27.8.2009   

ES

Diario Oficial de la Unión Europea

L 225/53

(1)

Mediante carta de 31 de marzo de 2004, registrada el mismo día, las autoridades húngaras notificaron a la Comisión el Decreto del Gobierno 183/2002 (VIII.23.) (2) con arreglo al procedimiento mencionado en el anexo IV, apartado 3, punto 1, letra c), del Tratado de Adhesión de la República Checa, Estonia, Chipre, Letonia, Lituania, Hungría, Malta, Polonia, Eslovenia y Eslovaquia a la Unión Europea («procedimiento de medidas transitorias»). El Decreto notificado establece un sistema de compensación de los costes soportados por el mayorista de electricidad de propiedad estatal, la empresa Magyar Villamos Művek Zrt. (denominada en lo sucesivo «MVM»). La Comisión registró la notificación como ayuda estatal número HU 1/2004.

(2)

Las autoridades húngaras y la Comisión intercambiaron varias cartas oficiales referentes a la medida (3). La Comisión recibió también observaciones de terceros (4). En el transcurso del procedimiento de medidas transitorias, la Comisión descubrió que el mercado mayorista húngaro de la electricidad estaba básicamente estructurado en torno a Contratos a largo plazo de Compra de Electricidad (mencionados en lo sucesivo como «CCE») entre MVM y ciertos productores de electricidad. Basándose en la información de que disponía en ese momento, la Comisión sospechó que los CCE incluían elementos de ayuda estatal ilegal.

(3)

Mediante carta de 13 de abril de 2005, registrada el 15 de abril de 2005, las autoridades húngaras retiraron la notificación del Decreto 183/2002. El 4 de mayo de 2005, de conformidad con el Reglamento (CE) no 659/1999 del Consejo, de 22 de marzo de 1999, por el que se establecen disposiciones de aplicación del artículo 93 del Tratado CE (en adelante, «Reglamento de procedimiento») (5), la Comisión registró un expediente de ayuda estatal por iniciativa propia (asunto no NN 49/05) referente a los CCE.

(4)

Mediante carta de 24 de mayo de 2005 (D/54013), la Comisión solicitó información adicional a las autoridades húngaras. La respuesta, de fecha 20 de julio de 2005, fue registrada por la Comisión el 25 de julio de 2005. Las autoridades húngaras suministraron más información mediante carta de 28 de septiembre de 2005, registrada el 30 de septiembre de 2005.

(5)

Mediante carta de 9 de noviembre de 2005, la Comisión informó a Hungría de que había decidido incoar el procedimiento establecido en el artículo 88, apartado 2, del Tratado CE en relación con los CCE (mencionada en lo sucesivo como la «Decisión de incoación»). La Decisión de incoación se publicó en el Diario Oficial de la Unión Europea  (6).

(6)

En la Decisión de incoación, la Comisión expresaba sus dudas en cuanto a la compatibilidad de los CCE con el mercado común e invitaba a las partes interesadas a presentar sus observaciones.

(7)

Tras una solicitud de ampliación del plazo para presentar observaciones, aceptada por la Comisión (7), Hungría presentó las suyas sobre la Decisión de incoación el 31 de enero de 2006, registradas por la Comisión el 1 de febrero de 2006.

(8)

Tras varias solicitudes de ampliación del plazo para presentar observaciones, aceptadas por la Comisión (8), las observaciones de terceros fueron registradas por la Comisión tal como se indica a continuación: observaciones presentadas por MVM, el 11 de enero de 2006; por un tercero que solicitó que no se revelara su identidad, el 20 de enero de 2006; por la central eléctrica Marta, el 20 de enero y el 6 de marzo de 2006; por el Banco […], el 10 de febrero de 2006; por la central eléctrica de Aes-Tisza, el 13 y el 14 de febrero de 2006; por el Banco […], el 13 de febrero de 2006; por Electrabel SA y su central eléctrica subsidiaria de Dunament, el 14 de febrero de 2006; por la central eléctrica de Budapest, el 21 de febrero de 2006 y por la central eléctrica de Csepel, el 21 de febrero de 2006.

(9)

Tras la confirmación por las autoridades húngaras del trato confidencial de la información proporcionada por terceros en el contexto del presente procedimiento (10), la Comisión envió las mencionadas observaciones a Hungría mediante carta de 25 de abril de 2006.

(10)

Las autoridades húngaras presentaron la primera parte de sus observaciones respecto a las realizadas a su vez por terceros mediante carta de 28 de junio de 2006, registrada el 29 de junio de 2006, y la segunda parte mediante carta de 24 de julio de 2006, registrada el 25 de julio de 2006.

(11)

Consciente de los cambios legislativos previstos en el sector de la energía en Hungría, la Comisaria Kroes envió una carta al ministro Kóka el 17 de octubre de 2006 en la que exhortaba al Gobierno húngaro a plasmar en la nueva legislación la cuestión de los CCE y de las potenciales medidas de compensación de conformidad con el Derecho comunitario.

(12)

El 19 de diciembre de 2006, la empresa AES-Tisza presentó otras observaciones quejándose de varios aspectos del procedimiento de la Comisión.

(13)

Mediante cartas de 21 de noviembre de 2006 (registrada el 23 de noviembre de 2006) y de 15 de enero de 2007 (registrada el mismo día) y en las reuniones celebradas con la Comisión los días 18 de diciembre de 2006 y 8 de marzo de 2007, las autoridades húngaras confirmaron su intención de introducir enmiendas legislativas respecto a la liberalización del sector de la energía, cambiando con ello también la situación existente en el mercado mayorista de la electricidad.

(14)

La Comisión envió una petición solicitando más información el 23 de abril de 2007. Hungría contestó el 5 de junio de 2007 y envió información adicional el 6 de agosto de 2007.

(15)

Mediante carta de 4 de mayo de 2007 las autoridades húngaras informaron a la Comisión de que estaban creando un comité de trabajo para llevar a cabo negociaciones con todos los productores afectados respecto a la supresión o la modificación sustancial de los CCE. De acuerdo con ello, el 11 de mayo de 2007 el Gobierno adoptó la Decisión no 2080/2007 (V.11.), relativa a los acuerdos a largo plazo de compra de electricidad en el sector de la energía (11), estableciendo así el mencionado comité de trabajo (dirigido por la Oficina del Primer Ministro) con objeto de resolver sin demora el asunto de los CCE de conformidad con las normas comunitarias sobre las ayudas estatales y ordenando la apertura de negociaciones oficiales al respecto con los productores de electricidad afectados. Mediante carta de 3 de julio de 2007 el Gobierno húngaro informó a la Comisión del resultado de las primeras negociaciones que tuvieron lugar en junio de 2007.

(16)

En el contexto del proceso de liberalización, la nueva Ley de la Energía Eléctrica (12) se publicó el 2 de julio de 2007 y entró parcialmente en vigor el 15 de octubre de 2007 y parcialmente 1 de enero de 2008. Mediante carta de 25 de julio de 2007, el Gobierno húngaro informó a la Comisión de los logros de la nueva Ley de la Electricidad por lo que se refiere a la apertura del mercado húngaro de la electricidad. No obstante, la nueva ley no alteró los propios CCE, que permanecieron en vigor, sin cambios, entre MVM y los productores de electricidad enumerados en la Decisión de incoación.

(17)

Mediante carta de 26 de julio de 2007, la Comisión formuló otras preguntas a las autoridades húngaras.

(18)

El 7 de septiembre de 2007, la Comisión registró una carta del Gobierno húngaro solicitando más tiempo para llevar a buen puerto las negociaciones con los productores.

(19)

El 24 de septiembre y el 31 de octubre de 2007, la Comisión registró las respuestas de Hungría a sus preguntas de 26 de julio de 2007.

(20)

El 14 de diciembre de 2007, de conformidad con el artículo 5, apartado 2, del Reglamento (CE) no 659/1999, la Comisión envió a las autoridades húngaras un recordatorio en el que se enumeraban las preguntas respecto a las cuales la información proporcionada era aún incompleta. Las autoridades húngaras contestaron mediante carta de 16 de enero de 2008.

(21)

Como las empresas Dunament y AES-Tisza no proporcionaron los datos solicitados, las autoridades húngaras alegaron que no estaban en condiciones de suministrar una respuesta completa a las preguntas de la Comisión.

(22)

Por consiguiente, el 15 de febrero de 2008, la Comisión aprobó un requerimiento de información por el que se conminaba a Hungría a que suministrara en un plazo de quince días los datos enumerados en la Decisión.

(23)

El 27 de febrero, la central eléctrica de Dunament envió a la Comisión una copia de su respuesta a las preguntas de las autoridades húngaras, explicando las razones por las que no podía contestar a las preguntas que se le hacían. Las autoridades húngaras contestaron el 4 y el 13 de marzo de 2008. En respuesta a la petición explícita a la central eléctrica de Dunament, las autoridades húngaras adjuntaron a sus cartas las respuesta enviadas por Dunament al Ministerio de Finanzas y a la Oficina Húngara de la energía de 14 de mayo de 2007, 21 de agosto de 2007, 13 de septiembre de 2007, 7 de diciembre de 2007, 14 de enero de 2008 y 20 de febrero de 2008. Las autoridades húngaras no habían enviado en su momento copia de estas cartas a la Comisión (13); si bien, en sus respuestas a las preguntas de la Comisión a lo largo del procedimiento, habían incluido la información que les había parecido pertinente.

(24)

De las respuestas de las autoridades húngaras se desprende que AES-Tisza no dio a Hungría respuesta alguna. Mediante fax de 10 de marzo de 2008, AES-Tisza envió una carta a la Comisaria Kroes en la que expresaba su opinión de que las autoridades húngaras estaban ya en posesión de todos los datos solicitados por la Comisión.

(25)

En su respuesta de 13 de marzo de 2008, sobre la base de la información de que disponían, las autoridades húngaras suministraron a la Comisión los datos pertinentes referentes a las preguntas del apartado 1, letras a) a d), del capítulo III del requerimiento de información. No obstante, no aportaron ningún dato adicional relativo a la pregunta planteada en el apartado 1, letra e), del capítulo III del requerimiento de información, referente a las inversiones de los dos productores de electricidad anteriormente mencionados.

(26)

Una parte sustancial de la información intercambiada desde el registro del asunto HU1/2004 se refirió a la interpretación y a la aplicación concreta de la comunicación de la Comisión relativa a la metodología para analizar la ayuda estatal vinculada a los costes de transición a la competencia («Metodología de los costes de transición a la competencia») (14). Sobre la base de los documentos presentados en el presente procedimiento, parecía que las autoridades húngaras tenían intención de introducir un sistema de compensación de los costes de transición a la competencia, cuya evaluación podía haberse incluido en la presente Decisión. Por lo tanto, en el presente procedimiento, la Comisión y las autoridades húngaras han mantenido discusiones sustanciales sobre los detalles del sistema de compensación que Hungría podría adoptar para que dicho sistema se ajustara a los criterios de la Metodología.

(27)

A pesar de las discusiones técnicas sobre un posible futuro mecanismo de compensación, las autoridades húngaras no han presentado a la Comisión, hasta la fecha de la presente Decisión, un mecanismo completo de compensación confirmado oficialmente por el Gobierno húngaro. En su carta de 13 de marzo de 2008, las autoridades húngaras confirmaron explícitamente que, actualmente, no deseaban conceder la compensación de los costes de transición a la competencia, si bien se reservaban su derecho a conceder posteriormente tal compensación a ciertos productores de electricidad.

(28)

La Comisión pidió confirmación de ciertos datos al Gobierno húngaro en una carta de fecha 7 de abril de 2008. Las autoridades húngaras proporcionaron la información solicitada mediante carta registrada el 22 de abril de 2008.

(29)

En su carta de 20 de mayo de 2008, las autoridades húngaras informaron a la Comisión de que el CCE de la central eléctrica Paks había sido resuelto por las partes el 31 de marzo de 2008. Aun cuando las centrales eléctricas de Csepel y Pannon firmaran en abril de 2008 acuerdos de resolución, la entrada en vigor de los mismos depende, en la fecha de la presente Decisión, de la aprobación por los accionistas y las entidades bancarias.

(30)

La Decisión de incoación fue recurrida por la central eléctrica de Budapest ante el Tribunal de Primera Instancia mediante recurso interpuesto el 3 de marzo de 2006 y registrado como asunto T-80/06. El 6 de junio de 2006, la central eléctrica de Csepel solicitó intervenir en el procedimiento en apoyo de la central eléctrica de Budapest, a lo que el Tribunal accedió mediante resolución de 11 de marzo de 2008.

(31)

Además, están pendientes dos procedimientos internacionales de arbitraje ante el Centro Internacional para la Resolución de Conflictos de Inversión en Washington, D.C, presentados contra la República de Hungría por las empresas de generación de electricidad […] y […], ambas accionistas de centrales eléctricas en virtud de los CCE de Hungría. Los procedimientos se basan en las disposiciones de protección de las inversiones contenidas en el Tratado sobre la Carta de la Energía.

(32)

Desde el 31 de diciembre de 1991 hasta el 31 de diciembre de 2002 el mercado húngaro de la electricidad se estructuró en torno a un «comprador único», la empresa Magyar Villamos Művek (MVM). MVM es una entidad de propiedad estatal al 99,9 %, cuyas actividades incluyen la generación, venta al por mayor, transporte y venta al por menor de electricidad. Conforme al modelo del «comprador único», los productores de electricidad solo podían suministrar energía directamente a MVM (a menos que MVM cancelara los contratos de las empresas regionales de distribución) y MVM era la única empresa autorizada a suministrar electricidad a las empresas regionales de distribución. En virtud de la Ley XLVIII de 1994, relativa a la energía eléctrica (la «Primera Ley de la Energía»), se exigió a MVM que garantizara la seguridad del suministro energético en Hungría al coste más bajo posible.

(33)

La Ley CX de 2001, relativa a la energía eléctrica (la «Segunda Ley de la Energía», que sustituyó a la Primera Ley de la Energía), entró en vigor el 1 de enero de 2003. Dicha Ley establecía un modelo dual del mercado húngaro de la electricidad que permaneció en vigor hasta el 1 de enero de 2008, en que entró en vigor la Ley LXXXVI de 2007, relativa a la energía eléctrica (la «Tercera Ley de la Energía», que sustituyó a la Segunda Ley de la Energía). De acuerdo con este modelo dual había un segmento de servicio público y un segmento competitivo, y se permitió que los clientes cualificados (cuyo número se amplió gradualmente) cambiaran al segmento competitivo. En el segmento de servicio público, MVM permaneció como único mayorista, mientras que en el segmento de libre mercado aparecieron otros comerciantes. La Tercera Ley de la Energía puso fin a la existencia del segmento de servicio público, si bien conservó a clientes domésticos y a algunos clientes comerciales —tal como permite la Segunda Directiva de la electricidad (15)— con arreglo a la obligación de servicio universal.

(34)

La Primera Ley de la Energía exigía a MVM que evaluara la demanda total de energía del país y que, cada dos años, preparara un Plan Nacional de Construcción de Centrales Eléctricas. Este Plan tenía entonces que ser presentado al Gobierno y el Parlamento húngaros y ser aceptado por ellos.

(35)

De la Primera Ley de la Energía y de las comunicaciones del Gobierno húngaro (16) se desprende que los objetivos más urgentes en el mercado húngaro de la energía a mediados de los año 90 eran la seguridad del suministro al menor coste posible, la modernización de la infraestructura, con especial atención a las normas vigentes de protección del medio ambiente, y la necesaria reestructuración del sector de la energía. Con objeto de lograr estos objetivos generales, se propusieron acuerdos a largo plazo de compra de energía a los inversores extranjeros que se comprometieran a invertir en la construcción y modernización de centrales eléctricas en Hungría. Los CCE fueron firmados por los productores de electricidad, por una parte, y por la empresa MVM, por otra.

(36)

Los CCE firmados entre MVM y las centrales eléctricas individuales (17) establecieron una cartera equilibrada de generación que ha permitido a MVM cumplir su obligación de garantizar la seguridad de suministro. Tales acuerdos permiten a MVM satisfacer tanto la demanda de carga base de electricidad (con centrales de lignito y centrales nucleares) como la demanda de carga máxima (con centrales de gas).

(37)

Los CCE requieren que los productores de electricidad garanticen el correcto mantenimiento y funcionamiento de sus instalaciones de generación. Dichos acuerdos reservan la totalidad o la mayor parte de la capacidad productiva (MW) de las centrales eléctricas para MVM. Esta asignación de capacidad es independiente de la utilización real de la central eléctrica. Más allá de la capacidad reservada, el CCE impone a MVM la compra de una cantidad específica mínima de electricidad (MWh) a cada central eléctrica.

(38)

Algunos CCE incluyen los denominados «servicios de sistema» (18) en el caso de centrales eléctricas técnicamente capaces de suministrarlos, que MVM proporciona al operador del sistema, MAVIR.

(39)

Los CCE firmados en 1995-1996 (siete de los diez CCE objeto de evaluación) se concedieron con vistas a la privatización de las centrales eléctricas. Dichos CCE seguían un modelo de acuerdo elaborado por un bufete de abogados internacional a petición del Gobierno húngaro. No hubo ningún procedimiento de presentación de ofertas para la firma de tales CCE. No obstante, hubo un procedimiento de presentación de ofertas para la privatización de las centrales eléctricas. Los CCE (firmados antes de la privatización) formaban parte del paquete de privatización. Algunos de esos acuerdos (principalmente los acuerdos de Mátra, Tisza y Dunament) fueron parcialmente modificados por las partes después de la privatización.

(40)

El CCE de la central eléctrica de Csepel se firmó en 1997, siguiendo un modelo un tanto diferente. No obstante, tampoco en este caso hubo ningún procedimiento de presentación de ofertas y la firma del CCE estuvo igualmente vinculada a la privatización de la central eléctrica.

(41)

El CCE de la central eléctrica Ujpest (una de las tres instalaciones de la central eléctrica de Budapest) se firmó con la central eléctrica de Budapest en 1997, también sin un procedimiento específico de presentación de ofertas.

(42)

Solo el CCE de la instalación de Kispest (otra envejecida instalación de la central eléctrica de Budapest que se reconstruyó en lo fundamental en aquel momento) se firmó en 2001 tras un proceso de licitación pública.

(43)

De 2000 a 2004, la capacidad reservada por los CCE cubría aproximadamente el 80 % de la demanda total (MW) de electricidad en Hungría. Desde 2005 hasta la fecha de la presente Decisión, el porcentaje ha estado en torno al 60-70 %. Se esperaba que con el vencimiento de los CCE, la proporción disminuyera gradualmente en el período comprendido entre 2011 y 2024 (19).

(44)

De los casi veinte CCE firmados entre 1995 y 2001, diez estaban aún en vigor en la fecha de adhesión de Hungría a la UE (1 de mayo de 2004).

(45)

La presente Decisión solo afecta a los CCE que estaban en vigor el 1 de mayo de 2004, no a los que habían concluido antes de esa fecha. Aun cuando algunos CCE (véase el considerando 29) fueran resueltos por las partes en abril de 2008, la presente Decisión cubre dichos CCE y evalúa su carácter de ayuda estatal y su compatibilidad con el mercado común en el período comprendido entre el 1 de mayo de 2004 y su fecha de finalización (abril de 2008).

(46)

En el cuadro siguiente se enumeran las centrales eléctricas sujetas a CCE a las que afecta la presente Decisión. La duración mostrada hace referencia a la fecha final inicialmente programada de los CCE, según lo establecido en los propios CCE.

Cuadro 1

Lista de las empresas productoras de electricidad sujetas a CCE, accionistas principales y duración de los CCE

(47)

En el Decreto 1074/1995. (VIII.4.), relativo a la reglamentación del precio de la electricidad, el Gobierno adquirió el compromiso de, a partir del 1 de enero de 1997 (el comienzo del llamado primer ciclo de regulación de los precios), «además de cubrir los costes de funcionamiento justificados, de los precios al por mayor y al por menor, garantizar un rendimiento del 8 % del capital invertido». Así pues, el Gobierno garantizó a las centrales eléctricas sujetas a CCE un 8 % de rendimiento del capital.

(48)

A partir del 1 de enero de 2001 (el principio del segundo ciclo de regulación de los precios), los precios oficiales incluyeron un beneficio del 9,8 % sobre los activos para las centrales eléctricas. El aumento en el porcentaje no significaba necesariamente un cambio en los importes reales, pues la base de los dos índices de rendimiento eran diferentes (el primero se calculó tomando como base el capital, mientras que el segundo se calculó tomando como base los activos). Los precios reflejaban los cambios en la inflación.

(49)

Los precios regulados permanecieron en vigor para las centrales eléctricas hasta el 31 de diciembre de 2003.

(50)

Durante este período de regulación de precios, la Oficina Húngara de la Energía analizó la estructura de costes de cada central eléctrica y fijó el precio para la compra de electricidad por MVM en un valor que aseguraba la rentabilidad garantizada.

(51)

La lista de costes cubiertos por este mecanismo de fijación de precios incluyó los siguientes elementos principales de coste (21):

—   costes fijos: depreciación, seguro, ciertos costes fijos de mantenimiento y de funcionamiento, intereses de préstamos, costes de rehabilitación, costes fiscales (impuestos), gastos de personal, costes de protección del medio ambiente, pagos al Fondo Nuclear Central para la central nuclear y gastos extraordinarios,

—   costes variables: gastos de combustible.

(52)

La Oficina Húngara de la Energía debía asegurarse de que los costes cubiertos fueran razonables y necesarios.

(53)

El precio oficial sustituyó al precio establecido por los CCE.

(54)

A partir del 1 de enero de 2004, los precios se fijaron sobre la base de las fórmulas de precios de los CCE. El significado exacto de las fórmulas se aclaró en el contexto de las negociaciones de precios anuales entre MVM y los productores de electricidad.

(55)

Las fórmulas de precios aplicadas en los CCE son sumamente complejas; no obstante, siguen los mismos principios que el método aplicado por la Oficina Húngara de la Energía antes de enero de 2004. Según las comunicaciones de las autoridades húngaras (22), el anexo a los CCE referente a la definición de precios se elaboró utilizando las fórmulas y definiciones del mencionado Decreto 1074/1995, relativo a la regulación de los precios de electricidad. (Según la comunicación, «los acuerdos copiaron las fórmulas y definiciones contenidas en el Decreto».) Por lo tanto, los principios de fijación de precios de los CCE se basan, al igual que el mecanismo utilizado para la fijación de los precios regulados, en las categorías de costes justificados.

(56)

Cada CCE consta de dos cánones principales: el canon de capacidad (o canon de disponibilidad de la capacidad) para las capacidades reservadas (MW) que cubren los costes fijos más el beneficio (el coste del capital), y el canon de electricidad, que cubre los costes variables. Los diferentes CCE prevén diversas cargas adicionales. Dependiendo de los CCE, estos recargos pueden consistir en cánones bonus/malus aplicados como incentivo para que los productores de electricidad funcionen de conformidad con el principio del coste más bajo, o en cánones suplementarios para mantener reservas de generación, reprogramar el mantenimiento a petición de MVM, aumentar la carga en períodos punta y minimizar la carga por debajo de lo contratado durante el período de demanda mínima, etc. Los cambios periódicos de los cánones de capacidad (anual, trimestral y mensual) dependen de varios factores: de la activación de proyectos de renovación ejecutados, de diversas categorías de tipos de interés, de los tipos de cambio de las divisas, de los índices de inflación, etc. El canon de capacidad y los cánones suplementarios cubren también los servicios del sistema (cubiertos por los CCE). Básicamente, los cánones eléctricos están relacionados con los costes de combustible y con los usos específicos de combustible de calefacción. Dichos cánones se calculan sobre la base del principio de repercusión de los costes variables.

(57)

Cabe resaltar que la definición de las categorías de coste cubiertas no era necesariamente idéntica en la regulación de precios anterior al 1 de enero de 2004 y en los CCE. Las comunicaciones de Hungría (23) muestran que, por ejemplo, el canon de capacidad de […] y el de las centrales eléctricas de Dunament eran más elevados en su CCE que los establecidos en la regulación de precios. Esto se debe a que estos CCE tuvieron en cuenta la renovación de las centrales, dando con ello lugar a unos costes fijos más elevados. Estos costes fijos más elevados aparecieron gradualmente (tras la renovación gradual) en unos cánones de capacidad más elevados con arreglo a los CCE que con arreglo a la regulación de precios. También pudieron observarse otras diferencias entre los precios regulados y los precios CCE debidas a las negociaciones bilaterales entre MVM y los productores.

(58)

A pesar de tales diferencias, en las comunicaciones de Hungría de 20 de octubre de 2004 y de 20 de julio de 2005 cada central eléctrica sujeta a CCE confirmó que el método de cálculo de los precios, así como las categorías de costes aplicadas después del fin de la regulación de los precios eran en gran medida similares a los aplicados por la Oficina Húngara de la Energía antes de esa fecha.

(59)

Así pues, los precios de los CCE aplicados después del 1 de enero de 2004 siguieron basándose en el cálculo de los costes justificados (fijos y variables) más el beneficio.

(60)

De todo lo dicho se desprende que aunque la regulación de los precios concluyó el 31 de diciembre de 2003, los precios no se liberalizaron de manera genuina, dado que todo el sistema de fijación de precios de la electricidad continuó basándose en el principio de la rentabilidad de las inversiones contemplado en los CCE (24).

(61)

El 6 de febrero de 2006, el Parlamento húngaro adoptó la Ley XXXV de 2006 (25) que volvió a implantar la regulación gubernamental del precio de la electricidad vendida a MVM en virtud de los CCE. El primer nuevo Decreto de precios entró en vigor el 9 de diciembre de 2006. A partir de esa fecha, la regulación de los precios de los CCE fue de nuevo sustituida por la fórmula de precios gubernamental durante un período aproximado de un año (hasta el 31 de diciembre de 2007).

(62)

A partir del 1 de enero de 2008, en el contexto de la liberalización del mercado, la Tercera Ley de la Energía puso fin a los precios regulados de generación, así como a la existencia del servicio público dual y de los segmentos de libre mercado.

(63)

Por lo tanto, a partir del 1 de enero de 2008 el precio de la electricidad vendida por los productores de electricidad a MVM en virtud de los CCE se fija de nuevo de acuerdo con las fórmulas de precios de los CCE. Los principios subyacentes a dichas fórmulas no se han alterado desde su última aplicación, por lo que siguen los mismos principios que en el período comprendido entre el 1 de enero de 2004 y el 8 de diciembre de 2006 (véanse los considerandos 54 a 59).

(64)

Por consiguiente, la fijación de los precios en virtud de los CCE sigue basándose en el principio de la rentabilidad de las inversiones.

(65)

Los CCE reservan a MVM la totalidad o una parte sustancial de la capacidad de las unidades de generación de los CCE.

Cuadro 2

Capacidad nacional de producción de Hungría  (26)

Cuadro 3

Capacidad de producción de las centrales eléctricas sujetas a los CCE  (30)

(66)

Estas cifras demuestran que en el período objeto de evaluación, alrededor del 60 % de la capacidad neta disponible de producción de Hungría es contratada por MVM en virtud de los CCE. Si se tiene en cuenta la capacidad realmente disponible de las centrales eléctricas menos su propio consumo, el coeficiente es superior al indicado.

(67)

Los cuadros anteriores muestran también que la capacidad reservada en virtud de los CCE para MVM cubre la totalidad o la mayor parte de la capacidad disponible de las centrales respectivas.

(68)

MVM paga un canon de capacidad por estas reservas de capacidad (véase el considerando 56), con independencia del uso real de la planta.

(69)

La capacidad de importación de Hungría es de unos 1 000-1 300 MW. Alrededor de 600 MW de dicha capacidad de importación está reservada para MVM con arreglo a otros acuerdos a largo plazo.

(70)

Cuando MVM hace uso realmente de su capacidad reservada y compra electricidad a la central eléctrica, paga el canon de energía por la electricidad comprada (véase el considerando 56).

(71)

Los CCE garantizan una compra mínima a cada central eléctrica.

(72)

La producción total nacional de electricidad de Hungría se sitúa entre 32 y 36 TWh (= 32-36 000 000 GWh) anuales.

Cuadro 4

Electricidad producida con arreglo a los CCE  (38)

(73)

La compra mínima garantizada es la cantidad que MVM debe adquirir, con independencia de la demanda del mercado. En caso de que MVM no compre las cantidades mínimas establecidas, debe pagar de todos modos los costes de combustible contraídos (Dunament, Kelenfold, Pécs y […]), todos los costes o la compensación contraída por el productor sobre la base de su Contrato de Suministro de Combustible (Csepel), y todos los costes justificados (Kispest y Ujpest).

(74)

En su Decisión de incoación, la Comisión llegó a la conclusión preliminar de que los CCE constituían una ayuda estatal, con arreglo al artículo 87, apartado 1, del Tratado CE, a los productores de electricidad partes en un CCE con MVM.

(75)

La comisión expresaba la opinión de que los CCE eran aplicables después de la adhesión en el sentido del anexo IV, apartado 3, subpárrafo 1, letra c), del Acta de Adhesión (40) y que no constituían una ayuda existente, puesto que no quedan incursos en las categorías de ayuda que se consideraban, a partir de la adhesión, como ayuda existente con arreglo al artículo 88, apartado 1, del Tratado CE.

(76)

En primer lugar, ninguno de los CCE entró en vigor antes del 10 de diciembre de 1994. En segundo lugar, ninguno de los CCE había sido incluido en la lista de ayudas existentes incluida en el anexo IV del Acta de Adhesión. En tercer lugar, la Comisión no había sido informada de los CCE en virtud del denominado «procedimiento de medidas transitorias».

(77)

La Comisión expresó la opinión de que la rentabilidad garantizada de las inversiones y el alto precio de compra garantizado por los CCE ponía a los productores de electricidad que operan al amparo de un CCE en una situación económica más ventajosa que otros productores de electricidad que no son partes en un CCE, incluidos los posibles nuevos actores en el mercado, y que las empresas de otros sectores comparables a cuyos actores de mercado ni siquiera se ha ofrecido tales acuerdos a largo plazo. Así pues, la Comisión consideró, con carácter preliminar, que la medida confería una ventaja selectiva a dichos productores de electricidad.

(78)

La Comisión también observó que los mercados de la electricidad se habían abierto a la competencia y que los Estados miembros habían estado comerciando entre si con electricidad al menos desde la entrada en vigor de la Directiva 96/92/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 19 de diciembre de 1996, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad (41). Así pues, se consideró que las medidas que favorecen a determinadas empresas del sector de la energía de un Estado miembro podían impedir que las empresas de otros Estados miembros exportaran electricidad a ese Estado miembro, o impedir las exportaciones de electricidad de ese Estado miembro a otros Estados miembros.

(79)

La Comisión expresó también la opinión de que esta ventaja se desprende del uso de recursos de Estado, porque la decisión de firmar los CCE era una consecuencia de la política de Estado ejecutada vía el mayorista estatal de servicio público MVM. De acuerdo con la jurisprudencia del Tribunal de Justicia de las Comunidades Europeas («Tribunal de Justicia»), cuando una empresa estatal utiliza sus fondos de un modo imputable al Estado, dichos fondos deben considerarse como recursos de Estado con arreglo al artículo 87, apartado 1, del Tratado CE (42).

(80)

La Comisión llegó, pues, a la conclusión preliminar de que los CCE constituían una ayuda estatal a los productores de electricidad con arreglo al artículo 87, apartado 1, del Tratado CE, y que tal ayuda era «todavía aplicable después de la fecha de la adhesión» con arreglo al anexo IV, apartado 3, subpárrafo 1, letra c), del Acta de Adhesión.

(81)

La Comisión declaró asimismo que debía usarse la Metodología de los costes de transición a la competencia para analizar la ayuda estatal recibida por los productores de electricidad. Sobre la base de los documentos en su posesión en el momento de la Decisión de incoación, la Comisión tenía dudas respecto a la compatibilidad de los CCE con los criterios establecidos en la Metodología.

(82)

En primer lugar, la Comisión tenía dudas de que los propios principios que rigen los CCE, que crean obstáculos a la libre competencia del mercado, pudieran considerarse compatibles con el objetivo fundamental de la Metodología, que consiste en contribuir, mediante las ayudas estatales, a la liberalización del sector concediendo la adecuada compensación a los titulares que se enfrentaban a nuevas condiciones de competencia.

(83)

En segundo lugar, la Comisión dudaba de que el elemento de ayuda estatal incluido en los CCE fuera compatible con los criterios detallados de la Metodología por lo que se refiere al cálculo de los costes admisibles de transición a la competencia y a la determinación de la compensación adecuada.

(84)

Para permitir que MVM respetara sus CCE y, al mismo tiempo, mantuviera los precios de venta del segmento de servicio público aproximadamente al nivel del precio de libre mercado, el Decreto 183/2002 (VIII.23.) preveía el pago a MVM de una compensación del Estado en determinadas circunstancias.

(85)

En su notificación inicial del asunto HU 1/2004 (retirada el 13 de abril de 2005), las autoridades húngaras consideraban que dicha compensación constituía una ayuda estatal a MVM.

(86)

No obstante, en su Decisión de incoación, la Comisión concluía que los pagos de compensación no constituían una ayuda estatal a MVM, sino que la cantidad recibida con arreglo al Decreto 183/2002 (VIII.23.) formaba parte del precio de compra abonado por MVM a las centrales eléctricas con arreglo a los CCE y que, por lo tanto, constituía parte de la ventaja que los productores recibía de los CCE.

(87)

Así pues, la Decisión de incoación abre el procedimiento formal de investigación solo sobre los CCE, no sobre el Decreto 183/2002 (VIII.23.).

(88)

Hungría manifiesta su opinión de que estaría justificado llevar a cabo una evaluación individual de los CCE, dadas las diferencias existentes en cuanto a las condiciones exactas de los mismos.

(89)

Hungría considera que la apertura del mercado húngaro de la electricidad se llevó a cabo con éxito (es decir, conforme a la media europea) por lo que se refiere al número de consumidores que cambiaron al libre mercado. Hungría concluye que los CCE no crearon ningún obstáculo para que los consumidores cambiaran al mercado libre. Sería mucho más probable que tales obstáculos los constituyeran las limitadas capacidades transfronterizas de Hungría y los consiguientes precios elevados.

(90)

Hungría considera además que la naturaleza a largo plazo de los CCE no puede en sí misma constituir una ventaja competitiva para los productores, dado que dichos contratos a largo plazo están ampliamente extendidos en el sector de la electricidad tanto en Europa como en otros continentes.

(91)

Por lo que se refiere al precio de referencia mencionado en la Decisión de incoación, las autoridades húngaras sugieren que la Comisión debería tener en cuenta las especificidades regionales de Hungría y el reciente aumento de los precios del combustible al establecer un precio de referencia.

(92)

Por lo que se refiere a los nuevos actores en el mercado de la electricidad, Hungría informa a la Comisión de que no ha habido ninguno desde el 1 de mayo de 2004 (fecha en que Hungría ingresó en la UE y en que se liberalizó el mercado de la energía). Las autoridades húngaras señalan que una inversión de este tipo es una inversión a largo plazo y que, por consiguiente, es improbable que cualquier inversión sea operativa antes de 2011.

(93)

Finalmente, en respuesta a las dudas de la Comisión en cuanto a la compatibilidad de los CCE con el punto 4.6 de la Metodología, Hungría confirma que no concederá ninguna ayuda estatal para el rescate y la reestructuración de las empresas que se benefician de los CCE objeto de evaluación.

(94)

Tras la publicación de la Decisión de iniciar el procedimiento (21 de diciembre de 2005), y en el plazo pertinente (en la mayoría de los casos tras una ampliación de plazo solicitada por las partes interesadas y aceptada por la Comisión), la Comisión recibió observaciones de:

(95)

La mayoría de las observaciones presentadas a la Comisión por las partes siguen líneas argumentales muy similares. Por esa razón, en vez de describir las observaciones de cada parte interesada por separado, la Comisión las ha agrupado en categorías generales (véanse los considerandos de las secciones 5.1 a 5.7).

(96)

La central eléctrica de Mátra y otra parte interesada que solicitó que su identidad se mantuviera en secreto expresaron la opinión de que los CCE debían ser evaluados individualmente por la Comisión, dadas las diferencias que existen entre su contenido exacto. Otros productores de electricidad solicitaron implícitamente la evaluación individual de su CCE, dando a la Comisión los detalles de las condiciones específicas de su propio CCE.

(97)

AES-Tisza Erőmű, Budapesti Erőmű, Csepeli Áramtermelő y Dunamenti Erőmű sostienen que los criterios para la existencia de ayuda estatal en el momento de celebración de los CCE deben evaluarse en el contexto de las condiciones de mercado prevalentes en ese momento. Alguna de las observaciones exponen explícitamente este requisito, mientras que en otras está implícito cuando hacen referencia a las circunstancias de celebración de los CCE en su evaluación de la existencia de ayuda estatal. Remiten al respecto a la jurisprudencia del Tribunal (43).

(98)

Todos los productores de electricidad sostienen que los CCE no confieren ninguna ventaja económica.

(99)

Critican la conclusión preliminar de la Comisión de que los precios fijados en virtud de los CCE son más elevados que los precios de mercado de los productores.

(100)

Alegan que el precio de referencia de 36 euros/MWh utilizado en otras decisiones y mencionado en la Decisión de incoación es inadecuado en este procedimiento puesto que proviene de un contexto geográfico y temporal completamente distinto. Sostienen que la evaluación de precios debe tener en cuenta las circunstancias que prevalecían en el momento de celebración de los CCE. Subrayan también que los precios de cualquier acuerdo a largo plazo serán siempre inferiores a los precios spot de mercado. Por otra parte, los productores que suministran a MVM principalmente una carga eléctrica máxima sostienen también que sus precios no pueden compararse a los precios de carga base. La mayoría de ellos sugieren que la Comisión debe tener en cuenta el aumento sustancial en los precios del combustible en los últimos años.

(101)

Muchos de los productores alegan que su rendimiento real era inferior al mencionado en la Decisión de incoación.

(102)

Los productores también ponen de relieve que (en contra de lo que se sugiere en la Decisión de incoación) corren riesgos importantes, en especial riesgos de construcción, de regulación, ambientales, de mantenimiento y fiscales/financieros. Una de las principales categorías mencionadas de riesgos de regulación es la regulación de precios. Los productores consideran también que la reserva de una parte significativa de sus capacidades de generación para MVM constituye una desventaja, pues impide que utilicen dichas capacidades para producir energía para otros clientes potenciales. Por otra parte, los CCE establecen obligaciones claras para los productores que, en caso de que estos no las respeten, dan lugar a pagos más bajos o a demandas por daños y perjuicios.

(103)

[…] alegó que una de las ventajas obtenidas por Hungría como consecuencia de los CCE era la fiabilidad de los servicios de equilibrado que solo podían ofrecer él y Dunamenti Erőmű. Este productor afirmó que no se habría incorporado al mercado y no habría ofrecido estos servicios sin un CCE.

(104)

La central eléctrica de Mátra sostiene que tiene costes baratos de explotación minera porque tiene su propia mina de carbón, lo que le permite ofrecer precios muy competitivos. Sostiene que sus precios son incluso inferiores a los precios de reventa de MVM, en contra de lo que ocurre con otros precios CCE.

(105)

La central eléctrica de Dunament alega que no obtuvo ninguna ventaja del CCE pues pagó el valor de mercado por la privatización de las centrales eléctricas y el precio de compra tuvo en cuenta sus derechos y obligaciones en virtud del CCE. Por lo tanto, pagó por el CCE (y por cualquier ventaja que este pudiera otorgarle) en el precio de privatización.

(106)

Según las centrales eléctricas de Budapest, AES-Tisza, Mátra y Csepel, los CCE reflejan las condiciones de mercado en el momento de su celebración, tanto para MVM como para los productores. Por lo que se refiere a MVM, sostienen que cualquier operador privado en la posición de MVM (obligación legal de garantizar el suministro como comprador único, etc.) habría decidido celebrar los CCE. Por lo que se refiere a los propios productores, sostienen que la «ventaja» que les otorgan los CCE no va más allá de lo que debe considerarse como ventaja comercial normal para cualquier parte en un acuerdo comercial. En el momento de su celebración, en el sector afectado, los CCE reflejaban las condiciones de mercado normales. Además, los CCE representan métodos comerciales normales y una forma habitual de reparto y gestión del riesgo.

(107)

Los CCE eran la única manera de garantizar las inversiones que cumplían los requisitos del sector de la electricidad en Hungría (en especial, la modernización del conjunto del sistema, la protección del medio ambiente y la seguridad del suministro). Es preciso tener en cuenta estos requisitos, que solo podían cumplirse a través de los CCE, en aplicación del principio de inversor privado. Las partes interesadas observan que los CCE imponen obligaciones de inversión y disponibilidad a los productores de electricidad.

(108)

Las centrales eléctricas de Budapest y Csepel afirman que los productores que son parte en los CCE prestan servicios de interés económico general («SIEG»). En su opinión, los CCE sirven de herramienta para que MVM cumpla su compromiso de garantizar el suministro y, por lo tanto, cumple una obligación de servicio público. La central eléctrica de Budapest sostiene que puede también considerarse que es realmente la propia central eléctrica de Budapest la que tiene que desempeñar una obligación de servicio público que le imponen sus CCE. Ambas partes interesadas hacen referencia a la decisión de la Comisión de 16 de diciembre de 2003 en el asunto de ayuda estatal N475/03 (Irlanda) (44) en el que la Comisión aceptó que la construcción de una nueva capacidad de generación a fin de garantizar la seguridad del suministro podía considerarse un servicio de interés económico general.

(109)

Las partes interesadas opinan que, al igual que en el caso irlandés, la ayuda estatal en virtud de los CCE —suponiendo que exista— cumple los cuatro criterios acumulativos establecidos por el Tribunal en su sentencia en el asunto C-280/00 («sentencia Altmark») (45). Alegan lo siguiente:

(110)

En primer lugar, de las Leyes de la energía húngaras se desprende que MVM tenía varias obligaciones de servicio público, tales como la seguridad del suministro al menor coste posible, la protección del medio ambiente y la eficiencia. Así pues, las obligaciones de servicio público de MVM están claramente definidas por la ley y se encomienda a los productores de electricidad que son partes en los CCE que proporcionen el SIEG.

(111)

En segundo lugar, las compensaciones fueron establecidas por adelantado por los decretos de precios del Gobierno y por las fórmulas de precios de los CCE. Las compensaciones podían, pues, calcularse sobre la base de parámetros objetivos y transparentes.

(112)

En tercer lugar, la compensación pagada sobre la base de los CCE no supera los costes del SIEG prestado. Los CCE están basados estrictamente en los costes y los márgenes de beneficio no superan los habituales en el mercado. Esto está garantizado por el hecho de que, como alega la central eléctrica de Budapest, sus CCE fueron objeto de licitaciones abiertas y transparentes (véase más adelante). Las centrales eléctricas se vendieron al licitador con la oferta más alta y el mejor plan comercial. Del procedimiento de adjudicación se desprende que la compensación concedida en virtud de los CCE no puede superar lo necesario para cubrir todos los costes contraídos en cumplimiento de la obligación de servicio público y de un margen de beneficio razonable.

(113)

En cuarto lugar, la central eléctrica de Budapest sostiene que todos sus CCE fueron objeto de licitaciones abiertas y transparentes, bien como parte esencial del paquete de privatización, bien por separado. La central eléctrica de Csepel alega que aun cuando la central no se eligió sobre la base de una licitación pública, la compensación que recibe está limitada a cubrir los costes y un margen de beneficio razonable. Los mecanismos de fijación de precios garantizan que se evite la sobrecompensación.

(114)

En vista de todo lo anterior, las partes interesadas concluyen que los CCE cumplen los cuatro criterios acumulativos mencionados en la sentencia Altmark y que, por lo tanto, no constituyen una ayuda en el sentido del artículo 87, apartado 1, del Tratado CE.

(115)

La central eléctrica de Budapest afirma también que incluso si se considerara que los CCE no cumplían los cuatro criterios acumulativos de la sentencia Altmark, aún podrían declararse compatibles con el mercado común de conformidad con el artículo 86, apartado 2, del Tratado CE. Esta parte interesada expresa su opinión de que el impacto de su CCE en la supuesta exclusión del mercado húngaro de la electricidad es insignificante, puesto que solo cubren el 3 % del consumo de electricidad húngaro. Por otra parte, por razones técnicas, un aumento de las importaciones de electricidad era imposible en el momento en que se celebraron los CCE. Por lo tanto, su CCE no tendría ningún efecto negativo en el comercio. La parte interesada también subraya en sus observaciones la importancia de su tecnología de cogeneración para calefacción, que cumple los objetivos de la política medioambiental y de la energía de la UE.

(116)

La central eléctrica de Mátra alega que se le pidió que reservara cierta capacidad mínima para MVM con el fin de garantizar el suministro energético en el mercado húngaro utilizando los recursos de carbón nacionales. Sostiene que, conforme al artículo 11, apartado 4, de la Directiva de la electricidad (46), la ayuda estatal debe considerarse compatible con el mercado común cuando, por razones de seguridad del suministro, financie la generación de electricidad a partir de carbón nacional.

(117)

Las centrales eléctricas de Csepel, Mátra y Budapest alegan que la larga duración de un contrato no debe considerarse como una ventaja per se. La central eléctrica de Csepel sostiene que, en un acuerdo a largo plazo, ambas partes pagan un precio por la seguridad que ofrece el largo plazo. Los productores de electricidad aceptan ofrecer un precio inferior al precio al contado de mercado y quedar obligados por el precio acordado, independientemente de cuáles sean los precios al contado. También aceptan reservar sus capacidades para una empresa para todo el período que dure el acuerdo. Alegan que los acuerdos a largo plazo representan, pues, un equilibrio entre los riesgos y las oportunidades económicas para ambas partes y no pueden considerarse como una ventaja pura.

(118)

Sobre la base de los citados argumentos, todos los productores de electricidad concluyen que los CCE no les conceden una ventaja económica y que, por lo tanto, no constituyen una ayuda estatal con arreglo al artículo 87, apartado 1, del Tratado CE.

(119)

AES-Tisza sostiene que los CCE no proporcionan una ventaja selectiva. Esta parte interesada hace referencia a la existencia de acuerdos a largo plazo en todo el sector de la electricidad, no solo entre los productores y MVM, sino también entre MVM y las empresas de distribución y entre los proveedores de combustible y los productores de electricidad, así como para la importación de la electricidad. En cuanto a los productores, la Primera Ley de la Energía (de 1994) y el Decreto 34/1995 exigen explícitamente a los productores que celebren un acuerdo de compra de electricidad con MVM para obtener un permiso de construcción y de explotación. Por lo tanto, todos los productores tenían acuerdos con MVM y solo las centrales de energías renovables y las de cogeneración podían tener acuerdos a más corto plazo, pues estos productores cuentan con diversas garantías jurídicas (por ejemplo, la compra obligatoria).

(120)

La central eléctrica de Mátra afirma que, en los CCE, solo el precio puede considerarse ayuda estatal. La duración de los CCE y los volúmenes de venta garantizados no pueden considerarse como ayuda estatal porque incluso si confirieran una ventaja, no dan lugar a transferencia de recursos del Estado. Este tercero concluye que, dados los precios muy competitivos de la central eléctrica de Mátra [véase el inciso i) supra], no existe elemento alguno de ayuda estatal en su CCE.

(121)

La empresa AES-Tisza alega que los precios CCE no son imputables al Estado sino a las partes en los CCE. AES-Tisza critica la evaluación de la Decisión de incoación sobre la imputabilidad, en el sentido de que solo se concentra en la imputabilidad al Estado de la celebración real de los CCE y no en la imputabilidad de la fijación de los precios, mientras que la Comisión sostiene que la ventaja la conceden los precios ventajosos. Después del período de fijación central de los precios (es decir, después de enero de 2004, y con excepción de 2007), los precios fueron negociados entre MVM y los productores de electricidad y no pueden atribuirse al Estado.

(122)

Las centrales eléctricas de AES-Tisza, Budapest y Csepel niegan el efecto de distorsión de los CCE y su potencial de afectar al comercio entre los Estados miembros.

(123)

En primer lugar, las centrales eléctricas en cuestión afirman que este criterio debe evaluarse también habida cuenta del tiempo en que se celebraron los CCE. En ese momento, Hungría no formaba parte de la UE y su mercado de la electricidad no estaba liberalizado. Por lo tanto, alegan que, por definición, los CCE no podían distorsionar la competencia en el mercado común.

(124)

En segundo lugar, sostienen que la competencia y el comercio entre los Estados miembros están influenciados por factores distintos de los CCE. Afirman, en concreto, que las capacidades transfronterizas de Hungría son el principal factor que influye en el comercio entre Hungría y otros países. Estas capacidades transfronterizas se utilizan al máximo. Así pues, resulta claro que el comercio de electricidad es limitado a causa de las restringidas capacidades transfronterizas de Hungría y no a causa de los CCE. Según ellos, la legislación es el otro factor que influye en el comercio entre Estados miembros. Conforme a la legislación húngara, los productores de electricidad no estaban en ningún caso autorizados a vender directamente electricidad en el extranjero.

(125)

La central eléctrica de Csepel afirma que, en cualquier caso, solo vende electricidad en Hungría, de modo que su CCE no puede tener ningún efecto de facto en el comercio entre los Estados miembros.

(126)

Afirman también que el mercado húngaro de la electricidad se ha abierto gradualmente a la competencia de acuerdo con las obligaciones de la UE. Un porcentaje significativo de consumidores se cambió al segmento de libre mercado en poco tiempo. Lo que disuadiría a los nuevos actores de incorporarse al mercado húngaro de la electricidad o de ampliar su presencia en el mismo sería el carácter impredecible de la rentabilidad, no la existencia de los CCE. La central eléctrica de Csepel alega que, en Hungría, solo se han construido centrales eléctricas en los últimos años cuando el Estado ha ofrecido una cierta forma de estabilidad y predecibilidad de la rentabilidad del proyecto mediante acuerdos a largo plazo o en forma de compra obligatoria, o cuando el uso de nuevas capacidades quedaba garantizado por la demanda de la actividad de distribución verticalmente integrada. En cualquier caso, la existencia de CCE no era un factor que disuadiera a los nuevos actores.

(127)

Se afirma, además, que no existe demanda alguna, en el mercado de Hungría, de capacidades adicionales, como demuestra el hecho de que en las subastas de electricidad de MVM, una gran mayoría de las capacidades ofrecidas a la venta se queda sin vender.

(128)

Esta observación fue presentada por la central eléctrica de Budapest.

(129)

La central eléctrica de Budapest sostiene que los CCE no pueden considerarse como «todavía aplicables después de la adhesión» con arreglo al anexo IV, apartado 3, subapartado 1, letra c), del Acta de Adhesión.

(130)

Esta parte interesada sostiene que, conforme al principio general de no retroactividad, las medidas adoptadas de conformidad con la ley antes de la adhesión no deben ser revisadas por la Comisión después de la adhesión. Dado que las normas comunitarias sobre ayudas estatales solo se aplican a partir de la fecha de adhesión, únicamente las medidas de ayuda que proporcionan un beneficio adicional después de la adhesión pueden considerarse aplicables después de la adhesión. Sostienen que los CCE no proporcionan ningún beneficio adicional después de la adhesión pues sus fórmulas de precios se establecieron antes de la adhesión y, por lo tanto, la participación financiera del Estado era plenamente conocida antes de la adhesión.

(131)

Este argumento fue presentado por las centrales eléctricas de Budapest, Csepel, AES-Tisza y Mátra y por el Banco […].

(132)

Las partes interesadas sostienen que, incluso si se debe aceptar que los CCE constituían una ayuda estatal en el sentido del artículo 87, apartado 1, del Tratado CE, tal ayuda estatal debe considerarse como ayuda existente con arreglo al anexo IV, apartado 3, subapartado 1, letra c), del Acta de Adhesión. Opinan que la Comisión no se opuso a la medida en el plazo de 3 meses que establece el Acta de Adhesión. Las autoridades húngaras notificaron la medida el 31 de marzo de 2004. Después de un intercambio de información, la Comisión, alegan las partes, no reaccionó en el plazo de 3 meses a la carta de Hungría de 19 de octubre de 2004, excluyendo así la clasificación de la medida como «nueva ayuda».

(133)

La central eléctrica de Budapest considera también que una decisión que determine si la ayuda concedida antes de la adhesión y que continúa después de la adhesión debe considerarse como «nueva ayuda» o «ayuda existente» no debe basarse solamente en el anexo IV del Acta de Adhesión. Según la central eléctrica de Budapest, si tal ayuda no está calificada como ayuda existente conforme al anexo IV del Acta de Adhesión, debería igualmente examinarse habida cuenta del artículo 1, letra b), incisos ii) a v), del Reglamento (CE) no 659/1999.

(134)

La central eléctrica de Budapest alega además que dicho artículo 1, letra b), inciso v), del Reglamento (CE) no 659/1999 se aplica a los CCE y que, por lo tanto, los CCE constituyen una «ayuda existente». En su opinión, la última frase del artículo 1, letra b), inciso v), del Reglamento (CE) no 659/1999, que hace referencia a las nuevas ayudas no se aplica a los CCE por tres razones:

(135)

En primer lugar, en la sentencia Alzetta Mauro (47), el Tribunal dictaminó que una ayuda que existía en un determinado mercado que estaba inicialmente cerrado a la competencia antes de su liberalización debe considerarse como ayuda existente a partir de la liberalización. Según esta parte interesada, dicha sentencia se basa directamente en una interpretación del artículo 88, apartado 1, del Tratado CE y, por lo tanto, prevalece sobre el Reglamento (CE) no 659/1999.

(136)

En segundo lugar, en cualquier caso, dado que el Reglamento (CE) no 659/1999 todavía no había entrado en vigor cuando el mercado de la electricidad se liberalizó conforme a la Directiva 96/92/CE o cuando se firmaron los CCE, son de aplicación las normas establecidas en la sentencia Alzetta Mauro, no el Reglamento (CE) no 659/1999.

(137)

En tercer lugar, la comparación de la redacción de las diversas categorías del artículo 1, letra b), del Reglamento (CE) no 659/1999 lleva a la conclusión de que el artículo 1, letra b), inciso v), solo se aplica a los regímenes de ayuda estatal, puesto que no se mencionan explícitamente las ayudas individuales.

(138)

Por el contrario, AES-Tisza sostiene que, en caso de que los CCE debieran clasificarse como nueva ayuda, dicha clasificación debería basarse en el artículo 1, letra b), inciso v), del Reglamento (CE) no 659/1999.

(139)

Estos argumentos fueron presentados por las centrales eléctricas de Budapest y AES-Tisza y por el Banco […].

(140)

Las partes subrayan que entraron de buena fe a formar parte de los CCE en las circunstancias de mercado que prevalecían en aquel momento. Aceptaron obligaciones importantes de inversión financiadas por entidades de crédito a través de convenios de financiación. En su opinión, las investigaciones de la Comisión llevan a una incertidumbre legal significativa, que debe evitarse. AES-Tisza cuestiona el derecho de la Comisión a poner fin, sobre la base de las normas de ayuda estatal y, de manera más general, de las normas sobre competencia del Tratado CE, a acuerdos comerciales celebrados de manera válida (48).

(141)

La central eléctrica de AES-Tisza expresa su preocupación respecto a la proporcionalidad de la petición de la Comisión de poner fin a los CCE y hace referencia a la posibilidad de renegociación de los acuerdos por las partes.

(142)

Las empresas Csepel y AES-Tisza afirman que los CCE no se diseñaron para ser un régimen de compensación y que, por lo tanto, resulta inadecuado compararlos con la Metodología de los costes de transición a la competencia. En el momento de su celebración, los CCE no podían considerarse como compensación de los costes de transición a la competencia pues la Metodología ni siquiera existía en ese momento. En su opinión, el uso de la Metodología solo resulta adecuado si se ha puesto fin previamente a los CCE.

(143)

Por el contrario, el Banco […] alega, por lo que se refiere al CCE de Csepel, que la contrapartida pagada en virtud del CCE se limita a cubrir los costes realmente subvencionables con arreglo a la Metodología (es decir, los costes fijos, los costes variables y un margen de beneficio razonable). Mantiene que el CCE de Csepel no prevé una compensación superior a los costes admisibles de transición a la competencia.

(144)

Csepel sostiene además que los CCE cumplen los criterios del artículo 87, apartado 3, del Tratado CE en el sentido de que contribuyen perceptiblemente a la seguridad del suministro de electricidad en Hungría y, de manera más general, al desarrollo global de la economía húngara.

(145)

La empresa AES-Tisza sugiere (sin dar muchas razones) que los CCE deben considerarse como garantías de las inversiones realizadas en una región del artículo 87, apartado 3, letra a).

(146)

Por otra parte, AES-Tisza observa que la Decisión de incoación carece de claridad por lo que se refiere al precio de mercado «de referencia» que debe utilizarse, al significado de «inversión ineficaz» y a los supuestos económicos y los plazos aplicados a la evaluación por la Comisión de la compatibilidad con el mercado común.

(147)

En reacción a las observaciones de la central eléctrica de Csepel, Hungría afirma que, en contra de lo que podría deducirse de las observaciones de Csepel, su CCE también contiene cantidades mínimas de compra garantizadas.

(148)

Por lo que se refiere al argumento de Dunament de que no puede rechazar la generación con arreglo a las condiciones dictadas por MVM, ni siquiera si ello va en detrimento de las ventas de Dunament en el mercado libre, las autoridades húngaras señalan que, en 2006, MVM inició la retirada de los CCE de los 4 bloques F que, por lo tanto, hubieran podido competir directamente en el mercado libre de los servicios. Sin embargo, Dunament se negó a aprovechar esa oportunidad.

(149)

Respecto a las observaciones de AES-Tisza, según las cuales los productores sin CCE invirtieron principalmente si contaban con una garantía de compra obligatoria, las autoridades húngaras afirman que centrales eléctricas y bloques de centrales eléctricas importantes venden electricidad en el mercado libre sin CCE y sin compra obligatoria (por ejemplo el bloque G1 de Dunament, la central eléctrica Vértes y los bloques I y II de Mátra).

(150)

Hungría también subraya que, en contra de las observaciones de AES-Tisza, MVM se ve también en una posición negociadora limitada por los propios CCE (fórmulas de precios y cantidades de compra garantizadas).

(151)

La ayuda contenida en los CCE no se notificó a la Comisión de conformidad con las normas de procedimiento referentes a las ayudas estatales. Así pues, la ayuda constituye una ayuda ilegal.

(152)

En sus observaciones, ciertas partes interesadas y las autoridades húngaras sugirieron que los CCE deberían evaluarse individualmente, dadas las diferencias de condiciones entre ellos.

(153)

La presente Decisión cubre todos los CCE entre MVM y los productores de electricidad que estaban en vigor cuando Hungría entró a formar parte de la UE (véanse los considerandos 44 y 45). La Comisión considera que los principios que rigen las semejanzas reales de los CCE presentan similitudes que, en un procedimiento de ayudas estatales, justifican su evaluación conjunta. Tal como se indica a continuación, la Comisión es de la opinión de que la principal ventaja que se desprende de los CCE es común a todos ellos, y que la decisión sobre su celebración en el período 1995-2001 siguió los mismos objetivos políticos y el mismo tipo de solución. En concreto, todos ellos prevén la obligación de compra por parte de MVM —durante un período que cubre una parte sustancial de la vida de los activos— de las capacidades reservadas y de una cantidad garantizada, con un mecanismo de fijación de precios que permite que los productores cubran sus costes fijos y variables. Además, los otros criterios para que exista ayuda estatal también presentan semejanzas que justifican su evaluación conjunta. Su carácter selectivo se basa en los mismos principios; la cuestión de si los CCE implican una transferencia de recursos del Estado requiere en gran medida la misma evaluación para cada uno de ellos, y su influencia en la competencia y el comercio sigue también la misma evaluación económica y debe también tener en cuenta la coexistencia de los CCE en el mercado húngaro. Así pues, la Comisión es de la opinión de que para que esta Decisión de ayuda estatal refleje exactamente la realidad del mercado húngaro de generación de energía, los CCE deben evaluarse conjuntamente, con una sola Decisión que cierre el procedimiento.

(154)

Este enfoque global no impide que la Comisión tenga en cuenta las diferencias que efectivamente existen entre los CCE en cuestión. Por ello, la presente Decisión establece las diferencias entre los CCE cuando tales diferencias son pertinentes a los efectos de la misma.

(155)

La Comisión analiza a continuación cada uno de los cuatro criterios acumulativos que comprende la definición de ayuda estatal del artículo 87, apartado 1, del Tratado CE: la implicación de recursos estatales, la existencia de una ventaja económica, el carácter selectivo de la ventaja y el impacto en el comercio.

(156)

En sus observaciones, las partes interesadas alegaron (respecto a varios criterios de evaluación) que la Comisión solo debía considerar la situación prevalente cuando se firmaron los CCE, debiendo ampliarse posteriormente los resultados de dicho análisis a todo el período de vigencia de los CCE. A este respecto, la central eléctrica de Budapest hace referencia al comunicado de la Comisión sobre la determinación de las normas aplicables a la evaluación de las ayudas estatales ilegales (49).

(157)

Para establecer el período adecuado de evaluación, la Comisión debe tener en cuenta primero el Acta de Adhesión de Hungría a la UE, el Reglamento de procedimiento y la jurisprudencia del Tribunal.

(158)

La parte correspondiente del anexo IV del Acta de Adhesión dice lo siguiente:

(159)

La parte correspondiente del artículo 1 del Reglamento de procedimiento dice lo siguiente:

(160)

De las mencionadas disposiciones se desprende que las medidas que no constituían una ayuda estatal en el momento en que se concedieron pueden, en determinadas circunstancias, convertirse en medidas de ayuda estatal con arreglo al artículo 87 del Tratado CE, sin perjuicio de la clasificación de la medida que se convierte en ayuda estatal como ayuda existente o ayuda nueva.

(161)

Aun cuando es verdad que, al analizar la existencia de una ayuda estatal en un caso específico, la Comisión debe evaluar la situación que prevalecía en el momento en que la medida entró en vigor, ello no significa que la evaluación de los cuatro criterios de la definición de ayuda estatal deba en todas las circunstancias limitarse únicamente al momento en que se concedió dicha ayuda.

(162)

Del artículo 1, letra b), inciso v), del Reglamento de procedimiento, se desprende claramente que hay circunstancias excepcionales, tales como la evolución del mercado común o la liberalización de un sector, en las que se producen cambios económicos y legales sustanciales en uno o varios sectores de la economía y en las que, debido a esos cambios, una medida que no entraba inicialmente en el ámbito del artículo 87 del Tratado puede verse sometida al control de las ayudas estatales. Si, al liberalizar un sector de la economía, se conservaran todas las medidas que no estuvieron consideradas como ayudas estatales debido a que las condiciones de mercado eran sustancialmente diversas en el momento en que se concedieron, pero que a partir de la liberalización cumplen todos los criterios de las ayudas estatales, se perpetuaría de facto una gran parte de las condiciones de mercado precompetitivas. Ello iría en contra de la voluntad de poner fin a tal situación no competitiva en un mercado, es decir, en contra de la decisión de los Estados miembros de liberalizar el sector en cuestión. La finalidad de las disposiciones especiales por las que una medida pueda convertirse en ayuda estatal es evitar prolongar cualquier medida que, aunque no constituyera una ayuda en circunstancias económicas y legales anteriores, pudiera perjudicar los intereses de los actores en las nuevas condiciones de mercado (50).

(163)

La cuestión de si se debe clasificar tal ayuda estatal como ayuda existente o como ayuda nueva debe evaluarse por separado una vez que la Comisión haya establecido la existencia o no de la ayuda estatal.

(164)

La economía de Hungría experimentó un cambio drástico en los años noventa. El país tomó la decisión de entrar a formar parte de la Unión Europea, convirtiéndose en Estado miembro de pleno derecho el 1 de mayo de 2004. Era plenamente consciente de su obligación de alinear sus medidas existentes con las normas sobre competencia del mercado interior al que deseaba unirse, dado que el Acuerdo Europeo (51), firmado por Hungría en 1991, hace referencia explícita a esa obligación.

(165)

Al entrar a formar parte de la Unión Europea, Hungría también se adhirió al mercado interior liberalizado de la energía. Las normas sobre competencia del Acta de Adhesión no prevén ninguna excepción por lo que se refiere al mercado de la energía húngaro. Habida cuenta de esto, en contra de las observaciones de las partes interesadas, la Comisión opina que los CCE, firmados en condiciones económicas sustancialmente diversas (tal como reconocen las partes interesadas) antes de la adhesión al mercado interior liberalizado de la energía, pueden muy bien convertirse en ayuda estatal en las nuevas circunstancias legales y económicas. Para establecer la existencia de tal ayuda, los cuatro criterios de la existencia de ayuda estatal en la medida deben evaluarse de acuerdo con las nuevas circunstancias económicas y legales.

(166)

La cuestión del período adecuado de evaluación debe además evaluarse a la luz del Acta de Adhesión. A diferencia de las adhesiones previas, los Estados miembros aceptaron introducir disposiciones específicas en el Acta de Adhesión por las que todas las medidas de ayuda aplicables después de la adhesión y concluidas después del 10 de diciembre de 1994 debían ser notificadas a la Comisión antes de la adhesión y revisadas por ella sobre la base del acervo comunitario.

(167)

La gran mayoría de los países que entraron a formar parte de la UE el 1 de mayo de 2004 tenía, por razones históricas, una fuerte tradición de intervencionismo del Estado. Sin embargo, puede haber medidas que no podían cumplir los cuatro criterios de las ayudas estatales antes de la adhesión debido a las muy diferentes condiciones de mercado que prevalecían entonces. No obstante, con las nuevas condiciones legales y económicas posteriores a la adhesión, tales condiciones pueden muy bien cumplirse.

(168)

Los artículos pertinentes del Acta de Adhesión tienen por objetivo garantizar la competencia sin distorsión en el mercado interior durante el período posterior a la fecha de entrada en vigor del Tratado. Por lo tanto, la finalidad de los artículos pertinentes del Acta de Adhesión es evitar distorsiones de la competencia en el mercado común debidas a medidas incompatibles de ayuda estatal después de la adhesión. A este respecto, es irrelevante que en los años noventa, cuando se concedió la ayuda, cumpliera realmente o no todos los criterios de las ayudas estatales. Por lo tanto, el período adecuado para evaluar los criterios de existencia de una ayuda tiene que ser el período posterior a la fecha en que Hungría se adhirió a la UE y al mercado interior liberalizado de la energía.

(169)

Cualquier otro enfoque llevaría a una situación en la que las condiciones económicas del período de preadhesión y de preliberalización (que corresponde, en el caso de la mayor parte de los nuevos Estados miembros, a un período de transición tras el régimen comunista) podrían perpetuarse hasta mucho después de la adhesión del país a la Unión Europea. Medidas que podrían no haber constituido una ayuda estatal antes de la adhesión podrían mantenerse e incluso prolongarse mientras el Estado miembro deseara, incluso si constituían una ayuda estatal con arreglo a las condiciones posteriores a la adhesión, pues no caerían bajo el control de las ayudas estatales por parte de la Comisión.

(170)

Esta es precisamente la intención de las observaciones al respecto de las partes interesadas. Los argumentos de todas las partes interesadas referentes al período adecuado de evaluación pretenden demostrar que la valoración económica y jurídica de los CCE en el contexto del actual procedimiento de ayuda estatal debe basarse únicamente en las circunstancias que prevalecían en el momento de la firma de los CCE (es decir, entre 1995 y 2001), y llegar a la conclusión de que, debido a esas circunstancias legales y económicas, los CCE no constituyen una ayuda estatal. Alegan que la prueba del operador de economía de mercado y los criterios de distorsión de la competencia y de efecto en el comercio deben analizarse en el contexto económico de mediados de los año 90, que la Comisión debe tener en cuenta las obligaciones de MVM en aquel momento (garantía de suministro) y el modelo del sector de la energía que prevalecía en aquel momento (modelo del «comprador único», etc.). En su opinión, en estas circunstancias, el resultado de la evaluación debe prevalecer hasta la fecha final de los CCE (2024 en el caso del contrato más largo), con independencia de cambios como la adhesión de Hungría a la UE y la subsiguiente liberalización obligatoria del mercado de la energía.

(171)

La Comisión no puede estar de acuerdo con este argumento. La Comisión considera que los artículos pertinentes del Acta de Adhesión pretenden precisamente evitar tales situaciones, exigiendo la aplicación inmediata de las normas sobre ayudas estatales a los actores económicos. El Acta de Adhesión establece excepciones para ciertos sectores de la economía (por ejemplo, las disposiciones sobre el transporte), pero no establece ningún tipo de excepción a favor de los operadores del mercado de la electricidad. Así pues, el acervo comunitario, incluida la Directiva 96/92/CE, se aplica a todas las condiciones contractuales del mercado húngaro de la electricidad a partir del momento de la adhesión.

(172)

En su evaluación de los CCE, la Comisión considera, pues, que, al adherirse al mercado interior liberalizado de la energía, Hungría aceptó aplicar los principios de esa economía del mercado a todos los actores de su mercado existente, incluidas todas las relaciones comerciales existentes.

(173)

La Comisión debe, pues, evaluar si, a partir del día en el cual Hungría entró a formar parte de la Unión Europea, la medida cumple los criterios de existencia de una ayuda estatal.

(174)

Como introducción a la evaluación de la existencia de una ventaja, cabe resaltar que la mayoría de los productores de electricidad reconocieron en sus observaciones que no podrían haber invertido en esas instalaciones sin las garantías ofrecidas por los CCE. La central eléctrica […] afirma en sus observaciones que «los CCE son un elemento importante para que los bancos acepten financiar la inversión y prefinanciar los costes de funcionamiento de forma continua. […] preguntó los días […] y […] la opinión del consorcio [es decir, de las instituciones financieras] respecto a una posible modificación de los CCE. No obstante, los bancos rechazaron la disminución tanto de las capacidades reservadas como de la compra garantizada» (52).

(175)

A este respecto, […] (como representante de los doce bancos que concedieron un préstamo de casi […] a la central eléctrica de Csepel) afirma que «la opinión de los bancos es que el CCE forma parte de un paquete de acuerdos comerciales estrechamente vinculados que sirvieron y sirven aún de garantía del contrato de préstamo que proporciona la financiación del proyecto en condiciones de mercado. Así pues, cualquier cambio de los CCE afectaría automáticamente a los bancos y, debido a los mecanismos contractuales de que disponen los bancos para proteger sus intereses financieros, pone a su vez en peligro todo el Proyecto Csepel II.».

(176)

[…] (como representante de los nueve bancos que concedieron un préstamo de casi […] a AES-Tisza) afirma que «la base principal de esta financiación era la existencia del CCE y de los demás documentos pertinentes del proyecto (por ejemplo el Contrato de Suministro de Combustible). […] Los CCE proporcionan estabilidad frente a los riesgos de la demanda (volumen de electricidad vendido y precio de la misma)». «La estabilidad de la demanda […] es vital para dar a los bancos la seguridad necesaria para proporcionar la financiación a largo plazo en un mercado aún inmaduro.».

(177)

Para evaluar la existencia de una ventaja en virtud de los CCE, la Comisión llevó a cabo primero un análisis preliminar para determinar qué razonamiento seguir en la evaluación. Como consecuencia del análisis preliminar, resumido en los considerandos 180 a 190, la Comisión concluyó que, para establecer si existía una ventaja, debía determinarse si, en las condiciones que prevalecían cuando Hungría entró a formar parte de la Unión Europea, un operador de mercado habría concedido a los productores una garantía similar a la de los CCE, a saber, una obligación de compra por parte de MVM de las capacidades reservadas en los CCE (correspondientes a una proporción sustancial y, en muchos casos, a todas las capacidades disponibles de la central eléctrica), una cantidad mínima garantizada de electricidad generada durante 15 a 27 años, que corresponden al período normal de explotación o de amortización de las centrales afectadas, a un precio que cubre los costes fijos y variables de la central (incluidos los costes de combustible) (53).

(178)

En segundo lugar, la Comisión analizó la respuesta a esta cuestión a la luz de las prácticas comerciales estándar en los mercados europeos de la electricidad.

(179)

Finalmente, la Comisión evaluó brevemente el impacto de los CCE en el mercado en el período posterior a la adhesión de Hungría a la Unión Europea. Aun cuando dicho análisis no sea necesario para determinar la existencia o no de una ventaja económica en los CCE, es útil para abordar debidamente ciertas observaciones presentadas por las partes interesadas.

(180)

En las observaciones presentadas en el transcurso del procedimiento, los terceros analizaron la existencia o no de una ventaja a la luz de las condiciones en las que se firmaron los CCE a mediados de los años noventa. Esencialmente, concluían que en ese período, y en el contexto de la privatización de las empresas productoras, un operador medio de mercado habría concedido a los productores garantías similares a las de los CCE para atraer inversores, garantizando así la seguridad de suministro de Hungría.

(181)

La Comisión analizó la validez de este planteamiento y llegó a la conclusión de que no era adecuado por dos razones. Primero, no tiene en cuenta a los beneficiarios reales de la medida objeto de evaluación. En segundo lugar, el período considerado en ese planteamiento no es pertinente para evaluar la existencia de una ventaja.

(182)

La central eléctrica de Dunament sostiene que no ha recibido ventaja alguna a través de su CCE pues pagó el valor de mercado por la privatización de sus centrales eléctricas, y el precio de compra tuvo en cuenta sus derechos y obligaciones con arreglo a los CCE. Por lo tanto, en el precio de privatización pagó cualquier ventaja que el CCE pudiera haberle otorgado.

(183)

La Comisión considera que este razonamiento es falso en el presente caso, pues los beneficiarios de la ayuda son las centrales eléctricas privatizadas (aquellas que efectivamente lo fueron) y no los accionistas de las mismas. La privatización de las centrales eléctricas tomó la forma de adquisición de participaciones en el capital social.

(184)

El Tribunal de Justicia ha analizado cómo un cambio en la propiedad de una empresa durante la adquisición de participaciones afecta a la existencia de una ayuda ilegal concedida a la empresa y a su beneficiario. El Tribunal consideró que la empresa que se benefició de la ayuda conserva la ayuda ilegal, a pesar del cambio en su propiedad (54). La transferencia de acciones al precio de mercado garantiza simplemente que el comprador no se beneficia de la ayuda estatal. No obstante, ello no afecta al hecho de que la actividad de la central eléctrica se beneficie o no de una ventaja.

(185)

En el caso objeto de evaluación, los beneficiarios de la ayuda son las empresas húngaras que explotan las centrales eléctricas y que firmaron los CCE, y no los accionistas de las centrales eléctricas. Además, el cambio en la propiedad de las centrales eléctricas ocurrió antes de la fecha a partir de la cual se debe evaluar la existencia de la ayuda estatal y es irrelevante a efectos de la evaluación de la existencia de una ayuda estatal en favor de las empresas que explotan la central eléctrica. Así pues, las empresas que firmaron los CCE se beneficiaron de las ventajas contenidas en los mismos, independientemente de su estructura de propiedad.

(186)

La Comisión es consciente de que en las circunstancias de mercado de mediados de los años noventa en Hungría, el principio que rige los CCE, es decir, la garantía de rendimiento de las inversiones, era la condición esencial para la realización de las inversiones necesarias.

(187)

El hecho de que, debido a las características del sector de la producción y al contexto político y económico de ese período en Hungría, fuera necesario que el Estado interviniera en pro del interés común y que la mejor solución fuera conceder CCE a varios productores, no contradice en modo alguno el hecho de que los CCE otorgan una ventaja a los productores.

(188)

La mayoría de los productores sostiene que los CCE no les confieren ninguna ventaja, pues corresponden al comportamiento normal de cualquier operador en una economía de mercado tanto en el caso de MVM como en el de los productores. Afirman que cualquier actor privado en la posición de MVM (con la obligación legal, como comprador único, de garantizar el suministro) habría decidido formar parte de los CCE, y que la ventaja económica de estos era solo una ventaja comercial normal para las partes, dadas las circunstancias del inmaduro mercado de la energía de los años noventa en Hungría. Por otra parte, los productores tenían la obligación legal de firmar un acuerdo con MVM para obtener su permiso de explotación. Los productores alegan que la aplicación del principio del inversor privado debe inducir a la Comisión a tener en cuenta los requisitos legales y la realidad económica del momento de la celebración de los CCE.

(189)

Por lo que se refiere a los argumentos de las partes interesadas respecto al principio del inversor privado, la Comisión remite a los considerandos de la presente Decisión referentes al período que debe considerarse adecuado para la evaluación de la existencia o no de una ayuda estatal con arreglo a los CCE. La Comisión reitera que no pretende poner en tela de juicio el hecho de que era necesario firmar los CCE en las circunstancias prevalecientes en el momento en que se celebraron dichos acuerdos. No obstante, tal como se explica anteriormente, eso no significa en modo alguno que los CCE no concedieran una ventaja a los productores. De hecho, las partes interesadas solo afirman que dichos acuerdos correspondían a las condiciones de mercado que prevalecían en el momento de su celebración. Ninguna de las partes interesadas alegan que correspondan a las condiciones de mercado actuales en el mercado interior.

(190)

La Comisión concluye que, para evaluar la existencia de una ventaja derivada de los CCE, es preciso asegurarse de si, en las condiciones que prevalecían cuando Hungría entró a formar parte de la Unión Europea, el operador medio de mercado habría concedido a las empresas productoras una garantía similar a la contemplada en los CCE, tal como se describe en el considerando 177.

(191)

Para contestar a la pregunta mencionada en el considerando anterior, la Comisión examinó las principales prácticas de los operadores comerciales en los mercados europeos de la electricidad que son pertinentes a los efectos del presente análisis, y evaluó si los CCE se ajustan a dichas prácticas o conceden a los productores unas garantías que un comprador no aceptaría si actuara por razones puramente comerciales.

(192)

Como observación preliminar, cabe señalar que, tradicionalmente, los mercados de la electricidad están divididos en cuatro mercados: i) generación/importación y suministro al por mayor, ii) transporte/distribución, iii) venta al por menor, y iv) servicios de compensación. Los mercados pertinentes para la evaluación de los CCE son la primera y la cuarta la categoría, dado que MVM compra electricidad a productores nacionales, importa electricidad y la vende a empresas regionales de distribución y a los proveedores comerciales (proveedores en el mercado minorista). MVM también proporciona capacidades reservadas al gestor de la red de transporte para garantizar el equilibrio del sistema.

(193)

En Hungría, el mercado minorista está dividido en dos segmentos en el período objeto de evaluación: i) un segmento de utilidad pública en el que las empresas regionales de distribución suministran electricidad a precios regulados a los consumidores no cualificados y a los consumidores que no hacen uso de su cualificación; ii) un segmento de mercado libre en el que los proveedores comerciales suministran electricidad a los consumidores cualificados a precios que resultan de los mecanismos de mercado. De acuerdo con el régimen introducido por la Tercera Ley de la Energía, el segmento de servicio público está limitado a los hogares y a los consumidores comerciales que están cubiertos por una obligación de suministro universal.

(194)

En el período objeto de evaluación, MVM suministró electricidad tanto a las empresas regionales de distribución (proveedores del segmento de servicio público) como a los proveedores del segmento de mercado libre. No obstante, tal como se indica en los considerandos 221 a 231, las ventas de MVM a los proveedores del segmento libre solo debían en principio poner a la venta los excedente comprados con arreglo a los CCE y no necesarias por el segmento de servicio público. Es una consecuencia de los propios CCE en vez de una actividad comercial autónoma. Por lo tanto, la existencia de una ventaja debe analizarse con respecto al objetivo principal asignado a MVM, que era suministrar suficiente electricidad a las empresas regionales de distribución a fin de satisfacer las necesidades del segmento de servicio público. Por lo tanto, lo que debe verificarse es si, en ausencia de los CCE, un operador de mercado encargado de suministrar a las empresas regionales de distribución suficiente cantidad de electricidad, y que actuara por razones puramente comerciales, habría ofrecido la misma garantía que se contempla en los CCE. Esta evaluación debe llevarse a cabo teniendo en cuenta el funcionamiento de los mercados mayoristas competitivos. Los considerandos que siguen ofrecen, en primer lugar, una descripción de prácticas comerciales típicas y pertinentes para este análisis y, en segundo lugar, una comparación entre los CCE y dichas prácticas. Finalmente, habida cuenta de esta comparación, la Comisión analizó las consecuencias de los CCE que los poderes públicos podían esperar cuando Hungría entró a formar parte de la Unión Europea, y si podían haber esperado un mejor equilibrio entre las consecuencias positivas y negativas de otros tipos de acuerdos.

(195)

En su investigación del sector de los mercados de la electricidad de Europa (55), la Comisión examinó detalladamente las condiciones que regían el comercio de la electricidad en los mercados mayoristas europeos.

(196)

Dependiendo del período de entrega, la electricidad a granel puede negociarse en los mercados al contado y a plazo. Los mercados a plazo son principalmente mercados del día siguiente, en los que la electricidad se negocia un día antes de que tenga lugar el suministro real. La venta de electricidad en el mercado al contado se realiza siempre a precios marginales que únicamente garantizan la cobertura de los costes marginales a corto plazo (56).

(197)

En los mercados a plazo, la electricidad se negocia para ser suministrada con posterioridad. Los productos a plazo pueden ser productos semanales, mensuales, trimestrales y anuales. Tanto los productos al contado como a plazo pueden negociarse en las bolsas de electricidad o en los mercados no organizados. A consecuencia de los continuos arbitrajes, los precios de productos idénticos en las bolsas de electricidad y en los mercados no organizados tienden a converger. Por lo tanto, las bolsas de electricidad tienden a fijar precios de referencia para todos los productos al contado y a plazo, es decir, para todo el mercado mayorista.

(198)

Además, el precio de los productos a plazo resulta de las expectativas de los actores del mercado respecto a la evolución futura de los precios del mercado al contado. Puesto que los actores del mercado firman contratos a plazo porque prefieren los precios seguros a los futuros precios al contado desconocidos, los precios a plazo también incluyen un elemento de riesgo. En la práctica, los precios de productos a plazo incluyen un elemento central que refleja las expectativas de los actores del mercado respecto al desarrollo de los precios al contado y, dependiendo de si conceden un gran valor a la seguridad de los precios, incluyen una prima de riesgo o un descuento, aun cuando en la práctica parece más frecuente la prima. Por lo tanto, los precios al contado constituyen referencias para todos los precios de la electricidad. Si se produce una venta al contado en una bolsa de electricidad, los precios de la misma constituyen referencias para el conjunto del mercado. En muchos mercados mayoristas, los compradores intentan en general cubrir una gran parte de sus necesidades previstas con contratos a plazo a fin de tener una mayor visibilidad sobre sus costes. Las necesidades que no cubren con contratos a plazo las cubren mediante compras en los mercados al contado.

(199)

La investigación en el sector de la energía puso de manifiesto que aparte de las ventas estándar en las bolsas de electricidad y de las ventas no organizadas existen también «transacciones bilaterales a medida». Estos contratos pueden ser muy diferentes por lo que se refiere a los productos o servicios suministrados y, en general, los precios de tales transacciones no son conocidos. No obstante, en condiciones de mercado competitivas, la existencia de ventas estándar en las bolsas de electricidad y las ventas no bursátiles necesariamente influyen en tales transacciones, pues un productor o un importador no aceptaría firmar un contrato bilateral a medida que ofreciera condiciones claramente inferiores a las de un contrato al contado o un contrato a plazo estándar. Por lo tanto, los contratos estándar al contado y a plazo en los mercados mayoristas europeos constituyen una base adecuada de comparación para evaluar si los CCE conceden una ventaja a los productores.

(200)

En los mercados a plazo el período más largo de entrega es un año. El plazo más largo entre la celebración del contrato y el principio del período de suministro real es de cuatro años en NordPool (países escandinavos), tres años en Powernext (Francia), cinco años en UKPX (Reino Unido) y seis años en EEX (Alemania). En algunas bolsas, como el OMEL en España, no se celebran contratos a plazo. Un contrato a plazo estándar obliga al proveedor a proporcionar cierta cantidad de energía a un precio acordado por adelantado, durante un período máximo de un año que empieza como máximo dentro de los 6 años posteriores a la celebración del contrato. Estos plazos son perceptiblemente inferiores al plazo de amortización y al período de vida habituales de cualquier central de generación de energía. Por lo tanto, en condiciones de mercado normales e incluso si negociaran la mayoría de su producción en forma de contratos a plazo, los productores no tienen ninguna visibilidad de los precios y los volúmenes de venta durante los períodos de amortización y de vida del equipo de generación de energía. Además, como los precios se fijan por adelantado, los productores corren el riesgo de que sus costes superen a los precios acordados. Se trata de un riesgo considerable, debido en especial a la volatilidad de los costes del combustible, que es para la mayor parte de las tecnologías de generación el principal componente de los costes variables. Además, los productores se enfrentan a la presión de la competencia, pues tienen que renovar sus contratos a plazo un número significativo de veces durante el período de vida de sus equipos de generación y, por lo tanto, adaptar sus ofertas a la evolución de las condiciones competitivas.

(201)

En los mercados mayoristas pueden también encontrarse contratos que implican la reserva de capacidades de generación en forma de «derechos de giro», que pueden pues compararse con los CCE. La adquisición de derechos de giro consiste en reservar parte de las capacidades de generación de una central eléctrica determinada, generalmente para todo el período esperado de vida de la central eléctrica, y en abonar al propietario de la central un «canon de capacidad», equivalente a los costes de capital y a los costes fijos correspondientes a las capacidades reservadas. Los riesgos técnicos corren por cuenta del propietario de de la central. El titular de los derechos de giro puede decidir el nivel de uso de las capacidades reservadas y abona al propietario de la central eléctrica un precio que corresponde a los costes variables contraídos por la energía generada de las capacidades reservadas.

(202)

Para evaluar mejor la existencia o no de una ventaja en virtud de los CCE, cabe también considerar la situación de los grandes consumidores finales empresariales o industriales, incluso si no operan en mercados mayoristas sino en mercados (descendentes) minoristas. Como los productores suministran a veces electricidad directamente a los grandes consumidores empresariales o industriales, la comparación con los CCE resulta pertinente.

(203)

La investigación en el sector de la energía ha demostrado que era práctica común entre los proveedores de electricidad firmar contratos a precio fijo con grandes consumidores empresariales o industriales. La duración de tales contratos se limita habitualmente a uno o dos años. En general, prevén un calendario de entrega basado en el consumo anterior. El precio se calcula a partir de los precios al por mayor en los mercados a plazo e incluyen otros componentes de coste tales como los costes de compensación esperados o el margen del proveedor. La desviación respecto al calendario de entrega implica la aplicación de una cláusula de «lo toma o lo paga», que obliga al comprador a pagar la energía que no necesita o a pagar un suplemento. A este respecto, puede considerarse que tales contratos se basan en una compra mínima garantizada combinada con la reserva de capacidad (57).

(204)

Para evaluar la ventaja en virtud de los CCE, hay que considerar otro tipo de acuerdos, a saber los contratos celebrados para la prestación de servicios de compensación a los gestores de redes de transporte (GORT). Como la electricidad no puede almacenarse, la oferta debe corresponder en cada momento a la demanda. Si la demanda o el suministro se desvían de las previsiones y dan lugar a una necesidad de generación adicional, el gestor de la red de transporte debe invitar a ciertos productores a aumentar su producción a corto plazo. Para asegurarse de la disponibilidad de capacidades de generación que puedan hacer frente a tales situaciones, los GRT reservan capacidades en unidades de generación capaces de modificar su nivel de generación a corto plazo. Dado que Hungría no dispone de ninguna central hidroeléctrica de bombeo, las centrales de gas natural tienen las características técnicas más apropiadas para proporcionar esos servicios.

(205)

La investigación en el sector de la energía ha proporcionado una imagen general de la práctica de los GRT europeos respecto a los contratos de reserva de capacidad para el suministro de servicios de compensación. Dicha imagen muestra que las capacidades se reservan mediante licitaciones. Puede considerarse un año como la duración estándar, que concede flexibilidad a los GRT para ajustar la cantidad de capacidades reservadas a sus necesidades reales. En general, los contratos especifican las características técnicas del servicio requerido, la capacidad reservada y el precio de la energía proporcionada o bien tanto de la energía como de la capacidad.

(206)

La Comisión ha comparado la obligación de compra contemplada en los CCE con las características principales de los contratos estándar al contado y a plazo, de los contratos de «derechos de giro», de los contratos a largo plazo celebrados por grandes consumidores finales y de los contratos celebrados entre productores y GRT para el suministro de servicios de compensación.

(207)

De la descripción presentada en los considerandos 195 a 200 se desprende que la combinación de reserva de capacidad a largo plazo, compra mínima garantizada y mecanismos de fijación de precios que cubren los costes variables, fijos y de capital no corresponden a los contratos habituales en los mercados mayoristas europeos y que protegen a los productores de más riesgos que los contratos estándar al contado y a plazo.

(208)

La comercialización en la bolsa de electricidad al contado se basa siempre en precios marginales, que solo garantizan la cobertura de los costes marginales a corto plazo, pero no de todos los costes fijos y de capital. Además, en los mercados al contado, una empresa productora de electricidad no dispone de garantía alguna en cuanto al nivel de utilización de sus capacidades de generación. Este riesgo es mucho más elevado que para la mayoría de los sectores de fabricación y se debe al hecho de que es imposible almacenar la electricidad de manera económica, una característica específica de esta industria. Si en un momento determinado se ofrece bastante electricidad para satisfacer la demanda a precios más bajos que los que ofrece un productor determinado gracias a una de sus unidades de generación, la electricidad producida por esa unidad no se venderá, lo que significa que sus capacidades de generación se perderán durante el período en cuestión.

(209)

Por lo tanto, las ventas en los mercados al contado implican un grado significativo de incertidumbre en cuanto a la remuneración de los costes fijos y de capital y al nivel de utilización de las capacidades de generación.

(210)

Los mercados a plazo, cuyos precios se derivan de los precios al contado, tampoco ofrecen garantías a los productores de que sus ventas cubrirán todos sus costes fijos y de capital, porque los precios se fijan por adelantado. Si, durante el período de entrega, los costes de combustible aumentan más allá de lo esperado, los costes de producción de la electricidad pueden ser superiores al precio acordado por adelantado. En los mercados a plazo, el riesgo relacionado con el uso de las capacidades de generación es más bajo que en el caso de los productos al contado, debido a la mayor duración de esos contratos. No obstante, incluso si un productor puede vender la mayor parte de su producción mediante contratos a plazo, solo disfruta de visibilidad sobre el índice de utilización de sus unidades de generación de energía durante un período limitado de tiempo en comparación con su período de vida.

(211)

Las partes interesadas ponen de relieve que los CCE hacen correr riesgos considerables a los productores, vinculados en especial a la construcción, la reglamentación, el medio ambiente, el mantenimiento y los aspectos fiscales y financieros. La Comisión reconoce que los CCE no eliminan todos los riesgos vinculados a la explotación de una central eléctrica. Efectivamente, los productores corren los riesgos que enumeran en sus observaciones. No obstante, se trata de riesgos normales que debe correr cualquier operador del mercado de la generación de electricidad, incluso en el caso de ventas normales al contado o a plazo. No obstante, los riesgos comerciales derivados de las fluctuaciones de los costes de producción de la electricidad y, en especial, los costes de combustible, el riesgo asociado a las fluctuaciones de los precios de la electricidad para el usuario final y el riesgo vinculado a la fluctuación de la demanda de electricidad por el usuario final corren por cuenta de MVM durante una parte sustancial (o durante la totalidad) del período de vida de los equipos contemplados por los CCE.

(212)

Las partes interesadas afirmaban también en sus observaciones que la reserva de capacidades en favor de MVM implicaba una desventaja para ellos, porque no podían utilizar esas capacidades para fines distintos de las ventas a MVM. No obstante, el sistema de compra mínima garantizada atenúa en gran parte esa limitación. El sistema de compra mínima garantizada debe considerarse como una garantía de que no se impedirá a los productores utilizar sus capacidades de generación de energía y de venta en caso de que MVM no haga uso de sus capacidades reservadas. De hecho, tal como demuestra el cuadro siguiente, la compra mínima garantizada correspondió a un índice de utilización de las capacidades reservadas superior al índice de utilización medio de las capacidades disponibles totales de Hungría.

Cuadro 5

Compra mínima garantizada y capacidades reservadas

(213)

Por lo tanto, los contratos al contado y a plazo implican para los productores un nivel mucho más alto de riesgo que los CCE, que proporcionan seguridad tanto por lo que se refiere a la remuneración de los costes fijos y de capital como al nivel de uso de las capacidades de generación.

(214)

Por lo que se refiere a los derechos de giro, la principal diferencia entre esta forma de acuerdo y los CCE es que los derechos de giro no van normalmente asociados a la compra mínima garantizada. El titular de los derechos de giro corre riesgos comerciales vinculados a la venta de la energía producida a partir de las capacidades reservadas. No obstante, tiene la garantía de que podrá vender toda esa energía a precios que cubrirán al menos los costes variables, porque puede decidir no producir electricidad si los precios caen por debajo de los costes variables. Los CCE no ofrecen esas garantías a MVM, dada su obligación de compra mínima en beneficio de los productores.

(215)

Por lo que se refiere a los contratos normales de compra a largo plazo celebrados por los grandes consumidores, está claro que son mucho más ventajosos para el comprador que los CCE para MVM porque el precio, que generalmente se fija para todo el período de vigencia del contrato, no se vincula normalmente a índices tales como los costes del combustible, cuya evolución a lo largo de la duración del contrato es imprevisible, y no se calcula de modo que cubra los costes fijos y de capital, pues depende de las cotizaciones de precios en los mercados mayoristas. Efectivamente, a los compradores solo les interesa celebrar contratos a largo plazo si dichos contratos les ofrecen cierta protección contra las fluctuaciones del mercado de la electricidad, y en especial contra los cambios relacionados con las fluctuaciones en los costes del combustible. Por esta razón, a un comprador solo le interesaría, desde el punto de vista económico, un contrato a largo plazo de este tipo si el vendedor le ofrece participar en el riesgo asociado a las fluctuaciones en los costes de combustible o si la tecnología de producción garantiza unos costes de combustible estables, como en el caso de las centrales hidroeléctricas y, en determinadas condiciones, las centrales nucleares. Además, esos contratos se celebran, en general, por períodos mucho más cortos que los CCE y, por lo tanto, permiten a los compradores cambiar de proveedor si los competidores les ofrecen mejores precios. Para obtener los precios más bajos posible, los compradores utilizan a menudo procedimientos de licitación.

(216)

Los contratos de los servicios de compensación son pertinentes para la evaluación de la existencia de una ventaja con arreglo a los CCE porque una pequeña parte de las capacidades reservadas en virtud de los CCE es asignada por MVM para el suministro de servicios de compensación a los GRT (58). En la práctica, MVM vende anualmente al GRT capacidades por paquetes y utiliza a tal fin la parte de las capacidades reservadas en virtud de los CCE. En la práctica, ello significa que los productores no corren el riesgo inherente a las licitaciones anuales (59) y a la incertidumbre referente a la cantidad de energía que proporcionarán. Desde su punto de vista, las condiciones contractuales que rigen el suministro de servicios de compensación son las de los CCE. No obstante, tal y como se indica en el considerando 204, las especificaciones de los CCE, especialmente su larga duración y la existencia de la compra mínima garantizada, no pueden justificarse por razones comerciales ni siquiera para el suministro de servicios de compensación. La Comisión reconoce que en Hungría, pocas unidades de generación pueden proporcionar los servicios de compensación necesarios al GRT, tal como alegan las partes interesadas, pero ha llegado a la conclusión de que, incluso en tales circunstancias, las condiciones que ofrecen los CCE van más allá de lo que un GRT puede considerar aceptable por razones comerciales.

(217)

Esta comparación muestra que, debido a su estructura, los CCE ofrecen más garantías a los productores que los contratos comerciales normales. Así pues, los productores están en una situación más ventajosa que aquella a la que se enfrentarían en el mercado libre sin el CCE. Con el fin de llevar a cabo una evaluación lo más completa posible de la existencia o no de una ventaja, es necesario evaluar los efectos positivos y negativos que los poderes públicos podían esperar de los CCE cuando Hungría entró a formar parte de la Unión Europea y verificar si podían haber esperado un mejor equilibrio entre los efectos positivos y los negativos de otros planteamientos basados en prácticas comerciales normales.

(218)

Los poderes públicos podían esperar de los CCE que MVM pudiera producir bastante energía para satisfacer las necesidades de los servicios públicos durante mucho tiempo.

(219)

No obstante, no tenían ninguna garantía respecto al precio que tendría que pagar MVM durante ese mismo período porque los CCE no proporcionan protección contra los riesgos de fluctuación de los precios, que se deben sobre todo a la fluctuación de los costes de combustible.

(220)

Además, la combinación de la reserva de capacidad a largo plazo y de la compra mínima garantizada a ella asociada priva a los poderes públicos de la posibilidad de beneficiarse de precios más atractivos ofrecidos por otros productores e importadores. Las capacidades y la compra mínima garantizada de los CCE, los contratos de importación a largo plazo celebrados por MVM y las cantidades compradas por ella en virtud del sistema de compra obligatoria (60) bastaban para cubrir sus necesidades. Así, MVM no podía diversificar su oferta, aunque dispusiera de capacidades alternativas de generación. En 2004, varios productores de electricidad no habían firmado acuerdos a largo plazo de compra de electricidad. Los CCE de dos centrales eléctricas que representaban 470 MW de capacidad instalada expiraron a finales de 2003, lo que aumentó perceptiblemente la capacidad de suministro fuera de los CCE. Hay alrededor de 700 MW de capacidades de importación no cubiertos por contratos de importación a largo plazo y que podían haber sido utilizados por MVM para importar la electricidad si no hubiera estado sometida al régimen de capacidades reservadas y de compra mínima garantizada.

(221)

Tal y como se muestra en los siguientes considerandos, cuando Hungría entró a formar parte de la Unión Europea, en 2003 y 2004, estaba claro que el régimen de capacidades reservadas y de compra mínima garantizada, que se diseñó conforme a un modelo de comprador único por el que toda la electricidad consumida en Hungría transitaba a través de MVM, implicaba claramente el riesgo de que los CCE exigieran que MVM comprara más energía de la que necesitaba.

(222)

Un elemento importante que debe tomarse en consideración a este respecto es la apertura parcial del mercado de la electricidad en 2003. El 18 de diciembre de 2001 el Parlamento húngaro adoptó la Segunda Ley de la Energía, que permitió a los grandes consumidores, es decir, a aquellos cuyo consumo anual fuera superior a 6,5 GW, convertirse en «consumidores cualificados» y, por lo tanto, elegir a su proveedor de electricidad. Esta medida legislativa, que entró en vigor el 1 de enero de 2003, dio lugar a la creación, junto al segmento preexistente de servicio público, de un mercado libre en el que los precios resultaban de la relación entre la oferta y la demanda. El efecto previsible de esa medida consistía en reducir las cantidades que MVM debía suministrar a las empresas regionales de distribución para satisfacer la demanda en el segmento de servicio público. El cuadro siguiente muestra que, entre 2003 y 2006, las cantidades realmente vendidas en el mercado libre aumentaron de manera continua, mientras las cantidades realmente vendidas en el segmento de servicio público a través de empresas regionales de distribución disminuían en la misma medida.

Cuadro 6

Ventas en el mercado minorista (segmento regulado y segmento libre)

(223)

Entre 2003 y 2006 las cantidades vendidas en el segmento de servicio público, que corresponden a las necesidades reales de compra de MVM, disminuyeron en un 25 %. La disminución de las necesidades de MVM era en gran medida previsible en el momento en que Hungría entró a formar parte de la Unión Europea, especialmente habida cuenta de la diferencia significativa entre los precios oficiales en el segmento de servicio público (precios abonados por los consumidores a empresas regionales de distribución) y los precios observados en el segmento libre en 2003 y 2004.

Cuadro 7

Diferencias de precio entre el segmento regulado y el segmento libre en el mercado minorista en 2003 y 2004

(224)

Los precios en el mercado libre constituían un claro incentivo para que los consumidores cualificados hicieran uso de sus derechos. En 2003 y 2004 estaba también claro que la próxima adhesión de Hungría a la Unión Europea implicaría la entrada en vigor de la Segunda Directiva de la electricidad (63) y que, por lo tanto, todos los consumidores tendrían derecho a ser consumidores cualificados a partir del 1 de julio de 2007, lo que daría lugar a una nueva reducción de las necesidades de MVM en un período de tiempo mucho más corto que el tiempo restante de validez de los CCE.

(225)

Por lo tanto, en 2003 y 2004 estaba claro que los CCE, que se habían diseñado en el contexto de un modelo de comprador único, en virtud del cual toda la electricidad necesaria para el mercado húngaro transitaba por MVM, no solo impedirían que MVM diversificara su cartera de suministro y obtuviera precios más favorables estimulando la competencia entre sus proveedores, sino que probablemente darían también lugar a que MVM se viera obligado a comprar más energía de la que realmente necesitara.

(226)

De hecho las autoridades públicas habían identificado este riesgo. En 2002, el Gobierno húngaro publicó un Decreto (64) que exigía a MVM iniciar una renegociación de los CCE con todos los productores con el fin de ajustar la cantidad de capacidad reservada. Si bien dicho Decreto no requiere que los CCE hayan concluido ya, constituye en sí mismo una clara indicación de que las cantidades de capacidad reservadas con los CCE (y por lo tanto, la compra mínima garantizada) eran demasiado elevadas teniendo en cuenta la liberalización gradual del mercado minorista. El Decreto introduce también la posibilidad de que MVM, en caso de que fracasen las negociaciones con los productores, pueda vender capacidades y energía que se pueda demostrar rebasan las necesidades reales de suministro al segmento regulado, a través de tres «mecanismos de movilización»: subastas de capacidad, licitaciones de capacidad y ventas en una plataforma comercial virtual basada en Internet denominada «el mercado» («Piactér»). Si bien la forma de estos tres mecanismos varía, los tres consisten, en esencia, en que MVM ofrece a la venta en el mercado libre, en forma de distintos productos de entrega a plazo, el exceso de energía que no necesita suministrar al sector de servicio público pero que debe comprar de acuerdo con las condiciones de los CCE.

(227)

El cuadro siguiente presenta los datos relativos a las tres primeras subastas efectuadas por MVM. Muestra que los precios que cobró MVM por la energía vendida a través de los mecanismos de movilización eran considerablemente inferiores a los precios abonados por la misma energía según los CCE.

Cuadro 8

Las tres primeras subastas de MVM

(228)

La legislación húngara había anticipado de hecho este efecto y previsto una compensación que el Estado húngaro debía abonar a MVM por las pérdidas generadas por la diferencia entre el precio pagado por las cantidades liberadas a través de las subastas de capacidad y los precios de venta obtenidos en el mercado. La compensación abonada a MVM ascendió a 3 800 millones de HUF en 2003 (65). Según el informe anual de 2004 de MVM, la compensación se incrementó en 2 400 millones de HUF en 2004.

(229)

Desde el punto de vista de las autoridades públicas, está claro que este sistema no puede justificarse por razones comerciales ya que equivale a subvencionar las ventas de productores para abastecer al segmento del mercado libre.

(230)

El siguiente cuadro muestra las cantidades totales de energía vendidas por MVM a través de los canales de movilización entre 2003 y 2004 sobre la base de la información presentada por Hungría el 24 de septiembre de 2007 y el 21 de abril de 2008.

Cuadro 9

Cantidades vendidas por MVM a través de los mecanismos de movilización

(231)

Está claro que en circunstancias normales de mercado los compradores no se comprometen en contratos que suponen un riesgo importante de verse obligados a comprar más electricidad de la necesaria y sufrir pérdidas importantes al revender esa energía. Teóricamente este riesgo está presente en los contratos a plazo y en los contratos a largo plazo celebrados por grandes consumidores finales, pero a una escala mucho más baja.

(232)

La duración de los contratos a plazo es mucho más corta que la de los CCE. El comprador tiene un panorama general de sus necesidades mucho más exacto con esos plazos que en un período que va de 15 a 27 años. Además, los compradores tienden a cubrir solo una parte de sus necesidades previstas con contratos a plazo, comprando las cantidades adicionales que necesiten en mercados al contado.

(233)

Los contratos a largo plazo suscritos por grandes consumidores finales suponen también un riesgo limitado de exceso de compra debido a su duración limitada y también a que el consumo de grandes consumidores finales industriales y comerciales que suscriben tales contratos es, por norma general, estable y previsible, lo que no es el caso de MVM por las razones antes expuestas.

(234)

Además, conviene recordar que en los contratos a plazo o en los contratos de compra a largo plazo celebrados por consumidores finales, los compradores se comprometen a comprar una determinada cantidad de energía meses o años antes de que la entrega real se lleve a cabo, porque su contrato de compra les cubre frente a las fluctuaciones de precios. Esta ventaja no existe en los CCE porque los precios cubren los costes variables, lo que, a causa de la variación en los costes del combustible, los puede incrementar en proporciones impredecibles.

(235)

La Comisión concluye que los beneficios obtenidos por las autoridades públicas de los CCE, no ofrecen la cobertura respecto a los precios de la energía que el operador medio del mercado esperaría de un contrato a largo plazo y supone riesgos importantes de verse obligado a comprar energía por encima de sus necesidades reales y sufriendo pérdidas al revender las cantidades sobrantes. Las autoridades húngaras conocían muy bien estos riesgos cuando Hungría se adhirió a la Unión Europea. La comparación entre los CCE y las prácticas comerciales normales en los mercados europeos de la electricidad muestran que un comprador que actúe por razones estrictamente comerciales no habría aceptado estos efectos perjudiciales y habría adoptado otras estrategias de compra y suscrito diferentes tipos de acuerdos en consonancia con la práctica comercial habitual.

(236)

A la vista de lo que precede, la Comisión llega a la conclusión de que los principios básicos de los CCE suponen una ventaja para los productores de energía eléctrica que va más allá de las ventajas comerciales normales. A este respecto, es esencial destacar que no se pueden aislar y evaluar por separado los principios fundamentales de los CCE, a saber, la reserva de capacidad a largo plazo, unos mecanismos de compra y precios mínimos garantizados basados en un canon de capacidad y un canon de energía para cubrir los costes fijos, variables y de capital. La existencia de una ventaja resulta de la combinación de estos elementos. Como se ha señalado antes, la larga duración de los CCE contribuye en gran medida a la existencia de una ventaja.

(237)

Las partes interesadas señalan en sus comentarios que los precios aplicados en los CCE no son más elevados que los precios del mercado mayorista. La central eléctrica de Mátra, en especial, destaca que sus precios son competitivos porque tiene sus propias minas de carbón, por lo que sus costes de extracción son bajos. Por consiguiente, concluyen que no se benefician de ventaja alguna.

(238)

La Comisión no puede estar de acuerdo con esta línea de argumentos.

(239)

En primer lugar, como ya se ha tratado anteriormente en detalle, el precio realmente pagado de conformidad con el CCE es consecuencia del mismo pero no constituye el núcleo de la ventaja en él contenida. Los comentarios de las instituciones bancarias a las que se ha hecho referencia (véanse en particular los considerandos 175 y 176) confirman también que todos los elementos de los CCE que garantizan a las unidades productoras la rentabilidad de las inversiones en activos y que protegen a los productores de los riesgos comerciales de su operación constituyen conjuntamente el núcleo de las ventajas de dichos acuerdos.

(240)

En segundo lugar, la diferencia de precios comparada a los precios de mercado depende de gran número de factores ligados a la evolución del mercado que son independientes de los CCE y que solo pueden evaluarse a posteriori. Los precios de los CCE son precios unitarios en cierto momento; no tienen en cuenta las ventajas derivadas de los demás elementos de los CCE, como las capacidades y cantidades que los productores podrían haber vendido si sus ventas dependieran de la demanda del mercado. Como ya se ha indicado más arriba, la Comisión opina que hay una ventaja económica para los productores inherente a los CCE que se están evaluando, condujeran o no realmente, en un período concreto de tiempo, a precios superiores a los del mercado.

(241)

Con el fin de completar las respuestas de la Comisión a los comentarios recibidos y comprender mejor las consecuencias de los CCE a este respecto, los Comisión comparó, a pesar de lo indicado, los precios CCE realmente aplicados con los precios practicados en la parte del mercado mayorista no cubierto por los CCE.

(242)

En esta comparación, la Comisión no tiene en cuenta los precios de 2007 ya que en ese año (exactamente del 9 de diciembre de 2006 al 31 de diciembre de 2007) los precios oficiales se superpusieron a los precios CCE. Por lo tanto, los precios aplicados no reflejan necesariamente los precios exactos a los que hubiera conducido la aplicación de la fórmula de precios del CCE.

(243)

En consecuencia, la Comisión comparó los precios CCE aplicados con los precios del mercado libre de 2004 a 2006.

Cuadro 10

Precio medio de la electricidad vendida a MVM en el marco de los CCE  (67)

Cuadro 11

Cantidad y precio medio de la electricidad vendida por los productores nacionales sin CCE al mercado libre  (68)

Cuadro 12

Cantidad y precio medio de las importaciones de electricidad compradas por MVM  (70)

(244)

Desde 2003, con arreglo a la Ley de Energía II (73), MVM ha estado liberando la energía eléctrica sobrante (a saber, la electricidad que excede lo que necesita el segmento de servicio público) para suministrar al mercado competitivo a través de tres canales de movilización: i) subastas de capacidad de generación pública, ii) licitaciones de capacidad y iii) su plataforma comercial virtual en línea, «el Piactér». El cuadro siguiente presenta los precios medios alcanzados en estas ventas:

Cuadro 13

Precio medio alcanzado en las subastas de capacidad, licitaciones y «Mercado de MVM»  (74)

(245)

Estas cifras muestran que los precios medios a los que se vendió la electricidad en Hungría en el sector competitivo en 2004 a nivel mayorista variaron entre 4,7 y 12,76 HUF/kWh. De los productores con CCE, la central nuclear de Paks y Mátra vendieron a MVM con unos precios situados en esta horquilla. Dunament […] vendió su electricidad con CCE a […], el precio más elevado ([…]) alcanzado sin CCE. Los demás productores cobraron a MVM un precio medio entre 13,86 y 25,46 HUF/kWh. Estos precios son de un 10 % a un 100 % superiores al precio más alto del mercado libre.

(246)

En 2005, los precios de las ventas al margen de los CCE objeto de esta valoración, variaron entre 5,4 y 12,91 HUF/kWh. De los productores de electricidad, solo las centrales eléctricas de Paks y Mátra vendieron electricidad con arreglo a sus CCE dentro de esta horquilla de precios. Los demás productores cobraron su electricidad con CCE a un precio medio entre 13,99 y 25,64 HUF/kWh. Estos precios son de un 10 % a un 100 % superiores al precio más alto del mercado libre.

(247)

En 2006, los precios de las ventas al margen de los CCE de que se trata variaron entre 9,1 y 14,27 HUF/kWh. De los productores con CCE, solo las centrales eléctricas de Paks y Mátra vendieron electricidad con arreglo a sus CCE dentro de esta horquilla de precios (en el caso de Paks, de hecho, por debajo del precio más bajo del libre mercado). Los demás productores cobraron su electricidad con CCE a un precio medio entre 16,67 y 33,49 HUF/kWh. Es decir, entre un 15 % y un 135 % superiores al precio más alto del mercado libre.

(248)

Estos cálculos se basan en las cifras de precios medios, es decir, no se calculan separadamente con precios valle, base o punta. Los productores que habrían vendido principalmente productos de carga de punta en ausencia de CCE (76), argumentan que sus precios no deberían compararse con los de carga de base. De hecho, la Comisión reconoce que los precios de electricidad de carga de punta son normalmente más elevados que los de la electricidad de carga de base. Al comparar estos precios con las ventas del mercado libre (por ejemplo, en las subastas de electricidad de MVM), los productos de carga de punta mostraron un nivel medio de precios un 10-13 % superior a los precios de carga de base.

(249)

Sin embargo, al comparar los precios de Csepel, Dunament F y […] con los precios de carga de punta alcanzados en las subastas de capacidad, puede observarse que sus precios eran más elevados que el precio de cualquier producto de carga de punta obtenido en las subastas en esos años. Además, entre los productores que venden electricidad sin CCE al mercado libre y que se recogen en el cuadro 11, algunos (por ejemplo, la central EMA) venden también principalmente productos de carga de punta.

(250)

La anterior comparación muestra que los precios CCE de los productores con CCE en los años 2004 a 2006, con excepción de las centrales eléctricas Paks y Mátra, eran en realidad más elevados que los precios más altos del mercado libre.

(251)

En consecuencia, la Comisión no está de acuerdo con los argumentos de las partes interesadas de que sus precios CCE no eran superiores a los del mercado libre.

(252)

Por lo que se refiere a las centrales eléctricas de Paks y Mátra, los cuadros anteriores muestran que sus precios eran inferiores a los precios más elevados alcanzados en el mercado libre. Los precios de la central de Mátra se situaban en la gama alta de los precios del mercado libre. Si bien de hecho es probable que sus precios sean más competitivos que la mayoría de los precios CCE, la Comisión no puede excluir que no hubiera podido lograr, como mínimo, los mismos precios, sin su CCE. La Comisión constata que los precios que Mátra alcanzó por las ventas de sus bloques sin CCE eran mucho más bajos que sus precios CCE.

(253)

La Comisión es consciente de que los precios alcanzados en el sector del mercado libre (sin CCE) no puede considerarse que correspondan al precio de mercado exacto que los productores habrían logrado sin CCE si los CCE no hubieran existido en el período de que se trata. No hay duda de que los CCE que cubren aproximadamente el 60 % del mercado productor influyen en los precios del resto del mercado. Sin embargo, esta comparación da una indicación de la magnitud de la diferencia entre los precios CCE y los precios «no CCE» realmente observados.

(254)

Las centrales eléctricas de Budapest y Csepel han argumentado que debe considerarse que el CCE realiza servicios de interés económico general con la finalidad de garantizar los suministros de electricidad. Consideran que cumplen los criterios establecidos en la sentencia Altmark, lo que significa que sus CCE no constituyen ayuda estatal con arreglo al artículo 87, apartado 1, del Tratado CE.

(255)

La Comisión ha analizado estos argumentos y no puede estar de acuerdo con ellos por las siguientes razones.

(256)

De acuerdo con la legislación comunitaria, los Estados miembros tiene cierto margen de discrecionalidad para definir los servicios que consideran SIEG. Definir el alcance de los SIEG en los Estados miembros, dentro de los límites definidos por la legislación comunitaria, es prerrogativa de los Estados mismos y no corresponde a los beneficiarios de las medidas de ayuda calificar su propio servicio como servicio público.

(257)

En el curso del presente procedimiento, sin embargo, las autoridades húngaras nunca argumentaron que los productores pudieran prestar un SIEG, ni apoyaron los argumentos de los productores en este sentido.

(258)

La Comisión considera también que los CCE no cumplen los criterios que fija la sentencia Altmark.

(259)

En primer lugar, según la sentencia Altmark, a la empresa receptora se le pide expresamente que realice un servicio público y el Estado miembro debe definir claramente las obligaciones vinculadas a ese servicio.

(260)

MVM tenía la obligación de garantizar el suministro de acuerdo con la legislación húngara en el período evaluado, pero esta obligación era una obligación general por la cual el comprador único en aquel momento debía garantizar el necesario suministro de energía para cubrir la demanda total; sin embargo no encargó a ningún productor específico un SIEG definido.

(261)

El objetivo de seguridad de suministro es de naturaleza muy general. En cierta medida podría considerarse que todos los productores del sector eléctrico contribuyen a alcanzar este objetivo. Las partes interesadas no pudieron presentar ningún documento del Estado húngaro en el que se definiera claramente SIEG alguno y confiara a un productor específico (o varios) la prestación de dicho servicio específico.

(262)

Los mismos CCE son similares a este respecto: fijan las obligaciones de las partes pero no definen ninguna obligación específica de servicio público. El hecho de que las diez centrales eléctricas con CCE deban reservar sus capacidades para MVM no significa en sí mismo que se les confíe específicamente una obligación de servicio público. De nuevo, esta apreciación puede llevar a la conclusión de que todo el sector de generación de energía eléctrica cumple un SIEG, lo que claramente estaría en contradicción con el espíritu que la legislación y la práctica comunitarias quieren dar al concepto.

(263)

En el presente caso, las supuestas obligaciones de servicio público no se han definido claramente y no hay ningún productor específico al que se le haya encargado cumplir ninguna de tales obligaciones de servicio público definidas concretamente.

(264)

Las partes interesadas argumentan que los CCE son documentos que confían SIEG a los productores. Pero los CCE no incluyen definiciones específicas de SIEG y no hacen referencia a estas obligaciones o a disposiciones legales que podrían ser la base para que el Estado confiara SIEG a otras entidades.

(265)

En sus decisiones, hasta la fecha (77), la Comisión ha adoptado el punto de vista de que la seguridad de suministro podría ser un SIEG siempre que se atuviera a las restricciones previstas en el artículo 8, apartado 4, de la Directiva 96/92/CE (que corresponde al artículo 11, apartado 4 de la Directiva 2003/54/CE), a saber, siempre que los productores de que se trate utilicen fuentes de combustión de energía primaria autóctonas en una proporción que no supere, en el curso de un año civil, el 15 % de la cantidad total de energía primaria necesaria para producir la electricidad que se consuma en el Estado miembro de que se trate.

(266)

El único productor que señaló que utilizaba combustible de energía primaria autóctono fue la central eléctrica de Mátra. Sin embargo, la central eléctrica de Mátra no presentó ningún documento oficial que mostrara que el Estado húngaro le hubiera confiado específicamente algún SIEG claramente definido.

(267)

Ante lo expuesto, la Comisión debe rechazar el argumento de que los CCE imponen una obligación de servicio público en el ámbito de la seguridad de suministro.

(268)

En segundo lugar, los parámetros sobre los que se calcula la compensación se deberían haber fijado previamente de forma objetiva y transparente, y la compensación no debería haber superado lo necesario para cubrir todos, o parte, de los costes generados por cumplir las obligaciones de servicio público, teniendo en cuenta los correspondientes ingresos y un beneficio razonable por cumplir tales obligaciones (78).

(269)

A falta de que se presente una definición clara de los SIEG, en particular una que establezca una distinción clara entre los servicios que deben cumplirse y las operaciones comerciales normales de las centrales eléctricas, es imposible establecer parámetros para la compensación y/o determinar si la compensación supera la cantidad necesaria para cubrir los costes generados al cumplir tales obligaciones. Ni siquiera es posible definir exactamente en qué consiste la compensación.

(270)

La existencia de determinados parámetros para establecer los precios CCE no es equivalente a la existencia de parámetros precisos para calcular la compensación por los SIEG, ya que el precio no es igual a la compensación. Además, el hecho de que el precio cubra solamente los costes de generar la electricidad más un margen para el beneficio no supone que no incluya sobrecompensación, ya que muchos de los costes de generar electricidad pueden ser los costes normales que tenga que cubrir cualquier productor de electricidad frente a los sobrecostes asociados a los SIEG.

(271)

En tercer lugar, si la compañía que debe cumplir las obligaciones de servicio público no ha sido seleccionada a través de un procedimiento de contratación pública, el nivel de compensación necesario debe determinarse sobre la base de un análisis de los costes que se hubieran generado para una empresa típica, bien gestionada y que disponga de los medios de producción adecuados para cubrir los requisitos de servicio público, para cumplir tales obligaciones, teniendo en cuenta los ingresos asociados y un beneficio razonable por cumplir sus obligaciones.

(272)

Nueve de los diez CCE se firmaron sin procedimientos de licitación. Ni siquiera en el único procedimiento de licitación para la central eléctrica de Kispest se definió un objetivo específico para el SIEG. Por ello es difícil evaluar la parte exacta de las actividades de la central eléctrica que correspondería al SIEG y por consiguiente cuál sería el nivel de compensación que no superaría lo necesario para cubrir los costes producidos al cumplir la obligación de servicio público.

(273)

Además, ni las autoridades húngaras ni las partes interesadas presentaron análisis alguno de los costes de los productores en cuestión en apoyo del argumento de que correspondían a los costes que debía soportar una empresa típica.

(274)

Por último, la Comisión constata que, con excepción del CCE de Kispest, los demás CCE objeto de la valoración se firmaron sin procedimiento de licitación.

(275)

Por consiguiente, los CCE no cumplen los criterios de la sentencia Altmark.

(276)

Las partes interesadas señalan que el artículo 82, apartado 2, del Tratado CE puede aplicarse a los CCE aunque no cumplan los criterios de la sentencia Altmark. La compatibilidad de la medida con el artículo 86, apartado 2, del Tratado CE se evalúa en la sección 7.7 de la presente Decisión.

(277)

Los CCE se celebraron con cierto número de compañías de determinado sector de la economía. Las compañías beneficiarias de los CCE de que se trata se recogen en el cuadro 1.

(278)

AES-Tisza argumenta que los CCE no son selectivos ya que los acuerdos a largo plazo existen en todo el sector de la electricidad: entre MVM y los productores, entre MVM y las compañías distribuidoras y para la importación de electricidad. Señalan también que, como resultado de las medidas legislativas de ese momento en Hungría, todos los productores tenían acuerdos con MVM y solo las centrales renovables y de cogeneración tenían acuerdos a más corto plazo.

(279)

Las autoridades húngaras observan en sus observaciones sobre los comentarios de las partes interesadas que importantes centrales eléctricas y bloques de centrales eléctricas venden electricidad en el mercado libre sin CCE ni compra obligatoria (por ejemplo, el bloque Dunament G1, la central eléctrica de Vértes y los bloques Mátra I-II).

(280)

De hecho, existen importantes centrales y bloques eléctricos que funcionan sin CCE (véanse los ejemplos presentados por las autoridades húngaras). La misma compañía AES es propietaria de dos centrales eléctricas que no funcionan con CCE.

(281)

La Comisión señala que el hecho de que una medida de ayuda no vaya destinada a uno o más beneficiarios específicos previamente definidos, sino que los beneficiarios se seleccionen sobre la base de cierto número de criterios objetivos, no significa que esta medida no conceda una ventaja selectiva a sus beneficiarios. El procedimiento para seleccionar a los beneficiarios no afecta a la naturaleza de ayuda estatal de la medida (79).

(282)

Además, la jurisprudencia del Tribunal confirma también que incluso una medida que favoreciera a un sector entero en comparación con otros sectores de la economía en situación similar debería considerarse que concede una ventaja selectiva a este sector (80).

(283)

A la vista de estas consideraciones, la Comisión concluye que los CCE constituyen una medida selectiva.

(284)

La Comisión debe evaluar si los CCE suponen una transferencia de recursos estatales.

(285)

El principio básico de todos los CCE objeto de la presente evaluación es la obligación de compra por MVM de una capacidad de generación fija y una cantidades mínimas fijas de energía eléctrica generada a un precio que cubra los costes fijos y variables de la central eléctrica en una duración de 15 a 27 años. En términos económicos, esta obligación de compra crea a MVM la obligación continua de pagar cierto precio por cierta capacidad (canon de capacidad) y cierta cantidad de energía (canon de energía) a los productores de energía eléctrica durante toda la duración del contrato. En cada uno de los CCE se fijan otras obligaciones financieras de MVM, tal como se ha descrito en el capítulo 2. Esta transferencia en curso de recursos financieros a los productores y el pago de los cánones a que se ha hecho referencia, es inherente a todos los CCE y está presente mientras duren los contratos. Naturalmente, mientras más larga sea la duración del CCE, mayor la cantidad de recursos transferidos.

(286)

Con el fin de establecer si los recursos transferidos por MVM a los productores constituyen recursos estatales, la Comisión ha evaluado la medida sobre la base de las siguientes consideraciones en particular:

(287)

En su sentencia PreussenElektra, el Tribunal de Justicia examinó un mecanismo en virtud del cual las compañías de propiedad privada se veían obligadas por el Estado a comprar electricidad de productores de electricidad específicos a un precio fijado por el Estado y superior al precio de mercado. El Tribunal sentenció, en ese caso, que no había transferencia de recursos públicos y, por consiguiente, no había ayuda estatal.

(288)

La Comisión considera que el régimen húngaro es muy diferente del sistema examinado por el Tribunal en la citada sentencia, Debido, en particular, a la diferencia en la estructura de propiedad de las empresas obligadas a comprar.

(289)

En el asunto PreussenElektra la compañía a la que el Estado impuso la obligación de compra era propiedad privada, mientras que MVM es totalmente de propiedad estatal. Por ello, los recursos utilizados son recursos pertenecientes a una compañía de propiedad estatal y controlados por ella.

(290)

En el asunto PreussenElektra, al rastrear el dinero desde el beneficiario hasta su origen se comprobó que nunca estuvo bajo el control directo o indirecto del Estado. Sin embargo, en el presente caso sí que está bajo el control del Estado porque al rastrear su origen se comprueba que va a parar a una compañía estatal.

(291)

La Comisión considera también que el comportamiento de MVM es atribuible al Estado húngaro. Debe añadirse que las autoridades húngaras nunca indicaron durante el presente procedimiento que los CCE no fueran imputables al Estado y por lo tanto no incluyeran la transferencia de recursos estatales.

(292)

El principio subyacente en la obligación de compra de MVM pensado para garantizar la viabilidad de las centrales eléctricas afectadas es atribuible al Estado húngaro. Como este principio básico que rige los CCE durante toda su existencia se estableció cuando se suscribieron los CCE, la Comisión debe examinar las condiciones de la firma de los CCE (es decir, las circunstancias en las que se fijó este principio básico) con el fin de aclarar si es imputable al Estado húngaro.

(293)

En su valoración de la cuestión de la imputabilidad, la Comisión tuvo en cuenta, en particular, las siguientes circunstancias:

(294)

En el momento en que se suscribieron los CCE, de conformidad con la Ley de Energía I, MVM tenía la obligación legal de garantizar la seguridad de suministro de Hungría al menor coste posible.

(295)

La misma Ley de Energía exigía a MVM evaluar la demanda de energía eléctrica e iniciar la ampliación de las capacidades de producción basándose en los pronósticos resultantes de la evaluación. MVM tenía que preparar un Plan Nacional de construcción de centrales eléctricas («Országos Erőműépítési Terv») que tenía que ser presentado a continuación al Gobierno y al Parlamento para su aprobación.

(296)

El Gobierno húngaro y las demás partes interesadas estaban de acuerdo en sus comentarios en que en el momento de su celebración los CCE constituían la herramienta que el Gobierno húngaro había señalado para garantizar la seguridad de suministro y otros objetivos gubernamentales, como la modernización del sector de la energía prestando especial atención a las normas vigentes de protección medioambiental, y la necesaria reestructuración del sector (83). Como la central eléctrica de Csepel señala en sus comentarios: «El CCE debe por lo tanto evaluarse como lo que es: una parte integrante del propósito del Estado húngaro de construir a través de MVM una cartera de generación diversificada en un momento en el que el Estado no tenía los medios financieros de conseguirlo por sí mismo» (84).

(297)

Las autoridades húngaras informaron a la Comisión (85) de que la preparación para la firma de los CCE se había iniciado en el contexto del procedimiento de privatización de las centrales eléctricas, sobre la base del Decreto gubernamental 1114/1994 (XII.7.). El procedimiento completo de redactar los CCE y la privatización se caracterizó por una estrecha cooperación entre la Oficina Húngara de la Energía (el regulador), el Ministerio de Industria y Comercio, el Ministerio de Finanzas, el «Allami Vagyonügynökség Rt», es decir, el organismo gubernamental responsable de las privatizaciones, MVM y cierto número de asesores internacionales.

(298)

Se creó un comité de trabajo en este contexto con representantes de los organismos citados, que aprobó una serie de directrices sobre el proyecto de, entre otras cosas, los CCE y los métodos para fijar los precios.

(299)

A petición del Gobierno húngaro, una empresa de servicios jurídicos redactó un proyecto de modelo de CCE. Las autoridades húngaras confirmaron que los CCE se basaban en este modelo estándar. También confirmaron que el mecanismo para fijar los precios se había preparado sobre la base de la Decisión gubernamental 1074/1995 (III.4.) sobre la regulación de precios de la energía eléctrica, que incluía normas detalladas sobre el cálculo de los precios de la electricidad regulados. Los CCE recogieron las fórmulas y definiciones de la Decisión gubernamental (86).

(300)

La decisión sobre la firma de los CCE la tomó el consejo de administración de MVM, tanto en el contexto de la privatización como después. La asamblea general elige a los miembros del consejo de administración. Según la información recibida de las autoridades húngaras (87), «dado que MVM es propiedad estatal en más de un 99 %, los miembros del consejo de administración son designados, elegidos y destituidos cuando el Estado lo considere apropiado».

(301)

De conformidad con el Decreto gubernamental 34/1995 (IV.5) sobre la aplicación de la Ley de Energía I, se pidió a MVM que organizara una licitación en los noventa días siguientes a la aprobación del Plan de construcción de centrales eléctricas.

(302)

El CCE de la central eléctrica de Kispest se firmó tras un procedimiento de licitación de conformidad con el procedimiento legal que se establece a continuación.

(303)

Las Directrices comunes del Ministerio responsable y de la Oficina Húngara de la Energía se publicaron en 1997 y trataban del procedimiento de autorización para la construcción de centrales eléctricas y las normas generales del procedimiento de licitación.

(304)

Las Directrices comunes establecían las principales razones de la necesidad de transformar la estructura de propiedad y crear nuevas capacidades de generación de energía eléctrica. Identifica claramente los objetivos: seguridad de suministro al coste más bajo posible, modernización para cumplir con las normas de protección medioambientales, diversificación de las fuentes de energía primarias, un parque de centrales eléctricas más flexible que disponga de las reservas necesarias y pueda cooperar con el sistema eléctrico de Europa occidental. Destaca también que la explotación del futuro parque de centrales eléctricas «deberá permitir una explotación y mantenimiento que rindan beneficios, con un desarrollo de precios que sea conforme a las disposiciones de la ley» (88).

(305)

Según el punto 2, las Directrices comunes del Ministerio y la Oficina Húngara de la Energía se añade también que la realización de los citados objetivos deberá tener como resultado «un sistema de energía moderno que satisfaga los requisitos de protección medioambiental, garantice la cooperación europea, la rentabilidad de las inversiones justificadas y los costes asumidos por los titulares de las licencias que actúen eficientemente así como unos precios que incluyan el beneficio necesario que haga viable una explotación duradera. Todos los objetivos citados deben conseguirse de forma que se garantice… la seguridad del suministro primario de energía, permita a quienes pretendan invertir en este ámbito sentir que sus inversiones y su rentabilidad están seguras, …, cumplir las intenciones declaradas por el Gobierno por lo que respecta a la seguridad».

(306)

Las Directrices comunes regulan también el procedimiento de licitación relativo al establecimiento de las capacidades de las centrales eléctricas.

(307)

Un Comité de evaluación principal («Értékelő Főbizottság») hizo la propuesta final al ganador de la licitación. Los miembros de este Comité eran representantes del Ministerio de Economía, el Ministerio de Medio Ambiente, la Oficina Húngara de la Energía, MVM y el ERSTE Bank. La decisión final la tomó el Consejo de administración de MVM. De acuerdo con las Directrices comunes, el resultado oficial de la licitación se debía publicar (exclusivamente) en el Boletín Oficial del Ministerio.

(308)

La Ley de Energía II se redactó de forma que presuponía la existencia de los CCE. Esta Ley del Parlamento, que es el principal marco legal para las actividades en el mercado de la energía húngaro en el período a examen, hace referencia en numerosas ocasiones a las obligaciones de compra a largo plazo de MVM.

(309)

El artículo 5, apartado 2, del Decreto gubernamental no 183/2002 (VII.23.) sobre los costes de transición a la competencia establece la obligación de que MVM inicie la renegociación de los CCE con el fin de reducir las capacidades adquiridas. El Decreto obliga por lo tanto a MVM a proponer la modificación de los CCE.

(310)

AES-Tisza señalaba en sus observaciones que los precios de los CCE no debían imputarse al Estado tras el período de regulación de precios (es decir, tras el 1 de enero de 2004, con excepción de la nueva regulación de precios de 2007), sino que eran el resultado de las negociaciones entre la central eléctrica y MVM.

(311)

La Comisión reconoce que la cantidad exacta de recursos transferidos a los beneficiarios no depende únicamente de las cláusulas incluidas en los CCE, que son imputables al Estado, si no también de las negociaciones periódicas bilaterales efectuadas por MVM con los productores. De hecho, los CCE ofrecen cierta flexibilidad a las partes para negociar las cantidades de electricidad realmente adquiridas por MVM así como ciertos componentes del precio, en concreto respecto al cálculo de los cánones de capacidad, que tal como se indica en el considerando 356 depende de cierto número de factores y exige ajustes periódicos. Sin embargo, las negociaciones sobre las cantidades adquiridas no pueden llevar a cantidades inferiores al nivel mínimo de compra garantizado establecido en los CCE. De igual forma, las negociaciones sobre los precios solo pueden efectuarse en el marco de los mecanismos de fijación de precios consagrados en los CCE, que son imputables al Estado. Por consiguiente, las negociaciones sobre los precios no ponen en entredicho el principio de obligación de compra que cubre los costes justificados y un cierto nivel de beneficio necesario para el funcionamiento de la central eléctrica.

(312)

Además, el hecho de que los CCE establezcan que se debe reservar la mayor parte de las capacidades de las centrales eléctricas con CCE y un pago por dichas capacidades supone en sí mismo una transferencia de recursos estatales a los beneficiarios, independientemente de las negociaciones periódicas entre MVM y los productores.

(313)

En sus observaciones (89), todas las partes interesadas estuvieron de acuerdo en que las principales fórmulas y definiciones aplicadas sobre la base de los CCE después del 1 de enero de 2004 seguía las principales reglas de la regulación de precios. La propia […] (90) explica tanto en los comentarios citados como en sus observaciones sobre la Decisión de incoación que las negociaciones de precios «aclararon» la aplicación de las fórmulas de precios e «interpretaron» su contenido (91). Reconoce que los precios del CCE siempre se han basado en los costes, cubriendo los costes justificados, y que desde el principio tuvieron en cuenta en gran medida el método de cálculo de precios aplicado por los decretos de precios.

(314)

[…] explica además que la fórmulas de precios de la […] modificación de su CCE se basan también en decretos gubernamentales: «La fórmula de la […] Modificación (Lista […] Anexo […]) para el cálculo del canon de disponibilidad es la misma que la incluida en los Decretos aplicables (referencia en nota a pie de página al Decreto 55/1996 del Ministerio de Industria, Comercio y Turismo (IKIM) y Decreto 46/2000 del Ministerio de Asuntos Económicos (GM), y el último aplicable (re productores) antes del 1 de enero de 2004 era el Decreto 60/2002 del Ministerio de Asuntos Económicos y Transporte (GKM)) para fijar los cánones máximos de disponibilidad (= capacidad) y de energía para los productores que figuraban en la lista».

(315)

Lo expuesto muestra que ni las negociaciones de precios ni las modificaciones de los CCE afectaban al principio básico de los CCE tal como se estableció en las circunstancias descritas, cuando se firmaron los CCE. El mismo principio de obligación de compra con el fin de garantizar la rentabilidad de las inversiones sigue hoy vigente en los CCE.

(316)

De las circunstancias citadas se desprende que la existencia de la obligación de compra de MVM respecto a los productores de energía eléctrica, con el principio de cubrir los costes fijos y variables justificados, es imputable al Estado húngaro.

(317)

Además, la jurisprudencia establece que una medida no constituye ayuda estatal solo cuando se otorga una ventaja a las empresas mediante una movilización directa y clara de recursos estatales, sino también cuando la concesión de la ventaja puede, si determinadas condiciones se cumplen en el futuro, suponer una carga financiera adicional para las autoridades públicas de la que no deberían haberse hecho cargo si no se hubiera concedido la ventaja (92). En 2004, estaba claro que MVM se haría cargo de esta carga adicional en el caso probable de que los productores e importadores de energía eléctrica sin CCE ofrecieran precios inferiores a los precios CCE, ya que el desarrollo de tales ofertas crearía incentivos para que MVM modificara su cartera de suministro y, en consecuencia, redujera las cantidades adquiridas a los productores de electricidad con CCE y obtendría de ellos reducciones de precio. Sin embargo, debido a sus obligaciones derivadas de los CCE, MVM no podía tomar estas decisiones ya que, como se ha mostrado, MVM no podía reducir las cantidades adquiridas a los productores que operaban con CCE por debajo de un nivel mínimo (la cantidad de compra mínima garantizada) y no podía negociar precios sobre la base de ofertas alternativas presentadas por productores competidores, sino solo dentro del mecanismo de formación de precios basado en los costes y consagrado en los CCE. Este hecho, junto con la conclusión a la que se ha llegado en los considerandos 315 y 316, lleva a la Comisión a concluir que la condición de transferir recursos estatales ha estado presente en los CCE desde el 1 de mayo de 2004 y estará presente mientras sean válidos, independientemente de las condiciones reales del mercado, ya que impiden a MVM llevar a cabo los arbitrajes que podían ser necesarios para minimizar los importes de los recursos utilizados para la adquisición de la electricidad necesaria para cubrir sus necesidades.

(318)

De las consideraciones expuestas se desprende que los CCE han conducido a la transferencia de recursos estatales.

(319)

Los mercados de electricidad se han abierto a la competencia y la electricidad se ha comerciado entre Estados miembros en particular desde la entrada en vigor de la Directiva 96/92/CE del Parlamento Europeo y el Consejo, de 19 de diciembre de 1996 sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad (93).

(320)

Las medidas que favorecen a las empresas en el sector de la energía en un Estado miembro pueden, por consiguiente, obstaculizar la capacidad de las empresas de otro Estado miembro de exportar electricidad a ese Estado, o favorecer la exportación de electricidad de ese Estado al otro Estado miembro. Esto es particularmente cierto en el caso de Hungría, ya que, debido a su situación central en Europa está conectada, o puede conectarse con facilidad, a las redes de numerosos Estados miembros actuales o futuros.

(321)

Esto es particularmente cierto en el caso de Hungría, que es un país situado en el centro de Europa y está rodeado por siete países, cuatro de los cuales pertenecen a la UE. De los Estados miembros de la UE tiene interconexiones con Eslovaquia, Austria y Rumanía. En 2004 importó casi 14 000 GWh y exportó 6 300 GWh. Desde 2005, las importaciones se incrementaron por encima de 15 000 GWh y las exportaciones a entre 8 000 y 10 000 GWh.

(322)

En los años que siguieron a la adhesión de Hungría a la UE, aproximadamente el 60 % de la capacidad de generación de Hungría la contrató MVM con CCE. Los CCE expirarán entre finales de 2010 y finales de 2024. Las condiciones citadas de la obligación de compra de MVM no cambiarán hasta que finalicen los acuerdos.

(323)

El primer paso de la apertura del mercado en Hungría tuvo lugar el 1 de julio de 2004, cuando todos los consumidores industriales pudieron acceder al mercado libre. El 1 de enero de 2008 cesó de existir el segmento de servicio público y en consecuencia todos los clientes tuvieron esa posibilidad.

(324)

A pesar de la apertura del mercado desde 2004, una proporción importante de los clientes que podían hacerlo no escogieron el segmento de libre mercado. El Informe de la Oficina de Competencia Económica sobre la investigación sectorial en el mercado húngaro de la energía (94) concluyó explícitamente que la falta de capacidades disponibles en el mercado libre debido a los importantes volúmenes de capacidades reservados con los CCE creaba un serio obstáculo a la elección del mercado libre. A través de los CCE, alrededor del 60 % de las capacidades húngaras de generación estaban vinculadas al sector del servicio público, a MVM solo, y únicamente las capacidades restantes podían competir en realidad por nuevos clientes.

(325)

Las capacidades reservadas, a saber, las cantidades garantizadas por larga duración creaban también una barrera a la entrada de nuevos productores en el mercado mayorista, ya que el 60 % de todas las capacidades está vinculado a una empresa (estatal) con garantía de compra.

(326)

A este respecto la Comisión también tuvo en cuenta los resultados de la investigación sectorial por parte de la Oficina Húngara de Competencia Económica, que concluyó explícitamente que los CCE provocaban un efecto restrictivo sobre el mercado competitivo al limitar de facto la posibilidad de que los consumidores cualificados se pasaran a ese mercado libre y al disuadir a los potenciales mayoristas a entrar en el mercado (95).

(327)

La escasez de recursos disponibles fuera de los CCE condujo además a que se incrementaran los precios en el mercado competitivo. El importante volumen de capacidades y cantidades de energía reservado por los CCE afecta a los precios también en el mercado libre.

(328)

De acuerdo con un estudio cuantitativo del Centro Regional de Investigación de la Política Energética sobre el impacto de los CCE en los precios mayoristas de la electricidad en Hungría (96), los CCE hicieron que los precios en el mercado mayorista fueran más elevados que lo que habrían sido sin CCE. De forma más general, este estudio señala también que los CCE constituyen uno de los principales factores que conducen a una estructura de mercado que es «incompatible con el principio de mercado libre competitivo» (97). El estudio propone en realidad que rescindan los CCE como solución para lograr la libre competencia en el mercado mayorista de la electricidad en Hungría.

(329)

En su Investigación del Sector de la Energía (98) la Comisión evalúa también los efectos de los CCE cobre la competencia y el comercio. En los apartados 467 a 473, se concluye que «Los contratos de compra de energía a largo plazo (CCE) son otro factor que puede afectar a los volúmenes que se comercian sobre una base regular en los mercados mayoristas.» Por lo que respecta los CCE en Polonia, señala que «pueden constituir una importante barrera al desarrollo el mercado mayorista polaco.» Continúa diciendo que «Una situación similar existe en Hungría, donde Magyar Villamos Művek («MVM») es el vendedor mayorista de servicio público y adquiere electricidad mediante CCE a largo plazo que posteriormente vende a los minoristas locales. Los CCE húngaros cubren la amplia mayoría de las necesidades eléctricas de ese Estado miembro y pueden tener efectos sobre el comercio mayorista similares, o incluso superiores, a los descritos antes en el contexto del mercado mayorista polaco».

(330)

Los distintos estudios a que se ha hecho referencia antes llegan todos a la conclusión de que los CCE distorsionan la competencia y pueden afectar al comercio entre Estados miembros.

(331)

Las partes interesadas argumentan además que no es cierto que la escasez de capacidades libres disponibles provoque la distorsión de la competencia, ya que las subastas de capacidad de MVM muestran que no puede ni siquiera vender todos los servicios eléctricos que ofrece.

(332)

Una comparación entre las cantidades propuestas y los productos subastados con éxito (99), sin embargo, muestra que MVM vendió todos los productos propuestos casi en cada subasta. De hecho, en la mayoría de los casos necesitó incluso utilizar el 10 % máximo de productos adicionales que está legalmente autorizado a ofrecer.

(333)

Las partes interesadas formularon también observaciones para destacar que otros muchos factores afectaban al comercio e influían en el éxito del desarrollo de la libre competencia en el mercado mayorista de la energía en Hungría. Obviamente la Comisión está de acuerdo en que los CCE no son el único factor que influye en la competencia y el comercio. Los estudios antes citados reconocen también que hay otros muchos elementos (legislación, acceso limitado a capacidades transfronterizas, influencia importante de la evolución de los precios en los mercados internacionales de la energía, etc.) que afectan también al éxito general de la apertura del mercado y a los actuales niveles de precios. Sin embargo, todos los estudios presentados a la Comisión en el curso del presente procedimiento o a los que ha tenido acceso de otra forma, excepto el presentado por AES-Tisza, encargado por ella misma (100), reconocen que los CCE tienen un importante efecto sobre la competencia y el comercio.

(334)

Las capacidades reservadas, la compra garantizada y el mecanismo de precios previsto por los CCE protegen a los productores de energía eléctrica, a lo largo de toda la duración del CCE, del riesgo comercial asociado a la explotación de centrales eléctricas. Como se ha indicado en el considerando 221, se incluye el riesgo asociado a las fluctuaciones en los costes de generación de electricidad y, en particular, los costes de combustible, el riesgo asociado a las fluctuaciones de los precios de la electricidad de los usuarios finales y el riesgo asociado a la fluctuación en la demanda de electricidad de los usuarios finales. Como estos riesgos son los riesgos típicos a los que los productores de energía eléctrica sin CCE tendrían que hacer frente, los CCE crean un obstáculo para que haya igualdad de condiciones en el sector de la generación de electricidad y distorsionan la competencia basada en el mérito.

(335)

La Comisión constata también que la mayoría de los productores que se benefician de los CCE pertenecen a grandes grupos internacionales que están presentes en varios Estados miembros. Otorgar una ventaja competitiva a estos grupos tiene indudablemente un efecto sobre el comercio y potencialmente se puede distorsionar la competencia en el mercado común.

(336)

La mayoría de las valoraciones que las partes interesadas hacen de los criterios sobre el impacto en el comercio y la distorsión de la competencia se refieren a las circunstancias del mercado cuando se celebraron los CCE y, en cualquier caso, a circunstancias del mercado previas a la adhesión de Hungría a la UE. La Comisión no puede aceptar esta línea de argumentos y se remite a este respecto a los considerandos 156 a 172.

(337)

Algunas partes interesadas señalan también que sus CCE, considerados individualmente, no afectan al comercio ya que la capacidad de generación de sus centrales eléctricas es pequeña en comparación con las capacidades globales de generación del país. Como el principio de base de los CCE es el mismo para todos (obligación de comprar una cantidad mínima de electricidad generada, reserva de capacidades de generación, un precio que cubra los costes fijos y variables justificados a lo largo de un período de 15 a 27 años), todos los CCE tienen un impacto sobre el mercado. Sin embargo, por definición, la amplitud de los efectos se multiplica por la coexistencia de los diez CCE en el mercado húngaro. Cuanto mayores son las capacidades que cubre el CCE, más importantes son los efectos citados.

(338)

Teniendo en cuenta todo lo expuesto, la Comisión concluye que los términos y condiciones de los CCE antes descritos tiene efectos sobre el comercio y la posibilidad de distorsionar la competencia.

(339)

En el punto 3.1 de su Decisión de incoación, la Comisión expresó sus dudas sobre el carácter de ayuda estatal de la central eléctrica de Paks debido a las diferencias que puede haber entre el CCE de esta central y los demás CCE en relación con sus principios rectores. Sin embargo, como resultado de sus investigaciones, la Comisión ha llegado a la conclusión de que la evaluación antes expuesta de los criterios sobre ayuda estatal se aplica también al CCE de Paks, ya que los mismos principios básicos se recogen en él junto con las características específicas fijadas conforme a los criterios relevantes.

(340)

Sobre la base de la evaluación expuesta, la Comisión considera que los principales términos y condiciones de la obligación de compra consagrados en los CCE, es decir, las reservas de capacidad y la compra garantizada por MVM en las condiciones necesarias para garantizar la rentabilidad de las inversiones en centrales eléctricas protegiéndolas de los riesgos comerciales de la explotación de la central, constituyen ayuda estatal a efectos del artículo 87, apartado 1, del Tratado CE. Esta ayuda estatal se alcanza por la combinación de las reservas de capacidad, la compra mínima garantizada, el mecanismo de precios basado en un canon de capacidad y un canon de energía para cubrir los costes fijos, variables y de capital en un largo período superior a lo que es la práctica comercial normal.

(341)

Las partes interesadas argumentan que, de conformidad con el principio general de no retroactividad, las medidas que se establecieron de conformidad con la legislación anterior a la adhesión no deberían ser revisadas por la Comisión después de la adhesión.

(342)

La Comisión no puede estar de acuerdo con este argumento. Todas las medidas, independientemente de su legalidad con las normas nacionales antes de la adhesión, están sujetas a las normas del acervo comunitario en la fecha de la adhesión. Las normas específicas para las medidas de ayuda estatal fijadas en el anexo IV del Acta de Adhesión se aplica a las medidas de ayuda, aunque las normas jurídicas nacionales anteriores a la adhesión establecieran otra cosa.

(343)

El artículo 1 del capítulo 3 del anexo del Acta de Adhesión define como ayuda existente solo tres categorías de medidas: i) las medidas de ayuda aplicadas antes del 10 de diciembre de 1994; ii) las medidas de ayuda que, tras ser examinadas por la Comisión, se incluyeron en la lista del anexo IV del Tratado de Adhesión y iii) las aprobadas por la Comisión con arreglo al denominado procedimiento de medidas transitorias. Todas las medidas que todavía sean aplicables tras la fecha de adhesión, que constituyen ayuda estatal y no entran en ninguna de estas tres categorías, se consideran nuevas ayudas a partir de la adhesión; por lo tanto la Comisión tiene plenos poderes para prohibir dichas medidas si son incompatibles con el mercado común. Esta aplicación de las normas sobre ayudas estatales a los efectos futuros de las medidas todavía aplicables tras la adhesión no suponen la aplicación retroactiva de las normas sobre ayudas estatales de la CE y en cualquier caso viene incluso impuesta por el Acta de Adhesión.

(344)

El artículo 2 del capítulo 3 del anexo del Acta de Adhesión define el «procedimiento de medidas transitorias». Establece un marco jurídico para evaluar los regímenes de ayuda y las medidas de ayuda individual aplicadas en un nuevo Estado miembro antes de la fecha de adhesión y todavía aplicables tras la adhesión.

(345)

Las partes interesadas señalan que, como las normas sobre ayuda estatal de la Comunidad solo se aplican a partir de la fecha de adhesión, solo las medidas que proporcionan un beneficio adicional tras la adhesión pueden definirse como aplicables tras la adhesión. Argumentan que los CCE no producen beneficios adicionales tras la adhesión, ya que sus fórmulas de precios se definieron antes de la adhesión y, por consiguiente, la exposición financiera del Estado se conocía en toda su amplitud antes de la adhesión.

(346)

La Comisión hace las siguientes observaciones. Los CCE expiran entre 2010 y 2024, es decir, después de la adhesión. Solo en circunstancias muy excepcionales la Comisión ha considerado que una medida de ayuda que sigue vigente tras la adhesión no constituye ayuda aplicable tras la adhesión con arreglo al Acta de Adhesión. Esta práctica excepcional debe entenderse sin embargo, como todas las excepciones a las leyes, stricto sensu para impedir que queden fuera del control de ayudas estatales de la Comisión medidas que los firmantes del Acta de Adhesión consideraban debían estar bajo dicho control.

(347)

En este contexto, la Comisión ha considerado ya de hecho en su práctica (101) que las medidas de ayuda en la que la exposición económica exacta del Estado se conocía con precisión antes de la adhesión no eran aplicables tras la adhesión con arreglo al anexo IV del Acta de Adhesión.

(348)

Los CCE no fijan una cantidad máxima de la exposición financiera del Estado, ni se puede calcular con precisión antes de la adhesión para toda la duración de los CCE.

(349)

Por el contrario, la exposición económica del Estado con los CCE depende de parámetros cuya evolución futura no se conocía en el momento de la adhesión. Además, los CCE garantizaban a los productores protección frente a las fluctuaciones de costes que no estaban relacionadas con transacciones o acontecimientos anteriores a la adhesión pero que afectaban a acontecimientos futuros y por lo tanto no se conocían en la fecha de la adhesión.

(350)

En particular, el hecho de que la exposición del Estado por los CCE no se conociera en la fecha de la adhesión y que los CCE impusieran obligaciones al Estado tras la adhesión se demuestra por las siguientes circunstancias.

(351)

En primer lugar, los CCE individuales no fijan los precios exactos de la energía a los que los productores de electricidad la venden a MVM. Los precios son resultado de cálculos efectuados utilizando una fórmula que incluye una serie de parámetros que fluctúan de forma imprevisible.

(352)

Las fórmulas de precios de los CCE incluyen un canon de capacidad y un canon de electricidad, junto con diferentes cánones suplementarios en función de los productores.

(353)

Las fórmulas definen solo los costes admisibles y las cargas en cada categoría de cánones y la importancia de esa categoría de cánones en el precio.

(354)

Los mismos productores, así como MVM, reconocieron en sus observaciones que el significado exacto de determinadas categorías de cánones debería aclararse aún más en negociaciones con MVM.

(355)

Gran número de categorías de costes reconocidas por los CCE son variables y no se podían conocer con exactitud antes de la adhesión. Por ejemplo:

(356)

Canon de capacidad

Esta categoría de coste tiene en cuenta tanto las capacidades garantizadas como las capacidades realmente utilizadas para MVM. Esta categoría de coste depende, entre otras cosas, de una planificación anual, mensual y semanal. Cada uno de los CCE hace referencia a las normas de la planificación periódica y el precio exacto definitivo depende en cada CCE de los planes anuales, mensuales y semanales. Por definición, estas categorías de costes no se pueden definir con precisión de antemano. Las partes pueden, por ejemplo, prever un «exceso de capacidades» por un período determinado en sus planes. El precio global que deberá abonar MVM dependerá necesariamente de otros parámetros, por ejemplo, el tiempo meteorológico, que influye en la demanda de electricidad.

Esta categoría de costes depende también de los tipos de cambio del HUF.

(357)

Canon de energía

Esta categoría de coste depende ante todo de los costes del combustible. Estos costes fluctúan según leyes del mercado que escapan al control de las partes. Los costes vinculados a la futura evolución de los precios del combustible no están sujetos a ningún tipo de limitación concreta en los CCE.

El importe exacto del canon de energía que debe abonarse en un período determinado depende más bien de la cantidad exacta de ventas a MVM, que solo pueden calcularse a posteriori.

(358)

Canon suplementario (si procede)

Algunos CCE fijan un canon suplementario para las capacidades que se reservaron pero que finalmente no se usaron. Por definición, su importe exacto no se puede especificar de antemano.

(359)

En la mayoría de CCE hay un sistema de bonus/malus por el cual los productores pueden recibir un bonus si operan más capacidades en períodos punta que lo previsto en el CCE, o generan más electricidad. Se le otorga un malus si el productor ofrece menos capacidad que la prevista en el CCE y en los planes anuales/mensuales.

(360)

Estos cálculos, como los que se han citado antes, se basan en planes operativos periódicos y dependen también del comportamiento propio del productor. En ninguna circunstancia pueden definirse de antemano.

(361)

Todo lo expuesto muestra que fijar el precio definitivo exacto para la compra de electricidad para contratos de una duración de 15 a 27 años es técnicamente imposible. El precio exacto tiene en cuenta los planes de producción periódicos y depende de la demanda de electricidad, el comportamiento de las partes del contrato, los precios del combustible, etc.

(362)

Aún en el caso de que no todos estos argumentos se aplicaran a todos los CCE (las categorías de costes admisibles varían en cierta medida según los CCE), todos los CCE incluyen elementos de precio que no se pueden definir con exactitud de antemano.

(363)

Frente a esta situación, la Comisión opina que la existencia de la fórmula de fijación de precios no constituye un límite suficiente respecto a la exposición económica del Estado. La existencia de ciertos parámetros cambiantes en la fórmula hace imposible determinar el futuro nivel de la exposición del Estado con la suficiente precisión.

(364)

Como argumento secundario, la exposición financiera de MVM con arreglo a los CCE depende en gran medida de la demanda. Equivale a la diferencia entre el precio de compra con los CCE y los ingresos que MVM puede generar vendiendo la electricidad. Sin embargo, el precio al que MVM vende su electricidad no se puede predecir. Depende de los ingresos exactos generados por las ventas de MVM de conformidad con sus acuerdos con los distribuidores regionales, el resultado de sus subastas, licitaciones y ventas en el «Mercado» («Piactér»). Influye también en estos precios la regulación oficial de precios periódica y la fluctuación de la demanda del mercado. Esto incrementa la imposibilidad de predecir la exposición del Estado por los CCE. Puede incluso que ocurra que la compra garantizada prevista en los CCE supere cada vez más las necesidades reales de MVM, en particular tras la liberalización del mercado de la energía en enero de 2008. El exceso de electricidad puede llevar a unos costes desconocidos aún más elevados, incrementando aún más la imposibilidad de predecir la exposición exacta del Estado por los CCE.

(365)

Por esta razón los pagos de MVM a los productores de electricidad tras la adhesión no son el simple desembolso de plazos dentro de unos límites generales fijos establecidos antes de la adhesión.

(366)

Por consiguiente, los CCE de que se trata en la presente Decisión son aplicables después de la adhesión en el sentido del punto 3 del anexo IV del Acta de Adhesión.

(367)

De conformidad con el punto 3 del anexo IV del Acta de Adhesión, «si la Comisión no formula objeciones a la medida de ayuda existente basadas en serias dudas acerca de su compatibilidad con el mercado común en los tres meses siguientes a la recepción de la información completa sobre dicha medida, o a la recepción de la declaración del nuevo Estado miembro en el que comunique a la Comisión que considera completa la información suministrada debido a que no se dispone de la información adicional solicitada o a que ya ha sido suministrada, se considerará que no hay objeciones por parte de la Comisión».

(368)

Sobre la base de este artículo, algunas partes interesadas argumentan que la Comisión no observó el plazo de tres meses tras la notificación por parte de Hungría el 31 de marzo de 2004 aprobando así implícitamente la medida bajo el procedimiento de medidas transitorias.

(369)

A este respeto la Comisión señala que el objeto de la notificación de 31 de marzo de 2004 con arreglo al procedimiento de medidas transitorias fue un decreto sobre compensaciones concedidas a MVM y no los CCE. Hungría retiró la notificación y más tarde la Comisión incoó un asunto «NN» sobre los CCE (véase el capítulo 1).

(370)

Debe señalarse también que, tal como se recoge en el siguiente cuadro, la Comisión no incumplió el plazo de tres meses a que hacen referencia las partes interesadas:

(371)

Además de la correspondencia escrita citada, hubo reuniones personales entre la Comisión y las autoridades húngaras el 15 de julio de 2004, el 30 de noviembre de 2004 y el 12 de enero de 2005.

(372)

Por lo que se refiere al presente procedimiento, la Comisión pasa a valorar si los CCE incluyen ayuda existente o nueva ayuda sobre la base de las disposiciones del Acta de Adhesión y el Reglamento de procedimiento.

(373)

De conformidad con el capítulo 3 del anexo IV del Acta de Adhesión, todas las medidas de ayuda estatal que entraron en vigor antes de la adhesión, sean aplicables tras dicha fecha y no estén incluidas en ninguna de las categorías de ayuda existente contempladas más adelante, se considerarán, a partir de la adhesión, nuevas ayudas con arreglo al artículo 88, apartado 3, del Tratado CE.

(374)

Los CCE de que se trata en la presente Decisión entraron en vigor entre 1995 y 2001, es decir, antes de que Hungría se sumara a la UE el 1 de mayo de 2004. La presente Decisión se refiere únicamente a los CCE que estaban en vigor en la fecha de la adhesión. No incluye los CCE que terminaron antes de dicha fecha. Por las demás razones expuestas en la sección 7.4 anterior, la medida es aplicable tras la adhesión con arreglo al Acta de Adhesión.

(375)

Las tres categorías de ayuda existente a que se hace referencia en el Acta de Adhesión incluyen:

(376)

Como los CCE no pertenecen a ninguna de las categorías de ayuda existente enumeradas en el Acta de Adhesión, constituyen nueva ayuda a partir de la fecha de adhesión.

(377)

La Comisión señala que esta categorización se atiene también a la última frase del artículo 1, letra b), inciso v), del Reglamento de procedimiento. Este artículo establece que si las medidas pasan a ser ayudas tras la liberalización debido a la legislación comunitaria (en este caso la liberalización del mercado de la energía debido a la Directiva 96792/CE que entró en vigor cuando Hungría se adhirió a la Unión Europea), dichas medidas no se considerarán como ayudas existentes tras la fecha fijada para la liberalización, es decir, deberán considerarse nueva ayuda.

(378)

La central eléctrica de Budapest considera que no se debe aplicar esta última frase del artículo 1, letra b), inciso v), del Reglamento de procedimiento. Esta central hace referencia a la sentencia Alzetta Mauro (102), argumentando que la ayuda concedida en un mercado cerrado a la competencia antes de su liberalización debe considerarse ayuda existente a partir de la fecha de la liberalización.

(379)

La Comisión no puede aceptar este argumento. Como ya se ha señalado anteriormente, la Comisión opina que el propósito de las disposiciones sobre ayuda estatal incluidas en el Acta de Adhesión era precisamente garantizar que la Comisión revisara todas las medidas que pudieran distorsionar la competencia entre Estados miembros a partir de la fecha de adhesión. En contraste con los Tratados de Adhesión anteriores al 1 de mayo de 2004, el Acta de Adhesión introducida el 1 de mayo de 2004 tiene por finalidad restringir las medidas consideradas como ayuda existente a los tres casos específicos antes descritos. La sentencia Alzetta Mauro no se refiere a una medida que entra en el ámbito del Acta de Adhesión y por lo tanto no puede considerarse aplicable a este respecto a los CCE de que se trata. Además, la sentencia Alzetta Mauro se refiere a una situación anterior a la entrada en vigor del Reglamento (CE) no 659/1999.

(380)

La central eléctrica de Budapest indica también que el artículo 1(b)(v) no es de aplicación a las medidas de ayuda individuales «ya que no se mencionan explícitamente las medidas de ayuda individuales». La Comisión no puede aceptar esta observación. No hay razones por las que la referencia a «ayuda» y a «determinadas medidas» no deba referirse tanto a las ayudas individuales como a los regímenes de ayuda. El artículo 4 del Reglamento (CE) no 659/1999 se refiere en todo momento a «medidas» notificadas, pero la Comisión supone que la parte interesada no sostendría que el artículo 4 se refiere exclusivamente al examen preliminar de regímenes de ayuda notificados.

(381)

Por ello, sobre la base del Acta de Adhesión y el Reglamento de procedimiento, la Comisión concluye que el CCE constituye nueva ayuda.

(382)

La Comisión desea responder a las observaciones presentadas por las partes interesadas en el sentido de que la Comisión no puede rescindir contratos de Derecho privado ya que este hecho, según las partes interesadas, sería contrario a las normas de ayuda estatal del Tratado CE, el principio de seguridad jurídica y el requisito de proporcionalidad.

(383)

La Comisión rechaza estos argumentos. La forma de la ayuda (contrato de Derecho privado en el caso de los CCE) no es relevante desde el punto de vista de la ayuda estatal; solo el efecto de la medida es relevante para el análisis de la Comisión. Si los términos y condiciones de un contrato privado dan origen a una ayuda ilegal e incompatible a una de las partes, el Estado miembro debe poner fin a tales términos y condiciones. La Comisión debe ordenar la finalización de la medida de ayuda estatal ilegal e incompatible, incluso en el caso de que la ayuda estatal constituya una parte tan esencial del contrato que su finalización afecta de hecho a la validez del contrato mismo.

(384)

Por lo que se refiere a la seguridad jurídica, la Comisión hace las siguientes observaciones. El Acuerdo europeo por el que se crea una Asociación entre las Comunidades Europeas y sus Estados miembros, por una parte, y la República de Hungría, por otra, que preparó el camino a la adhesión, se firmó el 16 de diciembre de 1991 y entró en vigor el 1 de enero de 1994, es decir, antes de que se firmaran los CCE. Hungría solicitó oficialmente la adhesión el 31 de marzo de 1994. Cuando las partes concluyeron los CCE (1995 a 2001), de conformidad con el artículo 62 del Acuerdo europeo, Hungría ya debía armonizar las normas de competencia con el Tratado CE. También estaba claro que los CCE se firmaron por un plazo tan largo que no finalizarían antes de la adhesión de Hungría a la UE.

(385)

La República de Hungría firmó el Tratado de Adhesión el 16 de abril de 2003 (103). El Tratado de Adhesión entró en vigor el 1 de mayo de 2004. A partir de la fecha de la adhesión, las disposiciones de los Tratados básicos originales y las del Derecho derivado se convirtieron en vinculantes para Hungría, de conformidad con el artículo 2 del Acta de Adhesión. Por consiguiente, el denominado acervo comunitario se aplica a las relaciones contractuales de los nuevos Estados miembros y las excepciones a esta norma solo pueden emanar del Acta de Adhesión misma. El Acta de Adhesión aneja al Tratado y sus anexos no prevé excepciones a las normas de ayuda estatal que eximirían a los CCE o al sector de la energía en general de la aplicación directa de la legislación sobre ayudas estatales de la UE.

(386)

Por ello, la Comisión debe aplicar la legislación de competencia de la UE a Hungría de la misma forma que lo hace a los demás Estados miembros por lo que respecta al sector energético. Contrariamente a los argumentos de las partes interesadas, la Comisión opina que de hecho el que no se apliquen las normas de ayuda estatal a los CCE es lo que introduciría inseguridad jurídica en el mercado común de la energía. La adhesión de un Estado miembro puede, de hecho, dar origen a situaciones en las que una medida que no infrinja la legislación nacional antes de la adhesión, puede convertirse en ayuda estatal en el momento de la adhesión y, como tal, entre dentro del control de la ayuda estatal de la Comisión.

(387)

Por ello, la Comisión no encontró argumentos válidos en las observaciones de las partes interesadas sobre las razones por las que el presente procedimiento es incompatible con el principio de seguridad jurídica

(388)

El artículo 87, apartado 1, del Tratado CE establece la prohibición general de ayuda estatal en la Comunidad.

(389)

El artículo 87, apartados 2 y 3, del Tratado CE establece las excepciones a la norma general de que tal ayuda es incompatible con el mercado común tal como se establece en el artículo 87, apartado 1.

(390)

Las excepciones del artículo 87, apartado 2, del Tratado CE no se aplican al presente caso porque la medida no tiene carácter social, no se concedió a los consumidores individuales, no está destinada a reparar los perjuicios causados por desastres naturales o por otros acontecimientos de carácter excepcional y no se concedió a la economía de determinadas regiones de la República Federal de Alemania afectadas por la división de dicho país.

(391)

El artículo 87, apartado 3, del Tratado CE, establece otras excepciones.

(392)

El artículo 87, apartado 3, letra a), dispone que se puede declarar compatible con el mercado común «las ayudas destinadas a favorecer el desarrollo económico de regiones en las que el nivel de vida sea anormalmente bajo o en las que exista una grave situación de subempleo». Podría considerarse que todo el territorio de Hungría era una región de este tipo en el momento de su adhesión y la mayoría de sus regiones todavía pueden beneficiarse de tal ayuda (104).

(393)

La Comisión aprobó una directrices para evaluar dichas ayudas. Cuando Hungría entró en la UE estaban vigentes las Directrices relativas a las ayudas con finalidad regional (105) («las anteriores Directrices sobre ayudas regionales»). Estas Directrices regían también la valoración de las ayudas regionales con arreglo al artículo 87, apartado 3, letra c), del Tratado CE. Para el período posterior al 1 de enero de 2007, la Comisión adoptó unas nuevas Directrices sobre ayudas regionales (106) («las nuevas Directrices sobre ayudas regionales»).

(394)

En ambas Directrices sobre ayudas regionales, la ayuda estatal se puede autorizar en principio solo para los costes de inversión (107). Según ambas Directrices:

(395)

«En principio, quedan prohibidas las ayudas regionales destinadas a reducir los gastos corrientes de las empresas (ayudas de funcionamiento). No obstante, y con carácter excepcional, en las regiones que puedan acogerse a la excepción de la letra a) del apartado 3 del artículo 87 podrá concederse este tipo de ayudas siempre y cuando i) así se justifique por su aportación al desarrollo regional y por su naturaleza, y ii) su importe guarde proporción con las desventajas que pretendan paliar. Corresponderá al Estado miembro demostrar la existencia e importancia de tales desventajas» (108).

(396)

La ayuda no puede considerarse como ayuda a la inversión. La ayuda a la inversión se define utilizando una serie de posibles costes subvencionables que se indican en las dos Directrices sobre ayudas regionales. Está claro que los pagos de los CCE cubren también otros costes. El ejemplo más obvio es que los CCE garantizan los costes de combustible asociados al funcionamiento de las centrales eléctricas. Los CCE cubren también los costes de personal. Está claro que estos costes no son subvencionables por la ayuda a la inversión. Al contrario, entran dentro de los gastos corrientes del operador y como tales deben incluirse en los costes de funcionamiento.

(397)

Por lo que se refiere a la ayuda de funcionamiento, durante el procedimiento ni las autoridades húngaras ni las partes interesadas demostraron que existieran desventajas regionales relacionadas con regiones concretas objeto de los CCE, ni tampoco mostraron la proporcionalidad del nivel de ayuda a tales desventajas.

(398)

Además, ambas Directrices sobre ayudas regionales establecen que la ayuda de funcionamiento debe, en cualquier caso, reducirse progresivamente y ser de duración limitada. La ayuda concedida mediante los CCE no se reduce progresivamente y la duración de 15 a 27 años sobrepasa lo que puede autorizarse de conformidad con ambas Directrices. Tampoco los CCE entran en excepciones específicas de las Directrices de ayudas regionales y las autoridades húngaras ni las partes interesadas han presentado argumentos para ello.

(399)

Habida cuenta de lo expuesto, la Comisión concluye que la ayuda no puede acogerse a la excepción prevista en el artículo 87, apartado 3, letra c), del Tratado CE.

(400)

El artículo 87, apartado 3, letra c), del Tratado CE dispone que «las ayudas para fomentar la realización de un proyecto importante de interés común europeo o destinadas a poner remedio a una grave perturbación en la economía de un Estado miembro» pueden declararse compatibles con el mercado común.

(401)

La Comisión señala que la ayuda de que se trata no está destinada a fomentar la realización de un importante proyecto de interés común europeo.

(402)

Y tampoco ha encontrado pruebas la Comisión de que la ayuda esté destinada a poner remedio a una grave perturbación en la economía húngara. La Comisión reconoce que la electricidad es un importante producto para la economía de cualquier Estado miembro, y que en los años noventa era necesario modernizar este sector en Hungría.

(403)

Sin embargo, la Comisión considera que la noción de «grave perturbación en la economía de un Estado miembro» se refiere a casos mucho más graves y no puede aplicarse a contratos que contemplan un suministro eléctrico normal. Además, la Comisión señala que este concepto incluye un aspecto de urgencia que es incompatible con los CCE.

(404)

Tampoco las autoridades húngaras ni las partes interesadas han aducido que los CCE eran compatibles con el artículo 87, apartado 3, letra b), del Tratado CE.

(405)

Habida cuenta de lo expuesto, la Comisión concluye que la ayuda no puede acogerse a la excepción prevista en el artículo 87, apartado 3, letra b), del Tratado CE.

(406)

El artículo 87, apartado 3, letra d), del Tratado CE establece que las ayudas destinadas a promover la cultura y la conservación del patrimonio pueden ser consideradas compatibles con Tratado CE cuando no alteren las condiciones de los intercambios y de la competencia en la Comunidad en contra del interés común. Obviamente este artículo no se aplica a los CCE.

(407)

El artículo 87, apartado 3, letra c), del Tratado CE, establece la autorización de las ayudas destinadas a facilitar el desarrollo de determinadas actividades o determinadas regiones económicas, siempre que no alteren las condiciones de los intercambios en forma contraria al interés común La Comisión ha desarrollado distintas directrices y comunicaciones que explican cómo debe aplicarse la excepción contemplada en este artículo.

(408)

Por lo que se refiere a las antiguas y a las nuevas Directrices sobre ayudas regionales, la incompatibilidad de los CCE con dichas Directrices se recoge en los considerandos 393 a 398.

(409)

La Comisión señala que las Directrices Ambientales aplicables en el momento de la adhesión de Hungría a la UE (109), como las Directrices sobre ayudas regionales, autorizan fundamentalmente ayudas a la inversión. La ayuda de funcionamiento se limita a objetivos específicos. La primera es la ayuda para la gestión de residuos y ahorro de energía (sección E.3.1), que se limita a una duración máxima de cinco años. La segunda es ayuda en forma de reducciones o exenciones fiscales (sección E.3.2) La tercera es ayuda a fuentes de energía renovables (sección E.3.3). Está claro que ninguna de estas disposiciones es de aplicación en el presente caso.

(410)

EL cuarto y último tipo de ayuda de funcionamiento que puede autorizarse es la ayuda para la producción combinada de electricidad y calor, a la que en lo sucesivo se hará referencia como «cogeneración» (sección E.3.4). Algunos de los generadores de que se trata producen calor y energía eléctrica. Sin embargo, los CCE no reúnen las condiciones del punto 66 y por consiguiente las opciones de los puntos 58 a 65 de las Directrices Ambientales. Una de las condiciones que se contempla en el punto 66 es que la medida que se apoya sea beneficiosa en términos de protección del medio ambiente porque su rendimiento de conversión sea especialmente elevado, porque la medida permitirá reducir el consumo de energía o porque el proceso de producción sea menos perjudicial para el ambiente. En la información de que dispone la Comisión no hay ningún indicio que revele que se cumple esta condición.

(411)

Las tres opciones que los Estados miembros pueden utilizar para conceder ayudas a la cogeneración son las siguientes:

(412)

Es evidente que los CCE no cumplen las condiciones de la opción 2 ni de la opción 3. Tampoco se cumplen las condiciones de la opción 1, ya que el precio de mercado de la energía producida no se utiliza para calcular el importe de la ayuda. Los importes de la ayuda concedida en virtud de un CCE concreto no dependen de los precios ofrecidos por cualquier otro productor de electricidad, sino únicamente de los costes de inversión y funcionamiento que han corrido a cargo del productor en cuestión.

(413)

Además, ni Hungría ni ninguno de los productores de que se trata ha argumentado que existiera compatibilidad basada en estos artículos o incluso demostrado que las centrales cumplan los criterios de las Directrices Ambientales para la ayuda de funcionamiento a la cogeneración.

(414)

El 23 de enero de 2008 la Comisión adoptó unas nuevas Directrices sobre ayudas estatales en favor del medio ambiente (110). Estas nuevas Directrices solo autorizan la ayuda de funcionamiento en los casos de ahorro energético, cogeneración, uso de fuentes de energía renovables y reducciones y exenciones fiscales. Como ya se ha indicado anteriormente, nada de ello se aplica a los CCE.

(415)

Por lo que respecta a la cogeneración, existen tres opciones que los Estados miembros pueden elegir al conceder tal ayuda:

Los CCE no cumplen ninguna de las condiciones de estas opciones. Ni las autoridades húngaras ni los productores de energía eléctrica presentaron ningún tipo de pruebas de que se cumplieran estos criterios de las nuevas Directrices Ambientales.

(416)

De las directrices y comunicaciones que la Comisión ha desarrollado para explicar la exactitud con la que aplicará la excepción incluida en el artículo 87, apartado 3, letra c) la única que podría aplicarse en el presente caso es la Metodología de costes de transición a la competencia (véase el considerando 26).

(417)

La Metodología de costes de transición a la competencia se refiere a la ayuda concedida a las empresas ya existentes que invirtieron en centrales eléctricas antes de la liberalización del sector de la electricidad y que podrían tener dificultades para recuperar sus costes de inversión en un mercado liberalizado. Como uno de los principales aspectos de los CCE es permitir a determinadas empresas que invirtieron en activos de generación de energía eléctrica antes de la liberalización del sector de la electricidad seguir beneficiándose de una garantía de ingresos que garantice una rentabilidad de las inversiones, la Metodología debe considerarse como una base relevante para evaluar la compatibilidad de los CCE.

(418)

La Comisión constata que ni las autoridades húngaras ni ninguno de los productores de energía eléctrica concernidos señalaron en sus observaciones que los CCE fueran en sí mismos compatibles con los criterios de la Metodología. De hecho la mayoría de los productores concluye que los CCE son contratos comerciales creados mucho antes de la existencia de la Metodología y que los criterios de un mecanismo de compensación son simplemente inadecuados para evaluar los CCE.

(419)

La principal finalidad de la Metodología de los costes de transición a la competencia es ayudar a la transición del sector de la energía a un mercado liberalizado permitiendo a las empresas eléctricas ya existentes adaptarse a su introducción en la competencia (111).

(420)

La Metodología destaca los principios que aplica la Comisión para valorar las medidas de ayuda previstas para compensar los costes de los compromisos o garantías que ya no se podrían cumplir debido a la liberalización del mercado de la energía. Tales compromisos o garantías se denominan «costes de transición a la competencia» y pueden adoptar diversas formas, una de ellas las inversiones emprendidas con una garantía de venta implícita o explícita.

(421)

Dado que los CCE mismos constituyen una garantía explícita de venta anterior a la liberalización, se puede considerar que las centrales eléctricas con CCE pueden entrar en el ámbito de aplicación de la Metodología.

(422)

Sin embargo, la Comisión constata que varios elementos de los principios fundamentales que constituyen los CCE no reúnen las condiciones fijadas en la sección 4 de la Metodología. No cumplen, en primer lugar, la condición establecida en el punto 4.2 de la Metodología que exige que los mecanismos para pagar la ayuda deben tener en cuenta la futura evolución de la competencia. Los mecanismos de los CCE para fijar los precios deben estar diseñados de forma que tengan en cuenta solo parámetros específicos de la central eléctrica concernida para establecer los precios. No se deben tener en cuenta los precios ofrecidos por los productores competidores y sus capacidades de generación.

(423)

Con arreglo al punto 4.9 de la Metodología, la Comisión tiene serias reticencias si el importe de ayuda no puede adaptarse para tener correctamente en cuenta las diferencias entre las hipótesis económicas y de mercado sostenidas inicialmente para la estimación de los costes de transición a la competencia y su evolución efectiva en el tiempo. Los CCE entran dentro de esta categoría, ya que no se han utilizado hipótesis de mercado para diseñar la ayuda. Además, el hecho de que los principios fundamentales de los CCE no se hayan modificado a presar de la apertura gradual del mercado de la electricidad y lo que ha supuesto para MVM la obligación de comprar energía más allá de sus necesidades y darle salida en el mercado libre, muestra claramente que los CCE no tuvieron en cuenta la evolución real del mercado.

(424)

Por otra parte, como se ha mostrado en el capítulo 3, una de las principales ventajas de los CCE para los productores de energía eléctrica es la obligación de compra por MVM de unas capacidades fijas y unas cantidades garantizadas a un precio que cubre los costes fijos, variables y de capital por un período que corresponde aproximadamente a la vida o plazo de depreciación de los activos. Como consecuencia, los CCE tienen el efecto de obligar a una de las partes a comprar su electricidad de la otra parte, independientemente de la evolución real de las ofertas por sus competidores.

(425)

Varios Estados miembros han puesto en marcha mecanismos de compensación por los cuales se avanza un máximo importe de ayuda basándose en un análisis del futuro mercado competitivo y en particular los futuros precios del mercado resultantes del la confrontación entre la oferta y la demanda. Si los ingresos reales obtenidos por los productores en cuestión son mayores que lo previsto, los préstamos reales se vuelven a calcular y se sitúan a un nivel inferior al importe máximo. El impacto de la compensación sobre el mercado se limita, por lo tanto, al mínimo, principalmente debido a que no asegura un nivel mínimo de producción y venta a los beneficiarios.

(426)

A este respecto, en vez de ayudar a la transición a un mercado competitivo, los CCE levantan de hecho un obstáculo al desarrollo de la competencia real en una parte importante del mercado de generación de electricidad. Por ello, los mecanismos para pagar la ayuda no permiten que se tenga en cuenta la evolución futura de la competencia y el importe de la ayuda no está condicionado a la evolución de la competencia genuina.

(427)

En consecuencia, contradicen también los principios establecidos en la sección 5 de la Metodología según los cuales los mecanismos de financiación no deben entrar en conflicto con el interés comunitario, en particular la competencia. Según la sección 5, los mecanismos de financiación no deberán tener como efecto disuadir de entrar en determinados mercados nacionales o regionales a empresas exteriores a dichos mercados o a nuevos actores. Sin embargo, tal como se señaló, entre otros, en el considerando 220, el sistema de reserva de capacidad y el canon de capacidad tienden a disuadir a MVM, que es con diferencia el mayor comprador del mercado mayorista, a acudir a otros productores distintos a los que tienen CCE. Por otra parte, la apertura del mercado y las condiciones fijadas en los CCE imponen a MVM a comprar más electricidad que la que necesita y le lleva a revender esa electricidad en el mercado a través de mecanismos de movilización. Esto en sí frena nuevas incorporaciones al mercado mayorista. Por último, la Comisión considera que los CCE suponen distorsiones de la competencia en el mercado mayorista de la electricidad húngaro a lo largo de un período que supera ampliamente el plazo necesario para una transición razonable a un mercado competitivo.

(428)

Las normas que rigen los CCE no reúnen los criterios establecidos en el punto 4.5 de la Metodología, ya que no se especifica de antemano el máximo importe de ayuda que debe pagarse a los productores entre el 1 de mayo de 2004 y la expiración de los CCE.

(429)

Además, el punto 4.8 de la Metodología indica que la Comisión expresa la más extrema reserva respecto a la ayuda que tiene por objeto mantener la totalidad o parte de las rentas previas a la entrada en vigor de la Directiva 96/92/CE (112), sin tener estrictamente en cuenta los costes de transición a la competencia subvencionables que podrían resultar de la introducción de la competencia.

(430)

El hecho de que los CCE se mantuvieran cuando Hungría se adhirió a la Unión Europea estaba pensado, precisamente, para salvaguardar la mayoría de las rentas obtenidas por los productores de energía eléctrica de que se trata antes de la entrada en vigor de la Directiva 96/92/CE. Además, las centrales con CCE cubren una importante cuota de mercado y por un período muy largo, que supera considerablemente el tiempo necesario para una transición razonable al mercado.

(431)

Además, dentro de las principales disposiciones que componen los CCE, la Comisión no puede aislar un grupo de elementos que pueda considerar compatibles con el mercado común según la Metodología. En particular, una reducción de la duración de los CCE no sería suficiente para hacer que los CCE fueran compatibles, ya que el método de financiación, que se basa en capacidades reservadas y cantidades de compra mínima garantizadas, aún seguirían interfiriendo en el desarrollo de la genuina competencia. El mecanismo de formación de precios seguiría estando también en contradicción con el objetivo de fomentar la creación de un auténtico mercado competitivo en el que los precios resultaran de la interacción entre oferta y demanda.

(432)

A la vista de todas estas consideraciones, la Comisión concluye que los CCE son incompatibles con los criterios fijados en la Metodología.

(433)

Algunas partes interesadas han señalado también que el artículo 82, apartado 2, del Tratado CE podría aplicarse a los CCE aunque no cumplieran los criterios de la sentencia Altmark.

(434)

La Comisión opina que las consideraciones enumeradas en los considerandos 255 a 275 en relación con los criterios de la sentencia Altmark llevan también a la conclusión de que el artículo 86, apartado 2, no puede aplicarse a los CCE.

(435)

El artículo 86, apartado 2, solo puede aplicarse a empresas que prestan servicios específicamente definidos de interés económico general, lo que no es el caso en este asunto particular, como se ha demostrado en los anteriores considerandos 256 a 267. Además, la compensación por prestar los SIEG debe ser proporcional a los costes extraordinarios generados; en otras palabras, debe poderse definir el ámbito de los SIEG con el fin de calcular los costes asociados. Este no es el caso aquí, como se ha demostrado en los anteriores considerandos 268 a 270.

(436)

Por todo ello, la ayuda objeto de la evaluación constituye una ayuda estatal incompatible.

(437)

De conformidad con el Tratado CE y la jurisprudencia reiterada del Tribunal de Justicia, la Comisión es competente para decidir si el Estado en cuestión debe suprimir o modificar la ayuda (113) cuando se ha comprobado que es incompatible con el mercado común. El Tribunal también ha mantenido sistemáticamente que la obligación por parte de los Estados de suprimir las ayudas que la Comisión ha considerado incompatibles con el mercado común tiene por objeto restablecer la situación existente anteriormente (114). En este contexto, el Tribunal ha establecido que el objetivo se alcanza cuando el receptor ha reembolsado los importes concedidos mediante una ayuda ilegal, suprimiendo así la ventaja de que disfrutaba sobre sus competidores en el mercado y se ha restablecido la situación anterior a la concesión de la ayuda (115).

(438)

Siguiendo esta jurisprudencia, el artículo 14 del Reglamento (CE) no 659/1999 establece que «cuando se adopten decisiones negativas en casos de ayuda ilegal, la Comisión decidirá que el Estado miembro interesado tome todas las medidas necesarias para obtener del beneficiario la recuperación de la ayuda. La Comisión no exigirá la recuperación de la ayuda si ello fuera contrario a un principio general del Derecho comunitario».

(439)

Algunas partes interesadas han argumentado que la rescisión de contratos de Derecho privado a través de una decisión de la Comisión iría contra el principio de seguridad jurídica ya que los CCE son contratos de Derecho privado que los productores suscribieron de buena fe en las circunstancias de mercado que entonces regían. Argumentan también que una decisión de este tipo entraría en conflicto con el principio de proporcionalidad. La Comisión rechaza estos argumentos por las razones recogidas en los considerandos 382 a 387.

(440)

Por lo que respecta a la proporcionalidad, el Tribunal ha mantenido que la recuperación de la ayuda estatal concedida ilegalmente con el fin de restablecer la situación previamente existente no puede considerarse en principio desproporcionada con los objetivos de las disposiciones del Tratado sobre ayuda Estatal (116).

(441)

Por consiguiente, la Comisión considera que existen suficientes motivos para recuperar la ayuda concedida a través de los CCE con el fin de restablecer las condiciones de competencia.

(442)

Se ha mostrado ya en los considerandos 176 a 236 que la ventaja derivada de los CCE va mucho más allá que cualquier diferencia positiva entre los precios CCE y los precios que podrían haberse alcanzado en el mercado sin CCE.

(443)

Sin embargo, la Comisión opina que el valor general de todas las condiciones de las obligaciones de compra a largo plazo de MVM, tal como se recogen en los considerandos 174 a 236, para el período entre el 1 de mayo de 2004 y la finalización de los CCE, no puede calcularse con exactitud. Por consiguiente, al ordenar la recuperación de la ayuda ilegal, la Comisión limitará su orden de recuperación a la diferencia que ha podido existir entre los ingresos de los productores de electricidad con sus CCE y los ingresos que podrían haber obtenido en el mercado sin CCE en ese período.

(444)

Al determinar el importe que debe recuperarse de los productores, la Comisión reconoce que calcular con exactitud el importe de ayuda estatal del que se han beneficiado realmente los beneficiarios es muy complejo ya que depende de cuáles habrían sido los precios y las cantidades de energía producida y vendida en el mercado mayorista húngaro entre el 1 de mayo de 2004 y la fecha de finalización de los CCE si ninguno de los CCE hubiera estado vigente en ese período. Como los CCE cubren el núcleo de las capacidades de generación húngaras, el mercado habría sido drásticamente diferente en la «hipótesis de contraste» (117) de lo que era en realidad.

(445)

Una característica específica de la electricidad es que no puede almacenarse económicamente una vez producida. Con el fin de garantizar la estabilidad de la red, el suministro y la demanda de electricidad deben estar equilibrados en todo momento. Por consiguiente, la cantidad de energía que los productores y los importadores de electricidad pueden vender en el mercado mayorista durante cierto período de tiempo y el precio que pueden obtener de dicha energía no depende de la cantidad general de energía solicitada por los compradores durante dicho período, sino de la cantidad de energía eléctrica solicitada en cada momento en el tiempo (118). Además la demanda de electricidad fluctúa considerablemente durante el día y estacionalmente, lo que significa que la generación e importación de capacidades necesarias para satisfacer la demanda en cada momento fluctúa también y que algunas unidades de generación de electricidad solo suministran energía en períodos de demanda elevada (119). Por consiguiente, la operación del mercado no puede evaluarse con completa exactitud sobre la base de los datos anuales de consumo, producción y precios de que dispone la Comisión.

(446)

Sin embargo, de acuerdo con la jurisprudencia del Tribunal, no hay disposición alguna de la legislación comunitaria que exija a la Comisión, cuando ordena la recuperación de la ayuda considerada incompatible con el mercado común, que fija el importe exacto de la ayuda que debe recuperarse. Es suficiente que la decisión de la Comisión incluya información que permita al receptor calcular por sí mismo el importe sin demasiada dificultad (120).

(447)

En consecuencia, la Comisión proporciona unas directrices sobre cómo debe cuantificarse el importe que se debe recuperar. Como ya se ha mencionado, los CCE cubren una cuota tan importante del mercado de generación húngaro que los precios sin CCE habrían sido diferentes de los precios realmente observados en la cuota de mercado sin CCE. Por consiguiente, el precio que los productores podrían haber obtenido en ausencia de los CCE puede calcularse sobre la base de una simulación de mercado consistente en analizar la operación del mercado mayorista de la electricidad con arreglo a la «hipótesis de contraste». La finalidad de la simulación es estimar cuáles hubieran sido las ventas y los precios en la hipótesis de contraste con el fin de establecer una estimación fiable de los importes que MVM habría pagado a los productores en cuestión por la energía que le habrían comprado en tal hipótesis. La simulación debe reunir las condiciones fijadas en los siguientes considerandos.

(448)

En primer lugar, dado que la electricidad tiene una elasticidad de precios de la demanda muy baja, la simulación debe llevarse a cabo suponiendo que en cada momento la carga del sistema en la hipótesis de contraste es idéntica a la carga realmente observada en ese momento.

(449)

Segundo, tal como se ha señalado en el considerando 196, la electricidad al por mayor se vende en mercados mayoristas abiertos a la competencia a través de contratos al contado o a plazo. La Investigación del Sector de la Energía mostró que el nivel de los precios a plazo dependían de las expectativas individuales en relación con el desarrollo de los precios en el mercado al contado. A diferencia de los mercados a contado, para los que la teoría económica sugiere que en condiciones perfectamente competitivas el precio es en cada momento el coste marginal a corto plazo más elevado de todas las unidades de generación necesarias para hacer frente a la demanda (121), no hay modelo de precios explícito para los mercados a plazo que pueda estimarse usando la teoría económica. Además, no se puede simular el impacto de las estrategias desarrolladas tanto por vendedores como compradores respecto al arbitraje entre contratos al contado o a plazo. Este hecho queda ilustrado por la amplia variedad de situaciones observadas en los mercados mayoristas en toda Europa. La Investigación del Sector de la Energía ha mostrado que la relación entre volúmenes comerciados en forma de productos al contado y el consumo nacional de electricidad variaba considerablemente entre los Estados miembros (122).

(450)

Como se ha señalado en el considerando 198, los precios al contado, en particular los observados en los intercambios de electricidad al contado, por lo general fijan referencias para todo el mercado mayorista, incluidos los productos a plazo. Por esta razón, la Comisión opina que con el fin de establecer los importes de la ayuda que deben recuperarse, se debería simular el mercado mayorista suponiendo que toda la electricidad se comerciaría mediante contratos al contado, con excepción de los elementos particulares a que se hace referencia en los considerandos 453 a 456.

(451)

La simulación debería llevarse a cabo sobre la base de los costes marginales a corto plazo de las unidades de producción de que se trate. Por consiguiente, la simulación debería tener en cuenta los datos relevantes específicos a cada unidad de generación de electricidad explotada en Hungría (123) entre el 1 de mayo de 2004 y la fecha real de terminación de los CCE, en relación fundamentalmente con la capacidad instalada, la eficiencia termal, los costes de combustible y otros elementos principales de los costes variables, y los períodos previstos e imprevistos de interrupción. Además, la simulación debería llevarse a cabo con el supuesto fundamental de que en cada momento hay un precio único en el mercado al contado simulado resultante de los mecanismos de oferta y demanda. Este precio único varía en el tiempo debido a las variaciones en la demanda y en los costes variables.

(452)

La simulación debería tener en cuenta el hecho de que en la hipótesis de contraste, MVM no debería haber tenido que comprar más electricidad que lo que necesitara para cubrir las necesidades del segmento de servicio público (124). En consecuencia, los mecanismos de movilización a que se hace referencia en el considerando 226 no existirían en la hipótesis de contraste y las necesidades de MVM se limitarían a las cantidades necesarias para cubrir la demanda del segmento de servicio público.

(453)

La simulación debería tener también en cuenta ciertas situaciones específicas, debidamente justificadas que podrían suponer una desviación del principio de costes marginales subyacente en toda la simulación. Las unidades de cogeneración pueden encontrarse con estas situaciones específicas. De acuerdo con sus obligaciones contractuales o estatutarias respecto al suministro de calor, estas unidades pueden tener que vender electricidad a un precio inferior al de su coste marginal a medio plazo.

(454)

Tales situaciones pueden afectar también a las unidades de generación que se benefician de un régimen de apoyo público por el hecho de que se basan en tecnologías respetuosas con el medio ambiente. Este es el caso de Hungría en el que la legislación impone a MVM y a las compañías regionales de distribución la compra obligatoria de la electricidad generada en cogeneración o a partir de residuos o energías renovables a precios regulados oficialmente por lo general más elevados que los precios observados en el sector competitivo del mercado mayorista. La simulación debe tener en cuenta que en la hipótesis de contraste, este régimen de compra obligatoria también hubiera existido. Por ello, las cantidades compradas por MVM dentro del régimen de compra obligatoria y los precios pagados por esa energía habrían sido idénticos a los observados en la situación real (125).

(455)

La simulación también debe tener en cuenta el hecho de que no se puede disponer para el suministro de electricidad en el mercado mayorista de algunas capacidades de generación que físicamente sí están disponibles ya que están reservadas para prestar servicios de equilibrado al Gestor de la Red de Transporte. En la situación real, los servicios de equilibrado los prestan tanto los productores con CCE como los demás productores. La simulación debería llevarse a cabo asumiendo que en la «hipótesis de contraste» las capacidades reservadas para prestar servicios de equilibrado al GRT, la energía suministrada sobre la base de estas capacidades y el precio obtenido por ella eran los mismos que en la situación actual.

(456)

En la hipótesis de contraste, las cantidades de electricidad importada y exportada y los precios obtenidos por ella pueden haber sido diferentes a los de la situación real. Sin embargo, no sería posible evaluar con exactitud ese efecto sin ampliar el ámbito de la simulación a los mercados de los países exportadores e importadores, ya que las decisiones de los actores del mercado en relación con la exportación o importación de un país a otro se ven influenciadas por las condiciones de mercado que prevalecen tanto en el país exportador como en el importador. Considerando que los volúmenes importados en Hungría y exportados desde ella son limitados en comparación con los generados y consumidos internamente y teniendo en cuenta que un tercio de las importaciones totales están cubiertas por contratos a largo plazo (126), la Comisión considera que una ampliación así del ámbito de la simulación puede exigir unos esfuerzos desproporcionados. Hungría puede considerar por lo tanto que en la hipótesis de contraste las cantidades importadas y exportadas y los precios correspondientes fueron los mismos que en la situación real.

(457)

La Comisión es consciente de que ciertos productores no comprometidos en un CCE con MVM han celebrado contratos de suministro de energía eléctrica a largo o medio plazo con otros clientes. Sin embargo, la Comisión considera que estos contratos no deben tenerse en cuenta a efectos de la simulación debido a que la finalización de los CCE el 1 de mayo de 2004 o antes, que es el supuesto básico de la hipótesis de contraste, habría modificado necesariamente las estrategias comerciales de todos los productores dada la gran proporción de capacidades instaladas reservadas con los CCE. Como ya se ha señalado en el considerando 449, no se puede hacer una estimación de la proporción de electricidad vendida en forma de productos al contado y a plazo. Por ello, es razonable considerar que todos los productores venderían toda su producción en forma de productos al contado, salvo que se encontraran en una de las situaciones a que se hace referencia en los considerandos 453 a 456.

(458)

La forma más precisa de simular un mercado mayorista de la electricidad es hacerlo sobre una base horaria, teniendo en cuenta todos los parámetros específicos a cada hora. Sin embargo, la Comisión aceptará que la simulación se limite a muestras de momentos representativos y que los resultados de las simulaciones efectuadas en cada muestra de momento representativo se extrapole a todo el período de evaluación.

(459)

La simulación debería dar estimaciones fiables de la cantidad de energía suministrada por cada unidad de generación y el precio obtenido por ella en la hipótesis de contraste. La proporción entre la energía eléctrica necesaria para que MVM cubriera las necesidades del segmento regulado (127) y la cantidad total de electricidad suministrada al mercado mayorista en cada momento debería estimarse sobre la base de los datos históricos relativos al consumo total de los usuarios finales en el segmento regulado y el consumo total de todos los usuarios finales en la situación real.

(460)

Esta proporción debería usarse para hacer una estimación de las cantidades de energía eléctrica que cada productor habría vendido a MVM en cada momento en la hipótesis de contraste. Sobre la base de estas estimaciones, las cantidades totales que MVM habría pagado a cada productor por la energía comprada para hacer frente a la demanda en el segmento regulado en la hipótesis de contraste debería estimarse en todo el período objeto de evaluación (128).

(461)

El paso final del cálculo de los importes que se deben recuperar debe tener en cuenta el hecho de que en la situación real, los productores no venden toda la producción de los bloques generadores cubiertos por CCE a MVM sino que usan sus capacidades no reservadas para vender a otros clientes. Para cada bloque generador en cuestión, el importe de ayuda que debe recuperarse debería calcularse sobre una base anual de acuerdo con la diferencia entre los ingresos obtenidos por la venta de energía a MVM con un CCE (129) en la situación real y los importes que MVM habría pagado en la hipótesis de contraste, calculado de acuerdo con los principios antes señalados.

(462)

Sin embargo, la Comisión reconoce que en la hipótesis de contraste, los productores en cuestión pueden haber obtenido mayores ingresos de clientes distintos a MVM que los obtenidos de estos clientes en la situación real. Esto se debe en particular al hecho de que en la hipótesis de contraste MVM no reserva capacidad, lo que ofrece a los productores oportunidades adicionales de vender su producción a otros clientes. Por consiguiente, Hungría puede deducir de los importes calculados de conformidad con el considerando 461 la diferencia entre los ingresos que los productores habrían obtenido de clientes distintos a MVM en la hipótesis de contraste y los ingresos obtenidos de clientes distintos a MVM en la situación real, si la diferencia es positiva.

(463)

Los intereses que deben recuperarse de conformidad con el artículo 14, apartado 2, del Reglamento (CE) no 659/1999 deben calcularse también sobre una base anual.

(464)

Con el fin de que la Comisión pueda valorar la exactitud y fiabilidad de la simulación llevada a cabo por Hungría, esta deberá presentarle una descripción detallada de la metodología subyacente y del conjunto de datos introducidos en la simulación.

(465)

La Comisión es consciente de la existencia de instrumentos apropiados que pueden realizar la simulación necesaria. De hecho, la Comisión utilizó una de esos instrumentos en el contexto de la Investigación del Sector de la Energía para evaluar la estructura y rendimiento de seis mercados mayoristas europeos (130). Algunos productores y comerciantes de energía eléctrica utilizan también estos instrumentos para hacer una previsión de la electricidad a largo plazo, efectuar estudios de planificación de recursos y optimizar el despacho de la generación. Además, como ya se ha señalado antes, la Comisión está dispuesta a aceptar ciertas simplificaciones, en concreto el uso de muestras temporales representativas en vez de una simulación sobre base horaria. Por ello, basándose en el principio de principio de cooperación leal contemplado en el artículo 10 del Tratado, se pide a Hungría que lleve a cabo una simulación de acuerdo con los principios antes señalados y calcule el importe de ayuda que debe recuperarse sobre la base de esa simulación en un plazo razonable.

(466)

El Tribunal de Justicia considera que un Estado miembro que tenga que hacer frente a dificultades imprevistas o imprevisibles o perciba consecuencias que para la Comisión han pasado desapercibidas, puede plantear esos problemas para que la Comisión los considere junto con propuestas para las modificaciones que procedan. En tal caso, la Comisión y el Estado miembro de que se trate deberán trabajar conjuntamente de buena fe con el fin de superar las dificultades sin dejar de observar las disposiciones del Tratado CE (131).

(467)

Por todo ello, la Comisión invita a Hungría a que presente a la Comisión, para su consideración, cualquier problema que pueda plantearse al aplicar la presente Decisión.

(468)

La Comisión concluye que los CCE conceden una ayuda estatal ilegal a los productores de energía eléctrica en el sentido del artículo 87, apartado 1, del Tratado CE y que esta ayuda estatal es incompatible con el mercado común.

(469)

Como ya se ha explicado en la sección 7.3, el elemento de ayuda que aparece en los CCE consiste en la obligación de compra por parte de MVM de cierta capacidad y una cantidad mínima garantizada de electricidad a un precio que cubre los costes de capital, fijos y variables en una parte importante de la vida de las unidades generadoras, garantizando así una rentabilidad de las inversiones.

(470)

Como esta ayuda estatal es incompatible con el Tratado CE, es preciso ponerle fin.