande subventionsbelopp skulle kunna bidra till en mycket större årlig mängd el om det investerades i andra elkällor, som exempelvis förnybar teknik.

4.2.3 SYNPUNKTER NÄR DET GÄLLER ÅTGÄRDENS NÖDVÄNDIGHET OCH STIMULANSEFFEKTEN

(155) Österrike hävdar att kommissionen på ett felaktigt sätt har definierat den relevanta marknaden i syfte att bedöma huruvida det eventuellt föreligger ett marknadsmisslyckande eller inte, det vill säga kärnkraftsmarknaden i Ungern. Österrike menar att den korrekta relevanta marknaden skulle vara unionens liberaliserade inre marknad för el. Österrike hävdar vidare att det inte föreligger något marknadsmisslyckande med avseende på elproduktion och elförsörjning på den inre marknaden för el. Däremot skulle elpriserna sjunka, delvis beroende på tillräcklig produktionskapacitet. Ungern är dessutom väl sammanlänkat med närbelägna medlemsstaters nät.

(156) Om Ungern skulle stå inför ett problem med försörjningstryggheten skulle kärnkraftverk eventuellt inte vara ett lämpligt medel för att ta itu med detta problem, enligt Österrike och IG Windkraft. De hävdar att miljövänligare, flexiblare och billigare energikällor i små, decentraliserade enheter kan vara mer lämpliga. Österrike hävdar vidare att kärnkraftverk är känsliga för värmeböljor på grund av kylkrav och att medlemsstaterna är nästan helt beroende av importerad uranmalm.

(157) Tredje parter har även gjort gällande att marknaden i sig själv skulle tillhandahålla en uppbyggnad av ny produktionskapacitet i sektorn för elproduktion. Det faktum att Ungern är beroende av elimport skulle inte utgöra ett marknadsmisslyckande och i synnerhet inte ett marknadsmisslyckande som ett nytt kärnkraftverk skulle lösa. De synpunkter som framförts visar att import av billigare el från andra medlemsstater är en normal och godtagbar effekt av en fungerande marknad och inte ett marknadsmisslyckande. Detta visar bara på förmågan att köpa råvaror till det lägsta marknadspriset. Enligt de synpunkter som tagits emot bestäms elpriser av många faktorer däribland råvarupriser, tillgång och efterfrågan. Framför allt i Europa skulle sänkningar av elpriserna utgöra en reaktion på en kronisk överkapacitet inom produktionen. Eftersom detta kan betraktas som en normal reaktion hos en effektiv fungerande marknad kan det inte hävdas att minskningen av marknadsmässiga energipriser till följd av import skulle utgöra ett marknadsmisslyckande som kan motivera uppbyggnaden av ny kärnkraftskapacitet.

(158) Enligt de synpunkter som tagits emot bör Ungern, även om det skulle föreligga ett marknadsmisslyckande i sektorn för elproduktion, överväga fler alternativ på ett öppet och icke-diskriminerande sätt.

(159) I andra synpunkter hävdas att även om utmaningarna för investeringar i kärnkraft, inbegripet de stora kapitalinvesteringarna i förskott och behovet av allmänhetens och politikernas stöd, är välkända innebär ett erkännande av dessa svårigheter inte detsamma som att fastställa att utveckling av kärnenergi är förenat med ett marknadsmisslyckande. I samma synpunkter betonas att även om kommissionen konstaterade att det förelåg ett marknadsmisslyckande i fallet med Hinkley Point C kan man inte förutsätta att alla kärnkraftsinvesteringar endast kan genomföras med stödsystem eller att det finns skäl att anta att ett generiskt marknadsmisslyckande föreligger på kärnenergimarknaden.

4.2.4 SYNPUNKTER NÄR DET GÄLLER ÅTGÄRDENS PROPORTIONALITET

(160) Österrike gjorde gällande att statligt stöd alltid måste begränsas till det minsta belopp som krävs. I detta fall, där uppförandet av det föreslagna projektet genomförs utan en anbudsinfordran, kunde det inte fastställas huruvida de totala kostnaderna för projektet skulle vara begränsade till det minsta belopp som krävs.

(161) Energiaklub hävdar att de ungerska myndigheterna inte undersökte den lägsta nivå av finansiellt stöd som krävdes för att genomföra projektet. De ungerska myndigheterna hade i stället som syfte att finansiera projektet i dess helhet, möjligen även inklusive driftskostnader. Energiaklub betonar även att enligt de beräkningar som Ungern har tillhandahållit skulle det statliga stödet inte bara begränsas till genomförandet av investeringen utan även beviljas för driften av projektet, vilket skulle kunna leda till att Paks II överkompenseras.

4.2.5 SYNPUNKTER NÄR DET GÄLLER ÅTGÄRDENS EFFEKTER PÅ DEN INRE MARKNADEN

(162) Österrike hävdar att statligt stöd till en teknik, som i sig själv inte är lönsam inom den liberaliserade inre marknaden för el, leder till alltför stora snedvridningar av konkurrensen. Det kan dessutom hindra nya, hållbara och mer kostnadseffektiva marknadsaktörer från att ta sig in på marknaden eller tvinga bort dessa marknadsaktörer från marknaden. Österrike hävdar att kärnkraftverk används för att täcka hög basbelastningskapacitet och att denna kapacitet prioriteras när den är ansluten till ett nät, eftersom kärnkraftverk endast kan variera sin kapacitet i låg grad. Även om de har höga kostnader för uppförande och avveckling har de låga driftskostnader vilket gör det möjligt för dem att komma in i rangordningen.

(163) De österrikiska myndigheterna och IG Windkraft hävdar att uppförandet av de nya kärnkraftverken kommer att skapa ett betydande inflytande på marknaden för de driftansvariga på kärnkraftverken vid anläggningen i Paks genom att öka marknadskoncentrationen och, möjligtvis, leda till missbruk av en dominerande ställning enligt artikel 102 i EUF-fördraget.

(164) MVM-koncernen och Paks II hävdar att de två företagen blev helt oberoende av varandra efter att MVM-koncernen sålde 100 % av Paks II:s aktier till staten. De betonar att MVM-koncernen inte har någon kontroll, varken direkt eller på något annat sätt, över förvaltningen och driften av Paks II. De understryker även att MVM-koncernen och Paks II är två separata elproduktionsföretag, som vilka andra konkurrenter som helst, och att det inte finns några skäl att anta att det föreligger någon samordning eller verksamhet eller att de två företagen skulle vara sammanslagna. MVM-koncernen hävdar dessutom att dess egen strategi omfattar möjliga investeringar som kan konkurrera med Paks II i framtiden.

(165) Paks II hävdar att projektet är avsett att bli ersättningskapacitet för de nuvarande fyra anläggningarna vid Paks NPP. Dessa nuvarande anläggningar förväntas vara utfasade i mitten av 2030-talet, medan de nya anläggningarna 5 och 6 (Paks II-projektet) inte skulle vara driftfärdiga förrän i mitten av 2020-talet. Paks II hävdar att utvärderingen av marknadsandelar och påståendena om dominans därför är ogrundade och inte kan beaktas i detta skede.

(166) Flera berörda parter betonade att den energimarknad som borde undersökas skulle vara större än den individuella statens territorium om det finns flera internationella konkurrenter, med tanke på Ungerns storskaliga elimport och landets mycket höga sammanlänkningsnivå med närliggande länder.

(167) En del parter hävdar uttryckligen att projektet potentiellt skulle kunna ha gynnsamma verkningar på regionala elmarknader, som exempelvis Tyskland där det årliga baslastpriset skulle förväntas falla med upp till 0,6 % fram till 2025, upp till 1,1 % fram till 2030 och upp till 1,2 % fram till 2040. Å andra sidan hävdar en del parter också att förnybara anläggningar i Tyskland skulle få lägre intäkter på grund av de nya reaktorerna vid Paks II och att bördan för skattebetalare att finansiera tyska förnybara stödordningar skulle öka medan leverantörer av ”grå el” skulle kunna ställas inför en besparing på upp till 1,02 % fram till år 2030.

4.3 YTTERLIGARE SYNPUNKTER SOM FRAMFÖRTS AV BERÖRDA PARTER

(168) I flera synpunkter betonas att de detaljerade uppgifterna om projektet inte delgavs allmänheten i Ungern fullt ut. I synpunkterna görs även gällande att beslutet om Paks II är tekniskt omotiverat eftersom det inte gjordes några förberedande undersökningar om hur en investering i energieffektivitetsåtgärder och förnybar energi av samma omfattning skulle kunna bidra till försörjningstryggheten. I synpunkterna påpekas därför att med tanke på det bristande deltagandet av den breda allmänheten och yrkesverksamma borde projektet inte fortsätta.

(169) I vissa inlagor påpekas de potentiella riskerna med kärnkraftverk. I vissa synpunkter uttrycks farhågor avseende Ungerns och Paks II:s förmåga att hantera kärnsäkerhetsrelaterade incidenter, inbegripet säker deponering av kärnavfall.

(170) I vissa synpunkter underströks avsaknaden av ett upphandlingsförfarande vid utnämnandet av byggherren för de nya produktionsanläggningarna, vilket man ansåg skulle strida mot bestämmelserna i unionsrätten. Parlamentsledamot Jávor hävdar dessutom att den förmodade överträdelsen av unionens regler för offentlig upphandling är direkt kopplad till åtgärden eftersom han anser att Ryssland inte skulle ha beviljat ett lån till Ungern för Paks II-projektet utan att säkerställa investeringen för Rosatom som skulle undvika unionens regler för offentlig upphandling. Han konstaterar att bedömningen av huruvida användningen av det ryska lånet utgör olagligt statligt stöd inte kan åtskiljas från undvikandet av regler för offentlig upphandling eftersom de är direkt kopplade till varandra och deras effekter därför bör bedömas tillsammans.

(171) I flera synpunkter motsatte man sig det faktum att projektet genomförs med hjälp av ett lån från Ryssland. De hävdar att det skulle främja beroendet av bränsle och finansiering och samtidigt strida mot EU:s strategi för energitrygghet genom att utgöra hinder för unionens marknadsaktörer för utvecklingen av ett nätverk och en infrastruktur för energi på unionsnivå.

(172) Vissa berörda parter menar att om Ungern beslutade att man behövde ny elkapacitet för framtiden borde landet ha uppfyllt kraven i artikel 8 i Europaparlamentets och rådets direktiv 2009/72/EG (57). I detta fall förekom inget upphandlingsförfarande eller något annat motsvarande förfarande i fråga om öppenhet och icke-diskriminering för att tillhandahålla eventuell ny kapacitet. Enligt deras mening kunde Paks II-investeringen således strida mot unionsrätten.

(173) En del parter hävdar att statligt stöd inte är lämpligt att använda i fall där det skulle befria förorenaren från bördan att betala kostnaden för sina föroreningar i enlighet med gemenskapens riktlinjer för statligt stöd till skydd för miljön (58).

4.4 UNGERNS SVAR PÅ DE SYNPUNKTER SOM FRAMFÖRTS AV BERÖRDA PARTER

(174)