CELEX: 32017D2112
Language: es
Date: 2017-06-03 00:00:00
Title: Decisión (UE) 2017/2112 de la Comisión, de 6 de marzo de 2017, sobre la medida/el régimen de ayudas/la ayuda estatal SA.38454 — 2015/C (ex 2015/N) que Hungría tiene previsto ejecutar en apoyo de la construcción de dos nuevos reactores en la central nuclear Paks II [notificada con el número C(2017) 1486] (El texto en lengua inglesa es el único auténtico)Texto pertinente a efectos del EEE.

1.12.2017   
               
               
                  ES
               
               
                  Diario Oficial de la Unión Europea
               
               
                  L 317/45
               
            DECISIÓN (UE) 2017/2112 DE LA COMISIÓN
      de 6 de marzo de 2017
      sobre la medida/el régimen de ayudas/la ayuda estatal SA.38454 — 2015/C (ex 2015/N) que Hungría tiene previsto ejecutar en apoyo de la construcción de dos nuevos reactores en la central nuclear Paks II
      [notificada con el número C(2017) 1486]
      (El texto en lengua inglesa es el único auténtico)
      (Texto pertinente a efectos del EEE)
      LA COMISIÓN EUROPEA,
      Visto el Tratado de Funcionamiento de la Unión Europea, y en particular su artículo 108, apartado 2, párrafo primero,
      Visto el Acuerdo sobre el Espacio Económico Europeo, y en particular su artículo 62, apartado 1, letra a),
      Habiendo invitado a las partes interesadas a presentar sus observaciones (1), y teniendo en cuenta las observaciones recibidas,
      Considerando lo siguiente:
      1.   PROCEDIMIENTO
      
      
                  (1)
               
               
                  Basándose en artículos aparecidos en la prensa y en contactos informales con las autoridades húngaras, el 13 de marzo de 2014 la Comisión abrió una investigación preliminar sobre una posible ayuda estatal a la construcción de la central nuclear de Paks II («Paks II») con el número de asunto SA.38454 (2014/CP).
               
            
                  (2)
               
               
                  Tras varios intercambios de información y reuniones formales, las autoridades húngaras notificaron la medida por motivos de seguridad jurídica el 22 de mayo de 2015, indicando que el proyecto no implicaba ayuda estatal a tenor del artículo 107 del Tratado de funcionamiento de la Unión Europea (TFUE).
               
            
                  (3)
               
               
                  Mediante carta de 22 de mayo de 2015, Hungría notificó a la Comisión una medida para aportar una contribución financiera destinada al desarrollo de dos nuevos reactores nucleares en la central de Paks.
               
            
                  (4)
               
               
                  Mediante carta de 23 de noviembre de 2015, la Comisión informó a Hungría de que había decidido incoar el procedimiento establecido en el artículo 108, apartado 2, del TFUE respecto de la medida (en lo sucesivo, «Decisión de incoación»). Esta Decisión de la Comisión se publicó en el Diario Oficial de la Unión Europea
                      (2). La Comisión pidió a las partes interesadas que presentaran sus observaciones.
               
            
                  (5)
               
               
                  Hungría presentó sus observaciones sobre la Decisión de incoación el 29 de enero de 2016.
               
            
                  (6)
               
               
                  La Comisión recibió observaciones al respecto por parte de determinados interesados, que fueron remitidas a Hungría, a la que se ofreció la oportunidad de expresar su opinión. Las observaciones de Hungría se recibieron mediante carta de 7 de abril de 2016.
               
            
                  (7)
               
               
                  Hungría remitió información adicional el 21 de abril, el 27 de mayo, el 9 de junio, el 16 de junio y el 28 de julio de 2016, así como el 16 de enero y el 20 de febrero de 2017.
               
            
                  (8)
               
               
                  El 12 de septiembre de 2016, las autoridades húngaras facilitaron una renuncia lingüística y manifestaron su acuerdo para que la Decisión se adopte en lengua inglesa como lengua auténtica.
               
            2.   DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA MEDIDA
      
      2.1.   DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
      
      
                  (9)
               
               
                  La medida consiste en el desarrollo de dos nuevos reactores nucleares (reactores 5 y 6) en Hungría, cuya construcción está financiada en su totalidad por el Estado húngaro en beneficio de la entidad Paks II (MVM Paks II Nuclear Power Plant Development Private Company Limited by Shares), que será la titular de los nuevos reactores y se encargará de su explotación.
               
            
                  (10)
               
               
                  El 14 de enero de 2014, la Federación de Rusia y Hungría celebraron un acuerdo intergubernamental sobre un programa nuclear (3) con arreglo al cual ambos países cooperarán en el mantenimiento y el desarrollo adicional de la actual central nuclear de Paks. Esto incluye el diseño, la construcción, la puesta en servicio y el desmantelamiento de los dos nuevos reactores 5 y 6 de tipo VVER (reactor nuclear de agua presurizada), cada uno de los cuales tiene una capacidad instalada de al menos 1 000 MW (4), además de los reactores 1 a 4 existentes. Se prevé que el funcionamiento de los reactores 5 y 6 compensará la pérdida de capacidad una vez que dejen de funcionar los números 1 a 4 (que conjuntamente suponen 2 000 MW). Según lo indicado por Hungría, los reactores 1 a 4 estarán en funcionamiento hasta finales de 2032, 2034, 2036 y 2037 respectivamente, sin que se prevea ampliar su vida útil después de esas fechas.
               
            
                  (11)
               
               
                  En virtud del acuerdo intergubernamental (5), tanto Rusia como Hungría designarían a una organización pública y controlada por el Estado con experiencia como responsable económica y técnica para que desempeñe sus obligaciones como contratista o propietario con relación al proyecto.
               
            
                  (12)
               
               
                  Rusia ha designado a la sociedad anónima Nizhny Novgorod Engineering Company Atomenergoproekt («NIAEP») para que construya los nuevos reactores (5 y 6) y Hungría ha designado a MVM Paks II Nuclear Power Plant Development Private Company Limited by Shares
                      (1) («Paks II») como propietario y encargada de la explotación de los dos reactores.
               
            
                  (13)
               
               
                  Si bien el acuerdo intergubernamental establece los derechos y obligaciones generales de la cooperación nuclear entre ambos países, los pormenores de su aplicación deberán especificarse en acuerdos independientes denominados «acuerdos de aplicación» (6), tal como se detalla a continuación:
                  
                              a)
                           
                           
                              el contrato de ingeniería, adquisición y construcción relativo a la edificación de los nuevos reactores 5 y 6 VVER 1200 (V491) de la central de Paks («contrato EPC»);
                           
                        
                              b)
                           
                           
                              el contrato que estipula las condiciones para la cooperación en materia de explotación y mantenimiento de los nuevos reactores («contrato de explotación y mantenimiento»);
                           
                        
                              c)
                           
                           
                              el contrato sobre las condiciones de suministro de combustible y gestión del combustible gastado.
                           
                        
            
                  (14)
               
               
                  NIAEP y Paks II suscribieron el contrato EPC el 9 diciembre 2014, en el que se estipula que está previsto que los nuevos reactores 5 y 6 comiencen a funcionar respectivamente en 2025 y 2026.
               
            
                  (15)
               
               
                  Por otra parte, Rusia se comprometió a proporcionar un préstamo estatal a Hungría para financiar el desarrollo de Paks II. Este préstamo se rige por un acuerdo intergubernamental de financiación (7) y establece una línea de crédito renovable por importe de 10 000 millones EUR que únicamente puede destinarse al diseño, la construcción y la puesta en servicio de los reactores 5 y 6 de Paks II. Hungría empleará esta línea de crédito renovable para financiar directamente las inversiones en Paks II necesarias para el diseño, la construcción y la puesta en servicio de los nuevos reactores 5 y 6, tal como establece el acuerdo intergubernamental de financiación. Además del acuerdo intergubernamental de financiación, Hungría destinará una suma adicional de hasta 2 500 millones EUR de su propio presupuesto a financiar la inversión en Paks II.
               
            
                  (16)
               
               
                  Salvo la ayuda a la inversión que se describe en el considerando 15, Hungría no prevé otorgar ningún otro apoyo financiero a Paks II una vez que se hayan construido los reactores 5 y 6. Los nuevos reactores se explotarán con arreglo a las condiciones de mercado, sin que exista una cantidad de ingresos fija ni un precio garantizado. Según Hungría, en esta fase no será necesario que Paks II se financie directamente mediante deuda.
               
            2.2.   OBJETIVO DE LA MEDIDA
      
      
                  (17)
               
               
                  Tal como se expone en la Decisión de incoación, Paks es la única central nuclear operativa en Hungría. Es propiedad de la empresa pública Magyar Villamos Művek Zártkörűen Működő Részvénytársaság («Grupo MVM») (8), dedicada a la comercialización y producción de energía eléctrica. Sus cuatro reactores cuentan con una potencia instalada total de 2 000 MW y en la actualidad todos ellos están equipados con tecnología rusa (VVER-440/V213). Los reactores dejarán de funcionar gradualmente para 2037 (véase el considerando 10).
               
            
                  (18)
               
               
                  La electricidad de origen nuclear es fundamental para la combinación de fuentes de energía de Hungría, ya que aproximadamente el 50 % de la electricidad producida en el país procede de los cuatro reactores existentes en Paks (9).
               
            
                  (19)
               
               
                  Con arreglo a los objetivos de:
                  
                              —
                           
                           
                              mantener una cuota razonable de recursos nacionales, y
                           
                        
                              —
                           
                           
                              reducir la dependencia húngara de las importaciones, al tiempo que se mantiene la coherencia con la política nacional en materia de clima,
                           
                        el Gobierno solicitó al Grupo MVM que analizase alternativas a la expansión de la producción de electricidad en centrales nucleares. El Grupo MVM elaboró un estudio de viabilidad en el que se analizaba la construcción y la financiación de una nueva central nuclear que podría integrarse en el sistema eléctrico y explotarse de forma económica, segura y respetuosa con el medio ambiente. Con arreglo a este estudio presentado en 2008 por el Grupo MVM, el Gobierno planteó el proyecto a la Asamblea Nacional húngara, que aprobó que se iniciasen las labores preparatorias para la instalación de nuevos reactores en la central nuclear de Paks (10). La decisión estuvo respaldada por cálculos que demostraban que estaba prevista la retirada de 6 000 MW de la capacidad instalada bruta de 8 000-9 000 MW para 2025, como consecuencia del cierre de centrales eléctricas obsoletas. Estaba prevista la sustitución parcial de estas centrales mediante la ampliación de Paks.
               
            
                  (20)
               
               
                  En 2011 comenzó a aplicarse la Estrategia Nacional de Energía que abarcaba hasta 2030 (11). Esta estrategia se centra en un escenario basado en la energía nuclear, el carbón y las energías renovables. El gestor de la red de transporte («GRT») húngaro, Mavir, prevé que para 2026 el país necesitará una capacidad de producción suplementaria de al menos 5,3 GW y ligeramente superior a 7 GW para 2031, como consecuencia de la demanda futura y de la retirada de la capacidad de producción existente en Hungría (12). Mavir también prevé que prácticamente la totalidad del actual parque de centrales térmicas de carbón se cerrará entre 2025 y 2030, y que la capacidad instalada del parque de gas húngaro se reducirá en aproximadamente 1 GW, tal como se muestra en el cuadro 1 presentado por Hungría el 16 de enero de 2017. Hungría explicó que en la proyección de los 7 GW de capacidad suplementaria necesarios el estudio de Mavir no tuvo en cuenta ninguna importación ni la instalación de capacidad adicional.
                  
                     Cuadro 1
                  
                  
                     Retirada gradual prevista de la capacidad nacional instalada para 2031
                  
                  
                              (ΜW)
                           
                        
                               
                           
                           
                              Existing
                           
                           
                              Phase-out
                           
                        
                              Nuclear
                           
                           
                              2 000 
                           
                           
                               
                           
                        
                              Coal
                           
                           
                              1 292 
                           
                           
                              1 222 
                           
                        
                              Natural gas
                           
                           
                              3 084 
                           
                           
                              960
                           
                        
                              Oil
                           
                           
                              410
                           
                           
                               
                           
                        
                              Intermittent renewables/weather-dependent
                           
                           
                              455
                           
                           
                              100
                           
                        
                              Other renewables
                           
                           
                              259
                           
                           
                              123
                           
                        
                              Other non-renewables
                           
                           
                              844
                           
                           
                              836
                           
                        
                              Sum
                           
                           
                              8 344 
                           
                           
                              3 241 
                           
                        
                              
                                 Fuente: autoridades húngaras (Mavir).
                           
                        
            
                  (21)
               
               
                  Hungría y Rusia firmaron el acuerdo intergubernamental con el objetivo de desarrollar capacidad adicional en la central de Paks. Hungría explicó que manteniendo la producción nuclear dentro de la combinación de fuentes de energía podría hacer frente a la necesidad de sustituir la capacidad eliminada gradualmente, desarrollar capacidad nueva y atender el objetivo húngaro dentro de los objetivos climáticos europeos (especialmente los relacionados con la reducción prevista de emisiones de CO2).
               
            2.3.   DESCRIPCIÓN DE LOS NUEVOS REACTORES: TECNOLOGÍA IMPLANTADA
      
      
                  (22)
               
               
                  Los nuevos reactores 5 y 6 de la central nuclear de Paks II estarán dotados de tecnología VVER 1200 (V491) más avanzada, de generación III+. Según la explicación de Hungría, las especificaciones técnicas de los reactores que se instalarán en Paks II ofrecen ventajas considerables con respecto a los actuales reactores de Paks, como el aumento de la eficiencia y un funcionamiento más económico, así como la mejora de las características de seguridad.
               
            
                  (23)
               
               
                  Además de la capacidad instalada mucho mayor de los VVER 1200 (V491), también existe una diferencia sustancial en la vida útil prevista (60 años en el caso de los VVER 1200, en comparación con 30 años de los reactores existentes en Paks) y su mayor capacidad de maniobra, que permite ajustar en cierto grado la capacidad de cada reactor en función de la demanda de la red.
               
            
                  (24)
               
               
                  La reducción de la cantidad de combustible que necesitan los nuevos reactores también refleja las mejoras tecnológicas introducidas en los últimos años. En lugar del ciclo de combustible de 12 meses existente, los nuevos reactores pueden operar con un ciclo de 18 meses. Esto implica que será necesario apagar los nuevos reactores menos veces al año para recargar el combustible y que, en promedio, la central podrá operar más tiempo anualmente y no perderá tiempo de producción.
               
            
                  (25)
               
               
                  Las especificaciones técnicas indican también que la densidad de potencia que aportarán los nuevos conjuntos de combustible será notablemente mayor que la de los existentes. Esto implica a su vez que puede obtenerse una mayor potencia por unidad de masa del combustible, lo cual puede contribuir a mejorar la rentabilidad de la central.
               
            2.4.   BENEFICIARIO
      
      
                  (26)
               
               
                  Como ya se expuso en la sección 2.3 de la Decisión de incoación, el beneficiario de la medida es la empresa Paks II, actualmente propiedad del Estado húngaro. La Oficina del Primer Ministro ejerce los derechos como accionista. Paks II será el propietario de los reactores 5 y 6 pagados por el Estado húngaro y se encargará de explotarlos.
               
            
                  (27)
               
               
                  En el considerando 19 de la Decisión de incoación se explica cómo se transfirieron al Estado húngaro las acciones de Paks II, inicialmente en posesión del Grupo MVM (13). Según la información remitida por Hungría el 30 de enero de 2016, el precio de esta transmisión ascendió a 10 156 millones HUF, que equivale a aproximadamente 33 millones EUR.
               
            2.5.   ESTRUCTURA DE FINANCIACIÓN DEL PROYECTO Y DERECHOS Y OBLIGACIONES CON ARREGLO AL CONTRATO EPC
      
      2.5.1.   ACUERDO INTERGUBERNAMENTAL DE FINANCIACIÓN
      
                  (28)
               
               
                  En el marco del acuerdo intergubernamental (14), Rusia concedió un préstamo estatal a Hungría en forma de línea de crédito renovable por importe de 10 000 millones EUR destinado a financiar el desarrollo de los reactores 5 y 6 de Paks. El tipo de interés aplicado al préstamo oscila entre el 3,95 y el 4,95 % (15). El préstamo está destinado al diseño, la construcción y la puesta en servicio de estos nuevos reactores.
               
            
                  (29)
               
               
                  De conformidad con el acuerdo intergubernamental de financiación, Hungría deberá utilizar el préstamo para financiar el 80 % del valor del contrato EPC para llevar a cabo las obras y servicios y entregar los equipos, mientras que el 20 % restante del contrato deberá ser abonado por Hungría (véase el considerando 15). Hungría deberá utilizar el préstamo antes de 2025.
               
            
                  (30)
               
               
                  Hungría deberá devolver el préstamo en un plazo de 21 años contados a partir del 15 de marzo o el 15 de septiembre posterior a la fecha de puesta en servicio de los dos nuevos reactores 5 y 6, pero a más tardar el 15 de marzo de 2026 (16).
               
            
                  (31)
               
               
                  Los pagos efectuados con arreglo al acuerdo intergubernamental de financiación únicamente podrán abonarse una vez que el Ministerio de Economía Nacional de Hungría haya hecho una solicitud y el Ministerio de Finanzas de Rusia haya notificado su aprobación.
               
            2.5.2.   CONTRATO EPC
      
                  (32)
               
               
                  Según el contrato EPC, NIAEP deberá suministrar los dos reactores con arreglo a lo indicado en las especificaciones técnicas detalladas antes de las fechas acordadas y con arreglo a la suma a tanto alzado pactada ([…] (*1) millones EUR). Se considera que en este precio se incluye cada uno de los costes no definidos previamente […] (17).
               
            
                  (33)
               
               
                  El contrato prevé el pago de indemnizaciones pactadas (18) en circunstancias concretas […].
               
            
                  (34)
               
               
                  […].
               
            
                  (35)
               
               
                  […].
               
            2.5.3.   RELACIÓN ENTRE EL ESTADO Y EL BENEFICIARIO
      
                  (36)
               
               
                  Inicialmente, Hungría había previsto que Paks II seguiría siendo una filial al 100 % de MVM Hungarian Electricity Ltd., que a su vez es propiedad del Estado húngaro y sus municipios. Desde noviembre de 2014, Paks II ya no es una filial de MVM Hungarian Electricity Ltd. ni forma parte del Grupo MVM, sino que es una empresa totalmente pública que actualmente no tiene relación jurídica con el Grupo MVM.
               
            
                  (37)
               
               
                  En lo que se refiere a la actividad de Paks II, en especial la venta de electricidad, Hungría ha manifestado que no existe un contrato independiente de adquisición de energía con otro proveedor, y actualmente tampoco está previsto establecerlo. Las autoridades húngaras prevén que la electricidad producida por Paks II se venderá en el mercado y a los consumidores de electricidad con arreglo a los contratos típicos habituales en el mercado de venta de electricidad de carga de base. Según las autoridades húngaras, como productor de carga de base durante un período de funcionamiento previsiblemente largo, Paks II sería un agente económico sin influencia en el precio, al igual que otros productores de energía nuclear de Europa.
               
            
                  (38)
               
               
                  Paks II será el propietario de la central nuclear de Paks II y, durante la fase de construcción de los dos reactores, estará financiada en su totalidad por el Estado húngaro mediante fondos propios. Las autoridades húngaras consideran que en esta fase no será necesario que Paks II se financie directamente con deuda.
               
            
                  (39)
               
               
                  Hungría no transferirá los fondos necesarios para transmitir el precio de compra correspondiente a la central nuclear de Paks II a las cuentas de Paks II. La mayor parte de estos fondos estarán en posesión del Banco para el Desarrollo y Asuntos Económicos Exteriores de Rusia (Vnesheconombank). Por cada hito que se considere cumplido, Paks II presentará una solicitud al Vnesheconombank para que este abone el 80 % del importe debido directamente a NIAEP. También presentará una solicitud ante la Agencia de Gestión de la Deuda Pública de Hungría para que abone el 20 % restante.
               
            
                  (40)
               
               
                  El resto de los requisitos financieros de Paks II durante la fase de construcción se garantizarán mediante capital procedente del presupuesto del Estado húngaro. El importe inicial destinado durante la fase de construcción ascenderá hasta los […] millones EUR (diferencia entre el importe de 12 500 millones EUR destinados al proyecto nuclear en el acuerdo intergubernamental y el precio de compra real de la central nuclear de Paks II, que asciende a […] millones EUR). Hungría considera que esto representa un límite a los recursos que puede aportar el Estado a la construcción de la central nuclear de Paks II, al menos sin que se realice una nueva evaluación. Sin embargo, en caso de que los requisitos de capital superen dicha cuantía, Hungría asegura que aumentará su inversión si la evaluación realizada en su momento concluye que es razonable desde el punto de vista económico.
               
            
                  (41)
               
               
                  Hungría afirma que un análisis de sensibilidad sobre los posibles costes adicionales en los que incurrió Paks II durante la fase de construcción concluyó que sus costes habrían tenido que multiplicarse por 10 para que la tasa interna de rentabilidad prevista se redujese un 1 %. Por consiguiente, Hungría prevé que el impacto de los incrementos de los costes será menor.
               
            2.6.   MERCADO ELÉCTRICO HÚNGARO
      
      2.6.1.   DESCRIPCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO HÚNGARO
      
                  (42)
               
               
                  La actual estructura del mercado eléctrico húngaro se estableció en torno a 1995, año en el que se privatizaron la mayoría de las grandes centrales eléctricas y los proveedores de servicios públicos, así como las distribuidoras. El Estado mantiene una posición dominante en el sector por medio del Grupo MVM, empresa pública del sector de la energía integrada verticalmente.
               
            
                  (43)
               
               
                  El estudio de Mavir al que se hace referencia en el considerando 20 explica que el consumo interior total aumentó un 2,7 % desde 2014 y llegó a alcanzar 43,75 TWh en 2015. La producción nacional supuso 30,06 TWh de este consumo, lo que equivale al 68,72 % del consumo total de electricidad (véase el gráfico 1). Las importaciones ascendieron a 13,69 TWh, lo que supone un 31,28 % del consumo total. Como productor, el Grupo MVM, de titularidad pública, tiene una importante presencia en el mercado gracias a su principal activo de producción, Paks, que generó el 52,67 % de la electricidad producida en el país en 2015, como puede verse en el gráfico 1. La de Mátra es una central eléctrica alimentada con lignito cuya propiedad mayoritaria es de RWE Power AG (50,92 %), mientras que el Grupo MVM posee también un 26,15 % de sus acciones. Las restantes centrales eléctricas de mayor (többi nagyerőmű) y menor tamaño (kiserőművek) desempeñan un papel modesto en la estructura general de producción del mercado húngaro. Además, la sección integrada verticalmente del Grupo MVM dedicada a la venta al por mayor, MVM Partner, posee una posición dominante en el mercado mayorista de energía eléctrica (19).
                  
                     Gráfico 1
                  
                  
                     Composición del consumo total de electricidad en Hungría en 2015
                  
                  
                     
                  
                              
                                 Fuente:
                              
                           
                           Desarrollo a medio y largo plazo de los activos de producción del sistema eléctrico húngaro (Mavir, 2016) (20).
                        
                     Gráfico 2
                  
                  
                     Producción interna bruta de electricidad en Hungría en 2015
                  
                  
                     
                  
                              
                                 Fuente:
                              
                           
                           Desarrollo a medio y largo plazo de los activos de producción del sistema eléctrico húngaro (Mavir, 2016).
                        
            
                  (44)
               
               
                  En Hungría, las operaciones mayoristas más comunes se llevan a cabo mediante contratos de adquisición de energía bilaterales por los que los productores acuerdan vender un volumen mínimo previamente definido a los operadores mayoristas y por el que los comercializadores quedan obligados a adquirir un volumen mínimo. En su mayoría, los contratos de adquisición de energía se celebran con arreglo a las normas establecidas por la European Federation of Energy Traders.
               
            
                  (45)
               
               
                  La Hungarian Power Exchange Company Ltd. (HUPX) comenzó a operar en julio de 2010 como filial del GRT Mavir. Ofrece operaciones de día siguiente y operaciones con futuros físicos. Las operaciones de día siguiente comienzan diariamente a las 11.00 horas en función de la oferta y la demanda para cada hora del día siguiente. La negociación se cierra a más tardar a las 11.40. Las operaciones con futuros físicos pueden hacerse para las cuatro semanas, los tres meses, los cuatro trimestres y los tres años siguientes. Existen días de negociación designados para estas transacciones en los que pueden realizarse ofertas y adquisiciones dentro de determinado intervalo de tiempo. Desde marzo de 2016 en el mercado intradiario de HUPX pueden negociarse tanto productos de 15 minutos como bloques de una hora. Aparte de los mercados organizados de día siguiente e intradiario, HUPX tiene contratos de cooperación con dos intermediarios financieros cuyo servicio consiste en remitir operaciones extrabursátiles de clientes comunes para su compensación.
               
            
                  (46)
               
               
                  Además de las subastas de día siguiente no organizadas por la HUPX, la electricidad también se negocia en bolsas con sede en la UE o en plataformas extrabursátiles, así como mediante acuerdos bilaterales directos (véase el considerando 44).
               
            
                  (47)
               
               
                  Como ya se ha indicado en el gráfico 1 del considerando 43, Hungría es un importador neto de electricidad cuyas importaciones representan aproximadamente el 30 % del consumo eléctrico del país. Como puede verse en el gráfico 3, el precio mayorista de la electricidad en Hungría ha sido el más alto de la región interconectada vecina al país (es decir, excepto Polonia o Eslovenia).
                  
                     Gráfico 3
                  
                  
                     Promedio mensual de los precios de día siguiente de carga de base en Europa Central y Oriental (incluida Hungría) y Alemania (2010-2016)
                  
                  
                     
                  
                              
                                 Fuente:
                              
                           
                           Comisión Europea.
                        
            
                  (48)
               
               
                  La proyección a corto plazo de los precios de carga de base en la región apunta a esa misma tendencia; es decir, que los precios de carga de base húngaros serán los más altos de la región (véase el gráfico 4).
                  
                     Gráfico 4
                  
                  
                     Precios de los futuros de carga de base regionales para enero-junio de 2017
                  
                  
                     
                  
                              
                                 Fuente:
                              
                           
                           Comisión Europea (según los datos publicados por Central European Power Exchange).
                        
            
                  (49)
               
               
                  El país está bien interconectado con sus vecinos — la capacidad de interconexión eléctrica era del 30 % en 2014, por encima del objetivo para 2020 (21) —. En 2014 comenzó a funcionar el acoplamiento de los mercados checo, eslovaco, húngaro y rumano, lo que provocó el aumento de la liquidez de HUPX y un descenso de la volatilidad de los precios. En el gráfico 5 se resumen los datos del intercambio de energía eléctrica con los países vecinos en 2014.
                  
                     Gráfico 5
                  
                  
                     Intercambio de energía eléctrica entre Hungría y sus países vecinos
                  
                  
                     
                  
                              
                                 Fuente:
                              
                           
                           Datos del sistema eléctrico húngaro (Mavir, 2014).
                        
            2.6.2.   DESCRIPCIÓN DE LA EVOLUCIÓN PREVISTA PARA EL MERCADO ELÉCTRICO HÚNGARO
      
                  (50)
               
               
                  Con arreglo al estudio publicado por Mavir (22) mencionado en el considerando 20, entre 2025 y 2030 se producirá la retirada de prácticamente la totalidad del actual parque de producción eléctrica a partir del carbón, y la capacidad instalada del parque de gas húngaro se reducirá en 1 GW. Si se compara con sus estimaciones del aumento de los picos de demanda, cabe esperar que para 2021 la capacidad de producción disponible de los productores nacionales de energía se reduzca por debajo de la punta de carga. En consecuencia, el GRT calcula que el mercado húngaro necesitará al menos 5,3 GW de nueva capacidad de producción eléctrica adicional para 2026 y algo más de 7 GW hasta el final del período de previsión en 2031. Esto puede observarse en el gráfico 6, en el que se muestra que será necesaria una cantidad significativa de capacidad instalada superior al aumento de la punta de carga. En su comunicación de 16 de enero de 2017, Hungría explicó que debe garantizarse cierto nivel de capacidad restante con arreglo a las prácticas normales de los gestores integrados en la REGRT de Electricidad. La capacidad restante constituye la diferencia entre la potencia disponible fiable interna más la capacidad nacional de producción más la punta de carga y la reserva de servicios del sistema. La capacidad restante es la parte de la capacidad de producción nacional que queda en el sistema para atender cualquier exportación prevista, variación imprevista de la carga, reserva de servicios del sistema y cortes de suministro no previstos en un punto de referencia.
                  
                     Gráfico 6
                  
                  
                     Necesidad de capacidad adicional en el sector húngaro de la electricidad
                  
                  
                     
                  
                              
                                 Fuente:
                              
                           
                           Desarrollo a medio y largo plazo de los activos de producción del sistema eléctrico húngaro (Mavir, 2016).
                        
            
                  (51)
               
               
                  Hungría explica que, a pesar de las afirmaciones respecto a la necesidad relativamente grande de capacidad de producción nueva, los datos de Platts Powervision apuntan a que en realidad la capacidad nueva que se está construyendo es escasa, tal como puede observarse en el cuadro 2. Hungría también defiende que, según los datos de Platts, la única central eléctrica que se está construyendo actualmente en Hungría es una de recuperación de energía de 44 MW. Hungría explica además que, a pesar de que los inversores prevén construir centrales (de gas) de mayor tamaño, no puede considerarse confirmado ninguno de estos proyectos, puesto que los inversores todavía no han incurrido en gastos sustanciales no recuperables, como son los de construcción, lo cual constituiría una prueba de su compromiso de llevar a cabo realmente el proyecto.
                  
                     Cuadro 2
                  
                  
                     Capacidad nueva que se incorporará al sector húngaro de la electricidad
                  
                  
                              Plant
                           
                           
                              Plant Type
                           
                           
                              Primary Fuel
                           
                           
                              Nameplate MW
                           
                           
                              Online Year
                           
                           
                              Status
                           
                        
                              Dunaujvaros Chp
                           
                           
                              Waste
                           
                           
                              Biomass
                           
                           
                              44
                           
                           
                              2016
                           
                           
                              Under Constr
                           
                        
                              Szeged Ccgt
                           
                           
                              CC/Cogen
                           
                           
                              Natural Gas
                           
                           
                              460
                           
                           
                              2017
                           
                           
                              Advan Develop
                           
                        
                              Szeged Ccgt
                           
                           
                              CC/Cogen
                           
                           
                              Natural Gas
                           
                           
                              460
                           
                           
                              2017
                           
                           
                              Advan Develop
                           
                        
                              Csepel III
                           
                           
                              CC/Cogen
                           
                           
                              Natural Gas
                           
                           
                              430
                           
                           
                              2018
                           
                           
                              Advan Develop
                           
                        
                              Tolna
                           
                           
                              Wind
                           
                           
                              Wind
                           
                           
                              260
                           
                           
                              2018
                           
                           
                              Early Develop
                           
                        
                              Gyor Region
                           
                           
                              Wind
                           
                           
                              Wind
                           
                           
                              300
                           
                           
                              2019
                           
                           
                              Early Develop
                           
                        
                              Szazhalombatta — Dunai Refinery
                           
                           
                              CC
                           
                           
                              Natural Gas
                           
                           
                              860
                           
                           
                              2020
                           
                           
                              Advan Develop
                           
                        
                              Almasfuzito
                           
                           
                              Coal
                           
                           
                              Coal Generic
                           
                           
                              435
                           
                           
                              2020
                           
                           
                              Proposed
                           
                        
                              
                                 Source: Platts Powervision, data accurate as of September 2015.
                           
                        
            2.7.   RAZONES PARA INCOAR EL PROCEDIMIENTO
      
      
                  (52)
               
               
                  En mayo de 2015, Hungría notificó a la Comisión, por motivos de seguridad jurídica, sus planes de invertir en la construcción de los dos nuevos reactores de la central de Paks y afirmó que la medida no implicaba ninguna ayuda estatal, puesto que el Estado actuaba como cualquier inversor privado que pretende obtener un beneficio razonable. En la Decisión de incoación, la Comisión mostró sus dudas al respecto de si, basándose en la información disponible en ese momento, la medida podría implicar ayuda estatal en el sentido del artículo 107 del TFUE. En concreto, la Comisión expresó serias dudas relativas a si la medida implicaba una ventaja selectiva para Paks II, puesto que durante la fase de notificación Hungría no planteó ninguna objeción a la existencia de otros elementos de ayuda estatal.
               
            
                  (53)
               
               
                  Las dudas surgieron del resultado de la prueba del principio del inversor en una economía de mercado («PIEM»), que analiza si un inversor privado habría invertido en el proyecto de la misma forma y en las mismas condiciones que el inversor público en el momento en que se tomó la decisión de llevar a cabo la inversión pública (23). La prueba del PIEM también está reconocida en la jurisprudencia (24).
               
            
                  (54)
               
               
                  En términos formales, la prueba del PIEM pretendía comprobar si la tasa interna de rentabilidad prevista para la inversión sería superior a un valor de referencia del coste medio ponderado del capital («CMPC») del proyecto objeto de la inversión basándose únicamente en el mercado (25). A pesar de que Hungría estimó que la tasa interna de rentabilidad del proyecto sería mayor que un CMPC de referencia basado únicamente en el mercado, la Comisión planteó dudas con respeto a si dicho CMPC debería considerarse mayor.
               
            
                  (55)
               
               
                  Habida cuenta de las dudas con respecto a la existencia de ayuda estatal, la Comisión examinó con más detenimiento si cualquier posible medida de ayuda estatal podía considerarse compatible con el mercado interior. No obstante, dado que las autoridades húngaras consideraron la medida exenta de ayuda estatal, en la fase preliminar no alegaron ningún motivo que justificarse la compatibilidad de la medida con el mercado interior. La Comisión expresó asimismo sus dudas respecto a si la medida estaba incluida en el ámbito de aplicación de la Comunicación de la Comisión–Directrices sobre ayudas estatales en materia de protección del medio ambiente y energía 2014-2020 (26), puesto que dichas Directrices no incluyen medidas en el ámbito de la energía nuclear y los residuos radiactivos. Aunque la Comisión concluyó que no se aplicaban otras Directrices a la evaluación de la medida notificada, también determinó que podía declarar que una medida era directamente compatible con arreglo al artículo 107, apartado 3, letra c), del TFUE, si tiene por objeto conseguir un objetivo de interés común, es necesaria y proporcionada, y los efectos positivos de conseguir el objetivo común superan a los efectos negativos sobre la competencia y el comercio.
               
            
                  (56)
               
               
                  La Comisión manifestó sus dudas al respecto de si la medida podría considerarse proporcionada, es decir, si se limitaba al nivel mínimo de ayuda a la inversión necesario que permita construir con éxito los reactores adicionales a fin de conseguir el objetivo común perseguido. El beneficiario recibiría activos de producción sin ser objeto de ningún riesgo concreto de financiación relacionado con los costes de refinanciación a los que se enfrentarían otros operadores del mercado. La Comisión no recibió ninguna prueba relativa a cómo Hungría pretendía evitar dicha compensación excesiva.
               
            
                  (57)
               
               
                  La Comisión enfatizó el hecho de que el mercado húngaro de producción de electricidad se caracteriza por una concentración relativamente elevada, en el que la actual Paks supone aproximadamente el 50 % de la producción nacional. Si no se introduce nueva capacidad, es probable que la producción de electricidad de Paks y Paks II cubra una proporción incluso mayor del mercado de abastecimiento, lo cual tendría un efecto falseador sobre el mercado eléctrico húngaro. Hungría no facilitó a la Comisión pruebas detalladas sobre cómo pretendía garantizar el funcionamiento independiente continuo tanto de los activos de producción nuevos como de los existentes.
               
            
                  (58)
               
               
                  Por último, la Comisión señaló que a causa de las particularidades del mercado eléctrico húngaro, el funcionamiento de Paks II también podría provocar un riesgo de liquidez en el mercado mayorista, al limitar el número de ofertas de abastecimiento disponibles en el mercado. En función de cómo se venda la electricidad producida por los nuevos reactores en el mercado la liquidez podría deteriorarse considerablemente, podrían generarse barreras a la entrada en el mercado y reducirse la competencia a distintos niveles del mercado. Hungría no ofreció una explicación detallada sobre cómo comercializaría la electricidad de Paks II y cómo se garantizaría la liquidez del mercado.
               
            
                  (59)
               
               
                  Por consiguiente, la Comisión manifestó sus dudas relativas a si la medida podía suponer una ayuda estatal en el sentido del artículo 107, apartado 1, del TFUE.
               
            
                  (60)
               
               
                  Dado que no contaba con pruebas suficientes, la Comisión también fue incapaz de alcanzar ninguna conclusión sobre la compatibilidad de cualquier medida de este tipo con el mercado interior con arreglo al artículo 107, apartado 3, letra c), del TFUE. Por otra parte, basándose en las dudas planteadas en la Decisión de incoación y teniendo en cuenta que en ese momento se carecía de argumentos sobre la compatibilidad facilitados por Hungría, la Comisión analizó una serie de cuestiones relacionadas con el falseamiento de la competencia y las posibilidades de que Paks II pudiera recibir una compensación excesiva.
               
            
                  (61)
               
               
                  En lo que se refiere a las dudas respecto a la proporcionalidad expresadas en el considerando 56, la Comisión analizó si, como consecuencia de la ayuda, Paks II podría reinvertir cualquier beneficio no abonado al Estado a modo de dividendos para desarrollar o adquirir activos de producción adicionales y, por lo tanto, reforzar su posición en el mercado.
               
            
                  (62)
               
               
                  En lo que se refiere a las dudas respecto a la proporcionalidad manifestadas en el considerando 56, la Comisión investigó también la política de dividendos que pretendía aplicar Hungría, en especial si solicitaría los dividendos (conforme a su criterio, en función de los beneficios obtenidos por Paks II) o mantendría los beneficios en Paks II. A la Comisión le preocupaba que Paks II pudiera destinar sus beneficios a reinvertir mediante el desarrollo o la adquisición de activos de producción adicionales y que pudiera falsear la competencia todavía más.
               
            
                  (63)
               
               
                  Tal como se expone en el considerando 57, debido al nivel relativamente elevado de concentración del mercado húngaro de producción de electricidad y dado que la actual central nuclear de Paks (Grupo MVM) suministra aproximadamente el 50 % de la producción interna, a la Comisión le preocupaba si se mantendría a Paks y Paks II separadas y si podrían considerarse independientes y sin relación. El hecho de que Paks sea en la actualidad legalmente independiente del Grupo MVM no fue suficiente para la Comisión, ya que durante la fase de notificación no recibió ninguna información relativa a si Paks y Paks II continuarían operando de forma totalmente independiente desde el punto de vista legal y estructural. Aclarar estos aspectos parecía necesario para minimizar el riesgo de aumento adicional de la concentración del mercado.
               
            
                  (64)
               
               
                  Más aun, como se ha explicado en la sección 2.6, las operaciones más comunes en el sector mayorista húngaro de la energía se formalizan mediante contratos de adquisición de energía bilaterales y la Hungarian Power Exchange («HUPX») todavía no ha generado un nivel adecuado de liquidez. Puesto que la notificación de Hungría no hacía referencia a los métodos previstos para la venta de electricidad procedente de Paks II, la Comisión investigó los efectos que tendría Paks II sobre los actuales niveles de liquidez en el sector mayorista de la energía.
               
            
                  (65)
               
               
                  Teniendo en cuenta las dudas respecto a la liquidez del mercado expuestas en el considerando 58, la Comisión quería asegurarse de que en el mercado disponía de una gran variedad de ofertas de abastecimiento, en especial dada la posición dominante de MVM Partner en el mercado mayorista de la electricidad (27). A la Comisión le preocupaba que los niveles de liquidez pudieran verse afectados de forma significativa y que pudieran aumentar los costes de sus rivales en sectores derivados al verse limitado su acceso competitivo a un insumo importante (bloqueo de insumos). Esto podría suceder si la electricidad producida por Paks II se vendiese principalmente por medio de contratos a largo plazo únicamente a determinados proveedores, trasladando así el poder de mercado de Paks II en el mercado de producción al mercado minorista.
               
            
                  (66)
               
               
                  Por consiguiente, la Comisión trató de obtener información adicional sobre la estrategia de negociación de la electricidad producida en Paks II, centrándose especialmente en si aplicaría condiciones de igualdad al ofrecer su electricidad en bolsa o mediante cualquier otra plataforma de negociación transparente.
               
            3.   POSICIÓN DEL GOBIERNO HÚNGARO
      
      3.1.   POSICIÓN DE HUNGRÍA SOBRE LA EXISTENCIA DE AYUDA
      
      3.1.1.   VENTAJA ECONÓMICA
      
                  (67)
               
               
                  Hungría alega en la notificación que la inversión no constituye ayuda estatal a tenor del artículo 107 del TFUE, dado que no confiere una ventaja económica a Paks II. Hungría sustenta esta afirmación indicando que la inversión en Paks II es acorde a la prueba del principio del inversor en una economía de mercado (PIEM) [véanse los considerandos 53 y 54).
               
            
                  (68)
               
               
                  En concreto, Hungría afirma que la prueba del PIEM se cumple de dos formas distintas (28): en primer lugar, el CMPC del proyecto es menor que su tasa interna de rentabilidad; en segundo lugar, alega que el coste normalizado de la electricidad («LCOE» por sus siglas en inglés) es lo suficientemente bajo para que la de origen nuclear sea competitiva en comparación con otras tecnologías de producción y ofrezca unos rendimientos razonables dados los precios vigentes de la electricidad (29).
               
            
                  (69)
               
               
                  Para respaldar su punto de vista, Hungría remitió los siguientes estudios y documentación:
                  
                              a)
                           
                           
                              análisis de confirmación del principio del inversor en una economía de mercado («estudio PIEM», 18 de febrero de 2015),
                           
                        
                              b)
                           
                           
                              análisis económico del proyecto de la central nuclear de Paks II («análisis económico», 8 de octubre de 2015) (30),
                           
                        
                              c)
                           
                           
                              cartas al director general adjunto de Ayudas Estatales sobre el análisis preliminar de la Comisión (cartas aclaratorias),
                              
                                          —
                                       
                                       
                                          primera carta («primera carta aclaratoria», 16 de octubre de 2015),
                                       
                                    
                                          —
                                       
                                       
                                          segunda carta («segunda carta aclaratoria», 29 de octubre de 2015),
                                       
                                    
                        
                              d)
                           
                           
                              alegaciones sobre la Decisión de incoación (respuesta a la Decisión de incoación),
                              
                                          —
                                       
                                       
                                          carta al director general adjunto de Ayudas Estatales posterior a la publicación de la Decisión de incoación por la Comisión el 3 de diciembre de 2015 («carta sobre la Decisión de incoación»),
                                       
                                    
                                          —
                                       
                                       
                                          comunicación de Hungría a la Comisión de 29 de enero de 2016 («comunicación sobre la Decisión de incoación»),
                                       
                                    
                        
                              e)
                           
                           
                              respuesta del Gobierno de Hungría a las observaciones de terceros sobre la Decisión de incoación relativa a la ayuda estatal de 7 de abril de 2016 («respuesta a las observaciones de terceros»),
                           
                        
                              f)
                           
                           
                              respuesta de 21 de abril de 2016 a la solicitud de información de 18 de marzo de 2016 («aclaraciones adicionales»).
                           
                        
            
                  (70)
               
               
                  Por otra parte, el Gobierno húngaro también remitió un modelo financiero que se utilizó para calcular las cifras de la tasa interna de rentabilidad del proyecto. A la Comisión se remitieron dos versiones del modelo:
                  
                              a)
                           
                           
                              versión original de 16 de marzo de 2015 («modelo financiero preliminar»),
                           
                        
                              b)
                           
                           
                              versión definitiva de 16 de octubre de 2015 («modelo financiero»).
                           
                        
            
                  (71)
               
               
                  Salvo en el caso de las «aclaraciones adicionales», los documentos enumerados en el considerando 69 abordan el tema del cálculo del CMPC y la tasa interna de rentabilidad, aunque con distintos niveles de detalle. La tasa interna de rentabilidad del proyecto se calcula mediante el modelo financiero (31). El planteamiento del LCOE se aborda en el análisis económico y en las «aclaraciones adicionales» (véase el considerando 69).
               
            
                  (72)
               
               
                  En lo que se refiere al análisis por parte de Hungría, los documentos enumerados en los considerandos 69 c) a 69 f) incluyen varias actualizaciones de las cifras presentadas en el estudio PIEM y posteriormente en el análisis económico. En concreto, algunas actualizaciones son posteriores a la fecha de la firma del contrato EPC de 9 de diciembre de 2014, es decir, la decisión de inversión inicial.
               
            
                  (73)
               
               
                  La Decisión de incoación evalúa detalladamente la posición de Hungría sobre cada una de las cuestiones clave, tal como queda plasmado en sus comunicaciones hasta la fecha de la Decisión de incoación (32). El resto de esta sección expone en conjunto la posición de Hungría sobre las principales cuestiones planteadas tras la publicación de la Decisión de incoación. En especial, la aplicación del CMPC y de la tasa interna de rentabilidad, así como el LCOE, se presentarán por separado.
               
            3.1.1.1.   
            Postura de Hungría sobre el CMPC
         
      
      
                  (74)
               
               
                  En su respuesta a la Decisión de incoación, Hungría reiteró su rango estimado de entre el 6,2 y el 7,7 % para el CMPC, al igual que en sus comunicaciones anteriores. También se reiteró sus argumentos previos planteados en las cartas aclaratorias y observó que la Comisión no había evaluado estos argumentos en la Decisión de incoación.
               
            3.1.1.2.   
            Postura de Hungría sobre la tasa interna de rentabilidad
         
      
      
                  (75)
               
               
                  En esta sección se analiza la posición de Hungría con relación al cálculo de la tasa interna de rentabilidad empleada por el modelo financiero para calcular los flujos de tesorería futuros correspondientes al proyecto y determinar dicha tasa. Los principales elementos del modelo financiero son:
                  
                              1)
                           
                           
                              diversas previsiones sobre el precio de la electricidad a largo plazo, y
                           
                        
                              2)
                           
                           
                              varias hipótesis operativas para la central nuclear.
                           
                        
            A)   Previsiones sobre el precio de la electricidad
      
                  (76)
               
               
                  Las previsiones de precios empleadas por el Gobierno húngaro se analizaron en la Decisión de incoación. En su respuesta a la Decisión de incoación, Hungría criticó a la Comisión por utilizar únicamente una curva de previsión de precios [basándose en la publicación de la World Energy Outlook 2014 de la Agencia Internacional de Energía («WEO 2014 de la AIE») para calcular la tasa interna de rentabilidad del proyecto (33)]. En concreto, señaló que todas las previsiones de precios presentadas en el análisis económico deberían emplearse para determinar la tasa interna de rentabilidad.
               
            B)   Hipótesis operativas
      
                  (77)
               
               
                  El equipo técnico de Paks II proporcionó las hipótesis operativas del modelo financiero y los cálculos de la tasa interna de rentabilidad. Aunque originalmente no se facilitaron detalles que justificasen dichas hipótesis operativas, Hungría explicó posteriormente los antecedentes de dichas hipótesis en sus respuestas a las solicitudes de información de la Comisión. En este sentido son fundamentales las aclaraciones adicionales presentadas en respuesta a una solicitud de información posterior a la Decisión de incoación y las observaciones de terceros.
               
            C)   Tasa interna de rentabilidad del proyecto
      
                  (78)
               
               
                  En su respuesta a la Decisión de incoación, Hungría reiteró los resultados de sus cálculos anteriores correspondientes a la tasa interna de rentabilidad del proyecto, de entre el 8,6 % y el 12,0 %.
               
            
                  (79)
               
               
                  En su respuesta a la Decisión de incoación Hungría criticó la evaluación que hizo la Comisión de la repercusión que un retraso podría tener sobre la tasa interna de rentabilidad del proyecto (un descenso del 0,9 % para un retraso de 5 años). Esta cifra se calculó asumiendo que se producirían retrasos durante el período de operación. En cambio, Hungría alegó que de producirse un retraso en el período de construcción, la tasa interna de rentabilidad del proyecto podría aumentar si también se produjese una demora en los gastos incurridos.
               
            3.1.1.3.   
            Postura de Hungría sobre el LCOE
         
      
      
                  (80)
               
               
                  En esta sección se analiza la postura de Hungría con respecto al LCOE de Paks II (34).
               
            A)   Análisis económico
      
                  (81)
               
               
                  En el análisis económico Hungría argumentaba que el LCOE de Paks II es lo suficientemente bajo como para que sea competitivo con respecto a otras tecnologías de producción de energía. En concreto, el estudio presentaba tres estimaciones del LCOE relativo a un proyecto nuclear en Hungría. La primera estimación de 70 EUR/MWh se basó en un tipo de descuento del 7 % (el límite superior del CMPC estimado presentado en el mismo análisis económico) extraído de una publicación conjunta de la OCDE, la AIE y la AEN de 2015 titulada «Projected Costs of Generating Electricity» (Costes previstos de la producción de electricidad, «estudio OCDE/AIE/AEN de 2015») (35). La segunda estimación del LCOE, de 50-63 EUR/MWh, se basó en un estudio de Aszodi et al. (2014) que utiliza un tipo de descuento con arreglo al tipo de interés del préstamo ruso, de entre el 4 y el 5 % (36). La tercera estimación del LCOE, de 58-120 EUR/MWh (precios reales de 2013), se calculó mediante el análisis de un valor de referencia basado en cifras publicadas por diversas agencias internacionales que ofrecen un rango potencial para el LCOE (37). El análisis concluyó que el LCOE de una central nuclear húngara se sitúa en un rango de 50,5-57,4 EUR/MWh (precios reales de 2013), cuyos dos valores extremos se calcularon mediante un tipo de interés igual a los dos extremos del rango del CMPC (6,2 y 7,0 %) indicados en ese mismo análisis económico (38). Si se comparan con los precios futuros de la electricidad de dicho análisis económico, puede decirse que el proyecto de la central nuclear húngara será rentable y, por tanto, según Hungría un inversor privado consideraría razonable emprender este proyecto.
               
            B)   Aclaraciones adicionales
      
                  (82)
               
               
                  En respuesta a la pregunta de la Comisión relativa a cómo puede hacerse cuadrar el rango del LCOE de entre 50,5 y 57,4 EUR/MWh que recoge en su conclusión final el análisis económico con el de entre 89 y 94 USD/MWh que figura en el estudio OCDE/AIE/AEN, en las «aclaraciones adicionales» Hungría explicó que la diferencia se debía al uso de hipótesis muy distintas en ambos documentos; por ejemplo, la diferencia en el factor de capacidad asumido (85 % frente a 92 %) de las centrales nucleares, así como en el factor de las fechas de puesta en servicio (2020 frente a 2025).
               
            3.2.   POSICIÓN DE HUNGRÍA CON RELACIÓN A LA POSIBLE COMPATIBILIDAD DE LA MEDIDA CON EL MERCADO INTERIOR
      
      
                  (83)
               
               
                  A pesar de que en su respuesta a la Decisión de incoación Hungría hizo énfasis en el hecho de que la medida no implicaba ayuda estatal, presentó sus observaciones relativas a las inquietudes planteadas por la Comisión con respecto a la posible compatibilidad de la medida con el mercado interior, manifestada en la Decisión de incoación, para el caso de que la Comisión concluyese que existía ayuda estatal.
               
            3.2.1.   POSICIÓN CON RESPECTO AL OBJETIVO DE INTERÉS COMÚN
      
                  (84)
               
               
                  En su respuesta a la Decisión de incoación, Hungría planteó varias consideraciones de política relevantes desde su punto de vista para definir el objetivo de interés común basándose en lo siguiente:
                  
                              a)
                           
                           
                              política energética de Hungría;
                           
                        
                              b)
                           
                           
                              objetivos del Tratado Euratom (39);
                           
                        
                              c)
                           
                           
                              brecha en la futura capacidad instalada;
                           
                        
                              d)
                           
                           
                              diversificación de las fuentes de energía;
                           
                        
                              e)
                           
                           
                              descarbonización;
                           
                        
                              f)
                           
                           
                              creación de empleo;
                           
                        
                              g)
                           
                           
                              precio asequible.
                           
                        
            
                  (85)
               
               
                  Hungría enfatizo el hecho de que, con arreglo al artículo 194, apartado 2, del TFUE, cada Estado miembro tiene derecho a elegir su combinación de fuentes de energía y se remitió a su Estrategia Nacional de Energía para 2030 (véase el considerando 20), que establece un itinerario basado en la energía nuclear, el carbón y las energías renovables como estrategia energética a medio plazo para el país.
               
            
                  (86)
               
               
                  Hungría menciona también el artículo 2, letra c), del Tratado Euratom, que dispone que los Estados miembros deberán facilitar las inversiones y garantizar el establecimiento de las instalaciones básicas necesarias para el desarrollo de la energía nuclear en la Comunidad Euratom. Hungría subraya que las disposiciones del Tratado Euratom, que vincula a cada uno de los Estados miembros signatarios, deben entenderse como un objetivo común de la Unión.
               
            
                  (87)
               
               
                  Por otra parte, Hungría explica que, según previsiones del GRT, para 2030 se prevé un crecimiento de aproximadamente el 4 % de la demanda eléctrica, principalmente a consecuencia de la electrificación propuesta de los sistemas húngaros de transporte, industrial y de calefacción. Ese mismo estudio del GRT llega a la conclusión de que muchas de las centrales de carbón y gas más antiguas existentes en Hungría se están quedando obsoletas y su cierre está previsto para 2030. El análisis constató asimismo que en ese mismo plazo está previsto que entre en funcionamiento la escasa capacidad de nueva instalación. Esto provocará una disminución prevista del 32 % de la capacidad existente y, según Hungría, la construcción de Paks II supondrá una respuesta bien enfocada a la brecha prevista en la capacidad de producción futura.
               
            
                  (88)
               
               
                  Por otra parte, Hungría subraya que su dependencia de la importación de gas es superior al promedio de la Europa de los Veintiocho. Más del 95 % del gas utilizado en Hungría es de importación y procede principalmente de Rusia. Según alega, de no incluir la nuclear en su combinación de fuentes de energía, la dependencia de Hungría del petróleo o del gas aumentaría de forma significativa. Esto sería así especialmente tras la eliminación progresiva de los reactores de Paks actualmente operativas, en caso de que otras instalaciones de producción de electricidad adicionales tuvieran que emplear estos combustibles para cubrir la futura brecha en el conjunto de la capacidad instalada nacional descrita en el considerando 50. Por consiguiente, Hungría considera que la medida contribuiría a la diversidad en la combinación de fuentes de energía, así como a la seguridad del suministro de energía del país.
               
            
                  (89)
               
               
                  Según Hungría, el proyecto contribuirá a los objetivos de la Unión de reducir los gases de efecto invernadero para 2020, puesto que la fisión nuclear se considera una fuente de energía con baja emisión de carbono. Las autoridades húngaras argumentan que la ubicación topográfica y geográfica del país no permite recurrir a parques eólicos marinos ni a centrales hidroeléctricas. Las opciones de producción de electricidad renovable que quedan son los parques eólicos en tierra, la energía solar y la biomasa, aunque la implantación de estas tecnologías no sería suficiente para cubrir la brecha de capacidad futura prevista ya mencionada en el considerando 50 en caso de que no se prevea la producción adicional de energía nuclear. Por consiguiente, según Hungría el proyecto contribuye al objetivo de la descarbonización.
               
            
                  (90)
               
               
                  Las autoridades húngaras alegan que el proyecto generará un cuantioso número de puestos de trabajo (tanto durante la construcción como después de esta). Esto cobra una especial importancia si se tiene en cuenta la ubicación geográfica de la central de Paks II, en una región NUTS 2, cuyo PIB per cápita es inferior al 45 % de la media de la UE. Por tanto, Hungría considera que la aplicación del proyecto contribuiría al objetivo de crecimiento y a la creación de numerosos puestos de trabajo en diversos sectores.
               
            
                  (91)
               
               
                  Por último, Hungría sostiene que la inversión en nueva capacidad de producción nuclear se traducirá directamente en un descenso de los precios de la electricidad tanto para la industria como para los consumidores, lo cual es acorde con el objetivo de asequibilidad de los servicios para el conjunto de la UE. Además, según Hungría el hecho de que no se vaya a prestar apoyo a Paks II durante su funcionamiento respalda el argumento de la asequibilidad.
               
            3.2.2.   POSICIÓN SOBRE LA NECESIDAD DE LA MEDIDA
      
                  (92)
               
               
                  Según explica Hungría, habida cuenta de la brecha de producción cada vez mayor a la que se enfrenta, es necesaria una inversión importante en capacidad de producción, cuyo tamaño deberá ser mayor que los proyectos actualmente en construcción o desarrollo.
               
            
                  (93)
               
               
                  Por estos motivos Hungría recurrió a NERA Economic Consulting para que se encargase de analizar el desarrollo de los mercados de electricidad de Hungría y sus países vecinos, así como la definición de mercado adecuada para cuando entre en funcionamiento el proyecto Paks II («estudio NERA»). Según sugiere este estudio, la construcción de los nuevos reactores 5 y 6 en Paks II podría ser preferible desde el punto de vista comercial a otros tipos de inversiones en producción de energía basados en las condiciones del mercado húngaro, como una capacidad similar proporcionada por las turbinas de gas de ciclo abierto («TGCA») y las turbinas de gas de ciclo combinado («TGCC»). Hungría extrae la conclusión de que, por lo tanto, no existe ningún supuesto posible que cumpla los objetivos de la política.
               
            3.2.3.   POSICIÓN SOBRE LA PROPORCIONALIDAD DE LA MEDIDA
      
                  (94)
               
               
                  Hungría reitera que prevé que la inversión en la central nuclear de Paks II se verá totalmente compensada gracias a la revalorización del capital y a los dividendos.
               
            
                  (95)
               
               
                  Además, en su comunicación de 28 de julio de 2016, al tiempo que sostenía que el proyecto no implicaría ayuda estatal y que era acorde al PIEM, Hungría proporcionó información adicional en respuesta a las inquietudes planteadas en la sección 3.3.6 de la Decisión de incoación, relativas a la proporcionalidad en caso de que la Comisión considerase que podría detectarse ayuda estatal en el proyecto notificado.
               
            
                  (96)
               
               
                  Con arreglo a su comunicación, Hungría asegura que Paks II únicamente destinará la totalidad de los beneficios obtenidos de la actividad de los reactores 5 y 6 a los fines siguientes:
                  
                              a)
                           
                           
                              el proyecto Paks II, que se define como el desarrollo, la financiación, la construcción, la puesta en servicio, la explotación y mantenimiento, el reacondicionamiento, la gestión de residuos y el desmantelamiento de los dos nuevos reactores 5 y 6 VVER en Paks. Los beneficios no se destinarán a financiar inversiones en actividades no incluidas en el ámbito de aplicación del proyecto.
                           
                        
                              b)
                           
                           
                              el pago de los beneficios al Estado húngaro (por ejemplo, mediante dividendos).
                           
                        
            
                  (97)
               
               
                  Hungría confirmó asimismo que Paks II deberá abstenerse de (re)invertir en la ampliación de su propia capacidad o de su vida útil, así como en la instalación de capacidad adicional de producción que no sean los reactores 5 y 6. En caso de que se hiciese esta nueva inversión, Hungría debería notificarlo a la Comisión para obtener una autorización de ayuda estatal independiente.
               
            3.2.4.   POSTURA CON RESPECTO AL EFECTO DE LA MEDIDA SOBRE EL MERCADO INTERIOR
      
                  (98)
               
               
                  Las autoridades húngaras plantearon que en caso de producirse cualquier efecto falseador, este vería limitada su duración al período de solapamiento entre la eliminación progresiva de los reactores existentes en Paks y la entrada en funcionamiento de los dos nuevos reactores de Paks II. Hungría considera que no es razonable asumir que la vida útil de Paks podría superar los 50 años, por lo que el período de solapamiento sería muy corto.
               
            
                  (99)
               
               
                  Por otra parte, desde el punto de vista de Hungría, el período de solapamiento es necesario y razonable si se tiene en cuenta la necesidad de que Paks II esté operativa en el momento en que Paks se acerque al final de la ampliación de su vida útil, y que el desarrollo de Paks II y su puesta en servicio pueden sufrir demoras a consecuencia de la complejidad técnica que implica la puesta en servicio de una nueva central nuclear, así como de factores externos ajenos al control de las partes (por ejemplo, cambios en la legislación, requisitos de seguridad, marco reglamentario). Hungría planteó también que algunos reactores dotados de tecnología VVER de generación III y III+ sufren demoras con respecto al plazo de construcción previsto de Paks II, o se espera que las sufran, tal como se indica en el siguiente cuadro 3.
                  
                     Cuadro 3
                  
                  
                     Retrasos acumulados en la construcción de reactores VVER de generación III y III+
                  
                  
                              
                                 Emplazamiento (país)
                              
                           
                           
                              
                                 Retraso (años)
                              
                           
                           
                              
                                 Estado
                              
                           
                        
                              Kudankulam — 1 (India)
                           
                           
                              +5,8 
                           
                           
                              finalizado
                           
                        
                              Kudankulam — 2 (India)
                           
                           
                              +7,0 
                           
                           
                              en curso
                           
                        
                              Novovoronezh II — 1 (Rusia)
                           
                           
                              +1,5 
                           
                           
                              finalizado
                           
                        
                              Novovoronezh II — 2 (Rusia)
                           
                           
                              +2,5 
                           
                           
                              en curso
                           
                        
                              Leningrado II — 1 (Rusia)
                           
                           
                              +2,0 
                           
                           
                              en curso
                           
                        
                              Leningrado II — 2 (Rusia)
                           
                           
                              +2,5 
                           
                           
                              en curso
                           
                        
                              
                                          
                                             Fuente:
                                          
                                       
                                       
                                          autoridades húngaras.
                                       
                                    
                        
            
                  (100)
               
               
                  Además, Hungría subraya que Paks y los dos nuevos reactores de Paks II son propiedad de entidades distintas que funcionan de forma independiente, y que el Grupo MVM no tiene relación alguna con el proyecto Paks II ni con Paks II. Asimismo sostiene que, de considerase una concentración entre Paks II y el Grupo MVM, dicha concentración quedaría sujeta a las normas sobre el control de concentraciones.
               
            
                  (101)
               
               
                  Según Hungría, el hecho de que las dos empresas sean públicas en principio no cuestiona su autonomía comercial. Por el contrario, puede demostrarse que las empresas son independientes entre sí al contar cada una de ellas con facultades independientes para la toma de decisiones.
               
            
                  (102)
               
               
                  Hungría afirma que el Grupo MVM y Paks II son independientes y no están relacionados por las siguientes razones:
                  
                              a)
                           
                           
                              están gestionados por distintos ministerios (el Grupo MVM por el Ministerio de Desarrollo Nacional a través de Hungarian National Asset Management Inc. y Paks II a través de la Oficina del Primer Ministro);
                           
                        
                              b)
                           
                           
                              en el consejo de administración gobierno de ambas empresas no existen cargos directivos compartidos ni comunes;
                           
                        
                              c)
                           
                           
                              existen salvaguardias que impiden el intercambio de información comercial sensible y confidencial entre las empresas;
                           
                        
                              d)
                           
                           
                              los poderes de toma de decisiones de ambas empresas son independientes y están diferenciados entre sí.
                           
                        
            
                  (103)
               
               
                  Hungría critica las conclusiones de la Comisión que recoge la Decisión de incoación relativas al cálculo de la cuota del Grupo MVM en el mercado húngaro de abastecimiento eléctrico. Hungría sostiene que la cuota de mercado no se examinó en comparación con la de otros productores presentes en el mercado húngaro y que la cuota del Grupo MVM se calculó teniendo en cuenta únicamente la electricidad producida en el país, excluyendo las importaciones.
               
            
                  (104)
               
               
                  Basándose en el estudio NERA, Hungría defiende que cualquier posible falseamiento de la competencia debe ser interpretado en un contexto de mercado mayor que el Estado húngaro. En su evaluación del mercado el estudio NERA tiene en cuenta los parámetros siguientes:
                  
                              a)
                           
                           
                              capacidades de producción y capacidades técnicas existentes (por ejemplo, eficiencias, costes de puesta en marcha);
                           
                        
                              b)
                           
                           
                              compromisos de expansión de la capacidad de producción (por ejemplo, central en construcción y nueva energía de fuentes renovables);
                           
                        
                              c)
                           
                           
                              compromisos de cierre de instalaciones existentes (por ejemplo, debido a la Directiva 2001/80/CE);
                           
                        
                              d)
                           
                           
                              capacidades de interconexión;
                           
                        
                              e)
                           
                           
                              combustible utilizado para la producción, CO2 y costes variables de funcionamiento y mantenimiento;
                           
                        
                              f)
                           
                           
                              costes fijos de funcionamiento y mantenimiento que se evitarían en caso de parada de la instalación;
                           
                        
                              g)
                           
                           
                              costes de nueva entrada en servicio.
                           
                        
            
                  (105)
               
               
                  El argumento que justifica que el mercado que debe evaluarse no se limita a Hungría, sino que es mayor, se basa en que las importaciones electricidad de países vecinos supusieron el 31,4 % del consumo eléctrico húngaro en 2014. Hungría sostiene asimismo que este elevado nivel de interconexión con los países vecinos aumentará todavía más con las nuevas interconexiones que entrarán en funcionamiento entre 2016 y 2021 con Eslovaquia (2×400 kV y 1×400 kV) y Eslovenia (1×400 kV). En su comunicación de 16 de enero de 2017, Hungría aportada más datos sobre los próximos proyectos de líneas de transporte transfronterizas, según los cuales se construirá otra interconexión de 2×400 kV con Eslovaquia para 2029 y para 2030 una de 1×400 kV con Rumanía. Las capacidades totales de interconexión previstas para las importaciones y las exportaciones se recogen en los cuadros 4 y 5.
                  
                     Cuadro 4
                  
                  
                     Proyecciones de la REGRT de Electricidad sobre las capacidades de interconexión instaladas en Hungría para la importación
                  
                  
                               
                           
                           
                              Austria
                           
                           
                              Slovakia
                           
                           
                              Romania
                           
                           
                              Croatia
                           
                           
                              Serbia
                           
                           
                              Ukraine (*2)
                              
                           
                           
                              Slovenia (*3)
                              
                           
                           
                              Total
                           
                        
                              2015
                           
                           
                              600
                           
                           
                              800
                           
                           
                              1 000 
                           
                           
                              1 200 
                           
                           
                              1 000 
                           
                           
                              450
                           
                           
                              0
                           
                           
                              5 050 
                           
                        
                              2016
                           
                           
                              720
                           
                           
                              1 040 
                           
                           
                              1 080 
                           
                           
                              1 360 
                           
                           
                              920
                           
                           
                              450
                           
                           
                              400
                           
                           
                              5 970 
                           
                        
                              2017
                           
                           
                              840
                           
                           
                              1 280 
                           
                           
                              1 160 
                           
                           
                              1 520 
                           
                           
                              840
                           
                           
                              450
                           
                           
                              800
                           
                           
                              6 890 
                           
                        
                              2018
                           
                           
                              960
                           
                           
                              1 520 
                           
                           
                              1 240 
                           
                           
                              1 680 
                           
                           
                              760
                           
                           
                              450
                           
                           
                              1 200 
                           
                           
                              7 810 
                           
                        
                              2019
                           
                           
                              1 080 
                           
                           
                              1 760 
                           
                           
                              1 320 
                           
                           
                              1 840 
                           
                           
                              680
                           
                           
                              450
                           
                           
                              1 600 
                           
                           
                              8 730 
                           
                        
                              2020
                           
                           
                              1 200 
                           
                           
                              2 000 
                           
                           
                              1 400 
                           
                           
                              2 000 
                           
                           
                              600
                           
                           
                              450
                           
                           
                              2 000 
                           
                           
                              9 650 
                           
                        
                              2021
                           
                           
                              1 200 
                           
                           
                              2 000 
                           
                           
                              1 400 
                           
                           
                              2 000 
                           
                           
                              600
                           
                           
                              450
                           
                           
                              2 000 
                           
                           
                              9 650 
                           
                        
                              …
                           
                           
                               
                           
                           
                               
                           
                           
                               
                           
                           
                               
                           
                           
                               
                           
                           
                               
                           
                           
                               
                           
                           
                               
                           
                        
                              2030
                           
                           
                              1 200 
                           
                           
                              2 000 
                           
                           
                              1 400 
                           
                           
                              2 000 
                           
                           
                              600
                           
                           
                              450
                           
                           
                              2 000 
                           
                           
                              9 650 
                           
                        
                        
                     Cuadro 5
                  
                  
                     Proyecciones de la REGRT de Electricidad sobre las capacidades de interconexión instaladas en Hungría para la exportación
                  
                  
                               
                           
                           
                              Austria
                           
                           
                              Slovakia
                           
                           
                              Romania
                           
                           
                              Croatia
                           
                           
                              Serbia
                           
                           
                              Ukraine (*4)
                              
                           
                           
                              Slovenia (*5)
                              
                           
                           
                              Total
                           
                        
                              2015
                           
                           
                              600
                           
                           
                              800
                           
                           
                              1 000 
                           
                           
                              1 200 
                           
                           
                              1 000 
                           
                           
                              450
                           
                           
                              0
                           
                           
                              5 050 
                           
                        
                              2016
                           
                           
                              640
                           
                           
                              1 040 
                           
                           
                              1 060 
                           
                           
                              1 360 
                           
                           
                              920
                           
                           
                              450
                           
                           
                              340
                           
                           
                              5 810 
                           
                        
                              2017
                           
                           
                              680
                           
                           
                              1 280 
                           
                           
                              1 120 
                           
                           
                              1 520 
                           
                           
                              840
                           
                           
                              450
                           
                           
                              680
                           
                           
                              6 570 
                           
                        
                              2018
                           
                           
                              720
                           
                           
                              1 520 
                           
                           
                              1 180 
                           
                           
                              1 680 
                           
                           
                              760
                           
                           
                              450
                           
                           
                              1 020 
                           
                           
                              7 330 
                           
                        
                              2019
                           
                           
                              760
                           
                           
                              1 760 
                           
                           
                              1 240 
                           
                           
                              1 840 
                           
                           
                              680
                           
                           
                              450
                           
                           
                              1 360 
                           
                           
                              8 090 
                           
                        
                              2020
                           
                           
                              800
                           
                           
                              2 000 
                           
                           
                              1 300 
                           
                           
                              2 000 
                           
                           
                              600
                           
                           
                              450
                           
                           
                              1 700 
                           
                           
                              8 850 
                           
                        
                              2021
                           
                           
                              800
                           
                           
                              2 000 
                           
                           
                              1 300 
                           
                           
                              2 000 
                           
                           
                              600
                           
                           
                              450
                           
                           
                              1 700 
                           
                           
                              8 850 
                           
                        
                              …
                           
                           
                               
                           
                           
                               
                           
                           
                               
                           
                           
                               
                           
                           
                               
                           
                           
                               
                           
                           
                               
                           
                           
                               
                           
                        
                              2030
                           
                           
                              800
                           
                           
                              2 000 
                           
                           
                              1 300 
                           
                           
                              2 000 
                           
                           
                              600
                           
                           
                              450
                           
                           
                              1 700 
                           
                           
                              8 850 
                           
                        
                        
            
                  (106)
               
               
                  En el estudio también se hace referencia a una fructífera asociación de mercados de abastecimiento de energía con Eslovaquia, Chequia y Rumanía, así como a las propuestas de la REGRT de Electricidad publicadas en octubre de 2015, que definían a Hungría como parte de una única región de capacidad coordinada de Europa Central y Oriental con varios países con los que todavía no cuenta con acuerdos de asociación, incluidos Austria, Alemania y Polonia (40). Hungría sostiene que, en comparación con otros Estados miembros, ya es un mercado de electricidad muy integrado dentro de la Unión Europea, puesto que su capacidad de interconexión es de aproximadamente el 75 % del total de su capacidad de producción interior instalada, es decir, aproximadamente ocho veces más que el objetivo de la UE para los Estados miembros para 2020 y cinco veces más que dicho objetivo para 2030. Desde el punto de vista de Hungría este motivo es suficiente para considerar posibles falseamientos de la competencia a mayor escala.
               
            
                  (107)
               
               
                  En lo que se refiere a la implantación de tecnologías nuevas tanto en la situación de hecho como en caso de no contar con Paks II, el estudio NERA considera a las TGCC o las TGCA como tecnologías entrantes, al tiempo que asume que es poco probable que se produzca la incorporación o la salida de otras tecnologías —como las energías renovables, el carbón y la energía nuclear— únicamente por causas económicas por las razones siguientes:
                  
                              a)
                           
                           
                              Tanto en la actualidad como históricamente, las decisiones sobre la incorporación de centrales de energía renovable han dependido sobre todo de programas de ayudas estatales y no de los precios del mercado. Por lo tanto, los modelos que simulan las variables fundamentales del mercado son incapaces de determinar si en la práctica se producirá la incorporación o el cierre de una central de energía renovable.
                           
                        
                              b)
                           
                           
                              Debido a la preocupación por el cambio climático, actualmente la instalación en la UE de centrales de carbón y lignito de nueva construcción sin un sistema de reducción de emisiones es muy polémica, y muchos proyectos son cuestionados mediante procedimientos ante las autoridades competentes o procesos judiciales. Por lo tanto, ya no está claro en qué medida son viables en la UE los proyectos de nueva construcción.
                           
                        
                              c)
                           
                           
                              El desarrollo de una central nuclear de nueva construcción en la UE también depende de una estrategia energética que engloba a la energía nuclear y exige una importante interrelación entre el Gobierno y las autoridades reguladoras en el proceso tanto de planificación como de concesión de permisos. En el caso de una central nuclear, la planificación del desarrollo constituye una empresa mucho mayor que en el caso de las TGCC y las TGCA de gas, y su resultado depende en mayor medida de las políticas nacionales y del criterio de las autoridades reguladoras. Por lo tanto, se asume que no se va construir ninguna otra central nuclear, salvo en aquellos países que ya cuentan con políticas favorables a esta energía y únicamente aquellos proyectos activos que ya están en proceso de construcción o cuentan con un contrato EPC vigente.
                           
                        
            
                  (108)
               
               
                  El estudio NERA muestra que en la situación de hecho (construcción de Paks II) pueden extraerse las conclusiones siguientes:
                  
                              a)
                           
                           
                              se prevé que la demanda de electricidad crecerá de forma significativa en Hungría hasta 2040;
                           
                        
                              b)
                           
                           
                              actualmente Hungría presenta un déficit de abastecimiento y se ve obligada a importar cantidades significativas de electricidad. Este déficit es todavía mayor para el período entre 2015 y 2025;
                           
                        
                              c)
                           
                           
                              pese a que la entrada en servicio de Paks II está prevista para 2025, Hungría mantiene su posición de importador neto durante todo el período de solapamiento con los reactores de Paks actualmente en funcionamiento, y después de esa fecha nuevamente vuelve aumentar su dependencia de las importaciones;
                           
                        
                              d)
                           
                           
                              según las previsiones de la REGRT de Electricidad, los recursos renovables aumentan en Hungría durante los primeros años de la situación de hecho, y alcanzan el objetivo de que en 2020 las energías renovables supongan el 10,9 % de la electricidad consumida, adoptado en su Plan Nacional de Energías Renovables.
                           
                        
                     Gráfico 7
                  
                  
                     Previsión de potencia por tecnología y en función de la demanda nacional hasta 2040 (situación de hecho)
                  
                  
                              
                                 Fuente:
                              
                           
                           estudio NERA.
                        
            
                  (109)
               
               
                  Como ya se ha explicado en el anterior considerando 93, el estudio NERA reitera que, en caso de no construirse Paks II, la capacidad similar preferible desde el punto de vista comercial con respecto a otros tipos de inversiones de producción de energía con arreglo a las condiciones del mercado húngaro se proporcionaría mediante TGCA y TGCC. Según el estudio NERA, a pesar de sustituir la mayor parte de la capacidad de la central de Paks II por nueva capacidad de gas en Hungría, el país sigue siendo muy dependiente de las importaciones de electricidad durante todo el período al que corresponde el modelo en la hipótesis de contraste que se basa en la utilización de gas (véase el gráfico 8).
                  
                     Gráfico 8
                  
                  
                     Previsión de potencia por tecnología y en función de la demanda nacional hasta 2040 (hipótesis de contraste)
                  
                  
                              
                                 Fuente:
                              
                           
                           estudio NERA.
                        
            
                  (110)
               
               
                  Además, Hungría afirma que, debido a la fuerte convergencia entre los precios de su mercado y los de los países vecinos, es probable que sus competidores puedan cubrir su riesgo negociando con la electricidad en mercados vecinos, sin necesidad de negociar directamente con la electricidad húngara. Según Hungría, basándose en el modelo desarrollado en el estudio NERA, el precio de la electricidad de carga de base en el mercado de la región sería el mismo en la hipótesis de contraste (véase el gráfico 9).
                  
                     Gráfico 9
                  
                  
                     Diferencia de los precios de carga de base en Hungría entre la hipótesis de base y la hipótesis de contraste
                  
                  
                              
                                 Fuente:
                              
                           
                           estudio NERA.
                        
            
                  (111)
               
               
                  Hungría subraya que ha evaluado los posibles efectos de Paks II en un contexto de mercado más amplio. Basándose en el estudio NERA, argumenta que, dado que Eslovaquia es el menor de los mercados vecinos con los que actualmente está asociada Hungría, los posibles efectos de Paks II se dejarían sentir especialmente en dicho país. Según alega, la presencia de Paks II en este mercado asociado se mantendría en torno al 20 % hasta 2040.
               
            
                  (112)
               
               
                  En el estudio NERA también se analiza la posibilidad de un mercado asociado mayor (Hungría + Eslovaquia + Rumanía), argumentando que se trata de mercados vecinos directos con los que está asociada actualmente Hungría. Basándose en esto, Hungría sostiene que incluso las cuotas de mercado del Grupo MVM y de Paks II (de entre el 10 y el 20 %) agrupadas en el mercado asociado formado por Hungría + Eslovaquia + Rumanía se situarían muy por debajo del umbral que indica la posibilidad de una posición dominante (véase el gráfico 10).
                  
                     Gráfico 10
                  
                  
                     Cuotas de mercado del Grupo MVM y de Paks II agrupadas por producción (MWh) en los mercados de Hungría + Eslovaquia + Rumanía
                  
                  
                              
                                 Fuente:
                              
                           
                           estudio NERA.
                        
            
                  (113)
               
               
                  Además, Hungría subraya que, tanto en verano como en invierno, la tecnología empleada para fijar los precios sería la de las centrales eléctricas de carbón y lignito, con costes marginales superiores a los de Paks II, por lo que cabe esperar que Paks II siga siendo un agente económico sin influencia en los precios y no un creador de precios, incluso durante el período de solapamiento de Paks y Paks II, en el que la probabilidad de que la energía nuclear sea la tecnología empleada para determinar los precios será muy inferior al 5 % en todas las horas (véase el gráfico 11).
                  
                     Gráfico 11
                  
                  
                     Combustible que determina el precio en el mercado eléctrico húngaro
                  
                  
                              
                                 Fuente:
                              
                           
                           estudio NERA.
                        
            
                  (114)
               
               
                  Asimismo, en contra de las conclusiones de la Comisión recogidas en el considerando 144) de la Decisión de incoación, Hungría asegura que la central nuclear de Paks II no generará ningún riesgo de liquidez en el mercado mayorista al limitar el número de ofertas de abastecimiento. Según sostiene, como instalación de producción independiente, la nueva central eléctrica debería contribuir a mejorar la liquidez y la diversidad del abastecimiento de producción eléctrica. Hungría señala además que en la actualidad Paks II no cuenta con una base de clientes a la que venderle directamente la electricidad sin negociar en el mercado.
               
            
                  (115)
               
               
                  Hungría se basa en una serie de argumentos presentados por el Reino Unido en el asunto Hinkley Point C (41) sobre un posible falseamiento de la competencia y manifiesta que también se aplicarían a Paks II. Dichos argumentos son los que se exponen a continuación:
                  
                              a)
                           
                           
                              la medida conservaría la exposición del beneficiario a las fuerzas del mercado y otros incentivos para competir en el mercado mayorista de energía eléctrica. Hungría mantiene este argumento y añade que no ofrecería apoyo operativo a Paks II mediante contratos por diferencias;
                           
                        
                              b)
                           
                           
                              la medida no tendría ningún efecto significativo sobre los flujos de interconexión y los incentivos para invertir en dichas interconexiones con países vecinos. Hungría reitera que el mercado eléctrico húngaro ya está bien interconectado y que existen cuatro proyectos de interconexión en desarrollo;
                           
                        
                              c)
                           
                           
                              la medida no incidiría en las diferencias de precios entre Hungría y los mercados vecinos que actualmente se encuentran enlazados mediante interconexiones.
                           
                        
            
                  (116)
               
               
                  Además, en su comunicación de 28 de julio de 2016, Hungría aportó información adicional en respuesta a las inquietudes planteadas por la Comisión en la sección 3.3.7 de la Decisión de incoación relativas al sopesamiento general de cualquier efecto falseador de la medida sobre el mercado interior en caso de que la Comisión considerase que la medida podría suponer una ayuda estatal.
               
            
                  (117)
               
               
                  En su comunicación, Hungría asegura que Paks II, sus sucesoras y filiales serán plenamente independientes desde el punto de vista legal y estructural, tendrán poder de decisión autónomo con arreglo a lo dispuesto en los apartados 52 y 53 de la Comunicación sobre cuestiones jurisdiccionales relativa al control de las concentraciones (42), y se mantendrán, gestionarán y funcionarán de forma independiente y sin conexión con el Grupo MVM y todos sus negocios, sus sucesoras y filiales, así como con otras empresas controladas por el Estado activas en la producción y la venta mayorista o minorista de energía.
               
            
                  (118)
               
               
                  Por otra parte, en lo que se refiere a la venta de electricidad procedente de Paks II, en esa misma comunicación Hungría deja claro que la estrategia de negociación de la potencia de salida de Paks II será una estrategia de optimización de los beneficios comerciales en condiciones igualdad aplicada por medio de acuerdos comerciales celebrados mediante ofertas compensadas en una bolsa o plataforma de negociación transparente. Asimismo, Hungría afirma que la estrategia de negociación de la potencia de salida (excluido el consumo propio de Paks II) deberá diseñarse de la forma siguiente:
                  
                              a)
                           
                           
                              Nivel 1. Paks II deberá vender al menos el 30 % de su producción total de electricidad en los mercados diario, intradiario y de futuros de la Hungarian Power Exchange (HUPX). Podrá recurrirse a otras bolsas de electricidad similares con el acuerdo o el consentimiento previo de los servicios de la Comisión, que deberá ser otorgado o denegado en el plazo de dos semanas contadas a partir de la solicitud por parte de las autoridades húngaras.
                           
                        
                              b)
                           
                           
                              Nivel 2. El resto de la producción total de electricidad de Paks II deberá ser vendida por esta mediante subasta con arreglo a condiciones objetivas, transparentes y no discriminatorias. El regulador húngaro de la energía se encargará de determinar las condiciones de dichas subastas, que serán similares a los requisitos de subasta impuestos a MVM Partner (decisión 741/2011 del regulador húngaro). Hungría confirma que el regulador húngaro de la energía deberá supervisar también el desarrollo de dichas subastas. Hungría confirmó asimismo que la plataforma de subasta de este nivel 2 estará operada por Paks II y se garantizará que tanto la oferta como la demanda estén a disposición de todos los operadores con licencia o registrados en condiciones de igualdad y con las mismas condiciones de mercado. Hungría se compromete a que el sistema de compensación de ofertas será verificable y transparente, y a que no se impondrán restricciones al uso final de la electricidad adquirida.
                           
                        
            3.3.   OBSERVACIONES ADICIONALES PLANTEADAS POR HUNGRÍA EN RESPUESTA A LA DECISIÓN DE INCOACIÓN
      
      
                  (119)
               
               
                  Hungría declara que, en la medida en que el proyecto se incluye en el ámbito de aplicación del Tratado Euratom (por ejemplo, el artículo 41 y el anexo II, los artículos 52 a 66 y el artículo 103), el Gobierno de Hungría no considera que el TFUE, y en particular las normas sobre ayudas estatales recogidas en los artículos 107 y 108 del TFUE, le sean de aplicación. Alega que el Tratado Euratom constituye lex specialis con respecto al TFUE. Por consiguiente, en caso de que el ejercicio de las competencias con arreglo al Tratado Euratom se viese impedido por el ejercicio de las competencias derivadas del TFUE, prevalecerán las disposiciones establecidas en el primero. A fin de respaldar dicha afirmación, Hungría se basa en la Decisión de la Comisión Kernkraftwerke en el asunto Lippe-Ems GmbH (43).
               
            
                  (120)
               
               
                  Hungría observa que, aunque el Tratado Euratom no establece una serie de normas concretas relativas a las ayudas estatales, el artículo 6, letra d), y el artículo 70 de dicho Tratado ilustran que no existe una prohibición general contra las ayudas estatales, y que en casos concretos se promueve que los Estados miembros otorguen subvenciones.
               
            
                  (121)
               
               
                  Hungría destaca que la financiación del proyecto en el sector nuclear deberá estar sujeta a una obligación de notificación con arreglo al artículo 43 del Tratado Euratom. Alega además que, con arreglo al Reglamento (CE) n.o 1209/2000 de la Comisión (44), en caso de que exista algún proyecto nuevo, el Estado miembro en cuestión deberá facilitar datos sobre los métodos de financiación. Hungría sostiene haber facilitado toda la información necesaria con arreglo a los artículos 41 y 43 del Tratado Euratom y, dado que el contrato de suministro de combustible (45) fue aprobado en abril de 2015 por la Agencia de Abastecimiento de Euratom, Hungría considera que la Comisión no podría afirmar ahora que la financiación del proyecto podría ser ilegal.
               
            
                  (122)
               
               
                  Hungría compara el Tratado Euratom con el Tratado CECA basándose en que ambos son de carácter sectorial y argumenta que este último contiene una prohibición de mucho mayor alcance en lo referente a la ayuda estatal que, en la práctica, es acorde a lo dispuesto en el artículo 107 del TFUE en virtud de los artículos 67 y 95 del Tratado CECA. Según Hungría, al aplicar las normas sobre ayuda estatal establecidas en el TFUE, la Comisión habría tergiversado el objetivo regulador que perseguían quienes redactaron el Tratado Euratom, en el que no se incluye ninguna disposición específica sobre las ayudas estatales.
               
            
                  (123)
               
               
                  Hungría manifiesta además que ninguna otra inversión de capital en la construcción de una central nuclear en la Unión ha sido objeto jamás de investigación por parte de la Comisión por una ayuda estatal, incluidas las de Flamanville o Hanhikivi. Desde el punto de vista de Hungría, la inversión en Hinkley Point C únicamente fue objeto de escrutinio por ayuda estatal debido a sus características financieras específicas (como una garantía de crédito del Estado y el contrato por diferencias) a diferencia de otras inversiones en Europa.
               
            4.   OBSERVACIONES DE LAS PARTES INTERESADAS
      
      4.1.   OBSERVACIONES SOBRE LA EXISTENCIA DE AYUDA
      
      
                  (124)
               
               
                  Las observaciones recibidas por la Comisión de los terceros que se detallan a continuación recogían análisis e información cuantitativa relativa a la existencia de medidas:
                  
                              —
                           
                           
                              Comunicación del diputado húngaro al Parlamento Europeo, D. Benedek Jávor («comunicación Jávor»),
                           
                        
                              —
                           
                           
                              Comunicación de Greenpeace («comunicación GP») incluido un estudio elaborado por sus asesores económicos, Candole Partners («estudio Candole») (46),
                           
                        
                              —
                           
                           
                              Comunicación de EnergiaKlub («comunicación EK»), incluido un estudio elaborado por Balazs Felsmann («estudio Felsmann») (47).
                           
                        
            
         Comunicación Jávor
      
      
                  (125)
               
               
                  La comunicación Jávor se concentra en los costes para la propietario, que son aquellos no incluidos en el contrato EPC (véase la sección 2.5.2 de la presente Decisión), y afirma que estos costes pueden haberse subestimado en gran medida. En concreto, la comunicación plantea las siguientes alegaciones:
                  
                              a)
                           
                           
                              Dado que el contrato EPC de Paks II se basó en el «diseño de Leningradskaya» (48), es razonable considerar que será necesario hacer una inversión adicional en seguridad de al menos 1 000 millones EUR.
                           
                        
                              b)
                           
                           
                              El sistema de refrigeración mediante agua dulce no es suficiente para enfriar el agua en caso de que Paks y Paks II funcionen de forma paralela durante los días cálidos de verano. Esto supondría una carga adicional para el medio ambiente y requeriría invertir en un sistema de refrigeración basado en una torre de refrigeración más eficiente, que es aproximadamente un 40 % más cara que un sistema de refrigeración directa.
                           
                        
                              c)
                           
                           
                              Es poco probable que el importe que se prevé depositar en el Fondo Nuclear Central sea suficiente para el almacenamiento de residuos radiactivos y el desmantelamiento. En particular, el almacenamiento provisional, el depósito definitivo de residuos nucleares y el desmantelamiento costarían 150 millones EUR, 1 540 millones EUR y 1 734 millones EUR, respectivamente.
                           
                        
                              d)
                           
                           
                              El coste de la actualización de la red necesaria para la integración de los nuevos bloques de la central nuclear, incluidas las inversiones tanto en el sistema de cable de 400 kV como en el cable auxiliar de alta tensión de 120 kV, puede ascender incluso a 1 600 millones EUR.
                           
                        
                              e)
                           
                           
                              El coste de las inversiones necesarias para cumplir con la actual normativa aplicable a la red, tanto en lo que se refiere a una central eléctrica de acumulación por bombeo, como a instalaciones de producción adicionales que proporcionen las reservas de seguridad —que, tal como exige la ley, deben equivaler a la mayor instalación nacional de producción de electricidad—, ascendería a 1 200 millones EUR.
                           
                        
                              f)
                           
                           
                              Las pérdidas derivadas de la reducción del funcionamiento de una de las dos centrales nucleares vecinas por motivos de equilibrio del sistema podría implicar una pérdida financiera total de aproximadamente 1 200 millones EUR.
                           
                        
                              g)
                           
                           
                              Entre varios impuestos y derechos no incluidos en el contrato EPC pueden sumar 1 800 millones EUR más.
                           
                        
            
                  (126)
               
               
                  En la comunicación se sostiene que las partidas de costes que se enumeran en el considerando 125 deberían sumarse a los costes del proyecto, lo que a su vez reduciría de forma significativa su tasa interna de rentabilidad. Indica asimismo que dicha tasa interna de rentabilidad del proyecto se vería reducida todavía más por los retrasos y una menor vida útil de la central.
               
            
         Estudio Candole
      
      
                  (127)
               
               
                  El estudio Candole se basa en las afirmaciones y la información incluidas en el análisis económico y analiza la viabilidad del proyecto Paks II. En concreto, alega que las previsiones de precios utilizadas en el análisis económico podrían ser excesivamente optimistas y que con unas previsiones de precios más realistas el proyecto generaría pérdidas incluso si se aceptasen las hipótesis operativas del análisis económico.
               
            
                  (128)
               
               
                  A fin de ilustrar esta afirmación, el estudio Candole desarrolla su propia previsión del precio de la electricidad a largo plazo. En particular, hace una previsión de los precios futuros de la electricidad a largo plazo empleando previsiones de precios para el carbón, el petróleo y el gas extraídas de la edición de 2015 de la World Energy Outlook de la Agencia Internacional de Energía (WEO 2015 de la AIE) y calcula el coste marginal de producción de varios tipos de productores (49). Por otra parte, también elabora una previsión independiente para distintos escenarios futuros que se analizan en la publicación WEO 2015 de la AIE, a saber: i) el «escenario de nuevas políticas» que corresponde a las políticas y las medidas de aplicación que afectan a los mercados de la energía adoptadas hasta unos pocos meses antes de que el WEO 2015 de la AIE fuese a imprenta, conjuntamente con las correspondientes intenciones políticas declaradas, ii) el «escenario de políticas actuales», correspondiente a las políticas promulgadas unos meses antes de que el estudio Candole fuese a imprenta, y iii) el «escenario de precio bajo del petróleo» que analiza las implicaciones de que se mantengan bajos los precios (derivadas del descenso del precio del crudo) en el sistema energético (50). En el gráfico siguiente se ilustran las previsiones del precio de la electricidad a largo plazo obtenidas para cada uno de los tres escenarios.
                  
                     Gráfico 12
                  
                  
                     Curvas de previsión del precio de la electricidad a largo plazo (EUR/MWh)
                  
                  
                     
                  
                              
                                 Fuente:
                              
                           
                           Candole Partners.
                        
            
                  (129)
               
               
                  El gráfico ilustra que el escenario de políticas actuales implica unos precios futuros de la electricidad ligeramente mayores, mientras que el escenario de precio bajo del petróleo implica unos precios futuros mucho menores que los que recoge el escenario de nuevas políticas, que es el utilizado en las comunicaciones de Hungría.
               
            
                  (130)
               
               
                  Además de las previsiones del gráfico 12, el estudio Candole compara también la previsión del precio de la electricidad a largo plazo basada en el escenario de precio bajo del petróleo del WEO 2015 de la AIE con los contratos de futuros negociados (a fecha de febrero de 2016) en las bolsas de electricidad alemana y húngara. Estas curvas se presentan a continuación en el gráfico 13.
                  
                     Gráfico 13
                  
                  
                     Curvas de previsión del precio de la electricidad a largo plazo (EUR/MWh)
                  
                  
                     
                  
                              
                                 Fuente:
                              
                           
                           Candole Partners.
                        
            
                  (131)
               
               
                  Como señala el gráfico, hasta 2022, fecha en la que pueden negociarse los contratos germano-austriacos, los precios de los contratos de futuros alemanes se sitúan por debajo de la previsión para el precio del escenario de precio bajo del petróleo descrito en el WEO 2015 de la AIE. Esto mismo se aplica a los contratos de futuros de la bolsa húngara, que pueden negociarse hasta 2019 (51).
               
            
                  (132)
               
               
                  Basándose en estas consideraciones, el estudio Candole indica que, conforme a las previsiones para el precio de la electricidad a largo plazo que se recogen en el análisis económico, el proyecto Paks II generaría pérdidas incluso aunque se aceptasen las hipótesis operativas del análisis económico (52).
               
            
         Comunicación EK
      
      
                  (133)
               
               
                  La comunicación EK identifica carencias potenciales de la Decisión de incoación de la Comisión, así como puntos problemáticos del análisis económico húngaro. También destaca algunos de los riesgos a los que podría enfrentarse el proyecto. Por último, presentó el estudio Felsmann, a modo de análisis cuantitativo de la viabilidad de Paks II. Dicho estudio calcula el valor actual neto del proyecto Paks II empleando los costes operativos de la actual Paks y llega a la conclusión de que en la mayoría de los escenarios analizados el proyecto generaría pérdidas.
               
            
                  (134)
               
               
                  Con relación a la Decisión de incoación, la comunicación EK señala que algunas partidas de costes no se habían tenido en cuenta en la evaluación presentada en la Decisión de incoación o no se consideraron en su totalidad. Por ejemplo, afirma que no queda claro en qué medida el importe que figura en el contrato EPC incluía los posibles costes adicionales de seguridad nuclear, los costes de desarrollo de la red que requiere la integración de los dos nuevos reactores de Paks II en el sistema o la construcción de un sistema de refrigeración adecuado. La comunicación también plantea dudas relativas a si se han reflejado forma exacta los costes de los estudios preliminares, de los permisos y de comunicación.
               
            
                  (135)
               
               
                  Por otra parte, la comunicación sostiene que puede que se hayan infravalorado las cifras de costes de entre 2,1 y 2,7 EUR/MWh correspondientes a los residuos y el desmantelamiento, ya que dicha cifra es de 4,5 EUR/MWh en el caso de la actual Paks. Por otra parte, también subraya la incidencia negativa del proyecto sobre los presupuestos futuros del gobierno central, lo cual considera que entraría en conflicto con el sistema de contabilidad estadística y la norma de la Unión relativa al incremento de la deuda (53). Por último, esta comunicación destaca el riesgo de corrupción, que tiene que ver principalmente con el tamaño del proyecto y la ventaja de información del proveedor y el propietario (54).
               
            
                  (136)
               
               
                  Con relación al análisis económico elaborado por Hungría, la comunicación cuestiona el elevado factor de carga (92 %) empleado en los cálculos, en especial durante el funcionamiento en paralelo de Paks y Paks II, durante períodos de escasa demanda, y también la validez de las previsiones de precios empleadas en él.
               
            
                  (137)
               
               
                  En lo referente a los distintos tipos de riesgos que plantea el proyecto, la comunicación EK subraya la posible repercusión de los retrasos en el proyecto y los sobrecostes, así como la necesidad de apoyo estatal adicional durante la vida útil del proyecto.
               
            
                  (138)
               
               
                  Para respaldar sus inquietudes relativas a la viabilidad del proyecto Paks II, la comunicación EK hace referencia al estudio Felsmann. En dicho estudio se calcula el valor actual neto del proyecto Paks II mediante los costes operativos de la actual Paks (que incluye un reacondicionamiento de la central a medio plazo) y una serie de cifras alternativas (es decir, 75, 85 y 92 %) para el índice de utilización con algunas previsiones del precio de la electricidad basadas en fuentes internacionales de acceso público (como la US Energy Information Administration o la UK National Grid). El estudio constata que en la mayoría de los escenarios analizados el proyecto generaría pérdidas, lo cual implica la existencia de ayuda estatal.
               
            
         Gobierno de Austria
      
      
                  (139)
               
               
                  Austria sostiene que la construcción y el funcionamiento de las centrales nucleares no son rentables si se tienen en cuenta todos los costes asociados que deben asumirse conforme al principio de «quien contamina paga». Según Austria, en lo que se refiere a la inversión en Paks II, no se cumple con el PIEM. Austria argumenta que no existen pruebas de que los estudios económicos presentados por Hungría a la Comisión se hayan realizado con la diligencia debida, ni de que los costes considerados en los cálculos incluyan todos los costes posibles con arreglo al principio de «quien contamina paga».
               
            
                  (140)
               
               
                  Austria afirma también que se cumplen las restantes condiciones para que exista ayuda estatal.
               
            
         Otras comunicaciones sobre la existencia de ayuda
      
      
                  (141)
               
               
                  Paks II alegó que la Decisión de incoación había empleado de forma incorrecta una única curva de previsión de precios, especialmente teniendo en cuenta la larga duración del proyecto. En algunas de sus observaciones también se señala que la Comisión se equivoca al utilizar los gastos de explotación y mantenimiento de la actual Paks para justificar los gastos de explotación y mantenimiento de las nuevos reactores 5 y 6 de generación III+. Por otra parte, Paks II subraya que, pese a que su decisión de inversión inicial se tomó en el momento de la firma del contrato EPC y que dicho compromiso se formalizó únicamente para la fase de desarrollo del gasto, ya que el compromiso final de Paks II hacia los gastos del período de construcción se produce en un momento concreto futuro. Paks II manifiesta que, en ese momento futuro, si las cuentas del proyecto se ven modificadas a consecuencia de cambios externos del mercado, la empresa podrá decidir no seguir con el proyecto, aunque esta posibilidad es muy poco probable. Paks II se refiere asimismo al informe elaborado por Rothschild & Co para el Gobierno húngaro («estudio Rothschild») (55), que extrae la conclusión de que el rango de la tasa interna de rentabilidad podría alcanzar el 12 %, porcentaje notablemente mayor que el rango de entre el 6,7 y el 9 % mencionado por la Comisión en la Decisión de incoación. Por último, Paks II señala que los rangos del CMPC y la tasa interna de rentabilidad calculados por la Comisión se solapan y, por lo tanto, cabe esperar que el proyecto proporcione una remuneración adecuada.
               
            
                  (142)
               
               
                  Enersense Group afirma que la fórmula del CMPC que empleó la Comisión no es exacta, puesto que aplicó factores excesivamente conservadores para determinarlo. En su opinión, el coste de la deuda adecuado que debería aplicarse al elemento CMPC de la evaluación del PIEM es del 4,5 % antes de impuestos o del 3,6 % después de impuestos, con ajustes menores previstos con el tiempo. Según alega, dado que el proveedor ruso proporciona aproximadamente el 80 % de la financiación del precio del contrato, la rentabilidad de la inversión deberá basarse en un apalancamiento del 80 %, a fin de reflejar la fuente de los fondos de inversión, en consonancia con otras centrales nucleares. Según Enersense Group, si se asume un coste del capital del 11 % y un coste de la deuda después de impuestos del 3,6 %, y se aplica una reducción del 80 % basada en el apalancamiento, el CMPC debería ser del 5,1 %. Por otra parte, alega que este debería aumentar hasta 6,2 % en caso de que se haya aplicado una reducción basada en un apalancamiento del 65 %. A modo de conclusión, indica que la rentabilidad de la inversión se vería mejorada de forma considerable si se optase por un factor de apalancamiento y de coste de la deuda basado en el mercado.
               
            
                  (143)
               
               
                  Varias partes interesadas plantearon argumentos adicionales relativos a que el CMPC se reduce de forma considerable en cuanto la central se conecta a la red, al tiempo que aumenta el valor de la empresa. Por consiguiente, la central podría venderse por partes o en su totalidad a un precio similar al de otras instalaciones nucleares actualmente operativas. Se alega que los cálculos de la Comisión recogidos en la Decisión de incoación no reflejan esta flexibilidad de inversión.
               
            
                  (144)
               
               
                  La Comisión recibió también observaciones sobre la importancia de evaluar de forma completa e incluir los costes de oportunidad que supone eliminar la tecnología nuclear de la combinación de fuentes de energía del país en un contexto de importantes cambios en la actual cartera de capacidad de producción energética. Según estas observaciones, además de los modelos sobre la «rentabilidad de la inversión» o el «flujo de caja actualizado», es importante considerar que el proyecto Paks II supone una inversión considerable en un sector existente que aporta valor real, y no solo una oportunidad de «inversión en cartera» o mediante la especulación a corto plazo. Tal como exponen, dichas características deben reflejarse también en los cálculos de la Comisión relativos a la viabilidad del proyecto.
               
            
                  (145)
               
               
                  Varias de las observaciones hacen referencia a la conclusión del estudio Rothschild de que el proyecto puede ser viable únicamente basándose en condiciones de mercado, pese a que se sustente en premisas muy pesimistas. Algunas afirman también que las hipótesis principales relativas a los precios futuros de la electricidad son bastante moderadas y que está previsto que los precios aumenten después de 2025. Según esto, Paks II no obtendría una ventaja.
               
            
                  (146)
               
               
                  Con arreglo a algunas observaciones, el hecho de que el proyecto se lleve a cabo mediante un contrato EPC conforme a una base llave en mano lo haría atractivo para cualquier inversor en una economía de mercado y, por lo tanto, Hungría también estaría invirtiendo con arreglo a condiciones del mercado.
               
            4.2.   OBSERVACIONES SOBRE LA POSIBLE COMPATIBILIDAD DE LA MEDIDA CON EL MERCADO INTERIOR
      
      4.2.1.   OBSERVACIONES RELATIVAS AL OBJETIVO DE INTERÉS COMÚN
      
                  (147)
               
               
                  Austria, IG Windkraft, Oekostorm AG y otros terceros afirman que, con arreglo a los principios que se establecen en el artículo 107, apartado 3, del TFUE, no se considera compatible con el mercado interior subvencionar la construcción y el funcionamiento de nuevas centrales nucleares. La energía nuclear no sería una tecnología para la producción de electricidad nueva, innovadora ni sostenible que pueda contribuir a conseguir el objetivo de que la Unión aumente su proporción de producción de energía mediante tecnologías renovables. Por consiguiente, el proyecto no debería recibir apoyo temporal hasta que alcance la madurez de mercado.
               
            
                  (148)
               
               
                  Austria afirma que el artículo 2, letra c), y el artículo 40 del Tratado Euratom no permiten que se considere la promoción de nuevas inversiones en energía nuclear como un objetivo de interés común, debido a que a partir del Tratado Euratom no cabe interpretar ningún interés común en el sentido del artículo 107, apartado 3, del TFUE. Además, con arreglo al TFUE, dicho objetivo estaría en conflicto con otros objetivos de la Unión, como son el principio de cautela, según el artículo 191, y el principio de sostenibilidad, según el Programa Horizonte 2020 (56).
               
            
                  (149)
               
               
                  Según varias comunicaciones, el proyecto contribuiría a los objetivos de despliegue de instalaciones nucleares para toda Europa, así como a la investigación nuclear, también reconocidos en el Tratado Euratom.
               
            
                  (150)
               
               
                  Muchas de las observaciones afirman que la Comisión debería reconocer el hecho de que la energía nuclear aportaría una fuente de energía limpia y con baja emisión de carbono como un objetivo común de la Unión que justifica la inversión.
               
            
                  (151)
               
               
                  Algunas de las observaciones hacen referencia al artículo 194, apartado 2, del TFUE, que permite a los Estados miembros determinar su combinación de producción de energía. En las observaciones se señala que la combinación de producción de energía prevista por Hungría forma parte de la Estrategia Nacional de Energía y se basa en la energía nuclear, el carbón y las energías renovables. Con arreglo a esta base, la inversión podría ser justificable.
               
            
                  (152)
               
               
                  La Comisión recibió también observaciones que señalan que la nuclear es una fuente de energía a muy largo plazo, segura y fiable, en la combinación de producción de energía de la Unión. En dichas observaciones se afirmaba que la electricidad producida con centrales nucleares podría contribuir de forma significativa a la seguridad del abastecimiento a largo plazo normalmente a niveles de capacidad altos (entre el 85 % y el 90 %). Otras partes interesadas plantearon que, debido a la importante brecha en la capacidad instalada futura que está previsto que se produzca para 2030 por el desmantelamiento progresivo de los reactores existentes en Paks y a la dependencia de las importaciones de electricidad, el proyecto podría ser una opción ideal para garantizar la seguridad de abastecimiento de Hungría y reducir la dependencia de los combustibles.
               
            
                  (153)
               
               
                  Ante la Comisión se plantearon argumentos relativos a que completar el proyecto contribuiría al crecimiento de la región, principalmente mediante la creación de empleo. Además, algunas observaciones apuntan a que participar en el proyecto constituye una importante oportunidad para las empresas de la Unión de todos los tamaños, lo cual contribuiría a impulsar la cadena de suministro de las empresas. Dichas observaciones sugieren que el crecimiento previsto constituye un interés común que podría justificar que se llevase a cabo el proyecto.
               
            4.2.2.   OBSERVACIONES RELATIVAS A LA IDONEIDAD DE LA MEDIDA
      
                  (154)
               
               
                  Según IG Windkraft y EnergiaKlub, la medida es inadecuada si se tiene en cuenta el gasto del proyecto en comparación con las posibles alternativas para hacer frente a la brecha en la capacidad instalada futura de electricidad. Una subvención de similar cuantía podría producir una cantidad de electricidad anual mucho mayor si se invirtiera en otras fuentes de energía, como son las tecnologías renovables.
               
            4.2.3.   OBSERVACIONES RELATIVAS A LA NECESIDAD DE LA MEDIDA Y AL EFECTO INCENTIVADOR
      
                  (155)
               
               
                  Austria afirma que la Comisión ha definido de forma incorrecta el mercado relevante para evaluar si puede existir o no una deficiencia del mercado, es decir, el mercado de la energía nuclear húngaro. Asegura Austria que el mercado relevante correcto sería el mercado interior liberalizado de electricidad de la Unión. Alega además que no existe ninguna deficiencia del mercado con respecto a la producción de electricidad y el abastecimiento en el mercado interior de la electricidad. Por el contrario, los precios de la electricidad descenderían, en parte debido a la suficiencia de las capacidades de producción. Además, Hungría está bien interconectada con las redes de los Estados miembros vecinos.
               
            
                  (156)
               
               
                  Austria e IG Windkraft afirman que en caso de que Hungría se enfrentase a un problema de seguridad de abastecimiento, las centrales nucleares no serían el medio adecuado para hacerle frente. Alegan que puede ser más adecuado optar por fuentes de energía más respetuosas con el medio ambiente, flexibles y baratas mediante instalaciones descentralizadas de pequeño tamaño. Además, Austria señala que las centrales nucleares son sensibles a las olas de calor a causa de su requisitos de refrigeración y los Estados miembros dependen prácticamente en su totalidad de las importaciones de mineral de uranio.
               
            
                  (157)
               
               
                  En opinión de terceros, el mercado por sí solo se encargaría de construir nuevas capacidades de producción de electricidad. El hecho de que Hungría dependa de las importaciones de electricidad no constituiría una deficiencia del mercado y, en concreto, no se trataría de una que pudiera abordarse con una central nuclear. Las observaciones planteadas demuestran que la importación de electricidad más barata procedente de otros Estados miembros constituye un efecto normal y aceptable del funcionamiento del mercado y no una deficiencia de este. Esto simplemente indica la capacidad para adquirir materias primas al menor precio de mercado posible. Con arreglo a las observaciones recibidas, los precios de la energía están condicionados por diversos factores, entre ellos los precios de las materias primas, la oferta y la demanda. En el caso concreto de Europa, el descenso de los precios de la electricidad sería una reacción al exceso de capacidad de producción. Dado que esto podría considerarse la reacción de un mercado que funciona de forma eficiente, no podría argumentarse que el descenso de los precios de la energía en el mercado como consecuencia de las importaciones constituiría una deficiencia del mercado como justificación para construir nueva capacidad nuclear.
               
            
                  (158)
               
               
                  Según las observaciones recibidas, incluso en caso de que se produjese una deficiencia del mercado en el sector de la producción de electricidad, Hungría debería considerar más opciones de forma transparente y no discriminatoria.
               
            
                  (159)
               
               
                  Otras observaciones apuntan a que, aunque los retos que plantea la inversión en energía nuclear son de sobra conocidos, incluida la elevada inversión de capital inicial y la necesidad de apoyo tanto público como privado, reconocer estas dificultades no equivale a determinar que el desarrollo de la energía nuclear tiene que ver con una deficiencia del mercado. Estas mismas observaciones subrayan que, a pesar de que la Comisión llegó a la conclusión de que en el caso de Hinkley Point C existía una deficiencia del mercado, no debería asumirse que todas las inversiones en energía nuclear únicamente podrían llevarse a cabo mediante regímenes de ayudas o que existen motivos para asumir una deficiencia general del mercado nuclear.
               
            4.2.4.   OBSERVACIONES RELATIVAS A LA PROPORCIONALIDAD DE LA MEDIDA
      
                  (160)
               
               
                  Austria alegó que las ayudas estatales deben limitarse en todo momento al importe mínimo necesario. En este caso, en el que la construcción del proyecto propuesto se está llevando a cabo sin una licitación, no podría determinarse si los costes totales del proyecto se limitarían al importe mínimo necesario.
               
            
                  (161)
               
               
                  EnergiaKlub afirma que las autoridades húngaras no investigaron el nivel mínimo de apoyo financiero que sería necesario para que pudiera materializarse el proyecto. En su lugar, trataron de financiar la totalidad del proyecto, puede que incluyendo también los costes operativos. EnergiaKlub subraya además que, según los cálculos facilitados por Hungría, la ayuda estatal no se limitaría solamente a la aplicación de la inversión, sino que también se otorgaría al funcionamiento del proyecto, lo cual podría suponer una sobrecompensación a Paks II.
               
            4.2.5.   OBSERVACIONES RELATIVAS AL EFECTO DE LA MEDIDA SOBRE EL MERCADO INTERIOR
      
                  (162)
               
               
                  Austria asegura que la ayuda estatal a una tecnología que de por sí no es rentable dentro del mercado interior liberalizado de la electricidad falsea en exceso la competencia. Por otra parte, puede impedir que accedan al mercado nuevos participantes sostenibles y más eficientes desde el punto de vista de los costes, o expulsarlos del mercado. Austria señala que las centrales nucleares se establecen para cubrir una elevada capacidad de carga de base y cuando están conectadas a una red se da prioridad a dicha capacidad, puesto que las centrales nucleares únicamente pueden modificar ligeramente su capacidad. Si bien sus costes de construcción y desmantelamiento son elevados, sus costes operativos son bajos, lo que les permite ser una de las opciones posibles.
               
            
                  (163)
               
               
                  Las autoridades austriacas e IG Windkraft aseguran que la construcción de los nuevos reactores generará un importante poder de mercado para los operadores de Paks al incrementar la concentración del mercado y, posiblemente dará lugar a un abuso de posición dominante con arreglo al artículo 102 del TFUE.
               
            
                  (164)
               
               
                  El Grupo MVM y Paks II afirman que, después de que el Grupo MVM venda la totalidad de las acciones de Paks II al Estado, ambas empresas pasarán a ser totalmente independientes entre sí. Subrayan que el Grupo MVM no tiene control directo ni de otro tipo sobre la gestión y el funcionamiento de Paks II. También subrayan el hecho de que el Grupo MVM y Paks II son dos empresas productoras de energía independientes, como cualquier otro competidor, y no existen motivos para asumir ninguna coordinación de actividades, ni que las dos empresas vayan a agruparse. Por otra parte, el Grupo MVM alega que su propia estrategia incluye posibles inversiones que pueden competir con Paks II en el futuro.
               
            
                  (165)
               
               
                  Paks II sostiene que el proyecto prevé sustituir la capacidad de los cuatro reactores actuales de Paks, que está previsto que dejen de funcionar gradualmente para mediados de 2030, mientras que los nuevos reactores 5 y 6 (proyecto Paks II) no estarían en funcionamiento hasta mediados del decenio de 2020. Paks II sostiene, por lo tanto, que la evaluación de las cuotas de mercado y las alegaciones de posición dominante están infundadas y no pueden considerarse en este momento.
               
            
                  (166)
               
               
                  Varias partes interesadas destacaron el hecho de que el mercado de energía objeto de examen debería ser mayor que el territorio individual del Estado en el que existen una serie de competidores internacionales, dada la gran escala de las importaciones de electricidad de Hungría y el excelente nivel de interconexión con sus países vecinos.
               
            
                  (167)
               
               
                  Algunas partes aseguran de forma explícita que el proyecto podría tener un impacto contractivo sobre los mercados de electricidad de la región, como es el caso de Alemania, en donde cabría esperar que el precio anual de la carga de base cayese hasta un 0,6 % en 2025, un 1,1 % en 2030 y hasta un 1,2 % en 2040. Por otro lado, algunas partes argumentan también que las instalaciones de energías renovables de Alemania obtendrían unos ingresos menores a consecuencia de los nuevos reactores de Paks II y aumentaría la carga aplicada a los contribuyentes para financiar los regímenes de ayudas, mientras que los proveedores de «electricidad verde» tener un ahorro de hasta el 1,02 % para el año 2030.
               
            4.3.   OBSERVACIONES ADICIONALES PLANTEADAS POR LAS PARTES INTERESADAS
      
      
                  (168)
               
               
                  Varias de las observaciones ponen de relieve que los pormenores del proyecto no se compartieron por completo con el público húngaro. Argumentan también que la decisión relativa a Paks II no está justificada desde un punto de vista técnico, puesto que no hubo investigaciones preparatorias relativas a cómo ayudaría a la seguridad de abastecimiento una inversión en medidas de eficiencia energética y energías renovables de la misma escala. Por consiguiente, quienes plantean dichas observaciones afirman que, teniendo en cuenta la falta de implicación tanto pública como profesional generalizada, el proyecto no debería seguir adelante.
               
            
                  (169)
               
               
                  Algunas de las comunicaciones hacen referencia al peligro potencial que plantean las centrales nucleares. Determinadas observaciones manifiestan su inquietud relativa a la capacidad de Hungría y de Paks II para hacer frente a los incidentes de seguridad nuclear, incluida la eliminación segura de los residuos nucleares.
               
            
                  (170)
               
               
                  Parte de las observaciones subrayaron la ausencia de un proceso de licitación para designar al constructor de los nuevos reactores lo cual, en su opinión, estaría en conflicto con las disposiciones del Derecho de la Unión. Por otra parte, el Sr. Jávor, diputado al Parlamento Europeo, sostiene que el supuesto incumplimiento de las normas de contratación pública de la Unión es inherente a la medida y está vinculado de forma intrínseca con esta, ya que considera que Rusia no habría otorgado un préstamo a Hungría para el proyecto Paks II sin garantizar la inversión a Rosatom, que habría eludido las normas de contratación pública de la Unión. Concluye pues que la evaluación de si recurrir al préstamo ruso constituye una ayuda estatal ilegal no puede desvincularse de la inobservancia de las normas de contratación pública, ya que están intrínsecamente vinculadas y su efecto debería evaluarse de forma conjunta.
               
            
                  (171)
               
               
                  Fueron varias las observaciones planteadas que cuestionaban el hecho de que el proyecto se estuviera llevando a cabo mediante un préstamo ruso, pues aseguran que esto promovería la dependencia financiera y de combustibles, al tiempo que iría en contra de la Estrategia Europea de Seguridad Energética al impedir a los agentes de mercado desarrollar una infraestructura y una red energética para el conjunto de la Unión.
               
            
                  (172)
               
               
                  Algunas partes interesadas alegan que en caso de que Hungría decidiese que necesitaba capacidad nueva en el futuro, debería haber cumplido con lo dispuesto en el artículo 8 de la Directiva 2009/72/CE del Parlamento Europeo y del Consejo (57). En este caso de creación de nueva capacidad no se produjo ningún proceso de licitación ni otro procedimiento equivalente en lo que se refiere a transparencia y no discriminación. Por consiguiente, en su opinión, la inversión en Paks II podría infringir el Derecho de la Unión.
               
            
                  (173)
               
               
                  Algunas partes aseguran que no es adecuado recurrir a la ayuda estatal en aquellos casos en que liberaría al contaminador de la carga de asumir el coste de su contaminación con arreglo a la esencia de las Directrices comunitarias sobre ayudas estatales en favor del medio ambiente (58).
               
            4.4.   RESPUESTA DE HUNGRÍA A LAS OBSERVACIONES PLANTEADAS POR LAS PARTES INTERESADAS
      
      
                  (174)
               
               
                  Hungría envió su respuesta a las observaciones de terceros sobre la Decisión de incoación relativa a la ayuda estatal el 8 de abril de 2016.
               
            
                  (175)
               
               
                  En concreto, Hungría manifiesta su rotundo desacuerdo con las observaciones recibidas del Gobierno de Austria, Greenpeace Energy, EnergiaKlub y el diputado al Parlamento Europeo Benedek Jávor, en aquellos casos en que alegaron que en el análisis de Hungría no se habían incluido los costes relativos a la seguridad y las normativas medioambientales, la financiación de la deuda, los seguros, la seguridad, la eliminación de residuos, el desmantelamiento, las conexiones de transmisión y las inversiones en renovaciones, y alegó que dichas partes estaban mal informadas y que sus afirmaciones eran infundadas.
               
            
                  (176)
               
               
                  La respuesta incluye una réplica detallada a las observaciones presentadas por el diputado al Parlamento Europeo, Sr. Jávor. En concreto, Hungría señala que:
                  
                              —
                           
                           
                              los costes de todas las inversiones necesarias en seguridad están incluidos en el contrato EPC;
                           
                        
                              —
                           
                           
                              la elección del sistema de refrigeración directa está respaldado por la evaluación de impacto medioambiental del proyecto;
                           
                        
                              —
                           
                           
                              las cifras de costes relativas a la gestión de residuos y el desmantelamiento fueron calculadas por la Agency of Radioactive Waste Management con arreglo a la Ley CXVI de 1996 sobre energía atómica;
                           
                        
                              —
                           
                           
                              los costes asociados a la conexión de Paks II a la red se incluyen en el análisis financiero del proyecto;
                           
                        
                              —
                           
                           
                              no se producirá ninguna reducción ni en el funcionamiento de Paks ni en el de Paks II durante las horas de baja demanda, ya que Paks II sustituiría a capacidades de producción más antiguas existentes cuya retirada sería gradual;
                           
                        
                              —
                           
                           
                              dado que se trata de una moderna tecnología de producción (III+), puede asumirse con certeza un índice de utilización relativamente alto (superior al 90 %) durante la vida útil de Paks II;
                           
                        
                              —
                           
                           
                              en el ámbito internacional se acepta de forma general un período de operación de 60 años, ya que constituye un supuesto estándar incluso para las centrales inferiores de generación III;
                           
                        
                              —
                           
                           
                              el proyecto es neutro a efectos del IVA ya que gran parte de sus servicios serán prestados por proveedores ubicados en la UE, y el supuesto o cálculo de los derechos de aduanas es inexacto.
                           
                        
            
                  (177)
               
               
                  Hungría sostiene que realizó un minucioso análisis de sensibilidad para tener en cuenta la repercusión de hipótesis y variables como la vida útil de la central, los gastos de explotación y mantenimiento, la gestión de residuos y los costes de desmantelamiento, los factores de carga, los factores macroeconómicos como el cambio de divisas y la inflación, distintos escenarios de precios del mercado, retrasos, etc. sobre la justificación económica y este análisis de sensibilidad respaldaría plenamente su conclusión de que la medida no supondría ayuda estatal.
               
            
                  (178)
               
               
                  En lo que se refiere a las observaciones recibidas sobre la posible compatibilidad de la medida, Hungría reitera varios argumentos planteados relativos a la libertad de elección y a la diversificación de la combinación de producción de energía, la necesidad de capacidad de sustitución, la descarbonización, la creación de empleo, el precio asequible y los supuestos efectos multiplicadores.
               
            
                  (179)
               
               
                  Hungría manifiesta que el argumento defendido por el Gobierno de Austria de que el objetivo del Tratado Euratom relativo al desarrollo de la energía nuclear en la Comunidad ya se ha conseguido y no puede utilizarse en apoyo al interés común con arreglo al artículo 107, apartado 3, del TFUE a consecuencia de las numerosas centrales nucleares técnicamente desarrolladas que se han construido en Europa, es erróneo. Desde su punto de vista, este argumento confunde el objetivo del desarrollo de producción nuclear con el concepto de la tecnología, de la que no puede afirmarse que se haya mantenido estática. Hungría sostiene que el Tratado Euratom sigue formando parte del marco constitucional de la Unión y que todavía no se ha revocado. Por último, Hungría subraya el hecho de que Austria y Greenpeace no presentaron ninguna jurisprudencia que sugiera que las cuestiones de los objetivos de interés común deben ser necesariamente finitas o tener una duración limitada.
               
            
                  (180)
               
               
                  En lo referente a la diversificación de la combinación de fuentes de energía, Hungría refuta las alegaciones de Austria y la Austrian Wind Energy Association sobre la dependencia del uranio de la Unión en su conjunto y subraya el hecho de que existe una gran diversidad y disponibilidad de uranio de importantes fuentes no explotadas. Argumenta también que el simple hecho de que un recurso sea finito no implica que su uso no sea sostenible y responde basándose en los comentarios planteados por la economista Loreta Stankeviciute en nombre del Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA) (59), según los cuales la energía nuclear obtiene un resultado favorable en una comparación conforme a numerosos indicadores de sostenibilidad.
               
            
                  (181)
               
               
                  Hungría subraya que algunos de los argumentos planteados con relación a la necesidad de descarbonización mediante el uso de la energía nuclear son válidos ya que las tecnologías renovables tienen unos costes elevados y producen energía de forma intermitente. Sostiene asimismo que las tarifas fijas subvencionadas de las energías renovables son incoherentes con permitir condiciones de libre mercado, y cita a Greenpeace, que alegó que los contratos de precio de compra fijo de la energía serían menos convenientes en casos de descenso de los precios del mercado, aunque Paks II no vendería así su electricidad.
               
            
                  (182)
               
               
                  Hungría cita varias fuentes que afirman que la medida no falseará la competencia de forma indebida y subraya que la Comisión no tuvo dudas respecto a la compatibilidad de esta con el mercado interior (tal como sugirió Greenpeace), sino con respecto a la existencia de ayuda.
               
            
                  (183)
               
               
                  Dentro del mismo ámbito (posibles falseamientos de la competencia), Hungría refuta los argumentos planteados por Greenpeace de que establecería una tarifa fija (similar a la de Hinkley Point C) para respaldar el funcionamiento de Paks II a largo plazo.
               
            
                  (184)
               
               
                  Hungría niega las observaciones que afirmaban que el proyecto desplazaría las inversiones en energías renovables en Hungría y en sus países vecinos. Según alega, la Estrategia Nacional de Energía incluye las energías renovables además de la energía nuclear, y la brecha futura de la capacidad instalada no puede cubrirse únicamente con energía nuclear. Por lo tanto, la capacidad nuclear adicional no impedirá el desarrollo de las energías renovables. Hungría señala que el análisis de mercado incluido como parte de la comunicación de Greenpeace, elaborado por Energy Brainpool, asume una implantación de las energías renovables acorde al objetivo del país en este ámbito.
               
            
                  (185)
               
               
                  Hungría reitera las opiniones del Grupo MVM de que no está prevista una fusión entre el Grupo MVM y Paks II, y por lo tanto no se producirá una concentración del mercado. Asimismo reitera la afirmación del Grupo MVM de que su estrategia empresarial incluye posibles inversiones que pueden competir con Paks II en el futuro.
               
            
                  (186)
               
               
                  Hungría reitera también lo manifestado en las comunicaciones que afirman que el mercado objeto de examen no debería limitarse al Estado húngaro, dado su elevado nivel de interconexión. En este contexto, el efecto de la medida sería mínimo. Hungría cuestiona asimismo la metodología empleada por el análisis llevado a cabo por Energy Brainpool en nombre de Greenpeace sobre la posible repercusión del proyecto sobre los mercados eléctricos de la región, como es el caso de Alemania. Según alega, el planteamiento utilizado implica una evaluación del impacto del proyecto en un contexto exclusivamente interno, sin tener en cuenta el papel que desempeñan las importaciones de energía a Hungría y extrapolándolo a Alemania basándose en el supuesto implícito de que la repercusión sería la misma para el mercado de la electricidad alemán que para el húngaro. Hungría afirma también que el análisis plantea defectos en la medida en que asume el nivel existente de capacidad interconexión, al tiempo que ignora otras interconexiones que forman parte de los objetivos de la Unión.
               
            
                  (187)
               
               
                  En lo que respecta a las observaciones que señalan cuestiones de seguridad, Hungría sostiene que el país cuenta con abundantes conocimientos y gran experiencia adquiridos en los cuatro reactores existentes. Observa asimismo que el Organismo de Energía Atómica húngaro (encargado de expedir las licencias de las instalaciones nucleares) está muy familiarizada con la tecnología VVER y ha desarrollado un programa de formación interno de dos años de duración sobre esta tecnología. En este programa participan miembros del órgano regulador que poseen una importante experiencia tanto académica como práctica relevante en la formación y el desarrollo de nuevos miembros del personal en las tareas y funciones que se encargarán de llevar a cabo como personal del regulador.
               
            
                  (188)
               
               
                  Por otra parte, Hungría subraya el hecho de que tanto la autoridad medioambiental como el regulador son independientes entre sí, lo cual garantiza la solidez y la objetividad del marco de seguridad. Observa asimismo que los correspondientes requisitos técnicos del proyecto relativos a la seguridad nuclear se desarrollaron combinando la legislación húngara, los requisitos europeos aplicables a los servicios públicos, las recomendaciones de seguridad del OIEA y de la Asociación de Reguladores Nucleares de Europa Occidental, así como lo aprendido del accidente de Fukushima.
               
            
                  (189)
               
               
                  En respuesta a las observaciones que mencionaban la aparente falta de transparencia durante la preparación del proyecto, Hungría explicó que la transparencia se obtuvo al aplicarse el proceso parlamentario de toma de decisiones. El proceso parlamentario garantizó que todas las partes interesadas y las autoridades, incluida la Comisión, pudieran acceder a la toda la información relevante. Los informes de todos los expertos independientes se publicaron como parte del proceso, incluidos los análisis económicos del proyecto, y todos los materiales de la evaluación de impacto medioambiental se facilitaron en varias lenguas.
               
            
                  (190)
               
               
                  Hungría se refiere también a las consultas públicas celebradas entre el 17 de marzo y el 4 de mayo de 2015 por el comisario del Gobierno responsable del proyecto sobre los posibles efectos medioambientales de la construcción y explotación de Paks II. Hungría también notificó el proyecto a todos los países vecinos (pertenecientes o no a la UE) y celebró nueve consultas públicas sobre el proyecto en varios países.
               
            
                  (191)
               
               
                  Con relación a las observaciones que afirman que completar el proyecto incumple la Directiva 2014/24/UE del Parlamento Europeo y del Consejo (60) y la Directiva 2014/25/UE del Parlamento Europeo y del Consejo (61), las autoridades húngaras explican que el acuerdo intergubernamental y los acuerdos de aplicación quedan fuera del ámbito de aplicación del TFUE y de las Directivas 2014/24/UE y 2014/25/UE. Además, aseguran que aunque se aplicase el TFUE, tanto el acuerdo intergubernamental como los acuerdos de aplicación quedarían incluidos dentro de la exención específica relativa a los acuerdos internacionales que se recogen en el artículo 22 de la Directiva 2014/25/UE o la exención técnica establecida en el artículo 50, letra c), de dicha Directiva y, por lo tanto deberían estar exentos de que se les aplicasen las normas de contratación pública de la Unión. Hungría explica que el acuerdo intergubernamental establece procedimientos claros para la adjudicación de los acuerdos de aplicación, incluidos requisitos específicos para la designación de empresas y la adjudicación de subcontratos.
               
            
                  (192)
               
               
                  Hungría refuta asimismo las observaciones que alegan que incumple el artículo 8 de la Directiva 2009/72/CE. Según la argumentación de Hungría, dicha Directiva no se aplica al proyecto, dado que se engloba dentro del mandato exclusivo del Tratado Euratom, que prevalece sobre las normas del TFUE y de cualquier legislación secundaria que se derive de este. Además, las autoridades húngaras destacan también que, dado que desde su punto de vista el proyecto estaría libre de ayudas estatales, no se aplicarían las disposiciones relativas a la licitación de capacidad de la Directiva 2009/72/CE.
               
            
                  (193)
               
               
                  Por último, Hungría hace referencia a la jurisprudencia del Tribunal de Justicia de la Unión Europea (62), que dispone que la existencia o la ausencia de un incumplimiento del Derecho de la Unión no puede tenerse en cuenta en el contexto de la investigación de una ayuda estatal. Habida cuenta de esto, Hungría considera que cualquier posible incumplimiento de la Directiva sobre la electricidad debería examinarse fuera del ámbito de aplicación de la investigación formal de la ayuda estatal. Hungría hace referencia también a la Decisión de la Comisión sobre la ayuda estatal en el asunto Hinkley Point C indicando que, con arreglo al artículo 8 de la Directiva 2009/72/CE, en lugar de licitaciones concretas pueden utilizarse procedimientos equivalentes en lo que se refiere a transparencia y no discriminación. Hungría indica que la adjudicación de los subcontratos se llevaría a cabo de conformidad con los principios de no discriminación y transparencia.
               
            4.5.   OBSERVACIONES ADICIONALES PLANTEADAS POR HUNGRÍA EN SU RESPUESTA A LAS OBSERVACIONES PRESENTADAS ANTE LA COMISIÓN
      
      
                  (194)
               
               
                  En su respuesta a las observaciones presentadas ante la Comisión, Hungría argumenta que en la propia Comunicación de la Comisión relativa a un Programa Indicativo Nuclear para la Comunidad (63) se indica que para poder garantizar un futuro seguro del suministro de energía para el conjunto de la Unión sería necesario invertir miles de millones de euros (aproximadamente entre 650 000 y 760 000 millones EUR) en energía nuclear entre 2015 y 2050.
               
            5.   EVALUACIÓN DE LA MEDIDA
      
      5.1.   EXISTENCIA DE AYUDA
      
      
                  (195)
               
               
                  Una medida constituye ayuda estatal a tenor del artículo 107, apartado 1, del TFUE si cumple cuatro condiciones acumulativas. En primer lugar, la medida debe ser financiada por el Estado o mediante fondos estatales. En segundo lugar, debe otorgar una ventaja al beneficiario. En tercer lugar, debe favorecer a determinadas empresas o actividades económicas (es decir, debe haber cierto grado de selectividad). Y en cuarto lugar, debe tener potencial para influir en los intercambios comerciales entre Estados miembros y falsear la competencia en el mercado interior.
               
            
                  (196)
               
               
                  En la sección 3.1 de la Decisión de incoación, la Comisión planteaba sus observaciones preliminares de que la medida podría otorgar una ventaja económica a Paks II, que implicaría ayuda estatal, dado que se otorga con cargo a recursos públicos atribuibles al Estado húngaro, sería selectiva y potencialmente podría afectar a los intercambios comerciales entre Estados miembros y falsear la competencia en el mercado interior. Durante la investigación formal la Comisión no ha encontrado ninguna razón para modificar su evaluación respecto a estos aspectos.
               
            5.1.1.   VENTAJA ECONÓMICA
      
      
                  (197)
               
               
                  La Comisión valoró si la medida implicaría una ventaja económica para Paks II a consecuencia del hecho de que sería el propietario de dos nuevos reactores financiados en su totalidad por el Estado húngaro y se encargaría de explotarlos. La Comisión evaluó además si podría excluirse la existencia de una ventaja económica para Paks II en el caso de que la inversión del Estado húngaro estuviera basada en el mercado y su justificación fuera la de obtener un beneficio.
               
            
                  (198)
               
               
                  En su evaluación la Comisión está de acuerdo con Hungría en lo que se refiere al uso de la prueba del PIEM para determinar si determinada inversión se basaría en el mercado. Esta prueba analiza si un inversor privado habría invertido en el proyecto de la misma forma y en las mismas condiciones que el inversor público en el momento en que se adoptó la decisión de realizar la inversión pública (véanse también los considerandos 53 y 54).
               
            
                  (199)
               
               
                  Esta prueba reconoce la existencia de una ventaja económica y, por lo tanto, la existencia de ayuda estatal, cuando la tasa interna de rentabilidad prevista de la inversión es menor que un CMPC de referencia basado únicamente en el mercado y correspondiente al mismo proyecto, ya que un inversor privado racional no invertiría en estas condiciones.
               
            
                  (200)
               
               
                  El análisis del PIEM requiere que las pruebas empleadas para calcular la tasa interna de rentabilidad y el CMPC sean contemporáneas a la decisión de inversión, a fin de reproducir la información con que contaban los inversores en ese momento. La Comisión estableció un calendario para el proceso de toma de decisiones relativo al proyecto Paks II con miras a determinar qué información estaba y estaría a disposición de los inversores en el momento de decidir si proceder con el proyecto (64).
               
            
                  (201)
               
               
                  En la fecha de la presente Decisión, Paks II no ha encargado todavía de forma irrevocable las obras de construcción de los dos nuevos reactores (65) […]. Por consiguiente, la Comisión considera que los datos disponibles a fecha de febrero de 2017 («datos de 2017») serían los más relevantes a efectos de evaluar el PIEM y se considerarían como escenario de base.
               
            
                  (202)
               
               
                  No obstante, las negociaciones relativas a Paks II comenzaron algo más de dos años antes. A fin de comprobar la solidez de los resultados de la prueba del PIEM, la Comisión ha hecho también una evaluación aparte a fecha de la decisión de inversión inicial, es decir, en la que se firmó el contrato EPC, el 9 de diciembre de 2014 (en lo sucesivo, «datos de 2014»). La Comisión indica que el resultado de ese mismo análisis pero correspondiente a una fecha anterior, es decir, la fecha de la inversión inicial, es coherente con los resultados obtenidos con los datos de 2017.
               
            
                  (203)
               
               
                  La Comisión calculó el CMPC teórico de una inversión con un perfil de riesgo similar al de Paks II a fin de evaluar si se cumple la prueba del PIEM. Posteriormente, la Comisión comparó este CMPC de mercado estimado con el CMPC del proyecto, primero en el escenario de base con los datos de 2017 y posteriormente con los datos de 2014 para comprobar su solidez, lo cual es relevante a efectos de la decisión de inversión inicial.
               
            5.1.1.1.   
            Evaluación del CMPC por parte de la Comisión
         
      
      
                  (204)
               
               
                  La Comisión sigue las dos metodologías utilizadas por Hungría para estimar el CMPC, es decir, el planteamiento ascendente estándar, que elabora un CMPC teórico mediante el cálculo de todos sus componentes, y el análisis comparativo, que aprovecha las referencias que pueden ser relevantes y comparables a Paks II. A pesar de que se utilizaron metodologías idénticas, los resultados de la Comisión difieren de las conclusiones de Hungría, debido a que la Comisión cuestionó los valores de algunos parámetros y referencias empleados por Hungría y refutó su validez. Se aceptan otros parámetros y referencias tomados al valor nominal tal como propone Hungría. En su evaluación la Comisión justificará cualquier valor que difiera de la propuesta de Hungría.
               
            
                  (205)
               
               
                  Ambas metodologías utilizadas en la evaluación de la Comisión utilizan los datos de 2017 como hipótesis de base y los datos de 2014 para comprobar la solidez de estos.
               
            
                  (206)
               
               
                  Dada la gran incertidumbre relativa propia de las estimaciones financieras, la Comisión proporciona un rango para el CMPC de referencia del mercado teórico que debería utilizarse en la prueba del PIEM.
               
            
                  (207)
               
               
                  Al aplicar ambas metodologías, la Comisión empleó el apalancamiento promedio objetivo de entre el 40 y el 50 % para toda la vida útil a su valor nominal propuesto por Hungría en el estudio PIEM y el análisis económico como si fuesen acordes con las referencias fiables. A efectos de la presente Decisión, la referencia al apalancamiento constituye la ratio entre la deuda y el capital total del proyecto. Por otra parte, la Comisión aceptó también el tipo del impuesto de sociedades húngaro del 19 %.
               
            
                  (208)
               
               
                  Antes de dar a conocer su propia evaluación, la Comisión señaló las siguientes carencias del valor de referencia del CMPC planteado por Hungría:
                  
                              a)
                           
                           
                              los rangos que se obtienen de las dos metodologías planteadas por Hungría no son totalmente coherentes. El intervalo obtenido en la evaluación comparativa del análisis económico [5,9-8,4 %] es mayor que el obtenido del planteamiento ascendente del mismo análisis [6,2-7,0 %], que incluye valores mucho más altos. Hungría no indica por qué el subconjunto más exacto del CMPC debería limitarse a [6,2-7,0 %], que se solapa justo con la parte inferior del intervalo de referencia.
                           
                        
                              b)
                           
                           
                              Por otra parte, los valores de las distintas variables recogidas en el análisis comparativo de Hungría incluido en el estudio PIEM y el análisis económico no son coherentes con los correspondientes valores de las variables del planteamiento ascendente recogidos en dichos análisis (66).
                           
                        
                              c)
                           
                           
                              En lo que se refiere al planteamiento ascendente, la Comisión refuta principalmente tres de los parámetros empleados por Hungría, a saber: la prima de riesgo del mercado, la tasa libre de riesgo y la prima de la deuda. En primer lugar, no existe una justificación para que la rentabilidad histórica del mercado de renta variable correspondiente a los últimos 10 años (utilizada tanto en el estudio PIEM como en el análisis económico) sea la referencia adecuada para la prima de riesgo del mercado húngaro. Los argumentos para no utilizar la prima de riesgo histórica tienen que ver con el comportamiento del mercado tras la crisis de 2008, contrapuesto al de los períodos previos a la crisis (67). En segundo lugar, la tasa libre de riesgo presentada por Hungría en la segunda carta aclaratoria (antes de la Decisión de incoación) se compara con el rendimiento del 3,8 % del bono soberano húngaro denominado en HUF a 15 años, válido en noviembre-diciembre 2014. No obstante, la Comisión considera que, dada la gran variación que registró el rendimiento del bono soberano húngaro, es más razonable calcular un rendimiento promedio basándose en los datos mensuales del rendimiento disponibles durante el año natural completo previo a la decisión de inversión. En tercer lugar, Hungría utiliza el tipo de interés comercial de referencia (TICR) de la OCDE, en EUR, para un proyecto con vencimiento a 18 años como sustituto de la prima de la deuda de Paks II. No obstante, tal como señala Hungría en el estudio PIEM, el TICR de la OCDE se calcula con arreglo a normas conforme a las cuales para financiar proyectos nucleares pueden emplearse créditos a la exportación y ayudas relacionadas con el comercio. La característica de potencial ayuda estatal de los créditos a la exportación puede falsear la prima de la deuda del valor de referencia del mercado.
                           
                        
                              d)
                           
                           
                              Por último, Hungría no trata de forma detallada la solidez de las estimaciones. El riesgo adicional de las centrales nucleares ni siquiera se incluye de forma explícita en las estimaciones ni se utiliza en el análisis de sensibilidad. Esto es importante, ya que la producción de energía nuclear puede implicar distintos tipos de riesgos potencialmente mayores en comparación con otros tipos de tecnologías (68)
                                  (69).
                           
                        
            
         Primera metodología: planteamiento ascendente
      
      
                  (209)
               
               
                  La metodología ascendente emplea las fórmulas estándar del CMPC (también utilizadas por Hungría) y calcula sus parámetros:
                  
                     
                  donde D y E indican valores de deuda y capital, Rd
                      y Re
                      indican respectivamente los costes de deuda y capital y t es el tipo del impuesto de sociedades, con un valor del 19 % en el caso de Hungría. Esta fórmula se basa en los valores previstos de sus parámetros. Rd
                      y Re
                      son los costes de la deuda y el capital social en el momento de las decisiones de inversión y no se trata de costes históricos.
               
            
                  (210)
               
               
                  A su vez, el coste de la deuda se determinará mediante la fórmula siguiente (utilizada también por Hungría):
                  
                     
                  donde Rf
                      indica el tipo de interés sin riesgo del mercado y (Rd
                      –Rf
                     ) indica la prima del bono en el mercado.
               
            
                  (211)
               
               
                  A su vez, el coste del capital se determinará mediante la fórmula CAMP estándar (utilizada también por Hungría) (70):
                  
                     
                  donde Rf
                      indica el tipo de interés sin riesgo en el mercado, (E (Rm) — Rf) indica la prima de riesgo del mercado de renta variable y la β (beta) constituye una medida del riesgo idiosincrásico y no diversificable del proyecto.
               
            
                  (212)
               
               
                  La Comisión refrenda los siguientes valores de los parámetros utilizados para calcular el CMPC:
                  
                              —
                           
                           
                              a fin de sustituir la tasa libre de riesgo, la Comisión utiliza el tipo de interés del bono soberano húngaro denominado en HUF a 15 años, dado que se trata del bono de mayor duración emitido por el Gobierno húngaro. La volatilidad del tipo de interés mensual fue muy elevada durante el período en el que se tomó la decisión de inversión inicial en Paks II. Por consiguiente, elegir un valor que corresponda solamente a un mes puede dar lugar a un resultado nada consistente. Este no reflejaría la realidad y la complejidad de una decisión a tan gran escala, en la que los inversores demandan toda la información. Por ello, la Comisión emplea un valor promedio correspondiente a los 12 meses naturales previos al momento objetivo, en oposición a la opción de Hungría de emplear el tipo de interés correspondiente al mes inmediatamente anterior a la decisión de inversión (71).
                           
                        
                              —
                           
                           
                              Por los motivos que se explican en el considerando 208 c) sobre el uso inadecuado que hace Hungría de las primas de riesgo históricas del mercado, la Comisión calculó la prima de riesgo del mercado como el promedio aritmético de las primas de riesgo del mercado a partir de dos fuentes muy reconocidas en el ámbito financiero y empresarial.
                              
                                          —
                                       
                                       
                                          la principal fuente es la base de datos mundial de prima de riesgo del mercado desarrollada por el profesor Aswath Damodaran de la Universidad de Nueva York («base de datos Damodaran de prima de riesgo») (72),
                                       
                                    
                                          —
                                       
                                       
                                          la segunda es una base de datos de la prima de riesgo del mercado elaborada por el profesor Fernández de la IESE Business School de la Universidad de Navarra (73).
                                       
                                    Las conclusiones se resumen en el siguiente cuadro 6.
                              
                                 Cuadro 6
                              
                              
                                 Prima de riesgo del mercado — Hungría
                              
                              
                                           
                                       
                                       
                                          Diciembre 2014
                                       
                                       
                                          Febrero 2017
                                       
                                    
                                          Prima de riesgo del mercado — Damodaran
                                       
                                       
                                          8,84 
                                       
                                       
                                          8,05 
                                       
                                    
                                          Prima de riesgo del mercado — Fernández
                                       
                                       
                                          8,30 
                                       
                                       
                                          8,10 
                                       
                                    
                                          Promedio de la prima de riesgo del mercado
                                       
                                       
                                          8,57 
                                       
                                       
                                          8,08 
                                       
                                    
                        
                              —
                           
                           
                              Para calcular la beta, la Comisión utilizó la propuesta de Hungría que se recoge en la comunicación del PIEM a su valor nominal, es decir, 0,92 (74).
                           
                        
                              —
                           
                           
                              El coste de la deuda antes de impuestos correspondería a la tasa húngara libre de riesgo (el valor promedio durante los 12 meses naturales previos al momento objetivo) más una prima de riesgo por deuda comercial del 2,26 % aplicada a los bonos soberanos, que constituye una medida de la prima de riesgo de la deuda del país (75).
                           
                        
                              —
                           
                           
                              Se asumió que el apalancamiento del proyecto adoptó dos valores, del 50 % y el 40 %, tal como propuso Hungría, tanto en el estudio PIEM como en el análisis económico.
                           
                        
            
                  (213)
               
               
                  En el cuadro 7 se recogen las cifras del CMPC aportadas identificadas en el considerando 212 y los rangos del CMPC derivados. Para la evaluación se utiliza una columna aparte para cada período de tiempo relevante.
                  
                     Cuadro 7
                  
                  
                     Cálculo del CMPC ascendente
                  
                  
                              Aportaciones
                           
                           
                              Diciembre 2014
                           
                           
                              Febrero 2017
                           
                        
                              Tasa libre de riesgo Hungría
                           
                           
                              5,30  %
                           
                           
                              3,45  %
                           
                        
                              Prima de riesgo del mercado — Hungría
                           
                           
                              8,57  %
                           
                           
                              8,08  %
                           
                        
                              Beta
                           
                           
                              0,92 
                           
                           
                              0,92 
                           
                        
                              Retorno del capital
                           
                           
                              13,19  %
                           
                           
                              10,88  %
                           
                        
                              Prima de riesgo de la deuda comercial sobre rendimientos de los bonos soberanos húngaros
                           
                           
                              2,26  %
                           
                           
                              2,26  %
                           
                        
                              Rentabilidad de la deuda antes de impuestos
                           
                           
                              7,56  %
                           
                           
                              5,71  %
                           
                        
                              Tipo del impuesto de sociedades
                           
                           
                              19 %
                           
                           
                              19 %
                           
                        
                              Rentabilidad de la deuda después de impuestos
                           
                           
                              6,12  %
                           
                           
                              4,63  %
                           
                        
                              Apalancamiento (D/(D+E)) — Escenario I
                           
                           
                              50 %
                           
                           
                              50 %
                           
                        
                              Apalancamiento (D/(D+E)) — Escenario II
                           
                           
                              40 %
                           
                           
                              40 %
                           
                        
                              CMPC con apalancamiento I
                           
                           
                              9,66  %
                           
                           
                              7,75  %
                           
                        
                              CMPC con apalancamiento II
                           
                           
                              10,36  %
                           
                           
                              8,38  %
                           
                        
                              Rango del CMPC
                           
                           
                              9,66 -10,36  %
                           
                           
                              7,75 -8,38  %
                           
                        
            
                  (214)
               
               
                  Los elementos del CMPC que se presentan en el cuadro 7 implican un rango del [9,66-10,36 %] para diciembre de 2014 y del [7,75-8,38 %] para febrero de 2017 (76). No obstante, debe señalarse que la única aportación específica del sector a dichos cálculos es la beta de este (0,92). Por tanto, es poco probable que incluya la totalidad de la prima asociada a los riesgos mayores que implican los proyectos nucleares (véase la nota 68 a pie de página) y, por lo tanto, debe considerarse un límite inferior del riesgo real.
               
            
         Segunda metodología: evaluación comparativa
      
      
                  (215)
               
               
                  La Comisión está de acuerdo con Hungría en que para obtener un rango relevante correspondiente al CMPC del mercado un método alternativo consistiría en establecer una evaluación comparativa con referencias equiparables al proyecto Paks II. No obstante, por los motivos que se exponen en el considerando a), la Comisión consideró que las referencias y los rangos planteados por las autoridades húngaras no eran lo suficientemente sólidos. Por consiguiente, la Comisión ha desarrollado su propio análisis comparativo, que obtiene un CMPC de referencia específico para el sector y el país, a partir de la base de datos Damodaran (77)
                      (78), que utiliza tanto los datos de 2017 como los de 2014.
               
            
                  (216)
               
               
                  En concreto, este planteamiento sigue los tres pasos siguientes (las cifras correspondientes a los tres pasos se han calculado por separado tanto para diciembre de 2014 como para febrero de 2017):
                  
                              a)
                           
                           
                              el primer paso emplea la base de datos del CMPC por sectores de Damodaran para Europa Occidental a fin de identificar los costes de la deuda y el capital correspondientes a sectores de los que podría decirse que constituyen sustitutos adecuados del sector de la producción de energía nuclear (79).
                              Los sustitutos utilizados para el sector de producción de energía nuclear incluyen los sectores «energías limpias y renovables», «energía» y «servicios públicos (generales)» para la base de datos de 2017 y los sectores «energía» y «servicios públicos (generales)» para la base de datos de 2014 (80). Cualquier cifra del coste de la deuda y del capital calculada con arreglo a estos sectores puede considerarse una estimación conservadora para la central de Paks por dos motivos. En primer lugar, la base de datos Damodaran no hace distinciones entre segmentos regulados y no regulados en estos sectores. Paks II se encuentra en el segmento no regulado, lo cual implica un mayor riesgo y, por tanto, un mayor coste de los valores de deuda y capital que las empresas reguladas del mismo sector. En segundo lugar, debido a su gran tamaño y a su magnitud, las centrales nucleares plantean más riesgo que la empresa media de servicios públicos o de producción eléctrica (81).
                              En el cuadro 8 se recogen los costes de la deuda y el capital antes de impuestos extraídos directamente de la base de datos Damodaran del CMPC para Europa Occidental, así como los valores de beta por sector (82). El cuadro incluye además un promedio intersectorial correspondiente a estos sectores (83).
                              
                                 Cuadro 8
                              
                              
                                 Costes de la deuda (antes de impuestos) y por sector en Europa Occidental
                              
                              
                                          Año
                                       
                                       
                                          Coste
                                       
                                       
                                          Energías limpias y renovables
                                       
                                       
                                          Energía
                                       
                                       
                                          Servicios públicos (generales)
                                       
                                       
                                          Producción y servicios públicos (promedio)
                                       
                                    
                                          2014
                                       
                                       
                                          Deuda
                                       
                                       
                                          —
                                       
                                       
                                          5,90  %
                                       
                                       
                                          5,40  %
                                       
                                       
                                          5,65  %
                                       
                                    
                                          Renta variable
                                       
                                       
                                          —
                                       
                                       
                                          9,92  %
                                       
                                       
                                          9,84  %
                                       
                                       
                                          9,88  %
                                       
                                    
                                          β
                                       
                                       
                                          —
                                       
                                       
                                          1,09 
                                       
                                       
                                          1,08 
                                       
                                       
                                           
                                       
                                    
                                          2017
                                       
                                       
                                          Deuda
                                       
                                       
                                          4,41  %
                                       
                                       
                                          3,96  %
                                       
                                       
                                          3,96  %
                                       
                                       
                                          4,11  %
                                       
                                    
                                          Renta variable
                                       
                                       
                                          9,31  %
                                       
                                       
                                          9,82  %
                                       
                                       
                                          9,82  %
                                       
                                       
                                          9,65  %
                                       
                                    
                                          β
                                       
                                       
                                          1,01 
                                       
                                       
                                          1,08 
                                       
                                       
                                          1,08 
                                       
                                       
                                           
                                       
                                    
                        
                              b)
                           
                           
                              El segundo paso emplea la base de datos de la prima de riesgo Damodaran para calcular el promedio de las primas de riesgo del mercado de deuda y capital que requiere Hungría con respecto a los restantes países de Europa Occidental pertenecientes al subgrupo «Developed Europe» (Europa desarrollada) (véase la nota 77 a pie de página], tal como se establece en el cuadro 9, que cuenta con empresas que operan en sectores considerados en el cuadro 8 y que se incluyen en la base de datos del CMPC por sector (84). Esto deberá añadirse a las cifras de costes de deuda y capital que se presentan en el primer paso a).
                              
                                 Cuadro 9
                              
                              
                                 Primas de riesgo de Hungría
                              
                              
                                          (%)
                                       
                                    
                                          Año
                                       
                                       
                                          Prima de riesgo
                                       
                                       
                                          Europa desarrollada
                                       
                                       
                                          Hungría
                                       
                                       
                                          Diferencia
                                       
                                    
                                          2014
                                       
                                       
                                          Prima de riesgo país (renta fija)
                                       
                                       
                                          0,99 
                                       
                                       
                                          2,56 
                                       
                                       
                                          1,57 
                                       
                                    
                                          País prima de riesgo (renta variable)
                                       
                                       
                                          1,48 
                                       
                                       
                                          3,84 
                                       
                                       
                                          2,36 
                                       
                                    
                                          2017
                                       
                                       
                                          Prima de riesgo país (renta fija)
                                       
                                       
                                          1,06 
                                       
                                       
                                          1,92 
                                       
                                       
                                          0,86 
                                       
                                    
                                          País prima de riesgo (renta variable)
                                       
                                       
                                          1,30 
                                       
                                       
                                          2,36 
                                       
                                       
                                          1,06 
                                       
                                    
                        
                              c)
                           
                           
                              En el tercer paso, la correspondiente diferencia en las primas de riesgo país para Hungría identificada en el segundo paso b) se suma al coste de la deuda y el capital obtenidos en el primer paso a), con lo que se obtienen las cifras de coste de la deuda y el capital correspondientes a Hungría (85). Posteriormente se obtiene el CMPC de los dos niveles de apalancamiento propuestos por las autoridades húngaras. En el cuadro 10 se resumen los resultados.
                              
                                 Cuadro 10
                              
                              
                                 Coste de la deuda, capital y CMPC (*6) de Hungría
                              
                              
                                          (%)
                                       
                                    
                                          Año
                                       
                                       
                                          Coste
                                       
                                       
                                          D/
                                          (D+E)
                                       
                                       
                                          Energías limpias y renovables
                                       
                                       
                                          Energía
                                       
                                       
                                          Servicios públicos (generales)
                                       
                                       
                                          Producción y servicios públicos (promedio)
                                       
                                    
                                          2014
                                       
                                       
                                          Deuda antes de impuestos
                                       
                                       
                                           
                                       
                                       
                                           
                                       
                                       
                                          7,47 
                                       
                                       
                                          6,97 
                                       
                                       
                                          7,22 
                                       
                                    
                                          Deuda después de impuestos
                                       
                                       
                                           
                                       
                                       
                                           
                                       
                                       
                                          6,05 
                                       
                                       
                                          5,65 
                                       
                                       
                                          5,85 
                                       
                                    
                                          Renta variable
                                       
                                       
                                           
                                       
                                       
                                           
                                       
                                       
                                          12,50 
                                       
                                       
                                          12,40 
                                       
                                       
                                          12,45 
                                       
                                    
                                          CMPC
                                       
                                       
                                          50
                                       
                                       
                                           
                                       
                                       
                                          9,28 
                                       
                                       
                                          9,02 
                                       
                                       
                                          9,15 
                                       
                                    
                                          CMPC
                                       
                                       
                                          40
                                       
                                       
                                           
                                       
                                       
                                          9,92 
                                       
                                       
                                          9,70 
                                       
                                       
                                          9,81 
                                       
                                    
                                          2017
                                       
                                       
                                          Deuda antes de impuestos
                                       
                                       
                                           
                                       
                                       
                                          5,27 
                                       
                                       
                                          4,82 
                                       
                                       
                                          4,82 
                                       
                                       
                                          4,97 
                                       
                                    
                                          Deuda después de impuestos
                                       
                                       
                                           
                                       
                                       
                                          4,27 
                                       
                                       
                                          3,91 
                                       
                                       
                                          3,91 
                                       
                                       
                                          4,03 
                                       
                                    
                                          Renta variable
                                       
                                       
                                           
                                       
                                       
                                          10,38 
                                       
                                       
                                          10,97 
                                       
                                       
                                          10,97 
                                       
                                       
                                          10,77 
                                       
                                    
                                          CMPC
                                       
                                       
                                          50
                                       
                                       
                                          7,32 
                                       
                                       
                                          7,44 
                                       
                                       
                                          7,44 
                                       
                                       
                                          7,40 
                                       
                                    
                                          CMPC
                                       
                                       
                                          40
                                       
                                       
                                          7,93 
                                       
                                       
                                          8,15 
                                       
                                       
                                          8,14 
                                       
                                       
                                          8,07 
                                       
                                    
                        
            
                  (217)
               
               
                  Esta metodología sugiere un CMPC de proyecto para Paks II en el rango de entre el 9,15 y el 9,81 % para la decisión de inversión inicial de diciembre de 2014 y un rango de entre 7,40 y 8,07 % para febrero de 2017. Este rango se basa en los valores de apalancamiento de entre el 40 y el 50 % que se recogen en el estudio PIEM. También cabe señalar que es probable que fuese necesario ajustar al alza el límite inferior del 9,15 % correspondiente al CMPC para 2014 en caso de disponer de datos sobre «energías limpias y renovables» para 2014. Además, la incorporación explícita de una prima de riesgo adicional para las centrales nucleares (véase la nota 70 a pie de página) aumentaría ambos rangos.
               
            
         Conclusión sobre el CMPC
      
      
                  (218)
               
               
                  Las dos metodologías empleadas para calcular un valor de referencia del nivel del mercado para el CMPC dan lugar a intervalos que se solapan. En promedio, los valores globales correspondientes a 2017 son inferiores a los de 2014, lo cual refleja principalmente la valoración que hacen los mercados de la tasa húngara libre de riesgo. Los intervalos relevantes se resumen en el cuadro 11.
                  
                     Cuadro 11
                  
                  
                     Resumen sobre el CMPC
                  
                  
                              (%)
                           
                        
                               
                           
                           
                              Diciembre de 2014
                           
                           
                              Febrero de 2017
                           
                        
                              Planteamiento ascendente
                           
                           
                              9,66 -10,36 
                           
                           
                              7,75 -8,38 
                           
                        
                              Planteamiento de la evaluación comparativa
                           
                           
                              9,15 -9,81 
                           
                           
                              7,40 -8,07 
                           
                        
                              Rango global
                           
                           
                              9,15 -10,36 
                           
                           
                              7,40 -8,38 
                           
                        
                              Punto medio
                           
                           
                              9,76 
                           
                           
                              7,89 
                           
                        
            
                  (219)
               
               
                  El cuadro 11 indica las cifras del CMPC en el rango de entre el 9,15 y el 10,36 % para la decisión de inversión inicial de diciembre de 2014 y una cifra en el rango de entre el 7,40 y el 8,38 % para febrero de 2017. Todos estos valores del CMPC deberían considerarse conservadores, ya que no incluyen la prima de riesgo potencial que requieren los proyectos de centrales nucleares (86).
               
            5.1.1.2.   
            Valoración de la Comisión sobre la tasa interna de rentabilidad del proyecto
         
      
      
                  (220)
               
               
                  En su valoración de la tasa interna de rentabilidad la Comisión utilizó el modelo financiero presentado por Hungría. Concretamente, la Comisión aceptó la metodología utilizada en el modelo financiero, así como las aportaciones de este, salvo la previsión del precio de la electricidad, para el escenario central considerado. No obstante, la Comisión señala:
                  
                              a)
                           
                           
                              el valor de la tasa interna de rentabilidad es muy sensible a la previsión de precios elegida para el cálculo. Por ejemplo, si se aplica el tipo de cambio EUR/USD de noviembre de 2014 (87) en lugar del de octubre de 2015 (que fue el elegido por el Gobierno húngaro) para obtener la previsión del precio de la AIE de 2014 en EUR (a partir de datos de las previsiones recogidas en el WEO 2014 de la AIE), la tasa interna de rentabilidad del proyecto se reduce más de un 0,8 %. Esto hace necesario volver a evaluar la previsión de precios en la que se basa el cálculo de la tasa interna de rentabilidad del proyecto.
                           
                        
                              b)
                           
                           
                              El valor de la tasa interna de rentabilidad también es sensible a: i) el factor de carga (o índice de utilización) de los reactores de la central nuclear, ii) las distintas partidas de costes asociadas al proyecto, incluidos tanto los costes del propietario durante el período de construcción como los gastos posteriores de explotación y mantenimiento durante el período de funcionamiento, y iii) posibles retrasos en la construcción. Es necesario evaluar detenidamente la repercusión que tienen los cambios en estos factores mediante un análisis de sensibilidad que compruebe la solidez de los principales resultados, es decir, más allá de las variaciones menores examinadas por Hungría en el modelo financiero.
                           
                        
            
                  (221)
               
               
                  Por lo tanto, a fin de garantizar una mayor exactitud de los resultados de la estimación de la tasa interna de rentabilidad del proyecto, así como del análisis de sensibilidad y las comprobaciones de la solidez asociados, la Comisión hizo varios ajustes en los componentes empleados para el cálculo de la tasa interna de rentabilidad. En concreto, la Comisión revisó y completó las previsiones de precios presentadas por Hungría. Por otra parte, además de emplear los valores de los costes y el factor de carga propuestos por Hungría para el escenario central del modelo financiero, la Comisión incorporó también información remitida por las partes interesadas a fin de mejorar la exactitud de los resultados. Por último, la Comisión realizó una minuciosa prueba de sensibilidad de los resultados simulando cambios en todos los parámetros relevantes del modelo.
               
            
                  (222)
               
               
                  Al igual que el CMPC, los correspondientes rangos de la tasa interna de rentabilidad se calcularon tanto a partir de información disponible en febrero de 2017 (datos de 2017) como en el momento en que se tomó la decisión de inversión inicial, el 9 de diciembre de 2014 (datos de 2014).
               
            
         Previsiones de precios
      
      
                  (223)
               
               
                  Los puntos de partida para la evaluación de las previsiones de precios de la Comisión son las curvas de previsión de precios que se recogen en el gráfico 16 del análisis económico presentado por Hungría, junto con la previsión de precios basada en el WEO 2014 de la AIE utilizada por la Comisión en la Decisión de incoación. A fin de abarcar la totalidad del período de funcionamiento previsto de los reactores de Paks II, la Comisión amplió dichos gráficos para incluir únicamente aquellos que comprendían los períodos hasta 2030 y 2040 respectivamente, manteniendo constantes los niveles de precios previstos conforme a sus valores en la fecha de finalización (es decir, 2030 y 2040). Estas previsiones de precios se ilustran en el gráfico 14.
                  
                     Gráfico 14
                  
                  
                     Curvas de previsión del precio de la electricidad a largo plazo (EUR/MWh) (88)
                     
                  
                  
                     
                  
                              
                                 Fuente:
                              
                           
                           Estudio económico y modelo financiero (véase el considerando 69).
                        
            
                  (224)
               
               
                  La curva D del gráfico 14 fue utilizada por la Comisión en la Decisión de incoación para calcular la tasa interna de rentabilidad del proyecto. Por otra parte, la curva H representa una previsión del estudio del mercado del BMWi (Ministerio de Economía alemán) para 2014, la curva I representa una previsión del escenario de referencia del BMWi para 2014, la curva J representa la previsión del precio de la electricidad WEO 2014 de la AIE, y la conversión EUR/USD se ha hecho con el tipo de cambio promedio aproximado de 0,9 correspondiente a septiembre de 2015 (89). Los cálculos de la tasa interna de rentabilidad presentados por Hungría se basaban principalmente en dichas curvas H, I y J.
               
            
                  (225)
               
               
                  La Comisión realizó los ajustes siguientes en las curvas que se presentan en el gráfico 14. La curva J se corrigió con arreglo al tipo de cambio promedio EUR/USD disponible en el momento en que se dieron a conocer las previsiones basadas en el dólar estadounidense del WEO 2014 de la AIE, publicado en noviembre de 2014. En ese momento, el tipo de cambio promedio EUR/USD con respecto a los tres meses anteriores era de 0,79. La curva L del gráfico 15 también hace dicho ajuste (90).
               
            
                  (226)
               
               
                  Por otra parte, a fin de calcular la tasa interna de rentabilidad exacta para febrero de 2017, la Comisión representa las previsiones de precios incluidas en la publicación World Energy Outlook 2016 de la Agencia Internacional de Energía (WEO 2016 de la AIE) de 16 de noviembre de 2016 (91). Dado que las cifras originales se proporcionaron en dólares, la Comisión empleó el tipo de cambio promedio EUR/USD de 3 meses (de mediados de agosto a mediados de noviembre de 2016) de 0,9 relevante para la fecha de dicha publicación a fin de elaborar las cifras basadas en euros (92), (93). La curva M del siguiente gráfico 15 muestra la previsión este precio.
                  
                     Gráfico 15
                  
                  
                     Curvas de previsión del precio de la electricidad a largo plazo (EUR/MWh) (94)
                     
                  
                  
                     
                  
                              
                                 Fuente:
                              
                           
                           Estudio económico y modelo financiero (véase el considerando 69) y cálculos de la Comisión.
                        
            
                  (227)
               
               
                  Este gráfico aporta dos ideas principales. En primer lugar, al aplicar el tipo de cambio correcto a la conversión de los valores en dólares estadounidenses a valores en euros, las previsiones de precios del WEO 2014 de la AIE correspondientes a Europa pasan a ser aproximadamente un 12 % menores (la curva L se mantiene por debajo de la curva J). En segundo lugar, la previsión de precios del WEO 2016 de la AIE publicado en noviembre de ese año es en promedio algo más de un 20 % inferior a la previsión de precios recogida dos años antes en la misma publicación (curva L y curva M). Esto puede atribuirse al descenso de los precios de la electricidad en 2014 y 2016, así como los ajustes necesarios en la previsión (95). Por consiguiente, toda evaluación realizada relativa a la previsión de 2016, así como todo cálculo de la tasa interna de rentabilidad asociado, deberá tener en cuenta este descenso de las previsiones de precios y deberá centrarse en la curva M del gráfico 15 (96).
               
            
                  (228)
               
               
                  Con relación a las previsiones de precios hechas a partir del WEO de la AIE, cabe señalar que se basaron en la evaluación de «escenario de nuevas políticas» (97). Una evaluación exhaustiva también debería incluir los restantes escenarios analizados por el WEO de la AIE, como son el «escenario de políticas actuales» y el «escenario de precio bajo del petróleo» tal como hizo el estudio Candole con relación a las previsiones de precios del WEO 2015 de la AIE (98). Esto es importante, ya que la elección de una opción de política distinta da lugar a diferentes trayectorias de las previsiones de precios, tal como se muestra en el gráfico 12 y se reproduce en el siguiente gráfico 16.
                  
                     Gráfico 16
                  
                  
                     Curvas de previsión del precio de la electricidad a largo plazo (EUR/MWh)
                  
                  
                     
                  
                              
                                 Fuente:
                              
                           
                           Candole Partners.
                        
            
                  (229)
               
               
                  Los casos base (base), high (alto) y low (bajo) en el gráfico 16 corresponden al escenario de nuevas políticas, el escenario de políticas actuales y el escenario de precio bajo del petróleo del WEO 2015 de la AIE (véase también el considerando 128). En el gráfico 16 puede observarse que el escenario de políticas actuales predice unos precios futuros de la electricidad ligeramente mayores que los del escenario de nuevas políticas, mientras que el escenario de precio bajo del petróleo predice unos precios futuros de la electricidad mucho menores que los que recoge el escenario central de nuevas políticas (previsiones elaboradas en 2015). Un análisis de sensibilidad exhaustivo para el cálculo de la tasa interna de rentabilidad del proyecto Paks II debe tener esto en cuenta (99).
               
            
                  (230)
               
               
                  Por otra parte, para interpretar y valorar de forma exacta las cifras de previsión de los precios a largo plazo elaboradas por las distintas instituciones, estas deberían estar vinculadas a los precios futuros de los contratos de la electricidad firmados en las bolsas de energía, aunque esto último se refiera a plazos mucho más cortos, tal como puede observarse en el gráfico 12. Las curvas de precios del gráfico 13, que comparan los contratos de precios futuros alemanes y húngaros con la previsión de precios más baja del WEO de la AIE (la correspondiente al escenario de precio bajo del petróleo), sugieren que incluso las últimas previsiones de precios del WEO 2015 de la AIE pueden ser demasiado optimistas, debido a que es posible que sobrevaloren los precios futuros de la electricidad. De hecho, esto también debe tenerse en cuenta para determinar la tasa interna de rentabilidad del proyecto Paks II, así como cualquier análisis de sensibilidad que la respalde.
               
            
         Factor de carga, diversas partidas de costes y retrasos
      
      
                  (231)
               
               
                  A consecuencia de su gran tamaño, la complejidad de las obras de construcción y su prolongada vida útil, las centrales nucleares son objeto de incertidumbres relativas al factor de carga, el tiempo de construcción y diversas partidas de costes, entre otros aspectos. Esto incide a su vez de forma importante en la tasa interna de rentabilidad del proyecto.
               
            
                  (232)
               
               
                  La dificultad que implica la evaluación de estas incertidumbres se debe al hecho de que Paks II es una central nuclear de generación III+ y en la actualidad no hay ninguna con este diseño en funcionamiento (100). Por consiguiente, toda evaluación comparativa es hipotética. La diferencia tecnológica entre las centrales nucleares de generación III y de generación III+ es lo suficientemente grande para afirmar que las incertidumbres que se mencionan en el considerando 231 no afectan a Paks II.
               
            
         Factor de carga
      
      
                  (233)
               
               
                  Las estimaciones de la tasa interna de rentabilidad del Gobierno húngaro se basan en el supuesto de un factor de carga promedio de [90-95] % (*7) para Paks II. Esta cifra es mucho mayor que el factor de carga anual promedio del 72 % para todas las centrales nucleares del mundo, tal como se subraya en «The World Nuclear Industry — Status Report 2015» (WNISR2015) (101). A su vez, el WEO 2014 de la AIE constata en su Outlook for Nuclear Power (Perspectivas para la energía nuclear) que, entre 1980 y 2010, el factor promedio de capacidad mundial de los reactores pasó del 56 al 79 %. Esto se ha debido a una mejora de la gestión, que ha reducido de forma considerable los períodos de parada para las labores de mantenimiento y repostaje previstas. Los reactores con un mejor rendimiento registran factores de capacidad próximos al 95 %. No obstante, a medida que las centrales envejecen, es posible que sea difícil alcanzar estos elevados niveles, ya que es necesario realizar inspecciones y pruebas de los componentes con más frecuencia (102).
               
            
                  (234)
               
               
                  Cabe señalar que estos elevados niveles de carga pueden peligrar fácilmente a causa de incidentes que se tienen lugar durante la vida útil de la central. Por ejemplo, el incidente registrado en 2003 en el reactor 2 de Paks redujo su factor de carga promedio para el período 1990-2015 en prácticamente cinco puntos porcentuales, del 85,3 al 80,7 %.
               
            
                  (235)
               
               
                  Una dificultad adicional para que los dos nuevos reactores de Paks II mantengan un factor de carga superior al 90 % es que está previsto que funcionen simultáneamente con algunos de los reactores de Paks. El impacto medioambiental de la gran proximidad de ambas centrales nucleares al río Danubio puede hacer que durante los días cálidos de verano sea necesario reducir la producción de una de las centrales. Dado que se asume que los dos nuevos reactores de Paks II funcionarán de forma constante con un elevado factor de carga, esto provocará un descenso de la producción y de los ingresos para Paks, por lo que es necesario tener en cuenta este coste económico a la hora de evaluar la viabilidad económica del proyecto Paks II.
               
            
         Costes
      
      
                  (236)
               
               
                  Durante la vida útil de un proyecto a largo plazo los costes pueden desviarse de forma sustancial de los valores previstos a largo plazo presentados durante el plan de negocio inicial. Los motivos habituales para que esto suceda tienen que ver con que no se hayan incorporado todas las partidas de costes en el plan de negocio o con que se hayan utilizado hipótesis y estimaciones de costes excesivamente optimistas.
               
            
                  (237)
               
               
                  Dada la complejidad de estos proyectos, con frecuencia el coste real de la construcción de una central nuclear es mucho mayor de lo previsto. Por ejemplo, los costes de construcción de las centrales AREVA EPR de generación III+ en Francia y Finlandia prácticamente triplicaron los costes iniciales inscritos en el contrato de construcción (103). Los reactores Westinghouse AP1000 que se están construyendo en China y Estados Unidos también están sufriendo importantes sobrecostes próximos al 20 % e incluso mayores, y la central nuclear Rosatom AES-2006 de Bielorrusia ha visto prácticamente como se duplicaban sus costes de construcción iniciales (104).
               
            
                  (238)
               
               
                  Aunque en principio los contratos llave en mano con precio fijo pueden proporcionar protección al propietario ante el aumento de los costes de construcción, con frecuencia no cubren la totalidad de los costes de los nuevos reactores. Por consiguiente, los costes para el propietario, incluido el de obtención de los permisos necesarios, el de conexión a la red, el de gestión de residuos y clausura, así como los costes medioambientales, no son fijos y pueden aumentar. A su vez, el proveedor puede tomar la decisión de no asumir los costes adicionales tras superarse ciertos límites, y puede alegar que el aumento de los costes se debe a cambios solicitados por el propietario. Una disputa de este tipo podría acabar en arbitraje y ante los tribunales, con lo que se aumentarían todavía más los costes asociados a la inversión.
               
            
                  (239)
               
               
                  Además, aparentemente el plan de negocio de la central de Paks II contiene algunos supuestos de costes que podrían considerarse optimistas. Las comunicaciones de las partes interesadas apuntan a que las cifras provisionales podrían ser demasiado optimistas con respecto a las partidas siguientes:
                  
                              —
                           
                           
                              Refrigeración de la central nuclear: el modelo financiero asume un sistema de refrigeración con agua dulce tal como defiende Hungría, en lugar de un sistema basado en una torre de refrigeración, necesario en opinión del diputado al Parlamento Europeo, Sr. Jávor; el estudio de evaluación de impacto medioambiental del proyecto no presenta un análisis cuantitativo detallado de la relación coste-beneficio de ambos sistemas. También puede que sea necesario instalar una torre de refrigeración más costosa durante el período de funcionamiento en paralelo de ambas centrales (105).
                           
                        
                              —
                           
                           
                              Conexión a la red: el modelo financiero incluye una cifra total de [43 000-51 000] (*8) millones HUF o [124-155] millones EUR (*8), inferior a la cifra de 1 600 millones EUR planteada por el Sr. Jávor; ninguna de las partes proporcionó información detallada sobre el cálculo de dichas cifras.
                           
                        
                              —
                           
                           
                              Coste de la reserva: el modelo financiero no incluye ninguna partida que pueda asignarse a los costes de la repercusión que tendrá Paks II sobre el sistema eléctrico húngaro, como son sus requisitos de reserva adicionales; según el Sr. Jávor, la ley exigirá reservas adicionales a causa del gran tamaño de cada uno de los reactores de Paks II.
                           
                        
                              —
                           
                           
                              Costes de seguros: las pólizas que cubren los accidentes a gran escala que pueden provocar las centrales nucleares —accidentes que sobrepasan la base de diseño—, pueden tener un coste superior a los [15 000-20 000] (*8) millones HUF o [45-60] (*8) millones EUR indicados en el modelo financiero (106).
                           
                        
                              —
                           
                           
                              Costes de mantenimiento: durante la vida útil de la central no se prevén costes de reacondicionamiento; es posible que sea necesario incurrir en costes de reacondicionamiento a consecuencia del envejecimiento prematuro de algunos de los elementos de la central o a causa de que se produzcan incidentes o accidentes durante la vida útil de esta (107).
                           
                        
            
                  (240)
               
               
                  La Comisión constata que cualquier desvío provocado por las variables que se enumeran en el considerando 239 con respecto a las cifras facilitadas por Hungría presentadas en el plan de negocio de Paks II (y el modelo financiero) daría lugar a un descenso del valor de la tasa interna de rentabilidad del proyecto (108).
               
            
         Retrasos potenciales
      
      
                  (241)
               
               
                  La construcción de centrales nucleares es propensa a sufrir retrasos, lo cual aumenta los tiempos de construcción (109). Entre los principales motivos de los retrasos se incluyen problemas de diseño, falta de personal cualificado, pérdida de conocimientos especializados, problemas en la cadena de suministro, mala planificación y problemas derivados de ser la primera de su tipo (110), (111).
               
            
                  (242)
               
               
                  Con relación a los retrasos en la construcción, las dos primeras centrales de generación III+ encargadas y construidas, la de Oikiluoto-3 en Finlandia (inicio de la construcción: 2005) y la de Flamanville en Francia (inicio de la construcción: 2007) sufrieron retrasos de más de cinco años cada una (112). Ambas centrales son modelos AREVA EPR.
               
            
                  (243)
               
               
                  Los cuatro proyectos de generación III+ AES-2006 de Rosatom en Rusia, cuya construcción comenzó entre 2008 y 2010, también sufrieron retrasos, tal como se describe en el cuadro 3 del considerando 99. Por ejemplo, la construcción de uno de los dos reactores V-491 (el diseño de Paks II) en la fase II de Leningrado en San Petersburgo (cuya puesta en servicio estaba prevista inicialmente para octubre de 2013) se vio interrumpida cuando una estructura de acero de contención se hundió el 17 de julio de 2011 (113), por lo que actualmente su puesta en servicio se prevé para mediados de 2017, mientras que la puesta en servicio del otro reactor estaba prevista para 2016 y actualmente se cree que no estará operativa hasta 2018 (114). La construcción de otro reactor en Niemen (Kaliningrado) fue suspendida en 2013 (115).
               
            
                  (244)
               
               
                  A consecuencia de ello, la historia reciente de la construcción de centrales de generación III+ sugiere que no es extraño que se produzcan retrasos durante la construcción (116). Esto a su vez, incide en la tasa interna de rentabilidad. La repercusión que esto tiene únicamente puede reducirse en cierta medida estipulando el pago de indemnizaciones por daños y perjuicios en determinadas circunstancias.
               
            
         Cálculo de la tasa interna de rentabilidad
      
      
                  (245)
               
               
                  La Comisión utilizó el modelo financiero presentado por Hungría para calcular los rangos de los valores adecuados de la tasa interna de rentabilidad correspondientes a diciembre de 2014 y febrero de 2017. En particular, la Comisión:
                  
                              —
                           
                           
                              como punto de partida se basó en las cifras de costes incluidas en el modelo financiero del Gobierno húngaro;
                           
                        
                              —
                           
                           
                              actualizó las curvas de previsión de precios del modelo financiero de conformidad con las partidas tratadas en la subsección sobre previsiones de precios (véanse los considerandos 223-230) —se utilizaron las curvas de previsión de precios H, I y L para calcular la tasa interna de rentabilidad de diciembre de 2014 y la curva de previsión de precios M para calcular la tasa interna de rentabilidad de febrero de 2017—;
                           
                        
                              —
                           
                           
                              elaboró un análisis de sensibilidad conforme al método Monte Carlo para obtener los rangos correspondientes a las cifras de la tasa interna de rentabilidad para los dos momentos en cuestión, diciembre de 2014 y febrero de 2017 (117).
                           
                        
            
                  (246)
               
               
                  El análisis de sensibilidad basado en el método Monte Carlo se utilizó para calcular las desviaciones de la tasa interna de rentabilidad con respecto su valor central tras registrarse pequeños cambios en los valores de las diversas aportaciones al modelo. Se asumieron las siguientes desviaciones de los valores aportados por Hungría:
                  
                              —
                           
                           
                              pequeñas desviaciones simétricas correspondientes a la inflación futura, el tipo de cambio de divisas, los gastos de funcionamiento, los costes del combustible, los gastos de capital en mantenimiento, los costes de gestión de residuos y desmantelamiento, la vida útil prevista y la curva de previsión de precios utilizada (118);
                           
                        
                              —
                           
                           
                              pequeñas desviaciones asimétricas correspondientes a las tasas futuras de tiempo fuera de servicio —las desviaciones a la baja están limitadas por la utilización plena de la capacidad (100 %) y se consideran menores que las desviaciones al alza con respecto al valor de base [5-10] % (**)(es decir el [90-95] % (**) de la utilización de la capacidad) (119)—;
                           
                        
                              —
                           
                           
                              en el análisis Monte Carlo no se incluyeron los retrasos en el proyecto debido al tratamiento incompleto que se hace de los retrasos en el modelo financiero (véase el considerando 249).
                           
                        El gráfico 17 y el gráfico 18 que figuran a continuación muestran las distribuciones de los valores de la tasa interna de rentabilidad del proyecto correspondientes a los dos períodos de la evaluación. En cada uno de los casos el resultado se basa en 10 000 simulaciones (120).
               
            
                  (247)
               
               
                  Para diciembre de 2014, la distribución de la tasa interna de rentabilidad estimada se centra en el 8,79 %, mientras que el 90 % de los valores de la tasa interna de rentabilidad calculados se encuentran dentro del intervalo [8,20- 9,36 %].
                  
                     Gráfico 17
                  
                  
                     Valores de la tasa interna de rentabilidad correspondientes a diciembre de 2014
                  
                  
                     
                  
                              
                                 Fuente:
                              
                           
                           cálculos de la Comisión.
                        
            
                  (248)
               
               
                  Para febrero de 2017, la distribución de la tasa interna de rentabilidad estimada se centra en torno al 7,35 %, mientras que el 90 % de los valores de la tasa interna de rentabilidad calculados se encuentran dentro del intervalo [6,79- 7,90 %] (121).
                  
                     Gráfico 18
                  
                  
                     Valores de la tasa interna de rentabilidad correspondientes a febrero de 2017
                  
                  
                     
                  
                              
                                 Fuente:
                              
                           
                           cálculos de la Comisión.
                        
            
                  (249)
               
               
                  Cabe señalar que la repercusión de los posibles retrasos no se ha incluido en los cálculos de la tasa interna de rentabilidad en los que se basan el gráfico 17 y el gráfico 18. Esto se debe principalmente al tratamiento incompleto que se hace de los retrasos en el modelo financiero. En particular, el modelo financiero permite los tipos de retrasos siguientes:
                  
                              —
                           
                           
                              retrasos que ya se habían producido antes del comienzo de los trabajos de construcción [que en el modelo financiero figuran como «during construction» (durante la construcción);
                           
                        
                              —
                           
                           
                              los retrasos que se produjeron después de haber concluido los trabajos de construcción [que en el modelo financiero figuran como «post contract price expenditure» (gasto posterior al precio del contrato).
                           
                        
            
                  (250)
               
               
                  Tal como señala la Comisión, estos dos escenarios de retrasos que se incluyen en el modelo financiero son básicos y por lo tanto no pueden emplearse para elaborar un modelo adecuado del verdadero impacto de los tipos de retrasos más comunes, por ejemplo cuando se producen retrasos de distintas duraciones en distintas fases del período de construcción (122).
               
            
                  (251)
               
               
                  Los rangos de la tasa interna de rentabilidad correspondientes a los dos momentos relevantes a la evaluación se resumen a continuación en el cuadro 12. La tasa interna de rentabilidad estimada es menor en el caso de febrero de 2017 debido a un descenso en la previsión del precio de la electricidad entre 2014 y 2017. Sin embargo, ambas estimaciones pueden considerarse conservadoras, teniendo en cuenta que determinados elementos cualitativos descritos en los considerandos 238 y 239, así como las carencias de las estimaciones de las autoridades húngaras, no pueden incorporarse de forma cuantitativa al modelo financiero.
                  
                     Cuadro 12
                  
                  
                     Resumen sobre la tasa interna de rentabilidad
                  
                  
                              (%)
                           
                        
                               
                           
                           
                              Diciembre de 2014
                           
                           
                              Febrero de 2017
                           
                        
                              Rango
                           
                           
                              8,20 -9,36 
                           
                           
                              6,79 -7,90 
                           
                        
                              Punto medio
                           
                           
                              8,79 
                           
                           
                              7,35 
                           
                        
            5.1.1.3.   
            Evaluación del LCOE por parte de la Comisión
         
      
      
                  (252)
               
               
                  En aras de la exhaustividad y a fin de reflejar toda la información presentada por Hungría (véanse los considerandos 69, 81 y 82), la Comisión también consideró brevemente la viabilidad económica de Paks II usando la medida del LCOE (véase la sección 3.1.1.3).
               
            
                  (253)
               
               
                  Para evaluar el LCOE de una central húngara como la de Paks II, la Comisión se basó en el estudio OCDE/AIE/AEN de 2015 (véase el considerando 81). En dicho estudio se calculó que el LCOE de una central nuclear húngara es de 80,95 EUR/MWh para un tipo de interés del 7 % y de 112,45 EUR/MWh para un tipo de interés del 10 %, teniendo en cuenta un factor de carga del 85 % (123). Debido a que estas cifras se publicaron en agosto de 2015, únicamente pueden emplearse para evaluar el LCOE de 2017, pero no el de 2014.
               
            
                  (254)
               
               
                  La Comisión constata que al aumentar el factor de carga a [90-95] % (*9)—cifra central del factor de carga que figura en las comunicaciones de Hungría—, las cifras del LCOE indicadas en el considerando anterior cambian a 74 EUR/MWh y 103 EUR/MWh respectivamente (124).
               
            
                  (255)
               
               
                  Basándose en lo anterior, la Comisión llega a la conclusión de que el LCOE de una central nuclear húngara es superior a 74 EUR/MWh, cifra que a su vez es mayor que la previsión de precios de 73 EUR/MWh calculada en 2015 o la previsión de precios de 68 EUR/MWh calculada en 2016 (125).
               
            5.1.1.4.   
            Conclusiones sobre la ventaja económica
         
      
      
                  (256)
               
               
                  La Comisión emplea las estimaciones del CMPC y la tasa interna de rentabilidad obtenidas de las secciones 5.1.1.1 y 5.1.1.2 para evaluar si se cumple el PIEM. En el siguiente cuadro 13 se resume la información relevante a ambos momentos:
                  
                     Cuadro 13
                  
                  
                     Comparación del CMPC y la tasa interna de rentabilidad
                  
                  
                              (%)
                           
                        
                               
                           
                           
                              Diciembre de 2014
                           
                           
                              Febrero de 2017
                           
                        
                              Rango del CAMPC
                           
                           
                              9,15 -10,36 
                           
                           
                              7,40 -8,35 
                           
                        
                              Rango de la tasa interna de rentabilidad
                           
                           
                              8,20 -9,36 
                           
                           
                              6,79 -7,90 
                           
                        
                              Punto medio el CMPC
                           
                           
                              9,76 
                           
                           
                              7,88 
                           
                        
                              Valor central de la tasa interna de rentabilidad
                           
                           
                              8,79 
                           
                           
                              7,35 
                           
                        
                              Porcentaje de casos con tasa interna de rentabilidad simulada en que la tasa <mín.(CMPC)
                           
                           
                              85
                           
                           
                              55
                           
                        
            
                  (257)
               
               
                  El cuadro 13 recoge los siguientes datos clave:
                  
                              —
                           
                           
                              el valor central de la tasa interna de rentabilidad es notablemente inferior al punto medio del rango del CMPC (8,79 % frente al 9,66 % y 7,35 % frente al 7,88 %) en ambos períodos;
                           
                        
                              —
                           
                           
                              el valor central de la tasa interna de rentabilidad es incluso menor que el límite inferior del rango del CMPC (8,79 % frente al 9,15 % y 7,35 % frente al 7,40 %) en ambos períodos;
                           
                        
                              —
                           
                           
                              En la mayoría de los casos, la tasa interna de rentabilidad es inferior al correspondiente rango del CMPC, es decir, en la mayoría de los casos los valores estimados de la tasa interna de rentabilidad obtenidos de la simulación Monte Carlo son menores que el límite inferior del rango CMPC (85 % para diciembre de 2014 y 55 % para febrero de 2017) (126), (127).
                           
                        
            
                  (258)
               
               
                  La Comisión destaca que dichos resultados son conservadores teniendo en cuenta que:
                  
                              —
                           
                           
                              la Comisión no tiene medios para evaluar con exactitud la posibilidad de que se produzcan costes adicionales, en concreto de la magnitud planteada en las observaciones de las partes interesadas recibidas tras publicarse la Decisión de incoación; las variaciones de costes incluidas en las simulaciones Monte Carlo fueron mucho menores que las sugeridas en las observaciones;
                           
                        
                              —
                           
                           
                              las previsiones de precios para los escenarios de futuros precios bajos del petróleo planteadas en las observaciones recibidas por la Comisión no se incluyeron en el análisis de sensibilidad, ni se introdujo ninguna corrección para tener en cuenta la desviación de los precios futuros de los contratos de la electricidad firmados en las bolsas de energía con respecto a las previsiones de precios tenidas en cuenta;
                           
                        
                              —
                           
                           
                              no se incluyó ninguna prima de riesgo para las centrales nucleares además de las primas de riesgo estándar aplicadas a la producción de energía y a los servicios públicos;
                           
                        
                              —
                           
                           
                              en el caso de 2014, en el análisis de referencia del CMPC no se incluyeron estimaciones correspondientes al CMPC para el sector de «energías limpias y renovables».
                           
                        Esto indica que, en realidad, es muy probable que la diferencia potencial entre los valores de la tasa interna de rentabilidad y los valores del CMPC correspondientes a cada uno de los momentos sea incluso mayor.
               
            
                  (259)
               
               
                  Por otra parte, los cálculos en los que se basa la estimación para la tasa interna de rentabilidad del proyecto, combinados con los valores estimados del CMPC, también pueden utilizarse para cuantificar el valor actual neto (VAN) de las pérdidas totales que está previsto que se acumulen durante la vida útil del proyecto como si estuviese financiado por un inversor en una economía de mercado. En concreto, se prevé que el proyecto generará unas pérdidas de 600 millones EUR partiendo de la hipótesis de base de un CMPC de mercado del 7,88 % y una tasa interna de rentabilidad del 7,35 %, que constituyen los valores medios de los datos de 2017 (128).
               
            
                  (260)
               
               
                  Por otra parte, además de la comparativa entre el CMPC y la tasa interna de rentabilidad, el breve análisis del LCOE llevado a cabo confirmó también que el coste normalizado de la electricidad producida por Paks II no se cubriría con los precios previstos.
               
            
                  (261)
               
               
                  Basándose en estos resultados, la Comisión extrae la conclusión de que el proyecto no produciría rendimientos suficientes para cubrir los costes de un inversor privado que únicamente pudiera obtener financiación a precios de mercado. Aunque los datos de febrero de 2017 son los más relevantes para llevar a cabo la prueba del PIEM, los resultados obtenidos del análisis de estos datos son válidos incluso si dicho análisis se realiza utilizando datos disponibles en el momento en que se tomó la decisión de inversión inicial, en diciembre de 2014.
               
            
                  (262)
               
               
                  Basándose en la evaluación desarrollada, la Comisión llega a la conclusión de que un inversor privado no habría invertido en el proyecto con esas mismas condiciones. En consecuencia, dado que Paks II se beneficia plenamente de un activo nuevo que tiene un valor económico, la Comisión considera que la medida implica una ventaja económica para Paks II.
               
            5.1.2.   TRANSFERENCIA DE FONDOS ESTATALES E IMPUTABILIDAD
      
                  (263)
               
               
                  Tal como se expone en la Decisión de incoación, Hungría financiaría la construcción del proyecto con fondos estatales, de los que el 80 % es un préstamo de la Federación de Rusia y el 20 % procede de fondos propios húngaros. Tal como se expone en el acuerdo intergubernamental de financiación, Hungría financiaría directamente todas las inversiones necesarias para encargar, diseñar y construir los reactores 5 y 6. Por consiguiente, la Comisión concluye que la medida implicaría una transferencia de recursos por parte del Estado húngaro.
               
            
                  (264)
               
               
                  La Comisión recuerda asimismo que la medida es atribuible a dicho Estado, puesto que Hungría ha tomado la decisión de invertir en el proyecto y decidirá si desembolsar los fondos necesarios para abonar el precio de compra del contrato EPC y financiar los dos nuevos reactores de Paks II con cargo a fondos propios.
               
            5.1.3.   SELECTIVIDAD
      
                  (265)
               
               
                  Una medida se considera selectiva cuando solo favorece a determinadas empresas o producciones. La Comisión reitera que la medida es selectiva debido a que únicamente afecta a una empresa en la medida en que Hungría, mediante la Resolución 1429/2014 del Gobierno (VII. 31), designó a Paks II como organización autorizada húngara, que será el propietario de los nuevos reactores nucleares y se encargará de explotarlos. Por lo tanto, se considera que la ventaja es selectiva.
               
            5.1.4.   EFECTO SOBRE EL COMERCIO Y FALSEAMIENTO DE LA COMPETENCIA
      
                  (266)
               
               
                  Tal como señaló la Comisión en la Decisión de incoación, el mercado de la electricidad de la Unión está liberalizado y los productores de electricidad realizan intercambios comerciales entre Estados miembros. Por otra parte, las infraestructuras eléctricas húngaras muestran una fortaleza relativa, ya que cuentan con interconexiones sólidas (que equivalen al 30 % de su capacidad instalada interna) con los Estados miembros vecinos. Pese a que Hungría es un importador neto, tal como ilustra el gráfico 5 del considerando 49, también exporta electricidad no solo al mercado diario asociado checo-eslovaco-húngaro-rumano (en funcionamiento desde 2014) sino también a Austria y a Croacia.
               
            
                  (267)
               
               
                  La medida notificada permitiría desarrollar una considerable capacidad que, de otro modo, podría haber sido objeto de la inversión privada de otros operadores del mercado, ya sean húngaros o de otros Estados miembros, mediante tecnologías alternativas. Además, puesto que el comercio de electricidad es transfronterizo, cualquier ventaja selectiva para una empresa puede afectar a los intercambios comerciales dentro de la Unión.
               
            
                  (268)
               
               
                  Por consiguiente, la Comisión reitera que la medida amenaza falsear la competencia.
               
            5.1.5.   CONCLUSIÓN SOBRE LA EXISTENCIA DE AYUDA ESTATAL
      
                  (269)
               
               
                  Teniendo en cuenta que la Comisión concluye que la medida implica una ventaja económica para Paks II y que se dan el resto de los elementos necesarios para que exista ayuda estatal, la Comisión considera que, mediante el proyecto, el Estado húngaro está otorgando una ayuda a Paks II, que constituye ayuda estatal a tenor del artículo 107, apartado 1, del TFUE.
               
            5.2.   LEGALIDAD DE LA AYUDA
      
      
                  (270)
               
               
                  Como constató en la Decisión de incoación (considerando 116), la Comisión mantiene su afirmación de que aunque ya se hayan firmado una serie de contratos y se haya tomado la decisión de inversión inicial, todavía debe adaptarse la decisión de inversión definitiva por la que Paks II encarga de forma irrevocable las obras de construcción de los dos nuevos reactores, y hasta el momento no se ha realizado ningún pago con arreglo al contrato EPC. Por lo tanto, al notificar la medida antes de su aplicación, Hungría ha cumplido su obligación de suspensión con arreglo al artículo 108, apartado 3, del TFUE.
               
            5.3.   COMPATIBILIDAD
      
      
                  (271)
               
               
                  Puesto que se consideró que la medida implica ayuda estatal, la Comisión ha analizado con más detenimiento si esta podía considerarse compatible con el mercado interior.
               
            
                  (272)
               
               
                  La Comisión observa que aunque Hungría considera que la medida no constituye ayuda estatal, no obstante presentó argumentos relativos a la compatibilidad de la medida con el mercado interior como respuesta a la Decisión de incoación y a las observaciones de terceros recibidas por la Comisión tras publicarse la Decisión de incoación (véase la sección 3.2).
               
            5.3.1.   BASE JURÍDICA DE LA EVALUACIÓN
      
                  (273)
               
               
                  Tal como se expone en la sección 3.3.1 de la Decisión de incoación, la Comisión puede declarar una medida compatible directamente con arreglo al artículo 107, apartado 3, letra c), del TFUE si contribuye a la consecución de un objetivo común, es necesaria y proporcionada para la consecución de dicho objetivo y no afecta de forma adversa a las condiciones de los intercambios en forma contraria al interés común.
               
            
                  (274)
               
               
                  La medida debe cumplir las condiciones siguientes: i) tiene por objeto facilitar el desarrollo económico de determinadas actividades o regiones, de conformidad con el artículo 107, apartado 3, letra c), del TFUE; ii) está dirigida a lograr una mejora importante que el mercado no pueda aportar por sí solo (por ejemplo, abordar una deficiencia del mercado); iii) la medida de ayuda propuesta será un instrumento político adecuado para alcanzar el objetivo de interés común; iv) tiene un efecto incentivador; v) es proporcional a las necesidades conforme a las cuales se adopta, y vi) no falsea de forma indebida la competencia ni los intercambios comerciales entre los Estados miembros.
               
            
                  (275)
               
               
                  En su respuesta a la Decisión de incoación, las autoridades húngaras argumentaron que las normas sobre ayudas estatales, y en concreto la prohibición general de otorgar ayudas estatales, no se aplican a las medidas contempladas en el Tratado Euratom.
               
            
                  (276)
               
               
                  La Comisión reconoce que la inversión analizada constituye una actividad industrial incluida en el ámbito de aplicación del Tratado Euratom (véase su anexo II); no obstante, este hecho concreto no impide que se apliquen los artículos 107 y 108 del TFUE a la hora de evaluar el método de financiación de dicha actividad.
               
            
                  (277)
               
               
                  De hecho, aunque el artículo 2, letra c), del Tratado Euratom establece la obligación de la Unión de facilitar las inversiones en el ámbito de la energía nuclear y su artículo 40 obliga la Unión a publicar programas ilustrativos a fin de facilitar el desarrollo de inversiones en energía nuclear, dicho Tratado no prevé una norma concreta para controlar la financiación de dichas inversiones por parte de un Estado miembro. Con arreglo al artículo 106 bis, apartado 3, del Tratado Euratom, las disposiciones del TFUE no podrán establecer exenciones a las disposiciones del Tratado Euratom.
               
            
                  (278)
               
               
                  De hecho, los artículos 107 y 108 del TFUE no establecen exenciones a ninguna de las disposiciones del Tratado Euratom, ya que en este no se prevén normas de control de las ayudas estatales distintas, y el control de las ayudas estatales que aplica la Comisión de conformidad con los artículos 107 y 108 del TFUE tampoco impide el cumplimiento del objetivo de promover nuevas inversiones en energía nuclear recogido en el Tratado Euratom.
               
            5.3.2.   CONFORMIDAD CON EL DERECHO DE LA UNIÓN AL MARGEN DE LAS NORMAS SOBRE AYUDAS ESTATALES
      
                  (279)
               
               
                  Fueron muchas las partes interesadas que presentaron observaciones relativas al cumplimiento de la medida con arreglo a las Directivas 2014/24/UE y 2014/25/UE (en especial con esta última, debido a las normas específicas para el sector) y el artículo 8 de la Directiva 2009/72/CE (Directiva sobre la electricidad); por consiguiente, la Comisión ha valorado en qué medida podría afectar una (posible) incompatibilidad con las disposiciones de las Directivas 2014/24/UE y 2014/25/UE y el artículo 8 de la Directiva 2009/72/CE la adjudicación directa de un contrato a una empresa para la construcción de los dos nuevos reactores de Paks II a la evaluación de la ayuda estatal con arreglo al artículo 107, apartado 3, letra c), del TFUE.
               
            
                  (280)
               
               
                  Según reiterada jurisprudencia, «cuando la Comisión sigue el procedimiento en materia de ayudas estatales, está obligada, en virtud del sistema general del Tratado, a respetar la coherencia entre las disposiciones que regulan las ayudas estatales y las disposiciones específicas diferentes de las relativas a las ayudas estatales y, de este modo, a apreciar la compatibilidad de la ayuda en cuestión con esas disposiciones específicas. No obstante, tal obligación solo se impone a la Comisión en relación con las modalidades de una ayuda tan indisolublemente vinculadas con el objeto de la ayuda que sea imposible evaluarlas por separado. […] En efecto, la obligación por parte de la Comisión de pronunciarse, de forma definitiva, con independencia de cuál sea el vínculo entre la modalidad de la ayuda y el objeto de la ayuda en cuestión, en el marco de un procedimiento en materia de ayudas, sobre la existencia o la inexistencia de una infracción de otras disposiciones de Derecho de la Unión distintas de las contempladas en los artículos 107 TFUE y 108 TFUE, […] sería contraria, por una parte, a las normas y garantías de procedimiento —en parte muy divergentes y que pueden tener diferentes consecuencias jurídicas— que son propias de los procedimientos especialmente previstos para el control de la aplicación de estas disposiciones y, por otra parte, al principio de autonomía de los procedimientos administrativos y de las distintas vías de recurso. […] De este modo, si la modalidad de la ayuda en cuestión está indisolublemente vinculada al objeto de la ayuda, su compatibilidad con las disposiciones distintas de las relativas a las ayudas estatales será apreciada por la Comisión a través del procedimiento previsto en el artículo 108 TFUE y esta apreciación podrá dar lugar a una declaración de incompatibilidad de la ayuda en cuestión con el mercado interior. Por el contrario, si la modalidad en cuestión puede desvincularse del objeto de la ayuda, la Comisión no está obligada a apreciar su conformidad con las disposiciones distintas de las relativas a las ayudas estatales en el marco del procedimiento previsto por el artículo 108 TFUE» (129).
               
            
                  (281)
               
               
                  Teniendo en cuenta lo anterior, en lo referente a la medida notificada, su evaluación de la compatibilidad podría verse afectada por un posible incumplimiento de la Directiva 2014/25/UE si se produjese un falseamiento adicional de la competencia y los intercambios comerciales en el mercado de la electricidad (mercado en el que estará activa el beneficiario de la ayuda —Paks II —).
               
            
                  (282)
               
               
                  Con respecto a este punto, la Comisión observa que la Directiva 2014/25/UE es relevante en lo que se refiere a la adjudicación directa de las obras de construcción de los dos nuevos reactores a una empresa concreta. En el asunto que nos ocupa, pese a que por medio del acuerdo intergubernamental se han adjudicado directamente las obras de construcción de los dos reactores a NIAEP, empresa activa en el sector de la construcción nuclear, esta no es el beneficiario de la ayuda. De hecho, el beneficiario de la ayuda es Paks II, una operadora del mercado de la electricidad, que será el propietario de los dos nuevos reactores y se encargará de explotarlos. Como ya se manifestó en la Decisión de incoación, no se considera que NIAEP sea beneficiaria potencial de la medida objeto de examen.
               
            
                  (283)
               
               
                  Por tanto, en el asunto objeto de examen, la posible inobservancia de las normas de contratación pública podría tener efectos de falseamiento del mercado de las obras de construcción de centrales nucleares. No obstante, el objeto de las ayudas a la inversión a Paks II es permitirle producir electricidad sin tener que asumir los costes de la inversión en la construcción de las instalaciones nucleares. Por consiguiente, no se ha identificado ningún efecto falseador adicional sobre la competencia y los intercambios comerciales en el mercado de la electricidad que pudiera derivarse del incumplimiento de la Directiva 2014/25/UE en lo referente a la adjudicación directa de las obras de construcción a NIAEP.
               
            
                  (284)
               
               
                  Por consiguiente, dado que no existe un vínculo indisoluble entre el posible incumplimiento de la Directiva 2014/25/UE y el objeto de la ayuda, puede que la evaluación de compatibilidad de la ayuda no se vea afectada por este posible incumplimiento.
               
            
                  (285)
               
               
                  En cualquier caso, la Comisión ha evaluado la conformidad de Hungría con la Directiva 2014/25/UE en un procedimiento aparte cuya conclusión preliminar basada en la información disponible es que los procedimientos establecidos en dicha Directiva no podrían aplicarse a la atribución de obras de construcción de dos reactores con arreglo a su artículo 50, letra c).
               
            
                  (286)
               
               
                  En lo que se refiere al posible incumplimiento del artículo 8 de la Directiva 2009/72/CE, la Comisión considera que el requisito de aplicar un procedimiento de licitación o cualquier procedimiento equivalente en cuanto a transparencia y no discriminación para la obtención de capacidad nueva no es absoluto. De hecho, la primera frase del artículo 8, apartado 1, requiere que los Estados miembros establezcan en su legislación nacional la posibilidad de recurrir a un procedimiento de licitación para obtener capacidad nueva. Hungría ha cumplido este requisito al incorporarlo en su Ley de la electricidad (130). Además, con arreglo a la segunda frase del artículo 8, apartado 1, no deberá exigirse un procedimiento de licitación si la capacidad de producción que va a construirse con arreglo al procedimiento de autorización establecido en el artículo 7 de la Directiva 2009/72/CE fuese suficiente para garantizar la seguridad de abastecimiento. Este es el asunto que nos ocupa: el proyecto ha sido autorizado (con arreglo al procedimiento de autorización descrito en el artículo 7) precisamente para cubrir, entre otros aspectos, la brecha futura prevista en la potencia instalada total del país y la Comisión no dispone de elementos que indiquen que la capacidad instalada sería insuficiente. Por consiguiente, no parece aplicarse a este proyecto el requisito de un procedimiento de licitación o equivalente con arreglo al artículo 8 de la Directiva 2009/72/CE. Habida cuenta de lo anterior, la Comisión no dispone de elementos suficientes que apunten a que pueda aplicarse el artículo 8 de la Directiva 2009/72/CE.
               
            
                  (287)
               
               
                  Por consiguiente, la Comisión considera que la evaluación de la medida notificada con arreglo a las normas sobre ayudas estatales no se ve afectada por el cumplimiento de otras disposiciones del Derecho de la Unión.
               
            5.3.3.   OBJETIVO DE INTERÉS COMÚN
      
                  (288)
               
               
                  Tal como se expone en la sección 3.3.2 de la Decisión de incoación, la medida debe tener por objeto conseguir un objetivo bien definido de interés común. Cuando la Unión reconoce un objetivo como de interés común para los Estados miembros, se infiere que se trata de un objetivo de interés común.
               
            
                  (289)
               
               
                  La Comisión observó que la medida implica apoyo específico a la tecnología nuclear. En este sentido, la Comisión señaló que el artículo 2, letra c), del Tratado Euratom dispone que la Unión deberá «facilitar las inversiones y garantizar, fomentando especialmente las iniciativas de las empresas, el establecimiento de las instalaciones básicas necesarias para el desarrollo de la energía nuclear en la Comunidad».
               
            
                  (290)
               
               
                  La Comisión estimó que, por lo tanto, podría considerarse que la ayuda a la inversión a Paks II prevista por Hungría con el objeto de promover la energía nuclear persigue el objetivo de interés común mediante la promoción de nuevas inversiones en energía nuclear.
               
            
                  (291)
               
               
                  Varias partes interesadas han presentado observaciones en las que se afirma que las inversiones de Hungría en energía nuclear con arreglo al Tratado Euratom no pueden considerarse un objetivo de interés común.
               
            
                  (292)
               
               
                  Sin embargo, la Comisión considera que las disposiciones del Tratado Euratom fueron confirmadas expresamente mediante el Tratado de Lisboa y, por lo tanto, no puede considerarse que el Tratado Euratom este desfasado ni anticuado y no pueda aplicarse. Las partes del Tratado de Lisboa consideraron que es necesario que las disposiciones del Tratado Euratom sigan teniendo plena validez jurídica (131). El preámbulo del Tratado Euratom reconoce que deben crearse las condiciones para el desarrollo de una potente industria nuclear. Tal como ha reconocido la Comisión en decisiones previas (132), esta concluye que la promoción de la energía nuclear constituye un objetivo clave del Tratado Euratom y por consiguiente de la Unión. Como se indica en el preámbulo del Tratado Euratom, la Comisión es una institución de la Comunidad Euratom y está obligada a crear las «condiciones para el desarrollo de una potente industria nuclear, fuente de grandes disponibilidades de energía». Esta obligación debe tenerse en cuenta a la hora de ejercer su criterio para autorizar la ayuda estatal de conformidad con el artículo 107, apartado 3, letra c), y el artículo 108, apartado 2, del TFUE.
               
            
                  (293)
               
               
                  Por otra parte, aunque no es obligatorio que los Estados miembros desarrollen la energía nuclear, y algunos de ellos han optado por no construir ni desarrollar centrales nucleares, puede considerarse que la promoción de las inversiones en energía nuclear constituye un objetivo de interés común a los efectos del control de las ayudas estatales. De hecho, muchos objetivos aceptables y reconocidos tanto con arreglo a las normas sobre ayudas estatales como en la práctica, por ejemplo el desarrollo regional, únicamente son relevantes para uno o unos pocos Estados miembros.
               
            
                  (294)
               
               
                  Por consiguiente, la conclusión de la Comisión es que la medida prevista por las autoridades húngaras persigue el objetivo de promover nuevas inversiones en energía nuclear tal como establece el Tratado Euratom.
               
            
                  (295)
               
               
                  Tras la Decisión de incoación, las autoridades húngaras presentaron información actualizada procedente de los estudios de GRT que tienen en cuenta las importaciones y la evolución de la demanda. Según el estudio publicado por Mavir mencionado en el considerando 50, el mercado húngaro necesitará al menos 5,3 GW de nueva capacidad de producción eléctrica adicional para 2026 y aproximadamente más de 7 GW hasta el final del período de previsión, en 2031. Por consiguiente, la Comisión considera que la medida que tiene por objeto promover la energía nuclear persigue un objetivo de interés común previsto en el Tratado Euratom, al tiempo que contribuye también a la seguridad de abastecimiento eléctrico.
               
            5.3.4.   NECESIDAD DE LA AYUDA Y DEFICIENCIA DEL MERCADO
      
                  (296)
               
               
                  En la Decisión de incoación la Comisión reconoció que la energía nuclear se caracteriza por unos elevadísimos costes fijos irrecuperables y cuya amortización requiere períodos de tiempo muy prolongados. Esto sugiere que los inversores que se planteen introducirse en el sector de la producción de energía nuclear se verán expuestos a importantes niveles de riesgos de financiación.
               
            
                  (297)
               
               
                  La Comisión solicitó información relativa a nuevas posibles inversiones en energía nuclear (sin apoyo del Estado), sus calendarios (dadas las características del mercado eléctrico húngaro), su desarrollo previsto, así como la elaboración de modelos de mercado en ese sentido, para evaluar si existían deficiencias del mercado que pudieran afectar a las nuevas inversiones en proyectos nucleares en Hungría y qué proyectos serían.
               
            
                  (298)
               
               
                  Conforme a lo explicado en el considerando 129 de la Decisión de incoación, a fin de determinar si es necesaria la ayuda estatal, la Comisión debe determinar si la medida podría conllevar una mejora importante que el mercado no pueda aportar por sí solo, por ejemplo para corregir una deficiencia del mercado bien definida.
               
            
                  (299)
               
               
                  La existencia de una deficiencia del mercado forma parte de la evaluación de la necesidad de la ayuda estatal para conseguir el objetivo de interés común que se persigue. En el asunto objeto de examen, Hungría pretende promover nuevas inversiones en energía nuclear, tal como prevé el Tratado Euratom, con el fin de cubrir la brecha en el conjunto de la capacidad instalada nacional a la que pronto se enfrentará. Por consiguiente, la Comisión debe determinar si es necesaria la ayuda estatal para conseguir el objetivo de promover nuevas inversiones en energía nuclear.
               
            
                  (300)
               
               
                  En este sentido, la Comisión recuerda las observaciones de las partes interesadas relativas a si debería evaluar si en general las inversiones en producción de electricidad se caracterizan por una deficiencia del mercado. Algunas partes interesadas señalan que no existiría ninguna deficiencia del mercado para dichas inversiones y que el actual bajo precio mayorista de la electricidad simplemente sería una respuesta al funcionamiento normal del mercado. Otras partes plantean el argumento de que la Comisión debería definir el mercado interior de la electricidad liberalizado como el mercado relevante en el que se evalúa la existencia de una deficiencia. Por otra parte, si existe una deficiencia en este mercado pertinente, una central nuclear no sería la mejor forma de abordarla.
               
            
                  (301)
               
               
                  No obstante, en su evaluación de la necesidad de la ayuda, la Comisión examina si podría conseguirse el objetivo de interés común sin la intervención estatal o si una deficiencia del mercado lo impide. No es necesario que la Comisión defina previamente un mercado relevante para evaluar la necesidad de la ayuda. Con el propósito de determinar si existe una deficiencia del mercado, la Comisión debe definir en primer lugar qué objetivo de interés común persigue el Estado miembro. El objetivo de interés común de esta medida no tiene que ver con el mercado interior de la electricidad en general, ni con las inversiones en la producción de electricidad en general; más bien tiene que ver con la promoción de nuevas inversiones en energía nuclear, tal como prevé el Tratado Euratom, que, sin duda, forman parte del mercado de la electricidad y contribuirán a afrontar la futura brecha en el conjunto de la capacidad instalada en Hungría. En segundo lugar, la Comisión debe investigar si el libre juego de oferta y demanda en el mercado de la electricidad en general garantiza que pueda alcanzarse el objetivo de nuevos desarrollos nucleares sin intervención estatal. En ese sentido no es necesario que se defina un mercado concreto.
               
            
                  (302)
               
               
                  Por lo tanto, la Comisión ha evaluado si existe una deficiencia del mercado en lo que se refiere al objetivo de promover nuevas inversiones en energía nuclear en Hungría y si se trata de una característica general del mercado húngaro o de una característica específica relacionada únicamente con la energía nuclear.
               
            
                  (303)
               
               
                  En la sección 5.1.1.4 de la presente Decisión, la Comisión llega a la conclusión de que el proyecto no produciría rendimientos suficientes para cubrir los costes de un inversor privado que únicamente pudiera obtener financiación a precios de mercado, puesto que la tasa interna de rentabilidad prevista de la inversión es menor que un CMPC de referencia basado únicamente en el mercado correspondiente al proyecto y, por lo tanto, un inversor privado racional no invertiría en esas condiciones sin ayuda adicional del Estado.
               
            
                  (304)
               
               
                  Teniendo en cuenta las inversiones en energía nuclear, Hungría reconoce que dicha tecnología se caracteriza por los elevadísimos costes iniciales de la inversión y los prolongados tiempos de espera hasta que los inversores reciben su remuneración.
               
            
                  (305)
               
               
                  En la Decisión de incoación ya se recogía una descripción del mercado eléctrico húngaro y la justificación de la decisión de Hungría para emprender un nuevo proyecto de central nuclear, en concreto teniendo en cuenta que se estima que las centrales eléctricas existentes dejará de funcionar pronto. Como recoge el considerando 14 de la Decisión de incoación, el estudio de viabilidad elaborado por el Grupo MVM que analiza la ejecución y la financiación de una nueva central nuclear se basó en el supuesto de que, en Hungría, se preveía la desaparición de 6 000 MW de la capacidad instalada bruta de 8 000-9 000 MW para 2025 a consecuencia del cierre de las centrales eléctricas obsoletas.
               
            
                  (306)
               
               
                  Tal como se expone en los considerandos 15 y 45 de la Decisión de incoación, el GRT húngaro, MAVIR, previó una considerable brecha futura en el conjunto de la capacidad instalada en Hungría (133). En virtud de la última información disponible, tal como se indica en el considerando 50 de la presente Decisión, las nuevas estimaciones apuntan a una necesidad total de capacidad de más de 7 GW para 2031. Según las autoridades húngaras, la actual producción local de energía tendrá por lo tanto cada vez más dificultades para cubrir el aumento de la demanda energética y, por consiguiente, Hungría sufrirá de forma inevitable una brecha entre la oferta y la demanda de electricidad y tendrá una dependencia cada vez mayor de las importaciones de energía, además de producirse un aumento de los precios para los consumidores finales si no se realizan nuevas inversiones en instalaciones de producción de energía. El proyecto de 2,4 GW de Paks II contribuirá a cumplir este requisito.
               
            
                  (307)
               
               
                  Con relación a la conclusión de Mavir, las autoridades húngaras habían indicado además que, a pesar de la gran brecha de capacidad identificada, la capacidad nueva que se está construyendo en Hungría es relativamente escasa, tal como se explica en el considerando 46 de la Decisión de incoación y en el cuadro 2 del considerando 51 de la presente Decisión. Por consiguiente, la Comisión cuestiona si cualquier deficiencia del mercado aplicable a las nuevas inversiones en energía nuclear en Hungría es específica para estos tipos de inversión.
               
            
                  (308)
               
               
                  La Comisión constata que las nuevas inversiones en energía nuclear en Europa se caracterizan por la incertidumbre y, en algunos casos, podrían planificarse medidas de apoyo del Estado. La Comisión ha analizado la información presentada por Hungría referente a los nuevos proyectos nucleares en Finlandia, Francia y Eslovaquia, supuestamente financiados con arreglo a condiciones de mercado. Según Hungría, la financiación de mercado de estos proyectos descartaría la existencia de una deficiencia del mercado para los proyectos nucleares (al menos en el caso de algunos Estados miembros). Sin embargo, la Comisión señala que en Eslovaquia, Francia y en el caso de Olkiluoto 3 en Finlandia, las decisiones de invertir en los proyectos se tomaron antes de la crisis económica de 2008 y de la catástrofe de Fukushima, dos acontecimientos que pueden haber incidido de forma significativa en los parámetros de inversión. Por otra parte, las inversiones en Finlandia se basan en el modelo de negocio Mankala (134), por el que los inversores finlandeses obtienen toda la producción eléctrica al precio de coste. El modelo Mankala ofrece a los numerosos accionistas que forman parte de la cooperativa de inversión la oportunidad de compartir los riesgos que conlleva, en lugar de contar con uno o varios accionistas principales que asuman la totalidad del riesgo que implica llevar a cabo el proyecto de construcción de una central nuclear.
               
            
                  (309)
               
               
                  Hungría argumentó que Paks II debería compararse con el proyecto Hanhikivi-1 de Finlandia, de cuya construcción se encargará Fennovoima. La Comisión señala que el proyecto Hanhikivi-1, además de tener un modelo de negocio Mankala, también cuenta con una participación del 34 % propiedad del constructor de la central, Rosatom. La Comisión no se encuentra en posición de comparar los dos proyectos que parecen presentar perfiles de riesgo distintos, al menos en lo que se refiere a su accionariado. Como inversor, Hungría asumiría en solitario el riesgo del proyecto Paks II, mientras que los inversores de Mankala comparten esta carga. Por otra parte, el constructor de la central, como accionista directo en el proyecto Hanhikivi-1, puede mostrar un comportamiento distinto en el proyecto Paks II, en el que está únicamente obligado por el contrato EPC, que como inversor o accionista.
               
            
                  (310)
               
               
                  Por consiguiente, se considera que los proyectos nucleares actualmente en construcción no parecen una buena referencia para determinar si existen deficiencias del mercado en nuevas inversiones en energía nuclear.
               
            
                  (311)
               
               
                  Además, Hungría presentó información sobre los planes para desarrollar nuevas centrales nucleares en otros Estados miembros: Lituania, Rumanía, Bulgaria y Chequia. Sin embargo, estos planes parecen estar marcados por la incertidumbre, todavía se están negociando sus medidas necesarias de apoyo y la estructura de financiación (135) o se prevé cubrir su riesgo de precios mediante contratos por diferencias (136). Teniendo en cuenta que aparentemente estos planes todavía no se han materializado, no parece que constituyan un indicador válido para valorar la existencia de una deficiencia del mercado.
               
            
                  (312)
               
               
                  Según un estudio realizado por ICF Consulting Services para la Dirección de Asuntos Económicos y Financieros de la Comisión sobre la evaluación de impacto del instrumento de préstamo Euratom (137) («estudio de ICF»), los proyectos nucleares presentan determinadas características únicas que pueden hacer que su financiación sea especialmente difícil. Dichas características incluyen: el elevado coste del capital y la complejidad técnica de los reactores nucleares, que presentan riesgos relativamente elevados durante los procesos de obtención de licencia, construcción y explotación; el prolongado período de amortización; la naturaleza con frecuencia controvertida de los proyectos nucleares, que generan riesgos políticos, públicos y de regulación adicionales; y la necesidad de adoptar regímenes de financiación y planteamientos claros para la gestión de los residuos radiactivos y el desmantelamiento. Más allá de las dificultades que tradicionalmente se asocian a la financiación, el estudio de ICF constata que los promotores de centrales nucleares son objeto de un mayor escrutinio y conservadurismo por parte de los posibles financiadores, debido a las condiciones actuales de mercado, es decir los efectos de la crisis financiera mundial de 2008 que todavía persisten, el accidente de Fukushima, los problemas de la zona del euro y Basilea III. Las dificultades que plantea la financiación centran ahora la atención en el riesgo del proyecto (138). Basándose en las opiniones manifestadas por las partes interesadas consultadas durante el estudio de ICF, este ha podido constatar que las dificultades de financiación no se deben tanto a la falta de disponibilidad financiera en el sector privado como al hecho de que los riesgos asociados a dichas inversiones son demasiado altos en comparación con las oportunidades de inversión alternativas (a saber, en infraestructuras de energías renovables y convencionales). Por consiguiente, el estudio de ICF llega a la conclusión de que la financiación de tecnología nuclear carece de atractivo, lo que genera una brecha entre el nivel de inversión necesaria y lo que los mercados están dispuestos a ofrecer.
               
            
                  (313)
               
               
                  Los riesgos financieros relacionados con los nuevos desarrollos nucleares incluyen: el riesgo de desarrollo y preparación del proyecto, el riesgo de construcción, el riesgo de mercado y de ingresos, los riesgos relativos a políticas y los riesgos de regulación. El estudio de ICF ha podido constatar que, en comparación con otros tipos de producción de electricidad, los riesgos específicos de la energía nuclear tienen que ver con las normas de seguridad que requiere, lo cual implica mayores costes de construcción y gastos de funcionamiento que otras tecnologías energéticas, y el ciclo de vida medio de una central nuclear, que es notablemente más largo que las inversiones en infraestructuras comparables, lo que da lugar a riesgos financieros asociados. Esta conclusión está en consonancia con las extraídas por la Comisión en la evaluación de la ayuda estatal a Hinkley Point C (139).
               
            
                  (314)
               
               
                  En opinión de las partes interesadas consultadas para el estudio, los riesgos del mercado constituyen el principal obstáculo que impide invertir en energía nuclear. En lo que se refiere a los riesgos del mercado, el estudio de ICF considera que en comparación con las fuentes de energía convencionales, que pueden estar operativas y generar ingresos en un plazo de tres años, las centrales nucleares tardan más tiempo en construirse y en estar operativas para poder generar ingresos. Una mayor duración de la vida útil de la central también implica que los rendimientos se obtienen a largo plazo, en oposición al horizonte de corto a medio plazo de las inversiones en fuentes de energía convencionales. Puesto que es difícil predecir con exactitud los precios de la energía a largo plazo, los inversores dependen de las proyecciones de los precios de los combustibles fósiles a futuro, la penetración de las energías renovables en el sector y el acceso de las energías renovables a las condiciones de la red, así como al precio futuro del carbón (140). Pese a que el mercado establece los precios de los combustibles fósiles y por naturaleza están marcados por la incertidumbre, en cierto grado el precio del carbón está determinado por la política. Según el estudio de ICF, existe incertidumbre respecto a si en el futuro el precio del carbón será lo suficientemente elevado para garantizar la competitividad de la tecnología que no utiliza combustibles fósiles, incluida la energía nuclear.
               
            
                  (315)
               
               
                  Por otra parte, la Comisión observa que en general existe gran incertidumbre en torno a los precios de la electricidad a largo plazo, ya que los precios futuros en los mercados de gas, carbón y petróleo, así como las políticas futuras sobre energías renovables, la energía nuclear y el comercio de derechos de emisión, influirán en los precios futuros de la electricidad y son muy difíciles de predecir. Esta conclusión también se ve respaldada por la situación de proyectos singulares en la Unión, en los que la certeza respecto al flujo de ingresos y a garantizar una producción de electricidad fue fundamental para tomar decisiones de inversión. Por otra parte, la tendencia actual hacia un descenso de los precios de la electricidad en Europa y la necesidad cada vez mayor de los mercados de la electricidad de que se produzca energía de forma flexible aumenta la incertidumbre respecto al flujo de ingresos futuro de una central nuclear que no cuenta con una carga de base flexible.
               
            
                  (316)
               
               
                  El estudio de ICF también identifica un elemento adicional del riesgo de mercado que se refiere a la solvencia del promotor o servicio público responsable del proyecto y el Estado miembro que respalda económicamente el proyecto. La solvencia afecta al coste de la financiación y podría encarecer demasiado las inversiones privadas.
               
            
                  (317)
               
               
                  El estudio de ICF considera también que el prolongado período de financiación y de diseño inicial de las centrales nucleares puede hacer que sean objeto de riesgos derivados de cambios en el respaldo público y político, lo cual afectaría a la viabilidad comercial y financiera de los proyectos nucleares. Por lo tanto los inversores buscan la seguridad y la certeza de que, una vez que se haya construido, se cumplan el contrato de energía o el plazo de vida operativa estimada de la central. A los inversores también les preocupa que puedan modificarse las normas reglamentarias durante el ciclo de vida de una central nuclear, lo cual podría requerir inversiones de capital adicionales o provocar un aumento de los costes operativos. Los inversores son reacios a financiar este tipo de proyectos a no ser que se establezcan contingencias suficientes para mejorar la seguridad. Esto es especialmente importante cuando una central nuclear alcanza el final de su vida normal y se somete a la ampliación de su vida útil, lo que requiere una nueva licencia y para obtenerla deben cumplirse condiciones adicionales (141). Tal como han indicado las partes interesadas consultadas, el riesgo político y regulador constituye el tercer mayor obstáculo para invertir en centrales nucleares.
               
            
                  (318)
               
               
                  El estudio considera que la liberalización del mercado también puede incidir negativamente en el nivel de inversión en energía nuclear en comparación con otras tecnologías energéticas a consecuencia de requerir mayores inversiones. El marco regulador de cada Estado miembro también tiene su repercusión, puesto que afecta a la capacidad del proveedor de servicios públicos para generar beneficios y, por lo tanto, afecta al valor de la empresa y a su capacidad para financiar desarrollos nucleares a partir de su balance o mediante préstamos a largo plazo obtenidos de instituciones financieras. Otro obstáculo para la financiación de nuevas inversiones en energía nuclear tiene que ver con las recientes normas introducidas en Basilea III sobre los mercados de capitales, que incrementan el capital que deben mantener los bancos para respaldar los préstamos a largo plazo, como es el caso de los préstamos para el desarrollo de centrales nucleares (142).
               
            
                  (319)
               
               
                  Estas conclusiones estarían de acuerdo con las comunicaciones de las autoridades húngaras que aseguran que las empresas del sector privado, al igual que los presupuestos del Estado, tiene un límite en lo que se refiere a la exposición financiera que pueden asumir en proyectos individuales con grandes requisitos de financiación, períodos prolongados de construcción y riesgos relativos a su entrega y encargo si no se cuenta con protección en caso de que la construcción supere su plazo o su presupuesto. El historial de inversión es mayor en el sector del petróleo y el gas que entre los servicios públicos, sobre todo tras el reciente deterioro experimentado por las valoraciones de estas empresas. Es habitual que si los servicios públicos invierten, lo hagan junto con sus competidores a fin de compartir los riesgos.
               
            
                  (320)
               
               
                  Los modelos elaborados a los efectos del estudio de ICF muestran que, en general, las inversiones en centrales nucleares carecen de competitividad hasta 2030, pero esta falta de competitividad se reduce de forma drástica a partir de 2040. Sin embargo, de darse el peor escenario posible —que se registre un clima económico adverso— prácticamente no habrá ninguna inversión nueva durante todo el período (143). El estudio de ICF constata asimismo que el mercado experimenta una mayor competitividad después de 2030, dado que los precios del carbón y la energía continúan aumentando después de ese año. El estudio de ICF recurre a elaborar modelos de sensibilidad para determinar la evolución del precio del carbón y su influencia sobre las inversiones en las centrales nucleares. Según dicho estudio, ninguno de los escenarios aplicados al precio del carbón conseguiría hipotéticamente hacer que la energía nuclear fuese rentable durante el período 2020-2025.
               
            
                  (321)
               
               
                  Por otra parte, la información publicada por los servicios de calificación crediticia indica que la construcción de nuevas centrales nucleares (144) es negativa para el crédito, mientras que una salida del sector nuclear ha demostrado ser positiva para el crédito de los servicios públicos.
               
            
                  (322)
               
               
                  Los modelos y las conclusiones del estudio de ICF se aplican también en su totalidad a la situación del mercado en Hungría que, como se expone en los anteriores considerandos 305 y 306, cabe esperar que registre una importante brecha futura en el conjunto de la capacidad instalada del país. Teniendo en cuenta los elementos que se recogen en esta sección 5.3.4, la Comisión considera que existe una deficiencia del mercado de financiación que afecta a las nuevas inversiones en energía nuclear y que también se aplica a las nuevas inversiones en energía nuclear en Hungría.
               
            
                  (323)
               
               
                  Sin duda, podría afirmarse que en esta Decisión los principales riesgos relacionados con el desarrollo, la preparación del proyecto y su construcción, se ven reducidos al menos en cierta medida gracias al contrato EPC llave en mano. Sin embargo, aun así esto no reduce los riesgos de mercado y de ingresos, así como de política y de regulación, relativos al proyecto Paks II. Por lo tanto, la medida parece ser necesaria para conseguir el objetivo de promover nuevas inversiones en energía nuclear en Hungría.
               
            5.3.5.   INSTRUMENTO ADECUADO
      
                  (324)
               
               
                  En su evaluación, a Comisión debe determinar si la medida de ayuda propuesta constituye un instrumento político adecuado para alcanzar el objetivo de interés común de promover la energía nuclear.
               
            
                  (325)
               
               
                  La medida adopta la forma de una inversión otorgada por el Estado húngaro a Paks II para el desarrollo del proyecto. Hungría confirmó no prever otorgar ningún apoyo operativo a Paks II durante su funcionamiento y que la ayuda estatal únicamente cubriría los costes de las inversiones necesarias para completar el proyecto.
               
            
                  (326)
               
               
                  Tras la Decisión de incoación, Hungría no proporcionó ninguna información sobre posibles instrumentos alternativos que pudieran incentivar nuevas inversiones en energía nuclear.
               
            
                  (327)
               
               
                  Teniendo en cuenta las características del proyecto y la magnitud de los recursos financieros y de otro tipo necesarios, así como el potencial de deficiencia del mercado identificado, la Comisión cree que otros regímenes e instrumentos políticos, como los préstamos preferentes o las reducciones fiscales, no serían suficientes para conseguir el mismo resultado.
               
            
                  (328)
               
               
                  Por consiguiente, la Comisión considera que la medida constituiría un instrumento adecuado para la construcción de los dos nuevos reactores de Paks II.
               
            5.3.6.   EFECTO INCENTIVADOR
      
                  (329)
               
               
                  Para que la medida tenga un efecto incentivador, debe modificar el comportamiento de la empresa de que se trate, de tal forma que emprenda actividades adicionales que no habría realizado sin la medida o que realizaría de una forma limitada o diferente.
               
            
                  (330)
               
               
                  La Comisión constata que Paks II es una empresa que fue constituida por el Estado con el único objetivo de desarrollar y explotar los reactores 5 y 6 de la central nuclear. Tal como se describe en los anteriores considerandos 12, 26 y 27, el Estado húngaro decidió financiar Paks II para alcanzar este objetivo.
               
            
                  (331)
               
               
                  En este sentido, la Comisión observa que el proyecto no iría adelante, ya que el beneficiario — que no tiene otras actividades generadoras de ingresos y cuya estructura de capital ha sido totalmente establecida y diseñada por el Estado— no dispondría de los recursos financieros y de otro tipo necesarios, ni podría acceder a ellos. Esto se confirmó mediante la investigación formal, en la que la Comisión constató que el proyecto no produciría rendimientos suficientes sin el apoyo del Estado húngaro (véase el análisis de la sección 5.1.1 de la presente Decisión).
               
            
                  (332)
               
               
                  Por consiguiente, la ayuda estatal incentiva la consecución del objetivo de interés común mediante el desarrollo de la central nuclear.
               
            5.3.7.   PROPORCIONALIDAD
      
                  (333)
               
               
                  A fin de evaluar la proporcionalidad de una medida, la Comisión debe garantizar que esta se limita al nivel mínimo que permite completar con éxito el proyecto para conseguir el objetivo común que se persigue.
               
            
                  (334)
               
               
                  En el caso objeto de examen, el beneficiario recibiría una contribución financiera para construir activos de producción sin verse sometido a ningún riesgo concreto relacionado con los costes de refinanciación a los que se enfrentarían otros operadores del mercado.
               
            
                  (335)
               
               
                  Varias de las observaciones recibidas por la Comisión argumentan que dado que el proyecto se llevará a cabo sin una licitación, no puede determinarse si la medida destinada a cubrir los costes totales se limitaría al mínimo necesario para materializar el proyecto.
               
            
                  (336)
               
               
                  La Comisión señala que las normas sobre ayudas estatales no exigen que se realice una licitación para estimar los costes y los ingresos. La licitación constituye tan solo uno de los distintos medios por los que puede realizarse una estimación. Por consiguiente el hecho de que Hungría no haya seleccionado a Paks II como beneficiario de la medida como resultado de un proceso de licitación no constituye por sí sola una compensación excesiva.
               
            
                  (337)
               
               
                  En lo que respecta a las alegaciones de que las autoridades húngaras no investigaron el apoyo mínimo para que el proyecto pudiese materializarse y optaron por financiarlo en su totalidad, la Comisión considera de hecho que, dada la deficiencia existente en el mercado, debe considerarse que la totalidad de la financiación destinada a la construcción de los dos nuevos reactores de Paks II constituye ayuda estatal tal como confirma la sección 5.1 de la presente Decisión.
               
            
                  (338)
               
               
                  En lo que se refiere a la posible compensación excesiva del beneficiario a causa de la medida, la Comisión recuerda la sección 5.1 de su análisis económico en la que se extrae la conclusión de que el proyecto no sería rentable por sí solo, puesto que la tasa interna de rentabilidad prevista no superaría el CMPC de mercado, ya que se prevé que los ingresos generados no conseguirán cubrir los costes iniciales y posteriores del proyecto, incluso con arreglo a escenarios bastante optimistas. En su evaluación, la Comisión apreció que el nivel de la tasa interna de rentabilidad basada en las previsiones de precios de mercado y otros parámetros considerados era acorde al mercado. Por consiguiente, al determinar esta brecha entre el coste del capital y los rendimientos, la Comisión ha tenido en cuenta en su totalidad la contribución prevista de los ingresos comerciales (venta de electricidad) a la viabilidad del proyecto. De hecho, los costes previstos del proyecto se han comparado con los rendimientos previstos, mientras que Hungría no espera recursos adicionales del Estado.
               
            
                  (339)
               
               
                  Debido a que el coste del capital para el proyecto es mayor que los rendimientos previstos, la Comisión considera que la ayuda estatal otorgada por Hungría es necesaria y proporcionada en su totalidad para la construcción del proyecto y que en este sentido debe descartarse una compensación excesiva. Tal como pudo confirmar Hungría, no se otorga ningún apoyo adicional destinado a la fase de funcionamiento.
               
            
                  (340)
               
               
                  En este sentido, tal como se expone en los considerandos 96 y 97, Hungría se comprometió a que Paks II utilizaría los recursos estatales únicamente para el proyecto y cualquier excedente generado se canalizaría de nuevo al presupuesto del Estado. Desde el punto de vista de la Comisión, este compromiso hace que se descarte el uso de cualquier recurso del Estado que pueda generar beneficios adicionales para Paks II más allá de lo necesario para garantizar la viabilidad económica del beneficiario y garantiza que la ayuda se limite al mínimo.
               
            
                  (341)
               
               
                  Otras observaciones recalcan el hecho de que la ayuda estatal no solo se limitaría a la ejecución de la inversión, sino que también se otorgaría en la fase operativa, lo cual podría suponer una compensación excesiva a Paks II. En este sentido, la Comisión recuerda que Hungría ha indicado que no proporcionaría ningún apoyo estatal adicional a la medida notificada. Por otra parte, la Comisión recuerda que según la información adicional presentada por Hungría el 28 de julio de 2016, cualquier nuevo apoyo a Paks II estaría sujeto en cualquier caso a la aprobación de la ayuda estatal.
               
            
                  (342)
               
               
                  La Comisión examinó si podría producirse alguna compensación excesiva si, durante el funcionamiento de los reactores, el beneficiario de la medida obtuviese rendimientos que resultasen ser mayores que los previstos por la Comisión en sus cálculos de la tasa interna de rentabilidad (véase la sección 5.1). En concreto, la Comisión analizó qué sucedería si Paks II pudiera reinvertir cualquier beneficio no abonado al Estado a modo de dividendos para desarrollar o adquirir activos de producción adicionales y, por lo tanto, reforzar su posición en el mercado. En este sentido, la Comisión señala que, de conformidad con la información adicional presentada por Hungría el 28 de julio de 2016 (véase el considerando 96), el beneficiario no podría reinvertir en la ampliación de la capacidad de Paks II ni de su vida útil, y tampoco en la instalación de capacidades adicionales de producción que no sean las de los reactores 5 y 6 objeto de la presente Decisión.
               
            
                  (343)
               
               
                  Considerando los elementos que se recogen en esta sección 5.3.7, la Comisión opina que, sobre todo teniendo en cuenta la información adicional de la notificación a la que se hace referencia en los considerandos 96 y 97, el beneficiario debería recompensar al Estado por haberle facilitado la central y no debería retener los beneficios adicionales más allá de lo estrictamente necesario para garantizar su viabilidad y funcionamiento económico. Por consiguiente, la medida es proporcionada.
               
            5.3.8.   FALSEAMIENTO POTENCIAL DE LA COMPETENCIA Y EFECTO SOBRE LOS INTERCAMBIOS COMERCIALES Y SOPESAMIENTO GENERAL
      
                  (344)
               
               
                  Para que la medida sea compatible con el mercado interior, sus efectos negativos en términos de falseamiento de la competencia e impacto en los intercambios comerciales entre los Estados miembros deben ser limitados e inferiores a los efectos positivos de contribución al objetivo de interés común. En particular, una vez establecido el objetivo de la medida, es imperativo minimizar sus posibles efectos negativos sobre la competencia y el comercio.
               
            
                  (345)
               
               
                  En la Decisión de incoación, la Comisión identificó tres posibles formas de falseamiento de la competencia. En primer lugar, un aumento de la posible concentración del mercado provocado por la futura fusión de la titularidad y la explotación de la central Paks actualmente en funcionamiento y de Paks II. En segundo lugar, la Comisión manifestó sus dudas relativas a si las nuevas capacidades de carga de base caracterizadas por un factor de carga elevado pueden constituir un obstáculo a la entrada de nuevos operadores en el mercado y desplazar hacia abajo en la curva de mérito cierta cantidad de capacidad de producción existente cuyo coste es superior. En este sentido, la Comisión ha examinado los parámetros siguientes: i) los efectos potenciales de la medida en el mercado húngaro; ii) los posibles efectos transfronterizos de la medida, y iii) las repercusiones potenciales del funcionamiento paralelo de Paks y Paks II. Por último, se detectó un posible falseamiento en la medida en que la Comisión sospechaba que Paks II podría generar cierto riesgo de liquidez en el mercado mayorista al limitar el número de ofertas de abastecimiento disponibles en el mercado.
               
            5.3.8.1.   
            Aumento de la posible concentración del mercado
         
      
      
                  (346)
               
               
                  En consonancia con las dudas expresadas por la Comisión en la Decisión de incoación sobre una posible concentración del mercado, algunas alegaciones de las partes interesadas hacen referencia también a una posible fusión entre Paks II y el operador de los cuatro reactores de Paks actualmente en funcionamiento. El Grupo MVM y Paks II, así como el Estado húngaro, negaron esta posibilidad.
               
            
                  (347)
               
               
                  La Comisión observa que el mercado húngaro de producción de electricidad se caracteriza por una concentración relativamente elevada y la actual central nuclear de Paks (el Grupo MVM) proporciona aproximadamente el 50 % de la producción nacional. Este tipo de concentraciones del mercado pueden ser perjudiciales para la eficiencia de la competencia, ya que pueden ejercer de obstáculo a la entrada de nuevos operadores en el mercado y plantear un riesgo de liquidez al limitar el número de ofertas de abastecimiento disponibles.
               
            
                  (348)
               
               
                  Está previsto que los dos nuevos reactores de Paks II entren en funcionamiento mientras los cuatro reactores existentes todavía estén en servicio. La Comisión señaló en la Decisión de incoación que el hecho de que los operadores de Paks y Paks II no se mantuvieran totalmente separados y no se considerasen independientes, sin vínculo alguno, podría tener un efecto falseador sobre el mercado húngaro.
               
            
                  (349)
               
               
                  La Comisión acepta que actualmente Paks II es legalmente independiente del Grupo MVM. No obstante, a la Comisión le preocupaba que esta separación legal fuese insuficiente o que no se mantuviese sin garantías adicionales en este sentido. Asimismo, la Comisión también se mostraba preocupada por posibles vínculos de Paks II con empresas controladas por el Estado activas en el ámbito de la energía, lo que podría haber reforzado su influencia sobre el mercado energético húngaro.
               
            
                  (350)
               
               
                  En primer lugar, la Comisión constata que el objetivo de la medida húngara es sustituir de forma gradual las capacidades nucleares existentes en Paks entre 2025 y 2037. De hecho se espera que haya un período durante el que los cuatro reactores que están actualmente en funcionamiento operen en paralelo con los de Paks II; no obstante, este período se limitaría a entre 2026 y 2032, y con la retirada de todas sus capacidades nucleares para 2037, la cuota de mercado del Grupo MVM se vería reducida de forma considerable.
               
            
                  (351)
               
               
                  En segundo lugar, la Comisión recuerda (véase el considerando 102) que Hungría afirmó que el Grupo MVM y Paks II son independientes y no están relacionados ya que:
                  
                              a)
                           
                           
                              están gestionados por distintos ministerios (el Grupo MVM por el Ministerio de Desarrollo Nacional a través de Hungarian National Asset Management Inc. y Paks II a través de la Oficina del Primer Ministro);
                           
                        
                              b)
                           
                           
                              en el órgano de gobierno de ambas empresas no existen cargos directivos compartidos ni comunes;
                           
                        
                              c)
                           
                           
                              ya se dispone de salvaguardas que impiden el intercambio de información comercial sensible y confidencial entre las empresas;
                           
                        
                              d)
                           
                           
                              los poderes de toma de decisiones de ambas las empresas son independientes y están diferenciados entre sí.
                           
                        
            
                  (352)
               
               
                  El Grupo MVM también reiteró esta cuestión, subrayando el hecho de que él y Paks II son dos empresas productoras de energía independientes, como cualquier otro competidor, y no existen motivos para asumir ninguna coordinación de actividades ni que las dos empresas vayan a agruparse. Por otra parte, el Grupo MVM alega que su propia estrategia incluye posibles inversiones que pueden competir con Paks II en el futuro.
               
            
                  (353)
               
               
                  En tercer lugar, la Comisión recuerda la información adicional presentada por Hungría y a la que se hace referencia en el considerando 117, según la cual Paks II, sus sucesoras y filiales serán plenamente independientes desde el punto de vista legal y estructural, con arreglo a lo dispuesto en los apartados 52 y 53 de la Comunicación sobre cuestiones jurisdiccionales relativa al control de las concentraciones, y se mantendrán, gestionarán y funcionarán de forma independiente y sin conexión con el Grupo MVM y todos sus negocios, sus sucesoras y filiales, así como otras empresas controladas por el Estado activas en la producción y la venta mayorista o minorista de energía.
               
            
                  (354)
               
               
                  A la Comisión le consta que esta información adicional aborda todas sus inquietudes relativas a posibles concentraciones futuras y conexiones entre entidades energéticas relacionadas en el mercado eléctrico húngaro. Actualmente no existe ninguna posibilidad de que Paks II esté vinculada con el Grupo MVM u otras empresas energéticas controladas por el Estado, por lo que no puede aumentar su influencia en el mercado mientras estén operativas los cuatro reactores de Paks actualmente en funcionamiento y una vez que dejen de estarlo.
               
            5.3.8.2.   
            Obstáculo a la entrada de nuevos operadores en el mercado
         
      
      
                  (355)
               
               
                  En lo referente a las dudas de la Comisión sobre si las nuevas capacidades pueden ejercer de obstáculo a la entrada de nuevos operadores en el mercado, algunas observaciones destacan que, una vez conectadas a la red, las centrales nucleares se destinan a cubrir la elevada capacidad de carga de base a la que se da prioridad y gracias a sus bajos costes operativos también están mejor posicionadas en el mercado desde el punto de vista del abastecimiento.
               
            
                  (356)
               
               
                  La Comisión ha analizado el efecto de la medida en materia de competencia sobre otros agentes del mercado húngaro, así como de mercados vecinos. También ha analizado concretamente el plazo de funcionamiento en paralelo de los cuatro reactores de Paks actualmente en funcionamiento y de Paks II, es decir, el período previsto entre 2026 y 2032.
               
            a)   Efectos potenciales de la medida en el mercado húngaro
      
      
                  (357)
               
               
                  La Comisión recuerda que el funcionamiento de los reactores 5 y 6 de Paks II prevé compensar la pérdida de capacidad una vez que dejen de estar operativos los reactores 1 a 4 de Paks, cuya retirada será gradual hasta finales de 2032, 2034, 2036 y 2037, respectivamente, sin que se prevea la posibilidad de ampliar más su vida útil (véase el considerando 10). Está previsto que los dos nuevos reactores 5 y 6 de Paks II comiencen a funcionar respectivamente en 2025 y 2026. En el estudio publicado por Mavir en 2016 también se asume esta evolución de las capacidades nucleares (véase el considerando 20).
               
            
                  (358)
               
               
                  La Comisión recuerda que la electricidad producida actualmente por Paks suministra el 36 % del consumo total húngaro, el cual aumentará teniendo en cuenta el crecimiento previsto de la demanda mencionado en el considerando 50, y se espera que la potencia de producción de Paks II sea similar una vez que Paks haya dejado de funcionar.
               
            
                  (359)
               
               
                  Teniendo en cuenta la naturaleza del proyecto Paks II, concebido como capacidad de sustitución, la Comisión observa que para 2037, una vez que los cuatro reactores de Paks hayan dejado gradualmente de funcionar, y tal como se explica en el considerando 50, la brecha futura prevista por el GRT para el conjunto de la capacidad instalada nacional recuperará los niveles previos (véase también el gráfico 7 del considerando 108), es decir la capacidad de 2,4 GW de Paks II producirá un incremento a largo plazo del nivel total de capacidad nuclear instalada en Hungría.
               
            
                  (360)
               
               
                  Asimismo, la Comisión observa que la lista de inversiones en curso o de nuevas inversiones aprobadas en instalaciones de producción de electricidad es bastante corta (véase el cuadro 2 del considerando 51). Teniendo en cuenta estos datos, la Comisión considera que Hungría seguirá siendo un importante importador neto tras la eliminación gradual de los cuatro reactores actualmente en funcionamiento en Paks.
               
            
                  (361)
               
               
                  Como ya se ha explicado en el considerando 93, Hungría indicó que según el análisis de NERA, de no existir la medida notificada, la capacidad de 2,4 GW proporcionada por Paks II sería atendida mediante TGCA y TGCC comerciales. Incluso con Paks II el mercado tendrá cabida para nueva capacidad de gas o de otro tipo. Según el estudio NERA, a pesar de sustituir la mayor parte de la capacidad de Paks II por nueva capacidad mediante centrales de gas, Hungría seguiría siendo muy dependiente de las importaciones de electricidad.
               
            
                  (362)
               
               
                  En lo que se refiere a la implantación de posibles tecnologías además de Paks II, la Comisión recuerda la afirmación de Hungría de que tanto en la actualidad como históricamente, las decisiones sobre la incorporación de centrales de energía renovable han dependido sobre todo de programas de ayudas estatales y no de los precios del mercado [véase el considerando 107, letra a)]. La Comisión reconoce que la Estrategia Nacional de Energía húngara (145) prevé las energías renovables en su combinación de fuentes de energía, de conformidad con el paquete de medidas sobre clima y energía hasta 2020 (146) de la Unión, los objetivos nacionales de energías renovables establecidos en la Directiva sobre las energías renovables (147) y los principales objetivos del marco sobre clima y energía para 2030 (148). La Comisión constata que los costes variables (149) de las tecnologías renovables son tradicionalmente más bajos que los de la tecnología nuclear, debido a que no dependen de los combustibles. Por otra parte, teniendo en cuenta las obligaciones y los objetivos europeos y nacionales de energías renovables mencionados, Hungría no es una excepción en el despliegue de mecanismos de apoyo para poner en funcionamiento nuevas centrales que generen electricidad a partir de fuentes renovables. La Comisión observa que una parte del régimen húngaro de energías renovables denominado METÁR está en funcionamiento desde enero de 2017 (150), mientras que otras partes del régimen relacionadas con los productores de mayor tamaño a partir de fuentes renovables están pendientes de que la Comisión apruebe la ayuda estatal.
               
            
                  (363)
               
               
                  La Comisión recuerda que, según el estudio publicado por Mavir en 2016 (véase el considerando 20), el actual parque de producción a partir del carbón (lignito) (véanse los gráficos 1 y 2 del considerando 43) se habrá retirado gradualmente entre 2025 y 2030, lo que permitiría incorporar instalaciones adicionales, sobre todo teniendo en cuenta que sería necesario que las tecnologías intermitentes que se mencionan en el considerando 362 coexistieran también con capacidades complementarias y flexibles.
               
            
                  (364)
               
               
                  La medida húngara se ha diseñado como una ayuda a la inversión y una vez que los reactores hayan comenzado a funcionar no se otorgará ningún apoyo operativo adicional a Paks II, por lo que quedaría expuesta a los riesgos del mercado.
               
            
                  (365)
               
               
                  Los precios de la electricidad están determinados principalmente por los costes marginales de los productores que participan en determinado mercado. Las tecnologías renovables presentan escasos costes marginales, ya que la mayoría pueden funcionar sin costes de combustible. La tecnología nuclear también tiene un bajo coste de utilización y figura tras las energías renovables en la clasificación del denominado orden de mérito. Pese a que, debido a sus costes de combustible, las centrales de carbón funcionan por lo general con una tasa de coste marginal mayor que las centrales nucleares, en el caso de los precios de los permisos con baja emisión de carbono el coste de utilización de una central de carbón es por lo general inferior a la de una central TGCC. Esto implica que las tecnologías con mayores costes operativos pueden aumentar los precios, y por tanto no cabe esperar que la presencia de la energía nuclear en la combinación de fuentes de energía por sí sola aumente el precio de la electricidad en Hungría. Por tanto la energía nuclear será un agente económico sin influencia en el precio y no un creador de precios.
               
            b)   Potenciales efectos transfronterizos de la medida
      
      
                  (366)
               
               
                  Tanto Hungría como varias partes interesadas señalaron que el mercado de la energía que debe evaluarse no se limita al territorio particular del Estado, en especial si se tiene en cuenta el excelente nivel de interconexión y que la medida implica falseamientos de la competencia que afectan por lo menos a los Estados miembros próximos a este país.
               
            
                  (367)
               
               
                  La Comisión observa que, tal como se indica en el gráfico 5 del considerando 49 de la presente Decisión, el saldo entre importaciones y exportaciones de electricidad de Hungría es negativo con respecto a prácticamente todos los Estados miembros vecinos. La Comisión señala también el hecho de que Hungría es en general un importador neto. El gráfico 1 del considerando 43 indica que, en 2015, aproximadamente el 30 % de la demanda del país fue cubierta mediante importaciones, lo que supone aproximadamente 13 TWh. La Comisión recuerda que, tal como se explicó en el gráfico 2 del considerando 43 de la Decisión de incoación, las importaciones se encontraban al mismo nivel en 2014.
               
            
                  (368)
               
               
                  La Comisión considera que Hungría es un mercado de electricidad muy integrado dentro de la Unión Europea, puesto que su capacidad de interconexión es de aproximadamente el 75 % del total de su capacidad de producción interior instalada. Por otra parte, tal como se muestra en los cuadros 4 y 5 del considerando 105, las capacidades de interconexión aumentarán de forma significativa para 2030, lo cual permitiría que los flujos comerciales siguiesen llegando a la región de precios húngara.
               
            
                  (369)
               
               
                  Lo anteriormente explicado en el considerando 365 también se aplica en un contexto transfronterizo. La construcción de Paks II empujará los precios a la baja en el mercado húngaro en el futuro, ya que el coste marginal de la electricidad producida por Paks II es relativamente bajo en comparación con la capacidad alternativa de las TGCA y TGCC, que según NERA se construirían en caso alternativo. No obstante, el estudio NERA ha demostrado que Paks II seguirá siendo un agente económico sin influencia en los precios, y otras centrales harán que los precios se mantengan en Hungría a niveles mayores. Por consiguiente, las importaciones a Hungría seguirán siendo rentables.
               
            
                  (370)
               
               
                  La Comisión ha tenido en cuenta las comunicaciones de Hungría con relación a los posibles efectos de Paks II en un contexto de mercado más amplio. Como ya se ha explicado en el considerando 112, la apreciación que hace el estudio NERA sobre los mercados vecinos directos con los que está asociada actualmente Hungría (Hungría + Eslovaquia + Rumanía) demuestra que las cuotas de mercado del Grupo MVM y de Paks II agrupadas en el mercado asociado formado por Hungría + Eslovaquia + Rumanía no superarían el 20 % (véase el gráfico 10 del considerando 112).
               
            
                  (371)
               
               
                  En lo que se refiere a otros mercados vecinos, se prevé que los efectos de la nueva Paks II sean menos importantes debido a la falta de asociación de mercados con dichas zonas de precios, así como las capacidades de interconexión más limitadas (existentes y previstas) hacia dichos Estados miembros (véanse los cuadros 3 y 4).
               
            c)   Efectos potenciales del funcionamiento paralelo de Paks y Paks II
      
      
                  (372)
               
               
                  Tal como se expone en los considerandos 98 y 99 y en los considerandos 241 a 244, la construcción de centrales nucleares es propensa a sufrir retrasos que aumentan los tiempos de construcción. La Comisión reconoce que ya se ha producido un retraso considerable en la ejecución del proyecto con respecto a la fecha original, […]. Además, como puede verse en el cuadro 3 del considerando 99, la tecnología que ofrece NIAEP sufre retrasos de 2 años en promedio en Rusia, mercado de origen del contratista, en donde ha construido la mayoría de sus centrales. Estas demoras son notablemente mayores cuando el proyecto se lleva a cabo fuera de Rusia (hasta 7 años en la India). Hungría afirma que se prevé que Paks II sea la primera central nuclear con tecnología VVER III+ encargada en la UE, en la que se cumplirán los requisitos de seguridad nuclear más estrictos y la parte del proyecto no exenta desde el punto de vista técnico se licitará en consonancia con los criterios de adquisición de la UE. Desde un punto de vista razonable cabe esperar que esto ocasione retrasos adicionales. Por consiguiente, según la Comisión, cabe esperar que los 6 años de duración del período de funcionamiento en paralelo de los cuatro reactores de Paks y de los dos de Paks II originalmente indicado se vea reducido notablemente. Por otra parte, puede considerarse proporcionado cierto solapamiento del funcionamiento de los reactores existentes y los nuevos —bastante limitado en el tiempo desde un punto de vista realista por los motivos expuestos—, que tendrá una repercusión evidente en el mercado interno, si se tienen en cuenta los objetivos de seguridad de abastecimiento y la necesidad de preparar minuciosamente el desmantelamiento de los reactores de Paks teniendo en cuenta que las capacidades de producción nuclear constituyen más del 50 % de la producción interna de electricidad en Hungría.
               
            
                  (373)
               
               
                  En cualquier caso, la Comisión recuerda las conclusiones del estudio NERA (véase en especial el gráfico 7 del considerando 108) que demuestran que incluso durante el funcionamiento de forma paralela de Paks y Paks II (entre 2025 y 2037) el aumento previsto de los picos de demanda nacionales no se cubrirá únicamente mediante las centrales eléctricas nacionales, ya que la potencia de salida total de las capacidades adicionales procedentes de energías renovables y del gas, junto con las nucleares, se mantendrán por debajo del nivel de la demanda interna prevista (representado por una línea negra en el gráfico 7). El estudio considera que esto se debe principalmente a que actualmente Hungría presenta un déficit de abastecimiento y se ve obligada a importar grandes cantidades de electricidad. NERA explica que se cree que este déficit aumentará todavía más entre 2015 y 2025, ya que está previsto que la demanda de electricidad crezca de forma significativa en Hungría hasta 2040 y que la segunda a mayor central eléctrica del país en funcionamiento constante [la de Mátra —véanse los gráficos 1 y 2 del considerando 43—] cierre entre 2025 y 2030, tal como recoge el estudio del GRT (véase el considerando 20).
               
            
                  (374)
               
               
                  Por consiguiente, el sistema requerirá capacidades internas o de importación, además de las nucleares, renovables y de gas mencionadas, para cubrir la demanda interna y para garantizar la estabilidad del sistema ante las carencias de capacidad previstas. También son necesarias capacidades adicionales para la creación de la reserva obligatoria que prescribe la REGRT de Electricidad (véase el considerando 50).
               
            
                  (375)
               
               
                  Por otra parte, la Comisión recuerda que, como ya se ha explicado en el considerando 105, el nivel de interconexión ya elevado que posee Hungría con sus países vecinos aumentará todavía más con las nuevas interconexiones que entrarán en funcionamiento entre 2016 y 2021 entre Eslovaquia (2×400 kV y 1×400 kV) y Eslovenia (1×400 kV), es decir mucho antes de que los dos nuevos reactores de Paks II hayan entrado en funcionamiento. La Comisión considera que es probable que estas nuevas interconexiones a las que se refiere Hungría mejore la disponibilidad de los flujos comerciales transfronterizos, en especial los de importación.
               
            
                  (376)
               
               
                  Como ya se ha descrito en el considerando 369, la Comisión también tuvo en cuenta las conclusiones del estudio NERA, según el cual cabe esperar que la tecnología nuclear siga siendo un agente económico sin influencia en los precios y no un creador de precios, incluso durante el período de solapamiento de Paks y Paks II, en el que la probabilidad de que la energía nuclear sea la tecnología empleada para fijar los precios será inferior al 5 % en todas las horas (véase el gráfico 11 del considerando 113).
               
            5.3.8.3.   
            Riesgo de liquidez del mercado mayorista
         
      
      
                  (377)
               
               
                  Como se explica en la sección 2.6, las operaciones más comunes en el sector eléctrico húngaro mayorista se formalizan mediante CCE bilaterales y la HUPX todavía no ha generado un nivel adecuado de liquidez. Inicialmente la Comisión tenía dudas en tanto que, en un escenario en el que un proveedor dominante (MVM Partner) y una importante cantidad de capacidad de producción nueva (Paks II) fuesen propiedad de la misma entidad (el Estado húngaro), los mercados podrían perder liquidez a causa de que los agentes implicados pudieran limitar el número de ofertas de abastecimiento disponibles en estos.
               
            
                  (378)
               
               
                  La Comisión también consideró que, en función de cómo se venda en el mercado la electricidad producida por los nuevos reactores, la liquidez podría deteriorarse notablemente y podrían aumentar los costes de sus rivales en sentido descendente al verse limitado su acceso competitivo a un insumo importante (bloqueo de insumos). Esto podría suceder si la electricidad producida por Paks II se vendiese principalmente por medio de contratos a largo plazo únicamente a determinados proveedores, lo que transformaría el poder de mercado de Paks II en el mercado de producción al mercado minorista.
               
            
                  (379)
               
               
                  Descartar la existencia de vínculos entre Paks II y los operadores públicos en el mercado minorista, como se expone en el considerando 353, contribuyó a hacer frente a algunas de las inquietudes de la Comisión.
               
            
                  (380)
               
               
                  La Comisión observa que, tal como se expone en el considerando 118, Hungría confirmó que la estrategia de negociación de la potencia de salida de Paks II sería una estrategia de optimización de los beneficios comerciales en condiciones igualdad aplicada por medio de acuerdos de negociación comercial celebrados mediante ofertas compensadas en una bolsa o plataforma de negociación transparente.
               
            
                  (381)
               
               
                  En concreto, Hungría confirmó que dicha estrategia de negociación (excluido el propio consumo de Paks II) sería la siguiente:
                  
                              a)
                           
                           
                              Paks II deberá vender al menos el 30 % de su producción total de electricidad en los mercados diario, intradiario y de futuros de la HUPX. Podrá recurrirse a otras bolsas de electricidad similares con el acuerdo o el consentimiento previo de los servicios de la Comisión, que se otorgará o denegará en el plazo de dos semanas contadas a partir de la solicitud por parte de las autoridades húngaras.
                           
                        
                              b)
                           
                           
                              El resto de la producción total de electricidad de Paks II deberá ser vendida por esta mediante subasta con arreglo a condiciones objetivas, transparentes y no discriminatorias. El regulador húngaro de la energía se encargará de determinar las condiciones de dichas subastas, que serán similares a los requisitos de subasta impuestos a MVM Partner. El regulador húngaro de la energía deberá supervisar también el desarrollo de dichas subastas.
                           
                        
            
                  (382)
               
               
                  La Comisión señala además que Hungría garantizaría que tanto la oferta como la demanda están a disposición de todos los operadores con licencia o registrados en condiciones de igualdad y con las mismas condiciones de mercado en la plataforma de subasta que utilizará Paks II y que el sistema de compensación de ofertas de dicha plataforma puede verificarse y es transparente. No se impondrán restricciones al uso final de la electricidad adquirida.
               
            
                  (383)
               
               
                  Por lo tanto, se ha garantizado que la electricidad producida por Paks II estará a disposición de todos los agentes del mercado mayorista de forma transparente y que no existe riesgo de que la electricidad producida por esta se vea monopolizada mediante contratos a largo plazo que supongan un riesgo para la liquidez del mercado.
               
            
                  (384)
               
               
                  Por consiguiente, la Comisión considera que, dado el actual diseño de la medida, los posibles riesgos de liquidez que puedan surgir en el mercado serían menores.
               
            5.3.8.4.   
            Conclusión sobre el falseamiento de la competencia y el sopesamiento general
         
      
      
                  (385)
               
               
                  Tras la minuciosa evaluación que se detalla la sección 5.3 de la presente Decisión, la Comisión reconoce que el objeto de la medida es promover nuevas inversiones en energía nuclear, por lo que persigue un objetivo de interés común previsto en el Tratado Euratom, al tiempo que contribuye a la seguridad de abastecimiento.
               
            
                  (386)
               
               
                  La ayuda se otorgará de forma proporcionada. Hungría se asegurará de que Paks II compense al Estado por los nuevos reactores y Paks II no retendrá los beneficios adicionales más allá de lo que sea estrictamente necesario para garantizar su viabilidad y su funcionamiento económico. La Comisión observa también que los beneficios generados por el beneficiario no se reinvertirán para ampliar la capacidad de Paks II ni para comprar o construir nuevas capacidades de producción sin una autorización para ayudas estatales.
               
            
                  (387)
               
               
                  La Comisión examinó asimismo si la medida podría actuar como obstáculo a la entrada para otros tipos de capacidades de producción, en especial durante el período limitado de funcionamiento paralelo de Paks y Paks II. En su opinión, cualquier posible obstáculo a la entrada es limitado debido al hecho de que la futura brecha en el conjunto de la capacidad instalada identificada por el GRT permitiría la penetración de otras tecnologías de producción eléctrica (tanto a partir de fuentes renovables como que de otras con baja emisión de carbono) independientemente de si se construye o no Paks II.
               
            
                  (388)
               
               
                  La Comisión analizó asimismo los posibles efectos transfronterizos de la medida, aunque no se prevé que Paks II tenga un papel transfronterizo fundamental debido a su tamaño, similar al de los cuatro reactores actualmente en funcionamiento de Paks, ni siquiera teniendo en cuenta el buen nivel de interconexión de Hungría, ya que el país seguirá siendo un importador neto con uno de los precios más elevados de la región. Además del déficit de importación y exportación que todavía se prevé en Hungría, la Comisión considera que los efectos de Paks II sobre el precio de la electricidad en regiones distintas a las vecinas directas serían limitados a consecuencia de las limitaciones de distancia y de la red, que hacen que la electricidad producida en Hungría sea incluso más cara para las regiones más distantes.
               
            
                  (389)
               
               
                  La Comisión tomó nota también del dato de que durante el funcionamiento paralelo de Paks y Paks II por un período más breve de lo previsto inicialmente, el aumento esperado de los picos de demanda nacional no se cubrirá únicamente mediante las centrales eléctricas nacionales.
               
            
                  (390)
               
               
                  La Comisión reitera que puede que se hayan minimizado otros posibles falseamientos del mercado, como el aumento de una posible concentración, así como su falta de liquidez, a consecuencia de las confirmaciones hechas por Hungría el 28 de julio de 2016.
               
            
                  (391)
               
               
                  Por consiguiente la Comisión concluye que todos los posibles falseamientos de la competencia están limitados y son contrarrestados por el objetivo común identificado que se pretende alcanzar de forma proporcionada, sobre todo teniendo en cuenta los argumentos presentados por Hungría el 28 de julio de 2016.
               
            6.   CONCLUSIÓN
      
      
                  (392)
               
               
                  Sobre la base de estos elementos, la Comisión considera que la medida notificada por Hungría implica ayuda estatal, que, en su versión modificada por Hungría el 28 de julio de 2016, es compatible con el mercado interior con arreglo al artículo 107, apartado 3, letra c), del TFUE.
               
            HA ADOPTADO LA PRESENTE DECISIÓN:
      Artículo 1
      La medida que Hungría prevé ejecutar para respaldar económicamente el desarrollo de dos nuevos reactores nucleares que están financiados en su totalidad por el Estado húngaro en beneficio de la entidad MVM Paks II Nuclear Power Plant Development Private Company Limited by Shares («Paks II»), que sería la titular de esos nuevos reactores y se encargaría de su explotación, constituye una ayuda estatal.
      Artículo 2
      La medida es compatible con el mercado interior, con arreglo a las condiciones establecidas en el artículo 3.
      Artículo 3
      Hungría deberá garantizar que Paks II destinará la totalidad de los beneficios obtenidos de la actividad de los reactores 5 y 6 de la central nuclear de Paks II («Paks II») únicamente a los fines siguientes:
      
                  a)
               
               
                  el proyecto Paks II (el «proyecto»), que se define como el desarrollo, la financiación, la construcción, la puesta en servicio, la explotación y mantenimiento, el reacondicionamiento, la gestión de residuos y el desmantelamiento de los dos nuevos reactores 5 y 6 de tipo VVER en Paks II (Hungría). Los beneficios no se destinarán a financiar inversiones en actividades no incluidas en el ámbito de aplicación del proyecto definido.
               
            
                  b)
               
               
                  El pago de los beneficios al Estado húngaro (por ejemplo mediante dividendos).
               
            Hungría deberá garantizar asimismo que Paks II no (re)invierta en la ampliación de la capacidad de Paks II o de su vida útil o en la instalación de capacidades adicionales de producción, que no sean las de los reactores 5 y 6 de Paks II. En caso de que se hiciese esta nueva inversión, Hungría deberá obtener una autorización de la ayuda estatal independiente.
      Hungría deberá asegurar que la estrategia de negociación de la potencia de salida de Paks II será una estrategia de optimización de los beneficios comerciales en condiciones igualdad aplicada a través de acuerdos comerciales celebrados mediante ofertas compensadas en una bolsa o plataforma de negociación transparente. La estrategia de negociación de la potencia de salida de Paks II (excluido su consumo propio) será la siguiente:
      
                   
               
               
                  Nivel 1. Paks II deberá vender al menos el 30 % de su producción total de electricidad en los mercados diario, intradiario y de futuros de la Hungarian Power Exchange (HUPX). Podrá recurrirse a otras bolsas de electricidad similares con el acuerdo o el consentimiento previo de los servicios de la Comisión, que deberá ser otorgado o denegado en el plazo de dos semanas contadas a partir de la solicitud por parte de las autoridades húngaras.
               
            
                   
               
               
                  Nivel 2. El resto de la producción total de electricidad de Paks II deberá ser vendida por esta mediante subasta con arreglo a condiciones objetivas, transparentes y no discriminatorias. El regulador húngaro de la energía se encargará de determinar las condiciones de dichas subastas, que serán similares a los requisitos de subasta impuestos a MVM Partner (Decisión 741/2011 del regulador húngaro). El regulador húngaro de la energía deberá supervisar también el desarrollo de dichas subastas.
               
            Hungría deberá garantizar que la plataforma de subasta del nivel 2 está operada por Paks II y que tanto la oferta como la demanda están a disposición de todos los operadores con licencia o registrados en condiciones de igualdad y con las mismas condiciones de mercado. El sistema de compensación de ofertas será verificable y transparente. No se impondrán restricciones al uso final de la electricidad adquirida.
      Por otra parte, Hungría se encargará de que Paks II, sus sucesoras y filiales sean plenamente independientes desde el punto de vista legal y estructural y tengan poder de decisión autónomo con arreglo a los apartados 52 y 53 de la Comunicación sobre cuestiones jurisdiccionales relativa al control de las concentraciones (151), y se mantendrán, gestionarán y funcionarán de forma independiente y sin conexión con el Grupo MVM y todos sus negocios, sus sucesoras y filiales, así como otras empresas controladas por el Estado activas en la producción y la venta mayorista o minorista de energía.
      Artículo 4
      Hungría deberá remitir informes anuales a la Comisión sobre el cumplimiento de los compromisos que se mencionan en el artículo 3. El primer informe deberá remitirse un mes después de la fecha de cierre del primer ejercicio presupuestario de explotación comercial de Paks II.
      
         Hecho en Bruselas, el 6 de marzo de 2017.
         
            
               Por la Comisión
            
            Margrethe VESTAGER
            
               Miembro de la Comisión
            
         
      
      
         (1)  DO C 8 de 12.1.2016, p. 2.
      
         (2)  Véase la nota 1 a pie de página.
      
         (3)  Acuerdo entre el Gobierno de la Federación de Rusia y el Gobierno de Hungría sobre la cooperación en materia del uso pacífico de la energía nuclear celebrado el 14 de enero de 2014 y ratificado en Hungría por medio de la Ley II de 2014 de la Asamblea Nacional húngara (2014. évi II. törvény a Magyarország Kormánya és az Oroszországi Föderáció Kormánya közötti nukleáris energia békés célú felhasználása terén folytatandó együttműködésről szóló Egyezmény kihirdetéséről).
      
         (4)  Las autoridades húngaras asumen que los reactores poseen una capacidad unitaria neta de 1 180 MW.
      
         (5)  Artículo 3 del acuerdo intergubernamental.
      
         (1)  Resolución 1429/2014 del Gobierno. (VII. 31.) [A Kormány 1429/2014. (VII. 31.) Korm. Határozata a Magyarország Kormánya és az Oroszországi Föderáció Kormánya közötti nukleáris energia békés célú felhasználása terén folytatandó együttműködésről szóló Egyezmény kihirdetéséről szóló 2014. évi II. törvény szerinti Magyar Kijelölt Szervezet kijelölése érdekében szükséges intézkedésről].
      
         (6)  Artículo 8 del acuerdo intergubernamental.
      
         (7)  Contrato entre el Gobierno de la Federación de Rusia y el Gobierno de Hungría sobre la ampliación de un crédito estatal al Gobierno de Hungría para financiar la construcción de una central nuclear en Hungría, celebrado el 28 de marzo de 2014.
      
         (8)  Para obtener más información sobre el Grupo MVM véase el considerando 18 de la Decisión de incoación.
      
         (9)  Datos del sistema eléctrico húngaro (Mavir, 2014) — https://www.mavir.hu/documents/10262/160379/VER_2014.pdf/a0d9fe66-e8a0-4d17-abc2-3506612f83df, consultado el 26 de octubre de 2015.
      
         (10)  25/2009. (IV.4.) OGY határozat a paksi bővítés előkészítéséről.
      
         (11)  Estrategia Nacional de Energía, Ministerio de Desarrollo Nacional, Hungría, 2011:
      http://2010-2014.kormany.hu/download/7/d7/70000/Hungarian%20Energy%20Strategy%202030.pdf
      
         (12)  A magyar villamosenergia-rendszer közép- és hosszú távú forrásoldali kapacitásfejlesztése (Desarrollo a medio y largo plazo de los activos de producción del sistema eléctrico húngaro):
      https://www.mavir.hu/documents/10258/15461/Forr%C3%A1selemz%C3%A9s_2016.pdf/462e9f51-cd6b-45be-b673-6f6afea6f84a (Mavir, 2016)
      
         (13)  Decreto n.o 45/2014 del ministro de Desarrollo Nacional. (XI.14.) [45/2014. (XI.14.) NFM rendelet az MVM Paks II. Atomerőmű Fejlesztő Zártkörűen Működő Részvénytársaság felett az államot megillető tulajdonosi jogok és kötelezettségek összességét gyakorló szervezet kijelöléséről].
      
         (14)  Artículo 9 del acuerdo intergubernamental.
      
         (15)  Del 3,95 % hasta el primer día de reembolso y entre el 4,50 y el 4,95 % durante los 21 años siguientes.
      
         (16)  En cada período de siete años: respectivamente el 25, el 35 y el 40 % del importe efectivamente utilizado del crédito.
      
         (*1)  Información clasificada o secreto comercial
      
      
         (17)  […]
      
         (18)  Las indemnizaciones pactadas son un importe establecido por daños y perjuicios acordado entre las partes de un contrato que deberán abonarse a modo de compensación en caso de incumplimiento de las obligaciones específicas con arreglo al contrato.
      
         (19)  Véase la Decisión n.o 747/2011 de la Oficina Húngara de la Energía de 14 de octubre de 2011.
      
         (20)  «Többi nagyerőmű» significa «otras centrales eléctricas de gran tamaño» y «kiserőművek», «pequeñas centrales eléctricas».
      
         (21)  Hungarian Energy Country Report (Comisión Europea — 2014): https://ec.europa.eu/energy/sites/ener/files/documents/2014_countryreports_hungary.pdf, consultado el 26 de octubre de 2015.
      
         (22)  A magyar villamosenergia-rendszer közép- és hosszú távú forrásoldali kapacitásfejlesztése (Desarrollo a medio y largo plazo de los activos de producción del sistema eléctrico húngaro): https://www.mavir.hu/documents/10258/15461/Forr%C3%A1selemz%C3%A9s_2016.pdf/462e9f51-cd6b-45be-b673-6f6afea6f84a (Mavir, 2016).
      
         (23)  La prueba del PIEM constituye una prueba estándar para evaluar la existencia de ayuda y también Hungría la utilizó en sus análisis económicos presentados tanto antes como después de la notificación del asunto. La Comisión evaluó detenidamente el análisis del PIEM presentado por Hungría y posteriormente lo complementó a fin de hacer su propia evaluación sobre la existencia de ayuda.
      
         (24)  T-319/12 y T-321/12 — España y la Ciudad de la Luz/Comisión, ECLI:EU:T:2014:604, apartado 40, T-233/99 y T-228/99-Landes Nordrhein-Westfalen/Comisión, ECLI:EU:T:2003:57, apartado 245.
      
         (25)  Por regla general hay dos fuentes de capital más habituales: capital social y deuda financiera. El coste total de capital es el coste medio ponderado del capital (CMPC), que toma en consideración la proporción de capital social y la de deuda financiera.
      
         (26)  DO C 200 de 28.6.2014, p. 1.
      
         (27)  Véase la nota 9 a pie de página.
      
         (28)  La primera es un método estándar para comprobar el PIEM en distintos sectores, mientras que la segunda ha sido diseñada específicamente para el sector eléctrico.
      
         (29)  El LCOE es el coste total de instalar y operar un proyecto de producción de energía expresado en un precio uniforme de la electricidad durante la vida útil del proyecto. Formalmente:
      LCOE = [sumat (costest × (1+r)-t)]/[sumat (MWh × (1+r)-t)],
      donde r es el tipo de descuento y t indica el ejercicio t. Por lo tanto, es sensible al tipo de descuento aplicado. Es habitual que como tipo de descuento se aplique el CMPC del proyecto.
      
         (30)  http://www.kormany.hu/download/6/74/90000/2015_Economic%20analysis%20of%20Paks%20II%20-%20for%20publication.pdf
      
         (31)  El modelo financiero constituye una versión actualizada del modelo financiero preliminar. Entre las actualizaciones se incluyen los acuerdos entre Paks II y NIAEP, proveedor de la central nuclear.
      
         (32)  Véanse los considerandos 52 a 81 de la Decisión de incoación.
      
         (33)  Véase http://www.worldenergyoutlook.org/weo2014/
      
         (34)  A causa de no disponer de información suficiente y de la falta de claridad, la Decisión de incoación no evaluó las estimaciones con arreglo a esta metodología. Por lo tanto, la siguiente visión de conjunto incluye también documentos previos a la Decisión de incoación.
      
         (35)  El LCOE que figura en el estudio OCDE/AIE/AEN es de 89,94 USD/MWh (véase el cuadro 4.7) y no queda claro cómo, a partir de este valor, se ha obtenido la cifra de 70 EUR/MWh que se recoge en el gráfico 3 del análisisg económico y el rango de 50,5-57,4 EUR/MWh. El estudio OCDE/AIE/AEN de 2015 puede consultarse en https://www.oecd-nea.org/ndd/egc/2015/
      
         (36)  Véase Aszódi, A., Boros I. y Kovacs, A., (2014) «A paksi atomerőmű bővítésének energiapolitikai, műszaki és gazdasági kérdései», en Magyar Energetika, mayo de 2014. Una traducción al inglés titulada «Extension of the Paks II NPP- energy political, technical and economical evaluations» fue remitida la Comisión en febrero de 2016. En este estudio los cálculos se presentan en HUF y se obtiene un LCOE promedio de 16,01-16,38 HUF/kWh durante la vida útil del proyecto. No se proporcionan datos relativos a cómo se han convertido estas cifras basadas en HUF al rango del LCOE expresado en EUR/MWh que se menciona en el considerando 81.
      
         (37)  Véase el gráfico 15 del análisis económico.
      
         (38)  Véase la p. 77 del análisis económico.
      
         (39)  Tratado constitutivo de la Comunidad Europea de la Energía Atómica (Euratom).
      
         (*2)  No data provided in forecast
      
         (*3)  Assumption: Slovenia starting from zero.
      
         Fuente: estudio NERA.
      
         (*4)  No data provided in forecast
      
         (*5)  Assumption: Slovenia starting from zero.
      
         Fuente: estudio NERA.
      
         (40)  REGRT de Electricidad (2015), All TSOs’ proposal for Capacity Calculation Regions (CCRs) in accordance with Article 15(1) of the Commission Regulation (EU) 2015/1222 of 24 July 2015 establishing a Guideline on Capacity Allocation and Congestion Management, 29 de octubre de 2015, p. 9, artículo 9.
      
         (41)  Decisión (UE) 2015/658 de la Comisión, de 8 de octubre de 2014, relativa a la medida de ayuda SA.34947 (2013/C) (ex 2013/N) que el Reino Unido tiene previsto ejecutar en favor de la central nuclear de Hinkley Point C (DO L 109 de 28.4.2015, p. 44).
      
         (42)  Comunicación consolidada de la Comisión sobre cuestiones jurisdiccionales en materia de competencia realizada de conformidad con el Reglamento (CE) n.o 139/2004 del Consejo sobre el control de las concentraciones entre empresas (DO C 95 de 16.4.2008, p. 1).
      
         (43)  Decisión de la Comisión de 21 de febrero de 1994 relativa a la aplicación del párrafo segundo del artículo 53 del Tratado CEEA (DO L 122 de 17.5.1994, p. 30), apartado 22.
      
         (44)  Reglamento (CE) n.o 1209/2000 de la Comisión, de 8 de junio de 2000, por el que se determinan los procedimientos de ejecución de la obligación de comunicación establecida en el artículo 41 del Tratado constitutivo de la Comunidad Europea de la Energía Atómica (DO L 138 de 9.6.2000, p. 12).
      
         (45)  Véase el considerando 13, letra c).
      
         (46)  Véase Candole Partners — NPP Paks II, Economic Feasibility Assessment, febrero de 2016, en: http://www.greenpeace.org/hungary/Global/hungary/kampanyok/atomenergia/paks2/NPP%20Paks%20II%20Candole.pdf
      
         (47)  Véase Felsmann Balázs, «Működhet-e Paks II állami támogatások nélkül? Az erőműtársaság vállalatgazdasági közelítésben», en: https://energiaklub.hu/sites/default/files/paks2_allami_tamogatas_2015jun.pdf
      
         (48)  Puede accederse a una descripción de la central nuclear de Leningradskaya en: http://atomproekt.com/en/activity/generation/vver/leningr_npp/, consultado el 24 de febrero de 2017.
      
         (49)  Para consultar el WEO 2015 de la AIE, véase http://www.worldenergyoutlook.org/weo2015/
      
         (50)  El WEO 2015 de la AIE también considera un cuarto escenario, el «Escenario 450» que describe un itinerario hacia la consecución del objetivo de limitar el incremento de la temperatura mundial por debajo de 2 oC mediante tecnologías que pronto estarán disponibles a escala comercial.
      
         (51)  Es posible que la diferencia entre los precios de los futuros alemanes y húngaros se derive de la imperfección de la asociación de mercados.
      
         (52)  Hay otra sección en el estudio Candole que establece una comparación entre los costes de Paks II y los costes operativos de los reactores EPR calculados por el Tribunal de Cuentas francés (2002), publicada en Boccard, N. «The Costs of Nuclear Electricity: France after Fukushima», disponible en http://papers.ssrn.com/sol3/papers.cfm?abstract_id=2353305
      
         (53)  A esto hace referencia Romhányi Balázs, «A Paks II beruházási költségvetés-politikai következnényei», disponible en https://energiaklub.hu/sites/default/files/a_paks_ii_beruhazas_koltsegvetes-politikai_kovetkezmenyei.pdf
      
         (54)  A esto se hace referencia en el estudio Fazekas, M. et al, The Corruption Risks of Nuclear Power Plants: What Can We Expect in Case of Paks2?, disponible en http://www.pakskontroll.hu/sites/default/files/documents/corruption_risks_paks2.pdf
      
         (55)  http://www.kormany.hu/download/a/84/90000/2015%20Economic%20analysis%20of%20Paks%20II.pdf
      
         (56)  https://ec.europa.eu/programmes/horizon2020/en/what-horizon-2020
      
         (57)  Directiva 2009/72/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad y por la que se deroga la Directiva 2003/54/CE (DO L 211 de 14.8.2009, p. 55).
      
         (58)  Directrices comunitarias sobre ayudas estatales en favor del medio ambiente (DO C 82 de 1.4.2008, p. 1).
      
         (59)  https://www.oecd-nea.org/ndd/climate-change/cop21/presentations/stankeviciute.pdf
      
         (60)  Directiva 2014/24/UE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 26 de febrero de 2014, sobre contratación pública y por la que se deroga la Directiva 2004/18/CE (DO L 94 de 28.3.2014, p. 65).
      
         (61)  Directiva 2014/25/UE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 26 de febrero de 2014, relativa a la contratación por entidades que operan en los sectores del agua, la energía, los transportes y los servicios postales y por la que se deroga la Directiva 2004/17/CE (DO L 94 de 28.3.2014, p. 243).
      
         (62)  T-289/03 BUPA, apartado 313.
      
         (63)  http://eur-lex.europa.eu/legal-content/ES/TXT/PDF/?uri=CELEX:52016DC0177&from=ES
      
         (64)  En sus comunicaciones, Hungría no estableció un calendario y utilizó las cifras disponibles de distintos momentos, en ocasiones de forma incoherente. Pese a que las comunicaciones húngaras se centraron en una decisión de inversión de diciembre de 2014, la segunda carta aclaratoria de Hungría utilizó también cifras de la prima de riesgo del mercado de julio de 2015.
      
         (65)  El contrato EPC establece que el desarrollo de los nuevos reactores se divide en dos fases: la primera consiste únicamente en […] y la segunda en […].
      
         (66)  Por ejemplo, en los análisis comparativos incluidos por Hungría en los estudios mencionados se calcula que la prima de riesgo del mercado es del 9,0 %, en oposición al 4,0 % correspondiente a la prima de riesgo del mercado estimada en la metodología ascendente incluida en esos mismos estudios.
      
         (67)  Véase Damodaran, A. «Equity risk premium (ERP): Determinants, estimation and implications — The 2016 Edition» (2016), sección Estimation Approaches — Historical Premiums, pp. 29-34, disponible en http://papers.ssrn.com/sol3/papers.cfm?abstract_id=2742186 Por otra parte, el índice histórico de la bolsa húngara, con un valor de cierre de 24 561,80 el 2 de mayo de 2006 y un valor de cierre de 26 869,01 el 2 de mayo de 2016 (datos descargados de https://www.bet.hu/oldalak/piac_most), parece corroborar estas dudas.
      
         (68)  Según el estudio de Moody’s (2009), el anuncio de un proyecto de construcción de una central nuclear por parte de las empresas estadounidenses productoras de energía implica en promedio una rebaja de cuatro escalones. A su vez, Damodaran en su base de datos calcula que una diferencia de cuatro escalones en la calificación crediticia, por ejemplo, A3 y Ba1, se traduce en una prima de riesgo del mercado total del 2,0 % (base de datos Damodaran, valores de la versión de julio de 2016).
      
         (69)  La dimensión de este riesgo se reduce en el caso de Paks II, ya que únicamente cuenta con exposición limitada al riesgo de construcción.
      
         (70)  CAMP corresponde a la denominación del modelo de valoración de activos financieros, que constituye el modelo financiero estándar para calcular la rentabilidad prevista de un activo, véase http://www.investopedia.com/terms/c/capm.asp.
      
         (71)  La Comisión analizó también los tipos de los bonos soberanos denominados en euros y dólares estadounidenses, aunque la duración de estos bonos soberanos era ligeramente más corta y su última fecha de emisión era de mayo de 2011 en el caso de los bonos denominados en euros y de marzo de 2014 en el de los bonos denominados en dólares. En un momento de tanta variación del tipo de los bonos soberanos la Comisión decidió no incluir estos bonos en el análisis. Por otra parte, incluirlos habría aumentado el valor estimado del CMPC, lo cual hizo que excluirlos del análisis constituyese una opción conservadora.
      
         (72)  En el caso de las cifras relevantes a diciembre de 2014, véanse los apartados Risk Premiums for Other Markets > 1/14 en: http://people.stern.nyu.edu/adamodar/New_Home_Page/dataarchived.html. En el caso de las cifras correspondientes a febrero de 2017, véanse los apartados Risk Premiums for Other Markets > Download en: http://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/New_Home_Page/datacurrent.html El uso de las bases de datos de Damodaran está muy extendido y es habitual referirse a ellas en la práctica financiera.
      
         (73)  Con respecto a 2014, véase Fernández, P., Linares P. y Acin, I.F., «Market Risk Premium used in 88 countries in 2014: a survey with 8,228 answers», 20 de junio de 2014, disponible en http://www.valuewalk.com/wp-content/uploads/2015/07/SSRN-id2450452.pdf. Con respecto a 2016, véase Fernández, P., Ortiz, A. y Acin, I. F., «Market Risk Premium used in 71 countries in 2016: a survey with 6,932 answers», 9 de mayo de 2016, disponible en https://papers.ssrn.com/sol3/papers2.cfm?abstract_id=2776636&download=yes
      
         (74)  Los restantes valores de la beta indicados por Hungría en el estudio PIEM y la posterior segunda carta aclaratoria, así como los valores de la beta correspondientes a los sectores de servicios públicos, energías renovables y energía, respectivamente, de la base de datos Damodaran son en todos los casos mayores que 1. Por consiguiente, el uso de un valor de la beta de 0,92 constituye una opción conservadora, ya que da lugar a un valor del CMPC inferior a los restantes valores de la beta, más elevados.
      
         (75)  Véase http://www.mnb.hu/statisztika/statisztikai-adatok-informaciok/adatok-idosorok, secuencia «XI. Deviza, penz es tokepiac» > «Allampapir piaci referenciahozamok» para consultar la primera y https://www.quandl.com/data/WORLDBANK/HUN_FR_INR_RISK-Hungary-Risk-premium-on-lending-lending-rate-minus-treasury-bill-rate para consultar la segunda. Con relación a este último valor, se recomienda cierta cautela debido al pequeño tamaño del mercado húngaro de deuda corporativa. Los datos se refieren al 31 de diciembre de 2014. No existen datos disponibles correspondientes a períodos más recientes.
      
         (76)  Estas cifras son mayores a las obtenidas por Hungría principalmente debido a que la tasa libre de riesgo y la prima de riesgo del mercado empleadas por la Comisión son mayores (las elegidas por Hungría son cuestionadas en el considerando 208).
      
         (77)  Para obtener cifras del CMPC de países concretos correspondientes a diciembre de 2014, véase «Data» > «Archived data» > «Costs of capital by industry» > «Europe» > «1/14» en http://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/. Para obtener cifras del CMPC de países concretos correspondientes a febrero de 2017, véase «Data» > «Archived data» > «Costs of capital by industry» > «Europe» en http://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/. Con relación a las cifras de la prima de riesgo, véase la nota 72 a pie de página. También cabe señalar que esta base de datos forma parte de una base de datos mundial e incluye a países europeos [etiquetados como «Western Europe» (Europa occidental). No obstante, los países están agrupados de forma adicional, y Hungría forma parte de un subgrupo denominado «Developed Europe» (Europa desarrollada) —véase la hoja de cálculo «Europe» (Europa) o «Industries sorted global» (Global ordenado por sectores) en el documento de Excel http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/datasets/indname.xls—.
      
         (78)  En la segunda carta aclaratoria (en su apéndice 2), Hungría también desarrolló un breve análisis comparativo basado en los datos de Damodaran. No obstante, este análisis no es relevante, puesto que se basa en información posterior para corroborar una decisión de inversión adoptada en 2014.
      
         (79)  Las cifras de estos cuadros se ajustan aplicando a la deuda el tipo del impuesto de sociedades húngaro del 19 %.
      
         (80)  Los datos sobre el sector de «energías limpias y renovables» no estaban disponibles para la base de datos de 2014. En 2016 este sector presentaba un CMPC superior al promedio de los otros dos sectores incluidos, lo cual indica que su inclusión habría incrementado el valor de la estimación del CMPC para 2014, en caso de que estuviese disponible.
      
         (81)  Véase la nota 68 a pie de página.
      
         (82)  Los datos que se recogen en este cuadro utilizan los valores de la beta extraídos de la base de datos Damodaran del CMPC a nivel sectorial.
      
         (83)  En este caso se utiliza una media simple, en lugar de una media ponderada empleando el número de empresas incluidas en cada segmento, puesto que la atención se centra en los segmentos sustitutos y no en las empresas sustitutas. El uso de una media ponderada no supondría una diferencia en el caso de 2016, aunque tendría como resultado unos valores ligeramente mayores en 2014, lo cual implicaría a su vez unos valores mayores del CMPC. Por tanto, elegir una media simple en lugar de una media ponderada constituye una opción conservadora en este contexto.
      
         (84)  Un elemento clave de la estimación es que Damodaran define la prima de riesgo del mercado de un país como la suma de la prima de un mercado maduro y una prima de riesgo país adicional, basada en el diferencial crediticio del país y aumentada (por 1,5 en 2014 y por 1,39 en 2016) a fin de reflejar el mayor riesgo de la renta variable en el mercado. Para obtener más información, véase la hoja de cálculo «Explanation and FAQ» de la base de datos de primas de riesgo del mercado específica por países de Damodaran, que puede consultarse en http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/datasets/ctryprem.xls
      
         (85)  Téngase presente que la prima de riesgo del mercado específica de Hungría calculada en el punto ii deberá multiplicarse por los valores de la beta que se presentan en cuadro 8 para que pueda incorporarse al coste del capital obtenido en el punto iii.
      
         (*6)  La fórmula del CMPC utiliza el coste de la deuda después de impuestos.
      
         (86)  Por otra parte, es probable que fuese necesario ajustar al alza el límite inferior del 9,15 % para 2014 si se dispusiese de datos sobre «energías limpias y renovables» para 2014.
      
         (87)  Fecha en la que se emitió la previsión del precio de la AIE de 2014.
      
         (88)  La curva D se considera información confidencial o secreto comercial.
      
         (89)  El Gobierno húngaro no proporcionó datos sobre los tipos de cambio utilizados. Del modelo financiero puede deducirse que se aplicó un valor de 0,9. El tipo de cambio mensual promedio fue de 0,89 en septiembre de 2015. El valor de este tipo de cambio EUR/USD (así como los restantes valores empleados en este documento) se extrajeron del sitio web del BCE en http://sdw.ecb.europa.eu/quickview.do;jsessionid=B13D3D3075AF28A4265A4DF53BE1ABC0?SERIES_KEY=120.EXR.D.USD.EUR.SP00.A&start=01-07-2014&end=15-11-2016&trans=MF&submitOptions.x=46&submitOptions.y=5
      
         (90)  Debido a la gran variación experimentada por el tipo de cambio EUR/USD, la Comisión optó por usar un tipo de cambio promedio para los 3 meses previos a la fecha de la decisión de inversión inicial de 9 de diciembre de 2014, que también incluye la publicación del WEO 2014 de la AIE. Como alternativa era posible utilizar los tipos de cambio promedios anuales. El tipo de cambio promedio anual anterior a diciembre de 2014 es 0,75, lo cual daría lugar a un valor de la tasa interna de rentabilidad ligeramente menor, lo que haría que optar por el tipo de cambio promedio a 3 meses constituyese una opción conservadora para el análisis actual.
      
         (91)  Véase http://www.worldenergyoutlook.org/publications/weo-2016/
      
         (92)  Véanse las cifras del precio mayorista de la electricidad que se recogen en el cuadro 6.13 de la página 267 del WEO 2016 de la AIE.
      
         (93)  Una vez más, el tipo de cambio promedio anual relevante en este caso es 0,89, lo que haría que optar por un tipo de cambio promedio a 3 meses constituyese una opción más conservadora para el análisis actual.
      
         (94)  La curva D se considera información confidencial o secreto comercial.
      
         (95)  También la UK National Grid (red nacional británica) introdujo ajustes similares en las previsiones del precio de la electricidad entre 2014 y 2015 — Véase, por ejemplo, la página 46 de 2014 UK Future Energy Scenarios, elaborado por UK National Grid, disponible en http://www2.nationalgrid.com/UK/Industry-information/Future-of-Energy/FES/Documents-archive/ y la página 36 de 2015 UK Future Energy Scenarios, elaborado por UK National Grid, disponible en http://www2.nationalgrid.com/UK/Industry-information/Future-of-Energy/FES/Documents-archive/, que denota un descenso promedio del 12 % correspondiente a las previsiones del precio de la electricidad durante el período de previsión 2016-2035. En el caso de los datos del BMWi no se encontró esta comparación.
      
         (96)  En su análisis cuantitativo, la Comisión acepta las afirmaciones de Hungría relativas a que los precios de la electricidad aumentarán hasta 2040 y se mantendrán constantes a partir de esa fecha. Esta es una opción conservadora. Por otra parte, es posible elaborar escenarios de previsión de precios teniendo en cuenta de forma más explícita el efecto de la implantación a gran escala de las energías renovables sobre los precios mayoristas de energía eléctrica, cuando, como sucede en la actualidad, los precios bajos serían la norma con precios de escasez elevados pero dependientes de las condiciones meteorológicas. Este escenario daría lugar a unos precios futuros próximos a los precios actuales, lo cual implicaría una menor rentabilidad de la inversión que las consideradas explícitamente en las secciones posteriores.
      
         (97)  Para obtener una definición del «escenario de nuevas políticas» véase el considerando 128.
      
         (98)  Véase el considerando 128 y la nota 53 a pie de página: el escenario de políticas actuales únicamente tiene en cuenta políticas promulgadas unos meses antes de que la publicación fuese a imprenta. El Escenario 450 describe un itinerario hacia la consecución del objetivo de limitar el incremento de la temperatura mundial por debajo de 2 oC mediante las tecnologías que pronto estarán disponibles a escala comercial. Por último, el escenario precio bajo del petróleo analiza las implicaciones de que los precios se mantengan bajos (a causa del descenso de los precios del petróleo) para el sistema energético.
      
         (99)  La Comisión no llevó a cabo este exhaustivo análisis cuantitativo debido a que no se disponía de datos relevantes de gran calidad. No obstante, es posible observar que la curva de precios correspondiente al escenario precio bajo del petróleo daría lugar a un valor de la tasa interna de rentabilidad sustancialmente menor que la curva de precios correspondiente al escenario de nuevas políticas.
      
         (100)  Véase la sección 2.3.
      
         (*7)  El factor de carga se considera un secreto comercial y se sustituye por un rango de factor de carga más amplio.
      
      
         (101)  Véase la p. 25 del WNISR2015.
      
         (102)  Véase la p. 350 del WEO 2014 de la AIE.
      
         (103)  Véase http://www.world-nuclear-news.org/NN-Flamanville-EPR-timetable-and-costs-revised-0309154.html y http://www.theecologist.org/News/news_analysis/2859924/finland_cancels_olkiluoto_4_nuclear_reactor_is_the_epr_finished.html
      
         (104)  Véase la p. 66 del WNISR2015.
      
         (105)  Véase la sección 6.3 del estudio de evaluación de impacto ambiental, disponible en http://www.mvmpaks2.hu/hu/Dokumentumtarolo/Simplified%20public%20summary.pdf
      
         (*8)  Las cifras que figuran en el modelo financiero se consideran un secreto comercial, por lo que han sido sustituidas por rangos mayores.
      
      
         (106)  Los costes de estos accidentes que sobrepasan la base de diseño pueden superar los 100 000 millones EUR y pueden llegar a alcanzar valores del orden de varios cientos o incluso billones de euros (véanse las pp. 20-24 de «The true costs of nuclear power» de Wiener Umwelt Anwaltshaft y Össterreichisce Ökologie Institute, disponible en http://wua-wien.at/images/stories/publikationen/true-costs-nucelar-power.pdf). Dado que un accidente que sobrepasa la base de diseño se produce cada 25 años [1986 (Chernobyl) y 2011 (Fukushima) y que existen unos 400 reactores nucleares en funcionamiento en todo el mundo, la probabilidad de que un evento de este tipo se produzca en uno de los dos reactores de Paks II en sus primeros 25 años de funcionamiento es de 2×(1/400) = 0,5 %. El coste de un seguro que cubra este tipo de daños por lo general es mucho mayor que el valor previsto del daño asociado a dicho accidente, es decir, >el 0,5 % × 100 000 millones EUR = 500 millones EUR (adoptando el cálculo más conservador para el valor de los daños provocados por un accidente que sobrepasa la base de diseño que tenga lugar).
      
         (107)  En el estudio Felsmann se recoge un reacondicionamiento importante de Paks I. A pesar de que el Gobierno húngaro descarta que sean necesarios reacondicionamientos similares para Paks II, no están claros los motivos que llevan a excluirlos.
      
         (108)  La Comisión no llevó a cabo un análisis cuantitativo pormenorizado del impacto de dichos desvíos debido a que no se disponía de datos relevantes de gran calidad. En su lugar, parte de la información presentada en el considerando 239 se utilizó para motivar el análisis de sensibilidad subyacente para determinar la tasa interna de rentabilidad del proyecto (véanse los considerandos 245 y 246 de la sección siguiente).
      
         (109)  Véase la p. 33 del WNISR2015.
      
         (110)  Véanse las pp. 58-60 del WNISR2015.
      
         (111)  El WEO 2014 de la AIE observa asimismo que la construcción de los diseños que son los primeros de su tipo puede tardar mucho más tiempo e implicar mayores costes que los diseños más maduros a consecuencia de la falta de experiencia y de formación (véase la p. 366).
      
         (112)  Con relación a las demoras en la central de Olkiluoto 3, véase http://www.world-nuclear-news.org/C-Olkiluoto-EPR-supplier-revises-compensation-claim-1002164.html Con relación a las demoras en la central de Flamanville, véase http://www.world-nuclear-news.org/NN-Flamanville-EPR-timetable-and-costs-revised-0309154.html
      
         (113)  Véase la p. 64 del WNISR2015.
      
         (114)  Véase ht tp://www.world-nuclear.org/information-library/country-profiles/countries-o-s/russia-nuclear-power.aspx.
      
         (115)  Véase la p. 63 del WNISR2015, así como los artículos de prensa http://www.osw.waw.pl/en/publikacje/analyses/2013-06-12/russia-freezes-construction-nuclear-power-plant-kaliningrad y http://www.bsrrw.org/nuclear-plants/kaliningrad/
      
         (116)  De hecho, la propia Hungría espera que se produzcan demoras (véase el considerando 99).
      
         (117)  Este análisis de sensibilidad es más sólido que los incluidos por Hungría en el modelo financiero (véase el considerando 177) ya que únicamente analiza la repercusión que tienen sobre el CMPC y la tasa interna de rentabilidad únicamente los cambios que se producen en una variable subyacente. En su lugar, el análisis Monte Carlo permite identificar el impacto de los cambios que se producen en el valor de más de una variable subyacente.
      
         (118)  estas desviaciones se extrajeron de las distribuciones normales, siendo la media igual a los valores de base incluidos en el modelo financiero y la desviación típica igual a las desviaciones incluidas en el análisis de sensibilidad del modelo financiero —el 95 % de los valores extraídos de estas distribuciones normales se encuentran a una distancia que duplica la desviación típica de la distribución elegida —. Los pares elegidos para la desviación típica media fueron los siguientes: i) inflación ([0-2] %*; 0,25 %), ii) tipo de cambio de divisas (HUF/EUR) [300-310]*; A 10 %), iii) sensibilidad del precio (cada curva individual; 2,5 EUR/MWh) y iv) vida útil de la central (60; 5). Para las distintas partidas de costes —i) costes operativos, ii) costes del combustible, iii) gastos de capital en mantenimiento y iv) costes de gestión de residuos y desmentalamiento— se optó por una desviación típica del 10 % con relación al respectivo valor periódico.
      
                  *
               
               
                  Los métodos del modelo financiero elegidos que figuran en esta nota a pie de página se consideran un secreto comercial, por lo que han sido sustituidos por rangos mayores.
               
            
         (**)  El valor de base y la utilización de la capacidad se consideran un secreto comercial, por lo que han sido sustituidos por rangos mayores.
      
      
         (119)  Dado que el porcentaje del tiempo fuera de servicio de la hipótesis de base es pequeño [5-10]*** %, las desviaciones al alza, es decir las tasas de tiempo fuera de servicio mayores, pueden ser potencialmente superiores a las desviaciones a la baja, es decir las tasas de tiempo fuera de servicio menores. Se optó por una distribución triangular con extremos del 5 y el 12 % (correspondientes a factores de carga del 88 y el 95 %) y un punto máximo central del [5-10]*** % (el valor de base).
      
                  ***
               
               
                  El valor de base que se recoge en esta nota a pie de página se considera un secreto comercial y ha sido sustituido por un rango más amplio.
               
            
         (120)  Cabe señalar que durante su realización no se asumió ninguna correlación entre las distintas variables.
      
         (121)  En el caso de ambos años, los valores de la tasa interna de rentabilidad calculados por la Comisión son menores que los presentados por Hungría, principalmente debido a unas previsiones de precios futuros más bajas y también a un análisis de sensibilidad más general (véase el considerando 246).
      
         (122)  Por otra parte, es probable que estas demoras estén asociadas a sobrecostes. En particular, a pesar de que el contrato EPC llave en mano tiene un precio fijo, los sobrecostes pueden producirse por dos razones: i) el precio fijo se refiere únicamente a los costes para los proveedores, pero no a los costes para los propietarios, y ii) si el proveedor se planteara que el aumento de algunos de sus costes es su responsabilidad, una posible disputa legal ciertamente incrementaría los costes del proyecto.
      
         (123)  Las cifras EUR/MWh se obtuvieron aplicando el promedio del tipo de cambio mensual EUR/USD de 0,9 de agosto de 2015 (mes de la publicación OCDE/AIE/AEN) a las cifras en USD/MWh que figuran en el estudio.
      
         (*9)  El factor de carga se considera un secreto comercial y se sustituye por un rango de factor de carga más amplio.
      
      
         (124)  Estos ajustes del valor del LCOE pueden obtenerse multiplicando cada uno de los términos del denominador de la fórmula LCOE=(sumat(costest × (1+r)-t))/(sumat(MWht × (1+r)-t)) (véase la nota 32 a pie de página) por 93/85.
      
         (125)  La previsión de precios de 73 EUR/MWh se obtiene multiplicando el valor del precio mayorista de la electricidad de 81 EUR/MWh para 2040, recogido en el gráfico 8.11 de la p. 327 del WEO 2015 de la AIE, por el promedio del tipo de cambio mensual EUR/USD de 0,9 para septiembre-noviembre de 2015, fecha de publicación del WEO 2015 de la AIE. De igual modo, la previsión de precios de 68 EUR/MWh se obtiene multiplicando el valor del precio mayorista de la electricidad de 75 EUR/MWh para 2040, recogido en el gráfico 6.13 de la p. 267 del WEO 2016 de la AIE, por el promedio del tipo de cambio mensual EUR/USD de 0,9 para septiembre-noviembre de 2016, fecha de publicación del WEO 2016 de la AIE.
      
         (126)  También es necesario tener en cuenta que lo más probable es que la distribución de los valores del CMPC no sea uniforme en el rango indicado. En cambio, existe una mayor probabilidad de que se centre en torno al punto medio del intervalo, es decir, es más probable que adopte valores próximos al punto medio del rango y menos probable que los adopte próximos a los extremos del rango, lo cual indica que el solapamiento entre las cifras de la tasa interna de rentabilidad y del CMPC es incluso menor que las planteadas por las cifras de la última fila del cuadro 13.
      
         (127)  Cabe señalar que este solapamiento únicamente se calculó con fines estadísticos. Normalmente un inversor en una economía de mercado compararía los valores centrales (o rangos) de los intervalos del CMPC y la tasa interna de rentabilidad. Esto se debe a que el solapamiento de los dos rangos corresponde a las condiciones un tanto extremas que se dan cuando la tasa interna de rentabilidad es alta y simultáneamente el CMPC es bajo. Dado que ambas medidas están relacionadas con las mismas condiciones de mercado y el mismo proyecto concreto, es decir, Paks II, su tendencia es a moverse juntas (es decir, es probable que un valor elevado de la tasa interna de rentabilidad dentro de su rango coincida con un valor elevado del CMPC dentro de su rango respectivo), lo que potencialmente descartaría que pudiese darse un valor bajo del CMPC simultáneamente con un valor alto de la TIR.
      
         (128)  Las estimaciones de este VAN son conservadoras, puesto que no tienen en cuenta la repercusión de determinado tipo de retrasos (véanse los considerandos 99, 246 y 0) y los factores enumerados en los considerandos 239 y 258, que podrían contribuir de forma sustancial a aumentar los costes o reducir los ingresos futuros, y por lo tanto, es probable que infravaloren de forma considerable las posibles pérdidas. Cualquier desvío de estos factores aumentaría todavía más las pérdidas netas del proyecto.
      
         (129)  TJE, Castelnou Energía/Comisión Europea, T-57/11, ECLI:EU:T:2014:1021, apartados 181-184.
      
         (130)  Véase el apartado 8 de la Ley LXXXVI de 2007, Ley de la electricidad.
      
         (131)  Protocolo n.o 2 anexo al Tratado de Lisboa.
      
         (132)  Véanse la Decisión 2005/407/CE de la Comisión, de 22 de septiembre de 2004, sobre la ayuda estatal que el Reino Unido prevé ejecutar en favor de British Energy plc (DO L 142 de 6.6.2005, p. 26) y la Decisión (UE) 2015/658 de la Comisión, de 8 de octubre de 2014, relativa a la medida de ayuda SA.34947 (2013/C) (ex 2013/N) que el Reino Unido tiene previsto ejecutar en favor de la central nuclear de Hinkley Point C (DO L 109 de 28.4.2015, p. 44).
      
         (133)  A magyar villamosenergia-rendszer közép- és hosszú távú forrásoldali kapacitásfejlesztése (Desarrollo a medio y largo plazo de los activos de producción del sistema eléctrico húngaro): https://www.mavir.hu/documents/10258/15461/Forr%C3%A1selemz%C3%A9s_2016.pdf/462e9f51-cd6b-45be-b673-6f6afea6f84a (Mavir, 2016).
      
         (134)  Mankala constituye un modelo de negocio muy generalizado en el sector eléctrico finlandés, por el que una sociedad limitada se gestiona como cooperativa sin ánimo de lucro en beneficio de sus accionistas. Disponible en: http://www.ben.ee/public/Tuumakonverentsi%20ettekanded%202009/Peter%20S.%20Treialt%20-%20Mankala%20principles.pdf, consultado el 26 de octubre de 2015.
      
         (135)  Con relación a la República Checa, véase: http://www.world-nuclear.org/info/country-profiles/countries-a-f/czech-republic/, consultado el 26 de octubre de 2015, en lo que se refiere a Lituania, véase: http://www.world-nuclear.org/info/Country-Profiles/Countries-G-N/Lithuania, consultado el 26 de octubre de 2015, en lo que se refiere a Lituania, véase: http://www.world-nuclear.org/info/Country-Profiles/Countries-A-F/Bulgaria/, consultado el 21 de junio de 2016.
      
         (136)  En lo que respecta a Rumanía véase: http://economie.hotnews.ro/stiri-companii-20436128-nuclearelectrica-solicita-actionarilor-aprobarea-memorandumului-intelegere-care-semna-companie-chineza-pentru-construirea-unitatilor-3-4-cernavoda.htm, consultado el 21 de junio de 2016.
      
         (137)  Estudio de 2 de noviembre de 2015 sin publicar, p. 35.
      
         (138)  Estudio de 2 de noviembre de 2015 sin publicar, p. 35.
      
         (139)  SA.34947 (2013/C) (ex 2013/N) — Reino Unido — Ayuda a la central nuclear de Hinkley Point C.
      
         (140)  Estudio de 2 de noviembre de 2015 sin publicar, p. 37.
      
         (141)  Estudio de 2 de noviembre de 2015 sin publicar, p. 38.
      
         (142)  Estudio de 2 de noviembre de 2015 sin publicar, p. 39.
      
         (143)  Estudio de 2 de noviembre de 2015 sin publicar, p. 60.
      
         (144)  Moody’s Investor Service, Nuclear Generation’s Effect on Credit Quality, disponible en: https://www.oecd-nea.org/ndd/workshops/wpne/presentations/docs/2_2_LUND_OECD_Sept%2019_Lund_Moodys_Nuclear_Generations_effect_on_Credit_Quality.pdf, consultado el 13 de julio de 2016
      
         (145)  Véase el considerando 20.
      
         (146)  https://ec.europa.eu/clima/policies/strategies/2020_es
      
         (147)  Directiva 2009/28/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 23 de abril de 2009, relativa al fomento del uso de energía procedente de fuentes renovables y por la que se modifican y se derogan las Directivas 2001/77/CE y 2003/30/CE (DO L 140 de 5.6.2009, p. 16).
      
         (148)  https://ec.europa.eu/clima/policies/strategies/2030_es
      
         (149)  Por lo general los costes variables de una unidad generadora de electricidad son los que determinan el precio final de una unidad de electricidad generada.
      
         (150)  Comunicado a la Comisión dentro del asunto SA.47331 (2017/X) de conformidad con el Reglamento General de Exención por Categorías [Reglamento (UE) n.o 651/2014 de la Comisión, de 17 de junio de 2014, por el que se declaran determinadas categorías de ayudas compatibles con el mercado interior en aplicación de los artículos 107 y 108 del Tratado (DO L 187 de 26.6.2014, p. 1)].
      
         (151)  Comunicación consolidada de la Comisión sobre cuestiones jurisdiccionales en materia de competencia realizada de conformidad con el Reglamento (CE) n.o 139/2004 del Consejo sobre el control de las concentraciones entre empresas (DO C 95 de 16.4.2008, p. 1).