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Document 32009D0609

2009/609/CE: Décision de la Commission du 4 juin 2008 concernant les aides d’État C 41/05 accordées par la Hongrie dans le cadre d’accords d’achat d’électricité [notifiée sous le numéro C(2008) 2223] (Texte présentant de l'intérêt pour l'EEE)

OJ L 225, 27.8.2009, p. 53–103 (BG, ES, CS, DA, DE, ET, EL, EN, FR, IT, LV, LT, HU, MT, NL, PL, PT, RO, SK, SL, FI, SV)

ELI: http://data.europa.eu/eli/dec/2009/609/oj

27.8.2009   

FR

Journal officiel de l'Union européenne

L 225/53


DÉCISION DE LA COMMISSION

du 4 juin 2008

concernant les aides d’État C 41/05 accordées par la Hongrie dans le cadre d’accords d’achat d’électricité

[notifiée sous le numéro C(2008) 2223]

(Le texte en langue hongroise est le seul faisant foi.)

(Texte présentant de l'intérêt pour l'EEE)

(2009/609/CE)

LA COMMISSION DES COMMUNAUTÉS EUROPÉENNES,

vu le traité instituant la Communauté européenne, et notamment son article 88, paragraphe 2, premier alinéa,

vu l’accord sur l’Espace économique européen, et notamment son article 62, paragraphe 1, point a),

après avoir invité les parties intéressées à présenter leurs observations, conformément aux dispositions précitées (1), et vu ces observations,

1.   PROCÉDURE

(1)

Par lettre datée du 31 mars 2004 et enregistrée le même jour, la Commission a reçu des autorités hongroises une notification concernant le décret gouvernemental 183/2002. (VIII.23.) (2), conformément à la procédure («procédure du mécanisme provisoire») visée à l’annexe IV, paragraphe 3, point 1, c) du traité d’adhésion à l’Union européenne de la République tchèque, de la République d’Estonie, de la République de Chypre, de la République de Lettonie, de la République de Lituanie, de la République de Hongrie, de la République de Malte, de la République de Pologne, de la République de Slovénie et de la République de Slovaquie. Le décret gouvernemental notifié régit le système de compensation des coûts supportés par le grossiste en électricité Magyar Villamos Művek Zrt. (Electricité de Hongrie S.A. – ci-après dénommé: MVM), détenu par l’État. La Commission a enregistré la notification sous le numéro d’aide d’État HU 1/2004.

(2)

Les autorités hongroises et la Commission ont échangé un certain nombre de lettres officielles (3) concernant la mesure. La Commission a aussi reçu des observations de tiers (4). Au cours de la procédure du mécanisme provisoire, la Commission a découvert que le marché de gros hongrois de l’électricité repose en fait sur des accords d’achat d’électricité à long terme (ci-après dénommés «AAE») conclus entre MVM et certains producteurs d’électricité. Sur la base des informations disponibles à l’époque, la Commission suspectait les AAE de contenir des éléments d’aides d’État illicites.

(3)

Par lettre datée du 13 avril 2005 et enregistrée le 15 avril 2005, les autorités hongroises ont retiré la notification concernant le décret gouvernemental 183/2002. Le 4 mai 2005, conformément au règlement (CE) no 659/1999 du Conseil du 22 mars 1999 portant modalités d’application de l’article 93 du traité CE (5) (ci-après dénommé «le règlement d’application»), la Commission a, d’initiative, enregistré un dossier d’aide d’État concernant les AAE (affaire numéro NN 49/05).

(4)

Par lettre datée du 24 mai 2005 (D/54013), la Commission a adressé une demande d’informations complémentaires aux autorités hongroises. La réponse datée du 20 juillet 2005 des autorités hongroises a été enregistrée par la Commission le 25 juillet 2005. Par lettre du 28 septembre 2005, enregistrée le 30 septembre 2005, les autorités hongroises ont fourni des informations complémentaires.

(5)

Par lettre du 9 novembre 2005, la Commission a informé la Hongrie de sa décision d’ouvrir la procédure prévue par l’article 88, paragraphe 2, du traité CE (ci-après dénommée «la décision d’ouverture de la procédure») concernant les AAE. Cette décision a été publiée au Journal officiel de l'Union européenne  (6).

(6)

Dans la décision d’ouverture de la procédure, la Commission a émis des doutes quant à la compatibilité des AAE avec le marché commun et invité les parties intéressées à communiquer leurs observations.

(7)

À la suite de la demande de prolongation du délai fixé pour présenter des observations, approuvée par la Commission (7), la Hongrie a présenté ses observations relatives à la décision d’ouverture de la procédure le 31 janvier 2006, observations que la Commission a enregistrés le 1er février 2006.

(8)

À la suite de un certain nombre de demandes de prolongation du délai fixé pour présenter des observations approuvées par la Commission (8), la Commission a enregistré comme suit les observations présentées par des tiers: observations présentées par MVM le 11 janvier 2006, observations d’un tiers qui souhaite conserver l’anonymat le 20 janvier 2006, observations présentées par Mátrai Erőmű Rt. (Centrale électrique Mátrai S.A.) les 20 janvier et 6 mars 2006, observations présentées par […] le 10 février 2006, observations présentées par AES-Tisza Erőmű Kft. (Centrale électrique AES-Tisza S.A.R.L.) les 13 et 14 février 2006, observations présentées par […] le 13 février 2006, observations présentées par Electrabel S.A. et sa filiale, Dunamenti Erőmű Kft. (Centrale électrique Dunamenti S.A.R.L.) le 14 février 2006, observations présentées par Budapesti Erőmű Rt. (Centrale électrique Budapesti S.A.) le 21 février 2006 et observations présentées par Csepeli Áramtermelő Kft. (Centrale électrique Csepeli S.A.R.L.) le 21 février 2006.

(9)

Les autorités hongroises ayant confirmé qu’elles respecteraient la confidentialité des informations fournies par des tiers dans le cadre de la présente procédure (10), la Commission a transmis les observations ci-dessus par lettre datée du 25 avril 2006.

(10)

Les autorités hongroises ont présenté la première partie de leurs commentaires concernant les observations de tiers par lettre datée du 28 juin 2006 et enregistrée le 29 juin 2006; la deuxième partie de ces commentaires a été présentée par lettre datée du 24 juillet 2006 et enregistrée le 25 juillet 2006.

(11)

Ayant connaissance des modifications prévues de la législation dans le secteur énergétique hongrois, par lettre du 17 octobre 2006 adressée au ministre Kóka, la commissaire Kroes a demandé instamment au gouvernement hongrois de régler, dans la nouvelle législation, la question des AAE et des mesures compensatoires potentielles et de les aligner sur le droit de l’Union européenne.

(12)

Le 19 décembre 2006, la société AES-Tisza a présenté de nouvelles observations contestant plusieurs éléments de la procédure de la Commission.

(13)

Par lettre datée du 21 novembre 2006 et enregistrée le 23 novembre 2006, par lettre datée du 15 janvier 2007 et enregistrée le même jour, ainsi que lors des rencontres avec la Commission – qui ont eu lieu les 18 décembre 2006 et 8 mars 2007 – les autorités hongroises ont confirmé leur volonté de modifier les dispositions législatives dans le contexte de la libéralisation du secteur énergétique, et de modifier par la même occasion la situation existante sur le marché de gros de l’électricité.

(14)

La Commission a demandé des informations complémentaires le 23 avril 2007. La Hongrie y a répondu le 5 juin 2007, et a transmis de nouvelles informations le 6 août 2007.

(15)

Le 4 mai 2007, les autorités hongroises ont informé la Commission de ce qu’elles étaient en train de constituer un groupe de travail pour mener des négociations avec tous les producteurs concernés sur une résiliation ou une modification substantielle des AAE. Dans le prolongement, le gouvernement a adopté, le 11 mai 2007, la décision No 2080/2007. (V.11.) concernant la régularisation des accords à long terme conclus dans le secteur de l’électricité (11), portant création du groupe de travail susmentionné (piloté par les servies du Premier ministre), pour régler sans délai la situation des AAE en conformité avec les règles européennes sur les aides d’État, et ordonnant que des négociations officielles soient engagées à ce sujet avec les producteurs d’électricité concernés. Par lettre datée du 3 juillet 2007, les autorités hongroises ont notifié les résultats des premières négociations qui se sont déroulées en juin 2007.

(16)

La nouvelle loi sur l’énergie électrique (12), qui s’inscrit dans le cadre du processus de libéralisation, a été promulguée le 2 juillet 2007 et est entrée en vigueur en deux étapes: le 15 octobre 2007 et le 1er janvier 2008. Par lettre datée du 25 juillet 2007, les autorités hongroises ont notifié à la Commission les résultats de la nouvelle loi en ce qui concerne l’ouverture du marché hongrois de l’électricité. La nouvelle loi n’a cependant pas modifié les AAE conclus entre MVM et les producteurs d’électricité énumérés dans la décision d’ouverture de la procédure, qui sont restés en vigueur tels quels.

(17)

Par lettre du 26 juillet 2007 la Commission a adressé une série de questions supplémentaires aux autorités hongroises.

(18)

Le 7 septembre 2007, la Commission a enregistré une lettre des autorités hongroises lui demandant un délai supplémentaire pour mener à bien les négociations avec les producteurs.

(19)

La Commission a enregistré la réponse de la Hongrie à ses questions du 26 juillet 2007 les 24 septembre et 31 octobre 2007.

(20)

Le 14 décembre 2007 la Commission a, conformément à l’article 5, paragraphe 2, du règlement (CE) no 659/1999, adressé aux autorités hongroises une lettre de rappel énumérant les questions pour lesquelles les informations fournies restaient incomplètes. Les autorités hongroises y ont répondu par lettre du 16 janvier 2008.

(21)

Les centrales Dunamenti Erőmű et AES-Tisza Erőmű n’ayant pas fourni les informations demandées, les autorités hongroises ont fait valoir qu’elles n’étaient pas en mesure de répondre de manière exhaustive aux questions de la Commission.

(22)

Le 15 février 2008, la Commission a dès lors adopté une décision d’injonction d’information demandant à la Hongrie de fournir dans les 15 jours les informations énumérées dans la décision.

(23)

Le 27 février, la centrale Dunamenti Erőmű a envoyé à la Commission une copie de sa réponse aux questions posées par les autorités hongroises et expliqué les raisons pour lesquelles elle n’était pas en mesure de répondre aux questions qui lui avaient été adressées. Les autorités hongroises ont envoyé leusr réponses les 4 et 13 mars 2008. À la demande expresse de la centrale Dunamenti Erőmű, les autorités hongroises ont joint à leur réponse les lettres datées du 14 mai 2007, du 21 août 2007, du 13 septembre 2007, du 7 décembre 2007, du 14 janvier 2008 et du 20 février 2008 de la centrale Dunamenti Erőmű adressées au Ministère des finances et à l’Office hongrois de l’énergie. Les autorités hongroises n’avaient préalablement pas transmis à la Commission une copie de ces lettres (13); toutefois elles ont inclus les informations jugées pertinentes dans leurs réponses aux questions de la Commission tout au long de la procédure.

(24)

Il apparaît à la lumière des réponses des autorités hongroises que la centrale AES-Tisza Erőmű ne leur a transmis aucune réponse. Le 10 mars 2008, la centrale AES-Tisza Erőmű a envoyé une lettre par télécopie à Mme Kroes, commissaire européenne, dans laquelle elle prétend que les autorités hongroises disposaient déjà de toutes les informations demandées par la Commission.

(25)

Par lettre datée du 13 mai 2008, les autorités hongroises ont transmis à la Commission, sur la base des informations dont elles disposaient, les informations concernant les questions posées au chapitre III, paragraphe 1, points a) à d) de la décision d’injonction d’information. Elles n’ont cependant pas fourni d’informations complémentaires en réponse à la question posée au chapitre III, paragraphe 1, point e) concernant les investissements des deux producteurs d’électricité mentionnés ci-dessus.

(26)

Depuis l’enregistrement de l’affaire HU1/2004, une partie considérable des échanges d’informations a porté sur l’interprétation et l’application concrète de la communication de la Commission relative à la méthodologie d’analyse (ci-après: la «méthodologie») des aides d’État liées aux coûts échoués (14). Il semblait à la lumière des documents soumis dans le cadre de la procédure que les autorités hongroises souhaitaient instaurer un système d’aides d’État pour compenser les coûts échoués, dont l’évaluation aurait pu figurer dans la présente décision. En conséquence, la Commission et les autorités hongroises ont mené, tout au long de la procédure, des négociations approfondies sur les modalités précises d’un système compensatoire que la Hongrie pourrait adopter et qui satisferait aux critères de la méthodologie.

(27)

Malgré les discussions techniques menées sur un éventuel mécanisme compensatoire, – à la date de la présente décision – les autorités hongroises n’ont toujours pas soumis à la Commission un mécanisme compensatoire global confirmé par le gouvernement hongrois. Par lettre datée du 13 mars 2008, les autorités hongroises ont expressément confirmé ne pas souhaiter, dans l’état actuel des choses, accorder aux producteurs d’électricité une compensation des coûts échoués. Elles se sont cependant réservé le droit d’accorder plus tard une telle compensation aux producteurs d’électricité.

(28)

Par lettre datée du 7 avril 2008, la Commission a demandé aux autorités hongroises de confirmer certaines informations. Par lettre enregistrée le 22 avril 2008, les autorités hongroises ont fourni les informations demandées.

(29)

Par lettre datée du 20 mai 2008, les autorités hongroises ont notifié à la Commission que le 31 mars 2008 les parties ont résilié l’AAE de Paksi Atomerőmű (Centrale nucléaire de Paks). Bien que les centrales Csepeli Áramtermelő Kft. et Pannonpower Holding Rt. (Pannonpower Holding S.A.) aient signé l’accord de résiliation de leur AAE en avril 2008, l’entrée en vigueur de ces accords doit, à la date de la présente décision, encore être approuvée par les actionnaires et les établissements bancaires.

(30)

La centrale Budapesti Erőmű Rt. a attaqué la décision d’ouvrir la procédure par une demande introduite le 3 mars 2006 et enregistrée sous le numéro de dossier T-80/06 auprès du Tribunal de première instance. Le 6 juin 2006, la centrale Csepeli Áramtermelő Kft. a demandé de pouvoir intervenir dans la procédure en soutien de la requête de la centrale Budapesti Erőmű, ce que le Tribunal a autorisé par une ordonnance du 11 mars 2008.

(31)

En outre, deux procédures d’arbitrage internationales contre la République de Hongrie ont été engagées auprès du Centre international de règlement des différends relatifs aux investissements (International Centre for Settlement of Investment Disputes, ICSID) par les producteurs d’électricité […] et […], actionnaires de centrales électriques hongroises liées par un AAE. Ces procédures se fondent sur les dispositions du traité sur la charte de l’énergie relatives à la protection de l’investissement.

2.   DESCRIPTION DE LA MESURE

(32)

Du 31 décembre 1991 au 31 décembre 2002, le marché hongrois de l’électricité s’articulait autour d’un acheteur unique, la compagnie Magyar Villamos Művek (Electricité de Hongrie – MVM). MVM est une société détenue à 99,9 % par l’État, active dans la production d’électricité, le commerce de gros, la transmission et la revente. Dans le cadre du modèle d’«acheteur unique», les producteurs d’électricité ne pouvaient vendre directement l’énergie qu’à MVM (sauf annulation par MVM des contrats conclus avec les compagnies de distribution régionale), et seule MVM était en droit de fournir de l’électricité aux distributeurs régionaux. Conformément à la loi XLVIII de 1994 sur l’énergie électrique (ci-après dénommée «première loi sur l’énergie électrique»), MVM était tenue d’assurer la sécurité de l’approvisionnement énergétique de la Hongrie en observant le principe du moindre coût.

(33)

La loi CX de 2001 sur l’énergie électrique (qui a remplacé la première loi sur l’énergie électrique), ci-après dénommée «la deuxième loi sur l’énergie électrique», est entrée en vigueur le 1er janvier 2003. Le double modèle hongrois est resté en vigueur jusqu’au 1er janvier 2008, date de l’entrée en vigueur de la loi LXXXVI de 2007 sur l’énergie électrique (ci-après dénommée «la troisième loi sur l’énergie électrique»), qui a remplacé la deuxième loi). Dans ce régime, un secteur de service public coexistait avec un secteur concurrentiel, et les clients éligibles (de plus en plus nombreux) étaient autorisés à basculer vers le secteur concurrentiel. Dans le secteur public, MVM devenait le seul grossiste, mais dans le secteur du marché libre, d’autres opérateurs ont fait leur apparition. La troisième loi sur l’énergie électrique, si elle a aboli le secteur de service public, a cependant maintenu l’obligation de service universel pour les clients résidentiels et quelques clients commerciaux – comme le permet la deuxième directive Électricité (15).

(34)

La première loi sur l’énergie électrique a contraint MVM d’analyser les besoins globaux de la Hongrie en électricité et d’élaborer tous les deux ans un Plan national de construction de centrales électriques. Ce plan doit être soumis au gouvernement hongrois et au Parlement pour approbation.

(35)

Il apparaît à la lumière de la première loi sur l’énergie électrique, ainsi que des observations du gouvernement hongrois (16), qu’au milieu des années 90, les objectifs les plus urgents fixés au marché hongrois de l’énergie étaient les suivants: garantir la sécurité d’approvisionnement au coût le plus bas possible, moderniser l’infrastructure dans le respect des normes de protection environnementale en vigueur et réaliser la nécessaire restructuration du secteur de la distribution d’électricité. Pour atteindre ces objectifs généraux, des accords d’achat d’électricité à long terme ont été proposés aux investisseurs étrangers qui s’engageaient à investir dans la construction et la modernisation des centrales électriques en Hongrie. Les différents AAE ont été signés d’une part par les centrales électriques et d’autre part par MVM.

(36)

Les AAE conclus par MVM et les différentes centrales électriques (17) ont permis à MVM de constituer un portefeuille de production équilibré et de respecter aussi son obligation de garantir la sécurité d’approvisionnement. Ils permettent à MVM de répondre aux besoins de charge de base (centrales à charbon et centrales nucléaires) tout comme aux besoins de charge maximum (centrales au gaz).

(37)

Les AAE imposent aux producteurs d’électricité de dûment entretenir et exploiter leurs unités de production. Ils réservent à MVM la totalité ou la majeure partie de la capacité de production (MW) des centrales électriques. Cette attribution de la capacité est indépendante du taux d’utilisation réelle de la centrale électrique. Outre la capacité réservée, MVM est tenue d’acheter auprès de chaque centrale électrique exploitée dans le cadre d’un AAE une quantité d’électricité minimale déterminée (MWh).

(38)

Certains AAE comprennent des services dits de réseau (18) lorsque les centrales sont techniquement en mesure de les assurer. MVM offre ces services à l’opérateur de réseau MAVIR.

(39)

Les AAE conclus en 1995-1996 (sept sur les dix AAE examinés) l’ont été dans le cadre de la préparation de la privatisation des centrales électriques. Ces AAE suivaient un même modèle de contrat préparé par un cabinet d’avocats international à la demande du gouvernement hongrois. Ces AAE n’ont pas fait l’objet d’une procédure d’adjudication, contrairement à la privatisation des centrales électriques. Les AAE (signés avant la privatisation) faisaient partie intégrante de l’ensemble des mesures de privatisation. Après la privatisation, ces accords (notamment ceux conclus avec les centrales Mátrai Erőmű, Tiszai Erőmű et Dunamenti Erőmű) ont été partiellement modifiés par les parties.

(40)

L’AAE signé en 1997 avec la centrale Csepeli Áramtermelő Kft. s’inspirait d’un modèle de contrat quelque peu différent. Cet accord, qui n’a pas non plus fait l’objet d’une procédure d’adjudication, était lui aussi lié à la privatisation de la centrale électrique.

(41)

L’AAE conclu dans le cadre de la centrale Újpesti Erőmű (une des trois unités de la centrale Budapesti Erőmű) avec la centrale Budapesti Erőmű a été signé en 1997, et n’a pas non plus fait l’objet d’une procédure d’adjudication.

(42)

Seul l’AAE conclu en 2001 dans le cadre de la centrale Kispesti Erőmű (une autre centrale électrique – vieillissante – de la centrale Budapesti Erőmű, qui a été en fait reconstruite à cette époque) l’a été à l’issue d’une procédure d’adjudication ouverte.

(43)

Durant la période 2000-2004, les capacités réservées par les AAE représentaient environ 80 % de la demande totale d’électricité (MW) de la Hongrie. Entre 2005 et la date de la présente décision, cette part a oscillé autour des 60-70 %. Entre 2011 et 2024 (19), elle devrait continuer à diminuer progressivement.

(44)

À la date d’adhésion de la Hongrie à l’Union européenne (1er mai 2004), dix AAE sur la petite vingtaine d’accords signés entre 1995 et 2001 étaient encore en vigueur.

(45)

La présente décision ne concerne que les AAE en vigueur au 1er mai 2004. Elle ne concerne donc pas les AAE expirés avant cette date. Même si les parties ont résilié de leur propre initiative certains AAE au cours du mois d’avril 2008 (voir le considérant 29 ci-dessus), la présente décision couvre également ces AAE et évalue leur nature d’aide d’État ainsi que leur compatibilité avec le marché commun durant la période allant du 1er mai 2004 à la date de leur expiration (avril 2008).

(46)

Le tableau ci-dessous énumère les centrales électriques exploitées dans le cadre d’un AAE et couvertes par la présente décision. La durée des AAE mentionnée dans ce tableau renvoie à la date d’expiration initialement fixée dans ces AAE.

Tableau 1

Aperçu des producteurs d’électricité liés par un AAE, des actionnaires majoritaires et de la durée des AAE

Producteurs

Groupe actionnaire majoritaire

Centrale électrique exploitée dans le cadre de l’AAE

Durée de l’AAE

Budapesti Erőmű Rt.

EDF

centrale Kelenföldi

1996-2011

centrale Újpesti

1997-2021

centrale Kispesti

2001-2024

Dunamenti Erőmű Rt.

Electrabel

centrale Dunamenti blocs F

1995-2010

(signé en 1995, et entré en vigueur en 1996)

centrale Dunamenti bloc G2

1995-2015

(signé en 1995, et entré en vigueur en 1996)

Mátrai Erőmű Rt.

RWE

centrale Mátrai

1995-2022

(durée initiale: jusqu’en 2015, prolongée en 2005 jusqu’en 2022)

AES-Tisza Erőmű Kft.

AES

centrale Tisza II

1995-2016

(signé en 1995, et entré en vigueur en 1996)

[…]

Csepeli Áramtermelő Kft.

ATEL

centrale Csepel II

1997-2020

(signé en 1997, et entré en vigueur en 2000)

Paksi Atomerőmű Rt.

MVM

centrale nucléaire Paksi

1995-2017 (20)

(signé en 1995, et entré en vigueur en 1996)

Pannonpower Holding Rt.

Dalkia

centrale Pécsi

1995-2010

(signé en 1995, et entré en vigueur en 1996)

(47)

Dans le décret gouvernemental 1074/1995 (VIII.4.) sur la réglementation des prix de l’électricité, le gouvernement s’est engagé à ce que, à partir du 1er janvier 1997 (début du premier cycle de réglementation des prix) «les prix de gros et de détail garantissent, outre la couverture des coûts d’exploitation justifiés, un rendement sur capitaux engagés de 8 %». Le gouvernement garantissait aussi un retour sur capital de 8 % pour les centrales électriques exploitées dans le cadre d’un AAE.

(48)

À partir du 1er janvier 2001 (début du second cycle de réglementation des prix), les prix administrés prévoyaient un rendement de l’actif de 9,8 % pour les centrales électriques. L’augmentation du taux de rendement n’impliquait pas forcément une modification des montants effectivement perçus, les bases de calcul retenues pour les deux taux de rendement (la base de calcul du premier est le capital engagé, tandis que celle du second est la valeur des actifs) étant différentes. Les prix reflétaient l’évolution de l’inflation.

(49)

Les prix administrés sont restés en vigueur pour les centrales électriques jusqu’au 31 décembre 2003.

(50)

Pendant cette période de réglementation des prix, l’Office hongrois de l'énergie a analysé la structure des coûts de chaque centrale électrique et fixé le prix de l’électricité à un niveau assurant à MVM une marge bénéficiaire garantie.

(51)

Les principaux éléments de coût pris en compte dans le mécanisme de fixation des prix (21) étaient les suivants:

—   coûts fixes: amortissement, assurance, certains coûts fixes de maintenance et d’exploitation, intérêts créditeurs, mise à l’arrêt des centrales, impôts, frais de personnel, dépenses liées à la protection de l’environnement, versements en faveur du Fonds nucléaire central pour la centrale nucléaire et charges exceptionnelles,

—   coûts variables: coûts des combustibles.

(52)

L’Office hongrois de l’énergie avait pour mission de vérifier si les coûts couverts étaient bien des dépenses effectivement encourues et nécessaires.

(53)

Les prix administrés ont remplacé les prix fixés dans les AAE.

(54)

À partir du 1er janvier 2004, les prix ont été fixés en appliquant les formules de prix des AAE. Le champ couvert par ces formules de prix a été précisé lors des négociations annuelles de prix entre MVM et les producteurs d’électricité.

(55)

Les formules de prix des AAE sont particulièrement complexes, mais suivent les mêmes principes que la méthodologie appliquée par l’Office hongrois de l’énergie avant 2004. Selon la notification des autorités hongroises (22), l’annexe des AAE concernant la fixation des prix a été rédigée en appliquant les formules et les définitions du décret gouvernemental 1074/1995 sur la réglementation des prix de l’électricité. (Selon la notification «les contrats ont repris telles quelles les formules et les définitions figurant dans le décret gouvernemental».) À l’instar du mécanisme de fixation des prix administrés, les principes de tarification des AAE sont basés sur les catégories de coûts justifiés.

(56)

Chaque AAE comprend deux types de redevances: la redevance de capacité (redevance à payer pour la mise à disposition de la capacité) pour les capacités réservées (MW), qui couvre les coûts fixes et le bénéfice (coût du capital), et la redevance d’électricité, qui couvre les coûts variables. Les AAE prévoient en outre différents suppléments. En fonction de l’AAE, ces suppléments peuvent être des primes bonus/malus qui incitent les producteurs d’électricité à opérer suivant le principe du moindre coût, ainsi que des suppléments pour le maintien de réserves de production, de révision du calendrier d’entretien à la demande de MVM, d’augmentation de la charge en période de pointe ou de diminution en deçà des volumes contractuels en période creuse, etc. La révision périodique (annuelle, trimestrielle, mensuelle) des redevances dépend d’un certain nombre de facteurs: activation de projets de rénovation mis en œuvre, variabilité des taux d’intérêt, des cours de change, des taux d’inflation, etc. Les redevances de capacité et les suppléments couvrent aussi les services de réseau (relevant de l’AAE). Les redevances d’électricité couvrent pour l’essentiel le coût des combustibles et la production de chaleur des combustibles, et sont basés sur le principe de répercussion (pass-through) des coûts variables.

(57)

Il faut noter que la définition des catégories de coûts couverts arrêtée dans la réglementation des prix en vigueur avant le 1er janvier 2004 et dans les AAE ne correspondait pas forcément. À la lumière des observations formulées par la Hongrie (23), il semble notamment que la redevance de capacité de […] et de la centrale Dunamenti Erőmű était plus élevée dans le cadre de l’AAE que dans celui de la réglementation des prix. Ceci est dû au fait que les AAE ont tenu compte des coûts de modernisation qui ont entraîné des coûts fixes plus élevés. Ces coûts fixes plus élevés se sont peu à peu traduits (au fur et à mesure des travaux de modernisation) par des niveaux de redevance de capacité plus élevés dans les AAE que dans le cadre de la réglementation des prix. Suite aux négociations bilatérales menées entre MVM et les producteurs, d’autres différences ont aussi pu être constatées entre les prix réglementés et les prix fixés dans le cadre des AAE.

(58)

Malgré ces différences, toutes les centrales électriques de la Hongrie exploitées dans le cadre d’un AAE ont confirmé dans les notifications du 20 octobre 2004 et du 20 juillet 2005 que la méthode de calcul des prix ainsi que les catégories de coûts appliquées après la fin de la période de réglementation des prix étaient largement analogues à celles appliquées précédemment par l’Office hongrois de l’énergie.

(59)

Les prix appliqués dans le cadre des AAE — après le 1er janvier 2004 — étaient donc toujours fondés sur les coûts (constants et variables) justifiés + le bénéfice.

(60)

En conséquence, et bien que la réglementation des prix ait cessé le 31 décembre 2003, les prix n’ont pas été réellement libéralisés, étant donné que les prix de gros de l’électricité ont continué à obéir au principe du retour sur investissement inscrit dans les AAE. (24)

(61)

Le 6 février 2006, le Parlement hongrois a adopté la loi XXXV 2006 (25) et a ainsi rétabli le principe des prix administrés pour l’électricité vendue à MVM dans le cadre des AAE. Le premier nouveau décret sur les prix est entré en vigueur le 9 décembre 2006. À partir de cette date, la réglementation des prix par le gouvernement allait à nouveau replacer, pendant un an environ (jusqu’au 31 décembre 2007), les formules de calcul des prix instaurées dans le cadre des AAE.

(62)

À partir du 1er janvier 2008, la IIIème loi sur l’énergie, qui s’inscrivait dans le cadre de la libéralisation du marché, a aboli les prix de production administrés et le système dual constitué d’un secteur public et d’un marché libre.

(63)

Depuis le 1er janvier 2008, le prix de l’électricité vendue à MVM par les producteurs d’électricité est donc de nouveau fixé sur la base de la formule de prix des AAE. Les principes de base de ces formules de prix n’ont pas changé depuis leur dernière application et se fondent sur les mêmes principes que durant la période du 1er janvier 2004 au 8 décembre 2006 (voir les considérants 54 à 59 ci-dessus).

(64)

En conséquence, la tarification appliquée dans le cadre des AAE obéit toujours au principe du retour sur investissement.

(65)

Les AAE réservent à MVM la totalité ou une partie considérable de la capacité des unités de production exploitées dans le cadre de ces AAE.

Tableau 2

Capacité de production nationale de la Hongrie  (26)

(MW)

Capacité

2004

2005

2006

2007

Capacité totale installée (27)

8 777

8 595

8 691

8 986

Capacité brute disponible (28)

8 117

8 189

8 097

8 391

Capacité nette disponible (29)

7 252

7 792

7 186

7 945

Charge maximum du réseau électrique hongrois

6 356

6 409

6 432

6 605

Tableau 3

Capacité de production des centrales électriques exploitées dans le cadre des AAE  (30)

(MW)

Centrale électrique

Capacité

2004

2005

2006

2007

Kelenföld

Capacité nette disponible

90,1

97,6

97,2

78,0

Capacité contractée (31)

83,3

89,8

89,4

71,9

Újpest

Capacité nette disponible

106,3

106,1

106,2

106,0

Capacité contractée

99

98,8

98,9

98,7

Kispest

Capacité nette disponible

46,1

110,2

110,2

109,6

Capacité contractée

43

102,6

102,6

102,3

Dunamenti F

Capacité nette disponible

1 020

1 020

1 020

1 020

Capacité contractée

928,2

923,1

923,1

923,1

Dunamenti G2

Capacité nette disponible

187,6

223,1

223,1

223,7

Capacité contractée

178,4

212,4

212,4

213

AES-Tisza

Capacité nette disponible

638,0

824,7

824,7

824,7

Capacité contractée

[…] (32)

[…] (33)

[…] (33)

[…] (33)

Csepeli

Capacité nette disponible

348,9

331

355

349,5

Capacité contractée

323

307

329

324

Pannon

Capacité nette disponible

25,9

25,9

25,9

25,9

Capacité contractée

20,1

20,1

20,1

20,1

Mátrai

Capacité nette disponible

593

552

552

552

Capacité contractée

496

460

460

460

Paks

Capacité nette disponible

1 597

1 596

1 596

1 596

Capacité contractée

1 486

1 486

1 485

1 485

Capacité nette totale disponible des centrales électriques exploitées dans le cadre d’un AAE

 

4 652

4 886,6

4 910,3

4 885,4

Capacité totale contractée

 

[…] (34)

[…] (35)

[…] (36)

[…] (37)

(66)

Les données ci-dessus montrent que durant la période considérée, quelque 60 % de la capacité nette disponible est contractée par MVM dans le cadre d’AAE. Si on prend en considération la capacité effectivement disponible, déduction faite de la consommation propre, cette part est en fait supérieure.

(67)

Il ressort aussi des tableaux ci-dessus que les capacités réservées à MVM couvrent la totalité ou une partie considérable de la capacité disponible des différentes centrales.

(68)

MVM acquitte une redevance de capacité pour ces réservations de capacité (voir le considérant 56 ci-dessus), indépendamment de l’utilisation effective de la centrale électrique.

(69)

La capacité d’importation de la Hongrie est de 1 000-1 300 MW, dont environ 600 MW sont réservés à MVM dans le cadre d’autres accords à long terme.

(70)

Quand MVM utilise réellement la capacité réservée et achète de l’électricité auprès de la centrale électrique, elle paie une redevance pour l’électricité prélevée (voir le considérant 56 ci-dessus).

(71)

Les AAE garantissent un niveau de prélèvement minimum pour chaque centrale électrique.

(72)

En Hongrie, la production nationale d’électricité varie entre 32-36 TWh (32-36 000 000 GWh) par an.

Tableau 4

Électricité produite dans le cadre des AAE  (38)

(GWh)

Centrale électrique

Electricité produite

2004

2005

2006

2007

Budapesti

(y compris les centrales Kelenföldi, Újpesti et Kispesti)

Production totale

1 228

1 510

1 643

1 742

Consommation propre

87

89

91

84

Prélèvement minimum garanti

Kelenföld:

[…]

Újpest:

[…]

Kispest:

[…]

Kelenföld:

[…]

Újpest:

[…]

Kispest:

[…]

Kelenföld:

[…]

Újpest:

[…]

Kispest:

[…]

Kelenföld:

[…]

Újpest:

[…]

Kispest:

[…]

Prélèvement effectif

939

1 302

1 451

1 538

Dunamenti (39) (F + G2)

Production totale

4 622

3 842

3 450

4 300

Consommation propre

174

148

147

188

Prélèvement minimum garanti

F: […]

G2: […]

F: […]

G2: […]

F: […]

G2: […]

F: […]

G2: […]

Prélèvement effectif

4 232

2 888

2 495

3 296

AES-Tisza

Production totale

1 621

1 504

1 913

2 100

Consommation propre

96

97

117

116

Prélèvement minimum garanti

[…]

[…]

[…]

[…]

Prélèvement effectif

1 525

1 407

1 796

1 984

Csepeli

Production totale

1 711

1 764

1 710

2 220

Consommation propre

48

49

48

53

Reprise garantie

[…]

[…]

[…]

[…]

Prélèvement effectif

1 662

1 715

1 661

2 166

Pannon (39)

Production totale

673

266

237

232

Consommation propre

116

52

34

29

Prélèvement minimum garanti

[…]

[…]

[…]

[…]

Prélèvement effectif

361

206

203

203

Mátrai (39)

Production totale

5 688

5 698

5 621

6 170

Consommation propre

675

670

667

710

Prélèvement minimum garanti

[…]

[…]

[…]

[…]

Prélèvement effectif

3 730

3 762

3 587

4 082

Paksi

Production totale

11 915

13 833

13 460

14 677

Consomma-tion propre

750

821

800

848

Prélèvement minimum garanti

[…]

[…]

[…]

[…]

Prélèvement effectif

11 112

13 012

12 661

13 828

(73)

Le prélèvement minimum gartanti est la quantité que MVM est tenue d’acheter chaque année, indépendamment de la demande du marché. Lorsque MVM n’achète pas la quantité minimum fixée, elle est tenue de payer les coûts de combustibles (Dunamenti Erőmű, Kelenföld Erőmű, Pécs Erőmű et […]), tous les coûts ou montants compensatoires acquittés par le producteur en vertu du contrat de livraison de combustibles (Csepeli Áramtermelő Kft.), ainsi que tous les coûts justifiés (Kispesti Erőmű et Újpesti Erőmű).

3.   MOTIFS JUSTIFIANT L’OUVERTURE DE LA PROCÉDURE

3.1.   Les AAE

(74)

Dans sa décision d’ouverture de la procédure, la Commission avait provisoirement conclu que les AAE constituaient une aide d’État au sens de l’article 87, paragraphe 1, du traité CE.

(75)

La Commission a estimé que les AAE étaient toujours applicables après l’adhésion, au sens de l’annexe IV, paragraphe 3, point 1 (c), de l’acte d’adhésion (40) et ne constituaient pas des aides existantes, étant donné qu’elles relevaient des catégories d’aides considérées, à la date de l’adhésion, comme des aides existantes au sens de l’article 88, paragraphe (1), du traité CE.

(76)

Premièrement, aucun des AAE n’est entré en vigueur avant le 10 décembre 1994. Deuxièmement, aucun des AAE n’est mentionné dans la liste des aides existantes jointe à l’annexe IV de l’acte d’adhésion. Troisièmement, les AAE n’ont pas été notifiés à la Commission dans le cadre du «mécanisme transitoire».

(77)

La Commission a estimé que le retour garanti sur investissement et les prix d’achat élevés garantis par les AAE placent les producteurs ayant conclu un AAE dans une situation économique avantageuse par rapport aux producteurs d’électricité non concernés par les AAE, notamment d’éventuels nouveaux entrants, et à d’autres secteurs d’activité comparables où de tels accords à long terme n’ont pas été proposés aux acteurs du marché. La Commission a donc provisoirement conclu que la mesure conférait un avantage sélectif aux producteurs d’électricité concernés.

(78)

La Commission a par ailleurs noté que les marchés de l’électricité se sont ouverts à la concurrence et que l’électricité fait l’objet d’échanges commerciaux entre États membres, à tout le moins depuis l’entrée en vigueur de la directive 96/92/CE du Parlement européen et du Conseil du 19 décembre 1996 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité (41). Par conséquent, les mesures favorisant certaines entreprises du secteur de l’énergie dans un État membre peuvent porter atteinte à la capacité qu’ont les entreprises d’autres États membres à exporter de l’électricité vers l’État membre en question ou favoriser les exportations d’électricité de cet État membre vers d’autres États membres.

(79)

La Commission a de même estimé que cet avantage est accordé au moyen de ressources d’État dans la mesure où la décision de conclure des AAE résultait d’une politique publique mise en œuvre par l’entremise du grossiste MVM, détenu par l’État. Conformément à la jurisprudence de la Cour de justice des Communautés européennes (ci-après dénommée «Cour de justice»), lorsqu’une entreprise publique utilise ses moyens d’une manière qui laisse supposer qu’il s’agit d’une action de l’État, ceux-ci doivent être considérés comme des ressources d’État au sens de l’article 87, paragraphe 1, du traité CE (42).

(80)

La Commission a donc provisoirement conclu que les AAE constituent des aides d’État en faveur des producteurs d’électricité au sens de l’article 87, paragraphe 1, du traité CE, ces aides étant «toujours applicables après la date de l’adhésion» au sens de l’annexe IV, paragraphe 3, point 1 c), de l’acte d’adhésion.

(81)

La Commission a par ailleurs estimé qu’il fallait appliquer la méthodologie des coûts échoués à l’analyse des aides d’État accordées aux producteurs d’électricité. Se fondant sur les documents à sa disposition au moment de la décision d’ouvrir la procédure, la Commission a émis des doutes quant à la comptabilité des AAE avec les critères établis dans la méthodologie.

(82)

Premièrement, la Commission a émis des doutes sur la compatibilité des AAE – qui font obstacle à la concurrence libre – avec l’objectif fondamental de la méthodologie, qui consiste à favoriser, par l’octroi d’aides d’État, la libéralisation du secteur en accordant des compensations adéquates aux opérateurs historiques confrontés à de nouvelles conditions de concurrence.

(83)

Deuxièmement, la Commission a émis des doutes sur la compatibilité de l’élément d’aide d’État contenu dans les AAE avec les critères détaillés établis par la méthodologie en ce qui concerne le calcul des coûts échoués éligibles et la fixation des compensations appropriées.

3.2.   Décret gouvernemental no 183/2002 (VIII.23) sur les coûts échoués

(84)

Afin que MVM puisse honorer ses AAE et que le niveau des prix de revente sur le segment public reste plus ou moins identique au niveau des prix pratiqués sur le marché libre, le décret gouvernemental 183/2002 (VIII.23) prévoit que, dans certaines circonstances, l’État verse une compensation à MVM.

(85)

Dans leur notification initiale (HU1/2004, retirée le 13 avril 2005), les autorités hongroises ont considéré que cette compensation était une aide d’État accordée à MVM.

(86)

Dans sa décision d’ouverture de la procédure, la Commission a conclu que les paiements compensatoires ne constituaient pas une aide d’État en faveur de MVM, mais que la somme reçue en vertu du décret gouvernemental 183/2002 (VIII.23) faisait partie du prix d’achat payé par MVM aux centrales électriques relevant des AAE et, de ce fait même, de l’avantage dont les producteurs bénéficiaient dans le cadre des AAE.

(87)

La décision d’ouvrir la procédure concerne donc une procédure formelle engagée uniquement à l’égard des AAE et non du décret gouvernemental 183/2002 (VIII.23).

4.   OBSERVATIONS DE LA HONGRIE CONCERNANT LA DÉCISION D’OUVRIR LA PROCÉDURE

(88)

La Hongrie estime qu’une évaluation distincte des AAE serait justifiée étant donné leurs spécificités propres sur le plan des conditions et des modalités.

(89)

En ce qui concerne la libéralisation du marché hongrois de l’électricité, la Hongrie considère que l’ouverture du marché a été couronnée de succès (c’est-à-dire conforme à la moyenne européenne) au regard du nombre de consommateurs ayant basculé vers le marché libre. La Hongrie conclut que les AAE n’ont pas empêché les consommateurs de passer au marché libre et que, si entrave il y avait eu, elle se serait davantage située au niveau de la capacité transfrontaliére limitée de la Hongrie ainsi que des prix élevés qui en découlent.

(90)

D’autre part, la Hongrie estime que la longue durée des AAE ne saurait en soi conférer un avantage concurrentiel aux producteurs, car les accords à long terme sont largement pratiqués dans le secteur de l’électricité en Europe comme sur les autres continents.

(91)

En ce qui concerne le prix de référence mentionné dans la décision d’ouverture de la procédure, les autorités hongroises suggèrent que pour fixer un prix de référence, la Commission tienne compte des caractéristiques régionales de la Hongrie ainsi que de la hausse récente du prix des combustibles.

(92)

En ce qui concerne les nouveaux entrants sur le marché de l’électricité, la Hongrie a informé la Commission que, depuis le 1er mai 2004 (date de l’adhésion de la Hongrie et de la libéralisation du marché de l’énergie), il n’y a pas eu de nouvel entrant. Les autorités hongroises soulignent que les investissements de ce type sont des opérations de longue durée et que, par conséquent, il est très improbable que l’un quelconque de ces investissements puisse aboutir à une exploitation effective avant 2011.

(93)

Enfin, en réponse aux doutes de la Commission concernant la compatibilité des AAE avec le point 4.6 de la méthodologie, la Hongrie confirme qu’elle n’accordera pas d’aide au sauvetage et à la restructuration des entreprises bénéficiant des AAE évalués.

5.   OBSERVATIONS DES PARTIES INTÉRESSÉES

(94)

Après la publication de la décision d’ouverture de la procédure (21 décembre 2005) les parties suivantes ont transmis des observations à la Commission dans le délai prévu (dans la plupart des cas après la prolongation de ce délai demandée par les intéressés et acceptée par la Commission):

les producteurs d’électricité: AES-Tisza Erőmű Kft., Budapesti Erőmű Rt., Csepeli Áramtermelő Kft., Dunamenti Erőmű Rt. et son principal actionnaire, Electrabel S.A., et Mátrai Erőmű Rt.,

les banques suivantes qui ont financé les producteurs d’électricité: la banque […], le chef de file représentant les douze banques créditrices de la société Csepeli Áramtermelő Kft., ainsi que la banque […], chef de file des neuf banques créditrices de la société AES-Tisza Erőmű Kft,

MVM; et

un tiers ayant souhaité garder l’anonymat.

(95)

La plupart des observations communiquées à la Commission par les parties suivent un raisonnement similaire. De ce fait, au lieu de présenter distinctement les observations présentées par les différentes parties intéressées, la Commission les a réunies en catégories générales (voir les points 5.1-5.7 ci-dessous).

5.1.   Observations concernant l’évaluation distincte des AAE

(96)

La centrale Mátrai Erőmű ainsi qu’une autre partie ayant souhaité garder l’anonymat ont estimé que les AAE devaient être évalués au cas par cas étant donné les différences qu’ils présentent sur le plan du contenu. D’autres producteurs d’électricité, en fournissant à la Commission des informations détaillées concernant les conditions spécifiques de leur propre AAE, ont implicitement demandé une évaluation distincte de cet AAE.

5.2.   Observations concernant l’existence d’une aide d’État

(97)

Les centrales AES-Tisza Erőmű, Budapesti Erőmű, Csepeli Áramtermelő Kft. et Dunamenti Erőmű font valoir que les critères permettant de conclure à l’existence d’une aide d’État devraient être examinés à la lumière des conditions de marché qui prévalaient à l’époque. Certains mentionnent expressément cette exigence tandis que d’autres en font état implicitement dans leur évaluation en se référant aux circonstances qui ont entouré la signature des AAE. À cet égard, les parties intéressées renvoient à la jurisprudence de la Cour de justice (43).

i)   Prix de référence erroné/absence de prix conférant un avantage

(98)

Tous les producteurs d’électricité font valoir que les AAE ne leur confèrent pas d’avantage économique.

(99)

Ils critiquent les conclusions provisoires de la Commission selon lesquelles les prix fixés dans le cadre des AAE sont supérieurs aux prix du marché.

(100)

Selon eux, le tarif de 36 EUR/MWh appliqué dans d’autres décisions auquel il est fait référence dans la décision d’ouverture de la procédure n’est pas le prix de référence adéquat dans la présente procédure, car il est issu d’un contexte géographique et temporel tout à fait différent. Ils estiment que l’évaluation doit prendre en considération les circonstances existant au moment de la signature des AAE. Ils soulignent aussi que les prix fixés dans le cadre d’accords à long terme sont toujours inférieurs aux prix du marché spot. En outre, les producteurs qui fournissent à MVM surtout de l’électricité destinée à couvrir la charge de pointe font aussi valoir que leurs prix ne peuvent pas être comparés aux prix pratiqués pour la charge de base. La plupart d’entre eux suggèrent à la Commission de tenir compte de la hausse considérable du prix des combustibles au cours des années écoulées.

(101)

De nombreux producteurs affirment que leur taux de rentabilité effectif était inférieur aux pourcentages mentionnés dans la décision d’ouverture de la procédure.

(102)

Ils soulignent aussi que (contrairement à ce qu’il est suggéré dans la décision d’ouverture de la procédure) les producteurs assument des risques considérables, en particulier liés à la construction, à la réglementation, à l’environnement, à la maintenance et à la fiscalité/aux aspects financiers. La réglementation des prix a été mentionnée comme une catégorie importante de risques liés à la réglementation. Les producteurs estiment par ailleurs que la réservation d’une partie considérable de leur capacité par MVM constitue un handicap qui les empêche d’utiliser des capacités pour produire de l’électricité pour d’autres clients potentiels. De plus, les AAE imposent des obligations précises aux producteurs qui, s’ils ne les respectent pas, se voient confrontés à une diminution des paiements qui leur sont dus ou à des actions en dommages et intérêts.

(103)

[…] prétend qu’un des avantages des AAE pour la Hongrie était de pouvoir bénéficier de services d’équilibrage fiables que seul lui-même et la centrale Dunamenti Erőmű ont été en mesure de fournir. Selon l’argumentation de ce producteur, il ne serait pas entré sur le marché et n’aurait pas proposé de tels services en l’absence d’AAE.

(104)

Selon la centrale Mátrai Erőmű, ses prix sont compétitifs parce qu’elle possède sa propre mine de charbon et que ses coûts d’extraction sont ainsi peu élevés.

ii)   Prix de privatisation

(105)

La centrale Dunamenti Erőmű affirme n’avoir tiré aucun avantage de son AAE car elle a payé le prix du marché pour la privatisation des centrales électriques, le prix d’achat ayant d’autre part tenu compte de ses droits et obligations dans le cadre de l’AAE. La «valeur» de l’AAE (et l’avantage éventuel en découlant) étaient dès lors compris dans le prix payé pour la privatisation.

iii)   Principe de l’investisseur de marché

(106)

Selon les centrales Budapesti Erőmű, AES-Tisza Erőmű, Mátrai Erőmű et Csepeli Áramtermelő Kft, les AAE reflètent les conditions existantes du marché au moment de leur signature tant pour MVM que pour les producteurs. En ce qui concerne MVM, elles estiment que tout opérateur qui se serait trouvé dans la situation de MVM (obligation juridique à assurer la sécurité d’approvisionnement en tant qu’acheteur unique) aurait pris la décision de conclure les AAE. En ce qui concerne les producteurs eux-mêmes, ils sont d’avis que «l’avantage» que les AAE confère aux producteurs ne dépasse pas ce qui devrait être considéré comme un avantage économique normal pour toute partie à un accord commercial. Au moment de leur signature, les AAE correspondaient aux conditions normales du marché dans le secteur concerné. De plus, les AAE reflètent une pratique commerciale normale et une forme habituelle de répartition et de gestion des risques.

(107)

Les AAE étaient le seul moyen d’assurer des investissements conformes aux exigences du secteur hongrois de l’électricité (modernisation de l’ensemble du réseau, protection de l’environnement et sécurité de l’approvisionnement notamment). L’application du principe de l’investisseur privé devrait conduire à la prise en considération de ces exigences-là, et ces exigences ne peuvent être remplies que par le biais des AAE. Les parties intéressées notent que les AAE imposent aux producteurs d’électricité des obligations en termes d’investissement et de disponibilité.

iv)   Service d’intérêt économique général

(108)

Les centrales Budapesti Erőmű et Csepeli Áramtermelő Kft. estiment que les producteurs qui sont parties à un AAE assurent un service d’intérêt économique général. Selon eux, les AAE permettent à MVM de remplir son obligation relative à la sécurité d’approvisionnement. Les AAE contribueraient donc à l’accomplissement de ce service public. Selon l’argumentation de la centrale Budapesti Erőmű, on pourrait considérer que c’est en fait la centrale Budapesti Erőmű qui s’acquitte de l’obligation de service public qui lui est imposée par l’AAE. Les deux parties intéressées se réfèrent à la décision de la Commission du 16 décembre 2003 dans l’affaire N 475/03 — Aide d’État (Irlande) (44), dans laquelle la Commission a reconnu que la construction de nouvelles capacités de production afin de garantir la sécurité d’approvisionnement pouvait être considérée comme un service d’intérêt économique général.

(109)

Les parties intéressées estiment qu’à l’instar de l’affaire relative à l’Irlande, les aides d’État éventuellement octroyées dans le cadre des AAE remplissent les quatre conditions cumulatives arrêtées par la Cour de Justice dans l’affaire C-280/00 (ci-après: «l’arrêt Altmark») (45).

(110)

Premièrement, les lois hongroises sur l’énergie électrique ont imposé à MVM de nombreuses obligations de service public, telles que la sécurité d’approvisionnement au moindre coût, la protection de l’environnement et l’efficience. La loi définit donc clairement les obligations de service public de MVM, et il appartient aux producteurs d’électricité parties aux AAE de fournir ces services d’intérêt économique général.

(111)

Deuxièmement, les décrets gouvernementaux sur les prix et les formules de prix des AAE ont fixé à l’avance les compensations. Celles-ci pouvaient donc être calculées sur la base de paramètres objectifs et transparents.

(112)

Troisièmement, la compensation versée sur la base des AAE n’excède pas le coût des services d’intérêt économique général fournis. Les AAE sont strictement basés sur les coûts, et la marge bénéficiaire ne dépasse pas les marges bénéficiaires habituelles du marché. Ceci est garanti par le fait que les AAE ont été conclus à l’issue d’une procédure d’adjudication ouverte et, comme le fait valoir la centrale Budapesti Erőmű, transparente (voir ci-après). Les centrales électriques ont été vendues au soumissionnaire le plus offrant et présentant le meilleur plan commercial. Il découle de la procédure d’adjudication que la compensation accordée sur la base des AAE ne peut pas dépasser les coûts générés pour s’acquitter de l’obligation de service public et une marge bénéficiaire raisonnable.

(113)

Quatrièmement, selon l’argumentation de la centrale Budapesti Erőmű, tous les AAE signés par elle l’ont été à l’issue d’une procédure d’adjudication ouverte et transparente faisant partie intégrante d’un «paquet de privatisation» ou d’une procédure distincte. Selon la centrale Csepeli Áramtermelő Kft., bien qu’elle n’ait pas été retenue dans le cadre d’une adjudication ouverte, la compensation qu’elle reçoit se limite à la couverture des coûts et à une marge bénéficiaire raisonnable. Le mécanisme de tarification évite toute surcompensation.

(114)

Compte tenu des éléments qui précèdent, les parties intéressées constatent que les AAE remplissent les quatre conditions cumulatives énoncées dans l’arrêt Altmark et qu’ils ne constituent pas une aide au sens de l’article 87, paragraphe 1, du traité CE.

(115)

La centrale Budapesti Erőmű souligne par ailleurs que même si les AAE étaient considérés comme ne remplissant pas les quatre conditions cumulatives de l’arrêt Altmark, ils pourraient malgré tout être considérés comme compatibles avec le marché commun au sens de l’article 86, paragraphe 2, du traité CE. La partie intéressée est d’avis que ses AAE ont une incidence négligeable sur le verrouillage allégué du marché hongrois de l’électricité, dès lors qu’ils ne couvrent que 3 % de la consommation électrique de la Hongrie. De plus, pour des raisons techniques, une augmentation des importations d’électricité n’était pas possible au moment de la signature des AAE. De ce fait, ses AAE ne sauraient avoir une incidence négative sur le commerce. La partie intéressée souligne aussi dans ses observations l’importance du chauffage central par cogénération, qui correspond aux objectifs de la politique énergétique et environnementale de l’Union européenne.

(116)

Selon la centrale Mátrai Erőmű, elle était obligée de réserver une capacité minimale déterminée à MVM afin de garantir, grâce aux ressources de houille indigène, la sécurité d’approvisionnement sur le marché hongrois. Elle estime que, conformément à l’article 11, paragraphe 4, de la directive Électricité (46), les aides d’État doivent être considérées comme compatibles avec le marché commun lorsqu’elles financent, pour des raisons de sécurité d’approvisionnement, une production d’électricité à partir de houille indigène.

v)   Absence d’avantages provenant de la durée

(117)

Selon les centrales Csepeli Áramtermelő Kft., Mátrai Erőmű et Budapesti Erőmű, la longue durée du contrat ne doit pas être considérée comme un avantage en soi. Selon la centrale Csepeli Áramtermelő Kft., dans un accord à long terme chacune des parties paye le prix de la sécurité qu’offre le long terme. Les producteurs d’électricité acceptent de proposer des prix inférieurs au prix du marché spot et d’être liés par le prix convenu. Ils acceptent aussi de réserverleur capacité pour une seule entreprise pour la durée complète de l’accord. Ils soutiennent dès lors que les accords à long terme équilibrent pour chacune des parties les risques et les potentiels économiques, et ne peuvent pas être considérés clairement comme un avantage.

(118)

Eu égard aux arguments développés ci-dessus, tous les producteurs d’électricité concluent que les AAE ne leur confèrent pas un avantage économique et qu’ils ne constituent donc pas une aide d’État au sens de l’article 87, paragraphe 1, du traité CE.

(119)

Selon la centrale AES-Tisza Erőmű, les AAE ne confèrent pas d’avantage sélectif. La partie intéressée indique que des accords à long terme ont été conclus dans l’ensemble du secteur de l’électricité, non seulement entre les producteurs et MVM, mais aussi entre MVM et les distributeurs et entre les fournisseurs de combustibles et les producteurs d’électricité, ainsi que pour l’importation d’électricité. En ce qui concerne les producteurs, la Ière loi sur l’électricité (1994) ainsi que le décret gouvernemental 34/1995 imposaient expressément aux producteurs de conclure avec MVM un accord d’achat d’électricité à long terme pour pouvoir obtenir le permis de construire et le permis d’exploitation. De ce fait, tous les producteurs ont conclu un accord avec MVM, et seules les centrales électriques à énergie renouvelable et à cogénération pouvaient conclure des accords à plus court terme vu que ces producteurs étaient tenus par d’autres garanties légales (achat obligatoire notamment).

(120)

Selon la centrale Mátrai Erőmű, dans les AAE seul le prix peut être considéré comme une aide d’État. La durée des AAE et les volumes de vente garantis ne peuvent pas être considérés comme des aides d’État, car quand bien même ils confèrent un avantage, ils n’impliquent pas le transfert de ressources d’État. Cette tierce partie conclut qu’en raison des prix particulièrement compétitifs qu’elle pratique (voir le point (i) ci-dessus), son AAE ne contient aucun élément d’aide.

(121)

Selon l’argumentation de la société AES-Tisza, les prix fixés dans le cadre de l’AAE ne le sont pas par l’État mais par les parties aux AAE. La centrale AES-Tisza Erőmű conteste l’évaluation, dans la décision d’ouverture, de l’imputabilité à l’État, eu égard au fait que la décision analyse l’imputabilité à l’État essentiellement au regard de la signature des AAE et non de la tarification, alors que la Commission fait valoir que l’avantage concurrentiel est conféré par les prix avantageux. Après la période de fixation centrale des prix (après janvier 2004, sauf durant l’année 2007), les prix ont été négociés entre MVM et les producteurs d’électricité, la tarification n’étant dès lors pas imputable à l’État.

(122)

Les centrales AES-Tisza Erőmű, Budapesti Erőmű et Csepeli Erőmű contestent les effets de distorsion des AAE et leur incidence éventuelle sur les échanges entre les États membres.

(123)

Ces parties affirment premièrement que ce critère devrait être analysé en tenant compte de l’époque à laquelle les AAE ont été signés. La Hongrie n’était pas membre de l’Union européenne et le marché de l’électricité n’était pas encore libéralisé. Par conséquent, ils estiment que les AAE ne pouvaient pas, par définition, fausser la concurrence dans le marché commun.

(124)

Deuxièmement, elles estiment que la concurrence et les échanges entre les États membres sont influencés par d’autres facteurs que les AAE. Selon elles, les capacités transfrontalières de la Hongrie seraient le principal facteur qui influencerait les échanges entre la Hongrie et d’autres pays. Ces capacités transfrontalières sont utilisées au maximum. Les échanges d’électricité sont donc clairement limités par les capacités transfrontalières limitées de la Hongrie et non pas par les AAE. Selon ces mêmes parties, la législation serait l’autre facteur qui influencerait les échanges entre les États membres. En tout état de cause, la législation hongroise interdisait aux producteurs de vendre directement de l’électricité à l’étranger.

(125)

Selon la centrale Csepeli Erőmű, son AAE ne saurait avoir une incidence réelle sur les échanges étant donné qu’elle ne vend de l’électricité qu’en Hongrie.

(126)

Cette même centrale affirme que le marché hongrois de l’électricité s’est progressivement ouvert à la concurrence conformément aux obligations imposées par l’Union européenne. Une partie considérable des consommateurs a rapidement basculé vers le segment du marché libre. Ce serait l’imprévisibilité de la rentabilité, et non pas l’existence des AAE, qui dissuaderait de nouveaux acteurs d’entrer sur le marché de l’électricité hongrois. Selon l’argumentation de la centrale Csepeli Erőmű, ces dernières années, des centrales électriques n’ont été construites en Hongrie que lorsque l’État a assuré une certaine stabilité ou prévisibilité du retour sur investissement par des accords à long terme ou des achats obligatoires, ou lorsque l’utilisation des nouvelles capacités était garantie par une demande issue d’une activité de distribution verticalement intégrée. En tout état de cause, les AAE ne constituaient pas un facteur dissuasif pour les nouveaux entrants.

(127)

D’autre part, il n’existerait pas non plus en Hongrie de demande du marché justifiant des capacités nouvelles, ce dont attesterait le fait qu’une part très considérable des capacités mises en vente par MVM lors d’enchères publiques n’ait pas trouvé preneur.

5.3.   Applicabilité après l’adhésion

(128)

Ce commentaire a été formulé par la centrale Budapesti Erőmű.

(129)

Selon l’argumentation de cette centrale, les AAE ne peuvent pas être considérés comme des mesures «toujours applicables» après l’adhésion au sens de l’annexe IV, paragraphe 3, point 1(c), de l’acte d’adhésion.

(130)

La partie intéressée fait valoir que, conformément au principe de non-rétroactivité, les mesures instituées en vertu de la loi avant l’adhésion ne devraient pas être examinées par la Commission après l’adhésion. Dans la mesure où les règles communautaires sur les aides d’État ne sont applicables qu’après l’adhésion, seules les mesures d’aides conférant un avantage supplémentaire après l’adhésion peuvent être considérées comme des mesures applicables après l’adhésion. Selon elle, les AAE ne confèrent pas d’avantages supplémentaires après l’adhésion étant donné que leurs formules de prix ont été définies avant l’adhésion et que, de ce fait, l’engagement financier de l’État était parfaitement connu avant l’adhésion.

5.4.   Aides existantes

(131)

Cet argument a été présenté par les centrales Budapesti Erőmű, Csepeli Erőmű, AES-Tisza Erőmű et Mátrai Erőmű, ainsi que par la Banque […].

(132)

Les parties intéressées soutiennent que même s’il était acquis que les AAE constituent une aide d’État au sens de l’article 87, paragraphe 1 du traité CE, cette aide devait être considérée comme une aide existante au sens de l’annexe IV, paragraphe 3, point 1 (c), de l’acte d’adhésion. Elles estiment que la Commission n’a pas contesté la mesure dans le délai de 3 mois stipulé à l’acte d’adhésion. Les autorités hongroises ont notifié la mesure le 31 mars 2004. Après un échange d’informations, la Commission n’avait pas réagi dans un délai de 3 mois à la lettre de la Hongrie du 19 octobre 2004, excluant de ce fait même toute classification de la mesure comme «aide nouvelle».

(133)

La centrale Budapesti Erőmű considère par ailleurs qu’une décision sur la mesure dans laquelle une aide octroyée avant l’adhésion, mais qui se poursuit après l’adhésion, peut être considérée comme une «aide nouvelle». Selon cette centrale, si une aide ne peut pas être qualifiée d’aide existante au sens de l’annexe IV de l’acte d’adhésion, il faut néanmoins l’examiner à la lumière de l’article 1er, paragraphe b), points ii-v, du règlement (CE) no 659/1999.

(134)

Elle souligne par ailleurs que les AAE sont régis par l’article 1er, paragraphe b), point v, du règlement (CE) no 659/1999 et qu’ils constituent dès lors une «aide existante». Selon la centrale, la dernière phrase de l’article 1er, paragraphe b), point v du règlement (CE) no 659/1999 ne s’applique pas aux AAE, et ce pour trois raisons.

(135)

Premièrement, dans l’affaire Alzetta Mauro  (47), la Commission a estimé que l’aide octroyée sur un marché initialement fermé à la concurrence doit être considérée comme une aide existante au moment de la libéralisation. Selon la partie intéressée, cet arrêt se fonde directement sur une interprétation de l’article 88, paragraphe 1, du traité CE, et prime donc sur les dispositions du règlement (CE) no 659/1999.

(136)

Deuxièmement, étant donné que le règlement (CE) no 659/1999 n’était en tout état de cause pas encore entré en vigueur au moment de la libéralisation du marché de l’électricité conformément à la directive 96/92/CE et de la signature des AAE, ce sont les règles énoncées dans l’arrêt Alzetta Mauro qui étaient applicables, et non le règlement (CE) no 659/1999.

(137)

Troisièmement, il ressort de la comparaison du libellé des différentes catégories d’aides visées à l’article 1er, paragraphe b), du règlement (CE) no 659/1999 que l’article 1er, paragraphe b), point v ne concerne que les régimes d’aides d’État, les aides individuelles n’étant pas mentionnées expressément.

(138)

La centrale AES-Tisza Erőmű soutient en revanche que, dès lors que les AAE seraient considérés comme des aides nouvelles, c’est l’article 1er, paragraphe b), point v, du règlement (CE) no 659/1999 qui devrait en constituer la base juridique.

5.5.   La Commission ne peut pas mettre fin à des accords de droit privé valablement conclus («pacta sunt servanda») – insécurité juridique

(139)

Les arguments suivants ont été présentés par les centrales Budapesti Erőmű et AES-Tisza Erőmű, ainsi que par la Banque […].

(140)

Les parties soulignent avoir signé, de bonne foi, les AAE dans le contexte du marché existant au moment de la signature des AAE. Elles ont pris d’importants engagements en matière d’investissement, que des établissements de crédit ont soutenu par le biais d’accords de financement. Selon elles, l’examen de la Commission crée une insécurité juridique considérable qu’il serait bon d’éviter. La centrale AES-Tisza Erőmű Kft. conteste le droit de la Commission de mettre fin, sur la base des règles relatives aux aides d’État, et, plus généralement, des règles de concurrence du traité CE, à des accords commerciaux valablement conclus (48).

5.6.   Proportionnalité

(141)

La centrale AES-Tisza Erőmű Kft. exprime des inquiétudes quant à la proportionnalité de la demande de la Commission visant à mettre fin aux AAE et souligne la possibilité de renégocier les accords.

5.7.   Observations concernant la compatibilité des AAE avec le marché commun

(142)

Les centrales Csepeli Erőmű et AES-Tisza Erőmű font valoir que les AAE n’avaient pas vocation à être des mécanismes compensatoires, et il n’est donc pas approprié de les comparer à la méthodologie des coûts échoués. Au moment de leur signature, les AAE ne pouvaient pas être conçus dans le but de compenser les coûts échoués car la méthodologie n’existait même pas encore à cette époque-là. Les centrales estiment que la méthodologie ne peut être appliquée que dans les cas où les AAE ont préalablement pris fin.

(143)

La Banque […] soutient en revanche pour ce qui est de l’AAE Csepel que la contrepartie payée dans le cadre de l’AAE se limite en fait à la couverture des coûts éligibles selon la méthodologie (soit les coûts fixes, les coûts variables et une marge bénéficiaire raisonnable). Selon elle, l’AAE Csepel ne prévoit pas de compensation supérieure aux coûts échoués éligibles.

(144)

La centrale Csepeli Erőmű affirme par ailleurs que les AAE correspondent aux critères arrêtés à l’article 87, paragraphe 3, du traité CE car ils contribuent dans une mesure considérable à la sécurité de l’approvisionnement électrique de la Hongrie et, plus généralement, au développement de l’économie hongroise.

(145)

La centrale AES Tisza Erőmű suggère (sans motivation détaillée) que les AAE soient considérés comme des garanties pour les investissements réalisés dans une région relevant de l’article 87, paragraphe 3, point (a).

(146)

De plus, la centrale AES Tisza Erőmű note que la décision d’ouverture de la procédure manque de clarté en ce qui concerne les prix de référence du marché, la notion d’«investissement inefficient» et les hypothèses économiques et les dates retenues par la Commission pour apprécier la compatibilité avec le marché commun.

6.   REPONSE DE LA HONGRIE AUX OBSERVATIONS DES PARTIES INTERESSEES

(147)

En ce qui concerne les observations formulées par la centrale Csepeli Erőmű, la Hongrie note que contrairement à ce qui pourrait être inféré de ces observations, l’AAE conclu avec cette centrale prévoit aussi des volumes minimums d’achats garantis.

(148)

En ce qui concerne les arguments présentés par la centrale Dunamenti Erőmű, selon lesquels la centrale Dunamenti Erőmű ne peut pas refuser de produire selon les conditions imposées par MVM, même lorsque cela agit au détriment de ses ventes sur le marché libre, les autorités hongroises soulignent que MVM a entamé en 2006 le retrait des 4 blocs F des AAE, lesquels auraient pu par conséquent concourir directement sur le marché des services de réseau. La centrale Dunamenti Erőmű n’a cependant pas souhaité tirer parti de cette possibilité.

(149)

En ce qui concerne les observations présentées par la centrale AES-Tisza Erőmű, selon lesquelles les producteurs privés d’AAE ont surtout investi lorsqu’ils bénéficiaient d’une garantie d’achat, les autorités hongroises indiquent que des centrales électriques et des blocs de centrale électrique importants vendent de l’électricité sur le marché libre sans AAE et sans garantie d’achat (tels que le bloc G1 de la centrale Dunamenti Erőmű, la centrale Vértesi Erőmű, les blocs I-II de la centrale Mátrai Eerőmű).

(150)

La Hongrie souligne par ailleurs que, contrairement à ce que suggère la centrale AES-Tisza Erőmű, la position de négociation limitée de MVM est elle aussi limitée par les AAE eux-mêmes (formules de calcul des prix et volumes d’achat garantis).

7.   ÉVALUATION PAR LA COMMISSION

7.1.   Aide illégale

(151)

Les autorités hongroises n’ont pas notifié à la Commission conformément aux règles de procédure des aides d’État les éléments d’aides contenus dans les AAE. Cette aide constitue donc une aide illégale.

7.2.   Observations générales en ce qui concerne l’évaluation individuelle des AAE

(152)

Dans leurs observations, certaines parties intéressées et les autorités hongroises ont proposé d’évaluer individuellement les AAE compte tenu des différences constatées au niveau de leurs modalités concrètes.

(153)

La présente décision couvre tous les AAE conclus entre MVM et les centrales électriques et qui étaient en vigueur au moment de l’adhésion de la Hongrie à l’Union européenne (voir les considérants 44 et 45). La Commission estime que les principes directeurs des AAE présentent des similitudes qui justifient leur évaluation conjointe dans une procédure relative à des aides d’État. Comme elle l’expose ci-après, la Commission considère que le principal avantage conféré par les AAE est commun à tous les AAE examinés et que durant la période 1995-2001, ce sont des objectifs politiques identiques qui ont été à la base de la décision de les conclure et que cette décision présente des solutions analogues. Concrètement, chaque AAE impose à MVM, pour une durée couvrant une partie considérable de la durée de vie des actifs, une obligation d’achat en ce qui concerne les capacités réservées et un volume d’achat garanti, le tout assorti d’un mécanisme de calcul des prix permettant aux producteurs de couvrir leurs frais fixes et variables. De plus, les autres critères relatifs à l’existence d’une aide d’État présentent aussi des similitudes qui justifient leur appréciation conjointe. Leur sélectivité repose sur les mêmes principes de base; pour répondre à la question de savoir si les AAE conduisent ou non un transfert de ressources d’État, il faut procéder à une évaluation largement semblable. Quant à leur incidence sur la concurrence et le commerce, elle fait l’objet d’une évaluation économique largement analogue, prenant en considération l’existence des AAE sur le marché hongrois. Par conséquent, la Commission estime que pour refléter fidèlement la réalité du marché hongrois de la production d’énergie électrique, la présente décision en matière d’aides d’État doit évaluer les AAE dans leur ensemble et qu’une décision unique doit clore la procédure.

(154)

Cette approche globale n’empêche cependant pas la Commission de tenir compte des divergences existant effectivement entre les AAE en question. La présente décision identifie les divergences entre les AAE dès lors qu’elles sont pertinentes aux fins de la décision.

7.3.   Existence d’une aide d’État au sens de l’article 87, paragraphe 1, du traité CE

(155)

La Commission examine ci-après les quatre conditions cumulatives de l’existence d’une aide d’État au sens de l’article 87, paragraphe 1, du traité CE: le recours à des ressources d’État, l’existence d’un avantage économique, le caractère sélectif de l’avantage et l’incidence sur le commerce.

(156)

Dans leurs observations, les parties intéressées ont fait valoir (en ce qui concerne plusieurs critères d’évaluation) que la Commission devait tenir compte exclusivement de la situation existant au moment de la signature des AAE et étendre les conclusions de cette analyse à la durée totale des AAE. À cet égard, la centrale Budapesti Erőmű fait référence à la communication de la Commission sur la détermination des règles applicables à l’appréciation des aides illégales (49).

(157)

Pour déterminer le moment approprié de l’évaluation, la Commission doit d’abord prendre en compte l’acte d’adhésion de la Hongrie, le règlement de procédure ainsi que la jurisprudence de la Cour de justice.

(158)

La partie pertinente de l’annexe IV de l’acte d’adhésion est libellée comme suit:

«ANNEXE IV

Liste visée à l’article 22 de l’acte d’adhésion

[…]

3)   Politique de la concurrence

1)

Les régimes d’aides et aides individuelles ci-après, mis à exécution dans un nouvel État membre avant la date de l’adhésion et toujours applicables après cette date, sont considérés lors de l’adhésion comme aide existante au sens de l’article 88, paragraphe (1), du traité CE:

a)

aides mises à exécution avant le 10 décembre 1994;

b)

aides énumérées dans l’appendice de la présente annexe;

c)

aides examinées par l’autorité chargée de la surveillance des aides publiques du nouvel État membre avant la date de l’adhésion et jugées compatibles avec l’acquis, et à l’égard desquelles la Commission n’a pas soulevé d’objections en raison de doutes sérieux quant à la compatibilité des mesures avec le marché commun, en vertu de la procédure visée au paragraphe 2.

Toutes les mesures encore applicables après la date d’adhésion qui constituent une aide publique et ne satisfont pas aux conditions susvisées sont considérées comme une aide nouvelle à la date de l’adhésion aux fins de l’application de l’article 88, paragraphe 3, du traité CE.

Les dispositions ci-dessus ne s’appliquent ni aux aides octroyées au secteur des transports ni aux activités liées à la production, à la transformation et à la mise sur le marché des produits qui figurent à l’annexe I du traité CE, à l’exception des produits de la pêche et des produits dérivés de la pêche.

Elles sont par ailleurs sans préjudice des mesures transitoires relatives à la politique de la concurrence qui figurent dans le présent instrument.»

(159)

La partie pertinente de l’article 1er du règlement de procédure est libellée comme suit:

«b)

“aide existante”

i-iv)

[…]

v)

toute aide qui est réputée existante parce qu’il peut être établi qu’elle ne constituait pas une aide au moment de sa mise en vigueur, mais qui est devenue une aide par la suite en raison de l’évolution du marché commun et sans avoir été modifiée par l’État membre. Les mesures qui deviennent une aide à la suite de la libéralisation d’une activité par le droit communautaire ne sont pas considérées comme une aide existante après la date fixée pour la libéralisation;

c)

“aide nouvelle” toute aide, c’est-à-dire tout régime d’aides ou toute aide individuelle, qui n’est pas une aide existante, y compris toute modification d’une aide existante».

(160)

Il résulte des dispositions ci-dessus que les mesures qui ne constituaient pas des aides d’État au moment où elles ont été accordées peuvent, dans certaines conditions, devenir des aides d’État, au sens de l’article 87 du traité CE, et ce sans préjudice de la classification en tant qu’aide existante ou aide nouvelle de la mesure devenant une aide d’État.

(161)

S’il est vrai qu’en examinant l’existence d’une aide d’État dans un cas spécifique la Commission doit évaluer la situation au moment de l’entrée en vigueur de la mesure, ceci ne signifie cependant pas que l’appréciation des quatre critères figurant dans la définition d’une aide d’État doit, en toutes circonstances, se limiter exclusivement à la période au cours de laquelle l’aide a été octroyée.

(162)

Il apparaît clairement à la lumière de l’article 1, paragraphe b, point v, du règlement de procédure que dans des circonstances exceptionnelles, telles que l’évolution du marché commun ou la libéralisation d’un secteur, d’importants changements économiques et juridiques peuvent survenir dans un ou plusieurs secteurs de l’économie et que, à la suite de ces changements, des mesures qui initialement ne relevaient pas de l’article 87 du traité CE peuvent se trouver soumises au contrôle des aides d’État. Lors de la libéralisation d’un secteur de l’économie, le maintien de toutes les mesures qui n’étaient pas considérées comme des aides d’État au moment où elles ont été accordées, en raison de conditions de marché fondamentalement différentes, mais qui, dès la libéralisation, remplissent tous les critères pour être considérés comme des aides d’État, perpétuerait de facto une large part des conditions du marché qui prévalaient avant l’instauration de la concurrence. Cela irait à l’encontre de l’objectif précisément poursuivi consistant à mettre un terme à l’absence de concurrence sur un marché, et donc de la décision des États membres de libéraliser le secteur en question. Les dispositions spéciales en vertu desquelles une mesure peut devenir une aide d’État ont pour objectif d’éviter que des mesures qui ne constituaient pas une aide d’État dans un contexte économique et juridique puissent léser les intérêts des acteurs dans les nouvelles conditions du marché (50).

(163)

La Commission doit évaluer de manière distincte la question de savoir si l’aide d’État constitue une aide existante ou une aide nouvelle, c’est-à-dire après avoir constaté l’existence éventuelle de l’aide d’État.

(164)

L’économie de la Hongrie a connu des changements profonds au cours des années 90. Le pays a opté pour l’adhésion à l’Union européenne et en est devenu membre à part entière le 1er mai 2004. La Hongrie était parfaitement consciente de son obligation d’aligner ses mesures sur les règles de concurrence du marché commun auquel elle souhaitait adhérer, étant donné que l’accord d’association CEE-Hongrie (51) signé par elle en 1991 mentionnait expressément cette obligation.

(165)

En adhérant à l’Union européenne, la Hongrie a aussi adhéré au marché intérieur libéralisé de l’énergie. L’Acte d’adhésion ne prévoit aucune exception aux règles de concurrence concernant le marché hongrois de l’énergie. Contrairement aux observations des parties intéressées, la Commission considère donc que les AAE qui ont été conclus (comme les parties intéressées le reconnaissent) dans des circonstances économiques considérablement différentes avant l’adhésion au marché intérieur libéralisé de l’énergie, peuvent devenir des aides d’État dans le nouveau contexte économique et juridique. Pour apprécier l’existence de cette aide, il faut évaluer l’existence des quatre critères d’aides d’État à la lumière de ces nouvelles circonstances économiques et juridiques.

(166)

La question du moment pertinent de l’évaluation doit par ailleurs être examinée au regard de l’acte d’adhésion. Contrairement aux adhésions antérieures, les États membres ont accepté d’introduire dans l’acte d’adhésion des dispositions spécifiques en vertu desquelles toutes les mesures d’aide applicables après l’adhésion et conclues après le 10 décembre 1994 devaient être notifiées à la Commission avant l’adhésion et examinées par elle sur la base de l’acquis communautaire.

(167)

Dans la plupart des pays qui ont adhéré à l’Union européenne le 1er mai 2004, l’intervention de l’État reposait, pour des raisons historiques, sur une tradition particulièrement forte. Certaines mesures pouvaient ne pas satisfaire aux quatre critères des aides d’État en raison des circonstances de marché considérablement différentes qui prévalaient à l’époque. Or, dans les nouvelles circonstances économiques juridiques apparues après l’adhésion, ces critères pourraient être bel et bien remplis.

(168)

Les articles pertinents de l’acte d’adhésion visent à garantir une concurrence non faussée sur le marché intérieur après l’entrée en vigueur du traité. Par conséquent, les articles pertinents de l’acte d’adhésion visent à garantir que des mesures d'aides d’État incompatibles ne faussent pas la concurrence sur le marché commun après l’adhésion. À cet égard, le fait que pendant les années 90, au moment de l’adoption de la mesure, celle-ci remplissait ou non les critères des aides d’État, n’est pas pertinent. En conséquence, la période pertinente pour l’évaluation des critères de l’existence d’aides d’État est la période postérieure à l’adhésion de la Hongrie à l’Union européenne et au marché intérieur libéralisé de l’énergie.

(169)

Toute autre approche créerait une situation dans laquelle les circonstances économiques prévalant avant l’adhésion et la libéralisation (période qui, pour la plupart des nouveaux adhérants, correspond à une période de transition postcommuniste) pourraient persister bien au-delà de l’adhésion du pays à l’Union européenne. L’État membre pourrait ainsi conserver, voire prolonger à sa guise les mesures qui n’étaient pas considérées comme une aide d’État avant l’adhésion, même si celles-ci le devenaient dans les circonstances prévalant après l’adhésion, vu que ces mesures n’entraient pas dans le champ des pouvoirs de contôle de la Commission au titre des règles sur les aides d’État.

(170)

Tel est précisément l’objectif poursuivi par les parties intéressées. Tous les arguments des parties intéressées en ce qui concerne le moment pertinent de l’évaluation visent à démontrer que, dans le cadre de la présente procédure, l’évaluation économique et juridique des AAE doit se baser exclusivement sur les circonstances existant au moment de la signature des AAE (soit entre 1995 et 2001) et, qu’en raison de ces circonstances économiques et juridiques, il convient de conclure que les AAE ne constituent pas une aide d’État. Les parties intéressées soutiennent que le critère de l’opérateur en économie de marché ainsi que les critères relatifs à la distorsion de concurrence et l’incidence sur le commerce doivent être analysés en fonction du contexte économique qui prévalait au milieu des années 90, que la Commission doit tenir compte des obligations de MVM à cette époque-là (sécurité d’approvisionnement) ainsi que de la structure du secteur de l’énergie prévalant à cette époque (modèle d’«acheteur unique», etc.). Selon elles, le résultat de l’évaluation effectuée en l’espèce doit prévaloir jusqu’à la date d’expiration des AAE (2024 pour le contrat le plus long).

(171)

La Commission ne partage pas cette argumentation. La Commission estime que les articles pertinents de l’acte d’adhésion, en imposant l’application immédiate des règles relatives aux aides d’État aux acteurs économiques, visent justement à éviter de telles situations. L’Acte d’adhésion prévoit des exceptions pour certains secteurs économiques (voir les dispositions relatives au transport), mais ne prévoit aucune exception pour les acteurs du marché de l’électricité. De ce fait, l’acquis communautaire, y compris la directive 96/92/CE, est immédiatement applicable, à partir de la date de l’adhésion, à toutes les conditions contractuelles du marché hongrois de l’électricité.

(172)

Dans son évaluation des AAE, la Commission estime donc qu’en adhérant au marché intérieur libéralisé de l’énergie de l’Union européenne, la Hongrie a accepté d’appliquer les principes de cette économie de marché à tous les acteurs du secteur hongrois de l’énergie, y compris à toutes les relations commerciales existantes.

(173)

La Commission doit dès lors examiner la question de savoir si la mesure remplissait ou non tous les critères de l’existence d’une aide d’État au jour de l’adhésion de la Hongrie à l’Union européenne.

(174)

En guise d’introduction à l’examen de l’existence d’un avantage, il est utile de noter que la plupart des producteurs d’électricité ont reconnu dans leurs observations que sans les garanties offertes par les AAE, ils n’auraient pas investi dans ces centrales électriques. La centrale […] soutient, dans ses observations, que «les AAE sont un élément important pour que les banques acceptent de financer l’investissement et de préfinancer, en continu, les coûts d’exploitation. Le […], la […] a demandé l’avis du consortium [soit les banques] sur un amendement éventuel des AAE, mais les banques ont refusé une réduction des capacités réservées et des volumes d’achat garantis» (52).

(175)

À cet égard, […] (en tant que chef de file des douze banques ayant accordé un prêt de près de […] à la centrale Csepel) affirme que «pour les banques, l’AAE fait partie d’un ensemble d’accords commerciaux étroitement liés qui ont servi et qui servent encore de nos jours de garantie au contrat de prêt servant à financer le projet aux conditions du marché. Toute modification des AAE toucherait donc aussi automatiquement les banques, et comme ces dernières disposent de mécanismes contractuels appropriés pour défendre leurs intérêts financiers, ceci mettrait par conséquent en danger l’ensemble du projet Csepel II.»

(176)

[…] (en tant que chef de file des neuf banques ayant accordé un prêt de près de […] à la centrale AES Tisza Erőmű Kft.) affirme que «le financement se base essentiellement sur l’existence de l’AAE et des autres documents relatifs au projet (par exemple: l’accord d’approvisionnement en combustibles). […] Les AAE garantissent une stabilité face aux risques liés à la demande (quantité et calcul des prix de l’électricité vendue.)»«C’est la stabilité de la demande qui, par les garanties qu’elle offre, est le facteur décisif […] qui permet aux banques d’accorder un financement à long terme sur un marché immature.»

(177)

Pour examiner l’existence d’un avantage, la Commission a préliminairement analysé le raisonnement qu’elle doit suivre au cours de cet examen. À la suite de l’analyse préliminaire exposée aux considérants 180 à 190, la Commission a conclu que pour évaluer l’existence de l’avantage il faut examiner si, dans les circonstances existant au moment de l’adhésion de la Hongrie à l’Union européenne, un opérateur de marché aurait ou non accordé aux producteurs une garantie similaire à celle prévue par les AAE, à savoir une obligation, pour MVM, d’acheter les capacités réservées dans les AAE (qui correspond à la totalité ou à la majeure partie de la capacité dont dispose la centrale électrique) ainsi qu’une quantité minimum garantie d’électricité produite, au prix couvrant les coûts fixes et variables (y compris les coûts des combustibles) pendant une période de 15 à 27 ans, correspondant à la période d’exploitation ou d’amortissement normalement prévisible des équipements concernés (53).

(178)

Dans un second temps, la Commission a analysé la réponse à cette question à la lumière des pratiques commerciales courantes sur les marchés européens de l’électricité.

(179)

Enfin, la Commission a brièvement analysé l’incidence des AAE sur le marché au cours de la période postérieure à l’adhésion de la Hongrie à l’Union européenne. Bien que cette analyse ne soit pas indispensable pour évaluer la mesure dans laquelle les AAE offrent un avantage économique ou non, elle est utile pour examiner de façon appropriée les différentes observations présentées par les parties intéressées.

1)   Analyse préliminaire: raisonnement à suivre pour évaluer l’existence de l’avantage

(180)

Dans leurs observations présentées au cours de la procédure, les parties intéressées ont analysé l’existence éventuelle de l’avantage à la lumière des circonstances dans lesquelles les AAE ont été signés au milieu des années 90. Ils en ont essentiellement conclu que durant la période mentionnée, ainsi que dans le cadre de la privatisation des producteurs d’électricité, un opérateur de marché moyen aurait accordé aux producteurs une garantie similaire à celle prévue par les AAE afin d’attirer les investisseurs et garantir ainsi la sécurité d’approvisionnement de la Hongrie.

(181)

La Commission a examiné le bien fondé de cette approche et a conclu que celle-ci n’est pas adéquate, et ce pour deux raisons. Premièrement, elle ne prend pas en considération les véritables bénéficiaires de la mesure examinée. Deuxièmement, la période retenue n’est pas pertinente pour évaluer l’existence d’un avantage.

(182)

La centrale Dunamenti Erőmű Rt. affirme ne pas avoir bénéficié d’avantages dans le cadre de son AAE car elle a payé le prix du marché lors de la privatisation de ses centrales électriques, et le prix d’achat tenait compte de ses droits et obligations en vertu de l’AAE. Même si l’AAE lui a conféré un avantage, elle en a payé la contrepartie par le prix acquitté pour la privatisation.

(183)

La Commission estime que ces arguments ne sont pas recevables dans le cas présent. Les bénéficiaires de l’aide sont les centrales électriques privatisées (à tout le moins celles qui l’ont effectivement été) et non pas les actionnaires de celles-ci. La privatisation des centrales électriques a été réalisée par rachat d’actions.

(184)

La Cour de justice a examiné dans quelle mesure un changement d’actionnariat par rachat d’actions influait sur l’existence d’une aide illégalement octroyée à la société et à son bénéficiaire. Selon l’arrêt de la Cour de justice, l’aide illégalement octroyée reste rattachée à la société bénéficiaire initiale, indépendamment du changement d’actionnariat (54). La cession des participations au prix du marché signifie simplement que l’acheteur acquérant une participation ne bénéficie pas d’aide d’État. Ceci ne diminue cependant en rien l’existence d’un avantage pour l’activité de la centrale électrique bénéficiaire.

(185)

Les bénéficiaires de l’aide examinée dans la présente procédure sont les sociétés hongroises qui exploitent les centrales électriques et qui ont signé les AAE, et non pas les actionnaires de ces centrales électriques. De plus, le changement d’actionnariat s’est opéré avant la date à partir de laquelle doit être examinée l’existence de l’aide d’État et est dénué de pertinence dès lors qu’il s’agit d’évaluer l’existence d’aides d’État en faveur des sociétés exploitant les centrales électriques. Les sociétés signataires des AAE ont donc bénéficié des avantages découlant des AAE, indépendamment de la structure de leur actionnariat.

(186)

La Commission est consciente du fait que dans les conditions de marché prévalant en Hongrie au milieu des années 90, c’est le principe directeur des AAE, soit la garantie de retour sur investissement, qui était la condition fondamentale à la réalisation des investissements nécessaires.

(187)

Le fait qu’en raison des caractéristiques du secteur de production d’électricité et de la situation politique et économique de la Hongrie en ce temps-là, l’intervention de l’État était nécessaire au regard de l’intérêt public, et que la meilleure des solutions était l’octroi d’AAE à plusieurs producteurs ne contredit pas le fait que les AAE confèrent un avantage aux producteurs.

(188)

La plupart des producteurs affirment n’avoir pas bénéficié d’avantages découlant des AAE car ils correspondent au comportement normal de tout opérateur en économie de marché se trouvant dans la situation de MVM ou des producteurs. Ils soutiennent que tout acteur privé se trouvant dans la situation de MVM (soit l’acheteur unique légalement tenu de garantir la sécurité de l’approvisionnement) aurait conclu les AAE, et que l’avantage économique en découlant ne dépassait pas le niveau auquel les parties pouvaient normalement prétendre dans les circonstances du marché hongrois des années 90, qui était un marché immature. De plus, pour obtenir le permis d’exploitation, les producteurs étaient légalement tenus de conclure un accord avec MVM. Les producteurs soulignent qu’en appliquant le principe de l’investisseur privé, la Commission devrait prendre en compte les exigences juridiques et la réalité économique au moment de la signature des AAE.

(189)

En ce qui concerne l’argumentation des parties intéressées relative au principe de l’investisseur privé, la Commission se réfère aux considérants de la présente décision concernant la période pertinente à retenir pour l’évaluation de l’existence éventuelle d’une d’aide d’État dans le cadre des AAE. La Commission souhaite à nouveau souligner qu’elle n’entend pas mettre en doute le fait que dans les conditions existant au moment de la signature des AAE, il était nécessaire de conclure ces accords. Mais, comme exposé ci-dessus, ceci ne signifie pas que les AAE ne confèrent pas un avantage aux producteurs. Les parties intéressées ne font essentiellement qu’affirmer que ces accords correspondaient aux circonstances du marché prévalant au moment de leur signature. Aucune partie intéressée ne soutient que ces accords correspondent aux circonstances actuelles du marché intérieur.

(190)

La Commission conclut que lors de l’examen de l’existence d’un avantage découlant des AAE, elle doit s’assurer que, dans les conditions existant au moment de l’adhésion de la Hongrie à l’Union européenne, un opérateur de marché aurait offert aux producteurs une garantie similaire à celle prévue par les AAE, telle que décrite au considérant 177.

2)   Analyse de l’existence d’un avantage accordé aux producteurs d’électricité au moment de l’adhésion de la Hongrie à l’Union européenne

(191)

Afin de répondre à la question posée au considérant précédent, la Commission a identifié, aux fins de la présente analyse, les principales pratiques des acteurs commerciaux sur les marchés européens de l’électricité, et a évalué si les AAE étaient conformes à ces pratiques ou bien s’ils offraient aux producteurs des garanties qu’un acheteur agissant sur une base exclusivement commerciale n’accepterait pas.

(192)

Il est utile de mentionner à titre préliminaire que le marché de l’électricité se divise traditionnellement en quatre sous-marchés: i) production/importation et commerce de gros; ii) transmission/distribution; iii) vente au détatil; iv) services d’équilibrage. Comme MVM achète de l’électricité auprès de producteurs domestiques, importe de l’électricité, puis la vend à des distributeurs régionaux d’électricité et à des prestataires commerciaux (vente au détail), du point de vue de l’évaluation des AAE, ce sont les sous-marchés de la première et de la quatrième catégorie qui sont pertinents. MVM fournit en outre aussi des capacités réservées au gestionnaire du réseau de transport d’électricité afin d’assurer l’équilibrage du réseau.

(193)

Durant la période examinée, le marché hongrois de la vente au détail se subdivise en deux secteurs: i) le segment du service public, où les opérateurs régionaux d’électricité fournissent de l’électricité aux prix réglementés aux consommateurs non éligibles ou ne faisant pas jouer leur éligibilité; ii) le secteur du marché libre, où les opérateurs commerciaux fournissent de l’électricité aux consommateurs éligibles aux prix résultant des mécanismes de marché. Le système instauré par la IIIe loi sur l’énergie électrique a limité le secteur du service public aux ménages et aux consommateurs commerciaux relevant de l’obligation de prestation du service universel.

(194)

Durant la période examinée, MVM fournissait de l’énergie aux distributeurs régionaux d’électricité (les opérateurs du segment de service public) tout comme aux opérateurs du secteur du marché libre. Toutefois, comme indiqué aux considérants 221 à 231, les ventes de MVM aux opérateurs du marché libre avaient pour seul objectif d’écouler les quantités excédentaires achetées dans le cadre des AAE et non demandées par le secteur du service public. Ces ventes ne s’inscrivaient pas dans le cadre d’une activité commerciale autonome mais découlaient plutôt des AAE. De ce fait, l’existence de l’aide doit être évaluée au regard de l’objectif premier assigné à MVM, soit la fourniture d’électricité aux distributeurs régionaux d’électricité en quantité suffisante pour répondre à la demande du secteur de service public. Il faut donc examiner dans quelle mesure en l’absence d’AAE, un opérateur de marché agissant uniquement sur une base commerciale et chargé de fournir aux opérateurs régionaux une quantité d’électricité suffisante aurait offert ou non des garanties similaires à celles prévues par les AAE. Cette évaluation doit être faite sous l’angle de marchés de gros concurrentiels. Les considérants ci-après donnent d’abord un aperçu des pratiques commerciales pertinentes au regard de l’évaluation, puis comparent les AAE avec ces pratiques. Enfin, à la lumière de cette comparaison, la Commission a examiné les conséquences des AAE auxquelles les autorités pouvaient s’attendre lors de l’adhésion de la Hongrie à l’Union européenne, et la mesure dans laquelle elles pouvaient s’attendre à un meilleur équilibre entre les conséquences favorables et défavorables qui auraient découlé d’autres types d’accords que les AAE.

2.a)   Brève description des pratiques commerciales pertinentes pour l’évaluation de l’existence d’un avantage offert par les AAE

(195)

Dans son enquête sectorielle sur le secteur de l’électricité en Europe (55), la Commission a examiné en détail les conditions dans lesqulles l’électricité est négociée sur les marchés de gros européens.

(196)

Le commerce de gros d’électricité a lieu sur les marchés spot ou sur les marchés à terme, en fonction du délai de livraison. Sur les marchés spot, ce sont généralement des contrats relatifs au jour suivant qui sont conclus le jour qui précède la livraison effective. Les échanges d’électricité sur les marchés spot s’effectuent toujours sur la base de prix marginaux, qui garantissent exclusivement la couverture des coûts marginaux à court terme (56).

(197)

Sur les marchés à terme, l’électricité est vendue avec des dates de livraison plus lointaines. Les produits à terme peuvent être hebdomadaires, mensuels, trimestriels et annuels. La vente des produits spot et à terme peut se dérouler sur les bourses d’échange d’énergie ou sous forme de contrats négociés de gré à gré par le biais d’une chambre de compensation. Les arbitrages incessants font que les prix de produits identiques tendent à se rapprocher sur les bourses d’échange d’énergie et sur les marchés de gré à gré. Les bourses d’échange d’énergie déterminent donc de plus en plus les prix de référence de tous les produits spot et à terme, soit pour l’ensemble du marché de gros.

(198)

Les prix des produits à terme évoluent en outre en fonction des attentes des acteurs du marché en ce qui concerne l’évolution future des prix sur les marchés spot. Étant donné que les acteurs du marché concluent des contrats à terme parce qu’ils privilégient la sécurité des prix à l’incertitude des prix spot futurs, les prix d’achat à terme comprennent aussi un élément de risque. En pratique, les prix des produits à terme comprennent un élément central qui reflète les attentes des acteurs du marché en ce qui concerne l’évolution des prix d’achat spot et, en fonction de l’importance que les acteurs du marché accordent à la sécurité, une prime de risque dans la plupart des cas ou une décote. Les prix d’achat spot constituent de ce fait la référence pour tous les prix de l’électricité. S’il existe un marché spot sur la bourse, les prix qui y sont pratiqués servent de référence à l’ensemble du marché. Sur de nombreux marchés de gros, les acheteurs — afin d’avoir une meilleure visibilité sur leurs coûts — tentent de couvrir la majeure partie de leurs besoins par des contrats à terme, les besoins additionnels étant couverts par des achats réalisés sur les marchés spot.

(199)

L’enquête sur le secteur de l’électricité a montré qu’outre les transactions standardisées et les échanges effectués sur les marchés des contrats de gré à gré, il existe aussi des «contrats bilatéraux sur mesure». En ce qui concerne les produits ou les services fournis, ces contrats peuvent être bien différents les uns des autres, et en général aucune information ne filtre sur les prix des transactions. Mais dans des conditions de marché concurrentielles, les transactions standardisées à la bourse d’échange et celles réalisées par le biais du marché des contrats de gré à gré ont nécessairement une incidence sur ces contrats, car un producteur ou un importateur n’accepterait pas de conclure un contrat bilatéral sur mesure qui offrirait des conditions clairement moins favorables que les contrats standardisés sur les marchés spot ou à terme. Ces contrats standardisés réalisés sur les marchés de gros européens constituent donc une base de comparaison adéquate pour examiner si les AAE confèrent ou non un avantage aux producteurs.

(200)

Sur les marchés à terme, la période de livraison la plus longue est d’un an. Et les délais les plus longs entre la signature du contrat et le début de la période de livraison effective sont les suivants: 4 ans — NordPool (pays scandinaves), 3 ans Powernext (France), 5 ans — UKPX (Grande-Bretagne) et 6 ans — EEX (Allemagne). Sur certaines bourses, telles que l’OMEL en Espagne, les contrats à terme n’existent pas. Les contrats à terme standardisés obligent le prestataire à fournir à un prix déterminé à l’avance une quantité d’électricité définie pendant une période d’un an débutant au maximum 6 ans après la signature du contrat. Ces échéances restent largement en deçà des périodes d’amortissement et de la durée de vie de toute centrale électrique. De ce fait, dans les conditions de marché normales, même si les producteurs commercialisent la majeure partie de l’électricité qu’ils produisent au moyen de contrats à terme, ils n’ont aucune visibilité sur les prix et les volumes de vente pendant la période d’amortissement ou d’exploitation des équipements. De plus, comme les prix sont arrêtés à l’avance, les producteurs doivent faire face au risque que leurs coûts dépassent les prix arrêtés. Ce risque est non négligeable, surtout en raison de la fluctuation des prix des combustibles qui, pour la plupart des technologies de production, constituent l’élément le plus important des coûts variables. Les producteurs doivent aussi faire face à la pression de la concurrence étant donné qu’ils doivent renouveler à plusieurs reprises leurs contrats à terme au cours de la période d’exploitation de leurs équipements et qu’ils doivent adapter leur offre à l’évolution des conditions de concurrence.

(201)

Sur les marchés de gros on peut également trouver des contrats avec réservation de capacités de production sous forme de «droits de tirage» (drawing rights) qu’il est pertinent de ce fait de comparer aux AAE. Acquérir des droits de tirage signifie qu’une partie des capacités de production est réservée, en général pour la durée d’exploitation prévisible de la centrale électrique, et qu’une «redevance de capacité» calculée en fonction des coûts de capital et des coûts fixes, est payée à l’exploitant. L’exploitant de la centrale électrique supporte les risques techniques. Le titulaire des droits de tirage peut déterminer le taux d’utilisation des capacités réservées, et il paye à l’exploitant de la centrale un prix correspondant aux coûts variables encourus pour la production d’énergie électrique à partir des capacités réservées.

(202)

Pour compléter l’évaluation de l’avantage éventuel conféré dans le cadre des AAE, il est utile de prendre en considération la situation des grands utilisateurs commerciaux ou industriels finals, même s’ils n’opèrent pas sur les marchés de gros mais sur les marchés de détail (en aval). Comme il arrive que les producteurs approvisionnent directement les grands utilisateurs commerciaux ou industriels, la comparaison avec les AAE est pertinente.

(203)

L’enquête sectorielle sur le secteur de l’électricité a montré que les opérateurs d’électricité concluent souvent des contrats à prix fixes avec les grands utilisateurs commerciaux ou industriels. La durée de ces contrats se limite généralement à un ou deux ans. Un calendrier de livraison est en général établi sur la base de la consommation antérieure. Les prix sont inférés des prix de gros sur les marchés à terme et comportent d’autres éléments de coût, tels que les coûts attendus d’équilibrage du réseau ainsi que la marge bénéficiaire de l’opérateur. En cas de non-respect du calendrier de livraison, une clause «take or pay» s’applique, qui oblige l’acheteur de payer, soit l’électricité dont il n’a pas besoin, soit un supplément. Sous cet angle, on peut considérer que ces contrats sont fondés sur, d’une part, une garantie d’achat minimum et, d’autre part, une réservation de capacité (57).

(204)

Pour évaluer l’avantage offert dans le cadre des AAE, il faut aussi prendre en considération un autre type d’accord, c’est-à-dire les contrats conclus pour les services d’équilibrage assurés par les gestionnaires du réseau (GRT). Comme l’électricité ne peut pas être stockée, il faut que la demande corresponde à chaque moment à l’offre. Si la demande ou l’offre s’écartent des prévisions et nécessitent un surplus de production d’électricité, il relève de la compétence du gestionnaire du réseau de solliciter certains producteurs pour augmenter leur production à bref délai. Pour assurer qu’on dispose des capacités de production nécessaires à la gestion de telles situations, les gestionnaires du réseau réservent une partie des capacités des unités de production qui sont en mesure de modifier leur niveau de production à bref délai. Vu que la Hongrie ne dispose pas de centrale hydraulique avec des unités de stockage, ce sont les centrales à gaz qui disposent des paramètres techniques les plus appropriés pour la fourniture de ces services.

(205)

L’examen du secteur de l’électricité a donné un aperçu de la pratique des gestionnaires de réseau européens relative aux contrats de réservation des capacités concernant la fourniture de services d’équilibrage. Il apparaît à la lumière de cet aperçu que les capacités sont réservées par le biais d’appel d’offres. La période habituelle pouvant être considérée comme une durée assurant aux GRT une flexibilité appropriée pour adapter la quantité des capacités réservées aux besoins effectifs est d’une année. Les contrats précisent en général les paramètres techniques du service demandé, la capacité réservée ainsi le prix de l’énergie seule ou bien le prix de l’énergie et de la capacité.

2.b)   Comparaison des AAE avec la pratique commerciale habituelle

(206)

La Commission a comparé l’obligation d’achat stipulée dans les AAE avec les principales caractéristiques des contrats à terme et spot, des contrats comprenant des «droits de tirage», des contrats à long terme conclus avec les grands utilisateurs finals ainsi que des contrats conclus par les producteurs et les gestionnaires du réseau concernant la fourniture de services d’équilibrage.

(207)

Il résulte de la description présentée aux considérants 195 à 200 que la combinaison «réservation de capacités d’électricité à long terme, garantie d’achat minimum et mécanisme de fixation des prix couvrant les coûts fixes et de capital» ne correspond pas aux contrats habituels conclus sur les marchés de gros européens et protège mieux les producteurs contre les risques que les contrats standard à terme et spot.

(208)

Les échanges d’électricité sur les marchés spot se fondent toujours sur des prix marginaux qui garantissent uniquement la couverture des coûts à court terme, et non pas celle de tous les coûts fixes et de capital. De plus, sur les marchés spot, les entreprises de production d’électricité ne disposent pas de garantie en ce qui concerne le taux d’utilisation de leurs capacités de production. L’impossibilité de stocker de façon rentable l’électricité — une caractéristique spécifique à ce secteur — augmente considérablement ce risque par rapport à la plupart des secteurs de production. Si, à un moment donné, il y a une offre suffisante pour répondre à la demande à un prix inférieur à celui des unités de production d’un producteur donné, les unités en question ne seront pas mises sur le marché, ce qui signifie que pour la période en question, la capacité de cette unité de production sera perdue.

(209)

De ce fait, la commercialisation sur le marché spot comporte un élément d’incertitude majeur pour ce qui est de la rémunération des coûts fixes et de capital, ainsi que du taux d’utilisation des capacités de production.

(210)

Les marchés à terme — dont les prix sont dérivés des prix d’achat spot — ne garantissent pas non plus aux producteurs une couverture de tous les coûts fixes et de capital par le produit de leurs ventes car les prix sont fixés à l’avance. Si, au cours de la période de livraison, les coûts des combustibles augmentent au-delà des attentes, les coûts de la production d’électricité peuvent être supérieurs au prix fixé à l’avance. Sur les marchés à terme, grâce à la durée plus longue des contrats, l’incertitude en ce qui concerne le taux d’utilisation des capacités de production est moindre que sur les marchés spot. Cependant, même si le producteur est capable de vendre la majeure partie de sa production d’électricité par le biais de contrats à terme, la visibilité sur les taux d’utilisation de ses unités de production ne concernera qu’une période limitée par rapport à leur durée de vie.

(211)

Les parties intéressées soulignent que les producteurs supportent dans le cadre des AAE des risques considérables liés notamment à la réalisation, à la réglementation, à l’écologie, à l’entretien et à la fiscalité/aux finances. La Commission reconnaît que les AAE n’éliminent pas tous les risques liés à l’exploitation d’une centrale électrique. En effet, les risques énumérés par les producteurs sont certainement supportés par eux. Ces risques correspondent cependant aux risques habituels que tout acteur du marché de l’électricité doit supporter lui-même, même s’il vend sa production sur les marchés spot et à terme standardisés. Or dans le cas des AAE, les risques commerciaux liés à la fluctuation des coûts de production de l’électricité — surtout des coûts des combustibles —, à l’évolution du prix de l’électricité à payer par les utilisateurs finals, ainsi qu’aux fluctuations de la demande d’électricité des utilisateurs finals sont supportés par MVM tout au long ou durant une longue période du cycle de vie des équipements exploités dans le cadre des AAE.

(212)

Les parties intéressées ont aussi soutenu dans leurs observations que la réservation de capacités à MVM leur a été désavantageuse, car outre la vente à MVM, ils ne peuvent pas utiliser ces capacités à d’autres fins. Le système de garantie d’achat minimum peut être considéré comme une garantie pour les producteurs car même si MVM n’utilise pas ces capacités réservées, cela n’empêchera pas l’utilisation de ces capacités à des fins de production et de vente d’électricité. Comme le tableau ci-après l’indique, la garantie minimum d’achat signifiait en fait que le taux d’utilisation de la capacité réservée était supérieur au taux d’utilisation moyen de la capacité totale disponible en Hongrie.

Tableau 5

Garantie minimum d’achat et capacités réservées

 

2004

2005

2006

Garantie d’achat (GWh)

23 234

23 528

23 516

Capacités réservées (MW)

4 242

4 460

4 481

Ratio garantie d’achat/capacités réservées (heures d’exploitation par an)

5 477

5 275

5 248

Ratio production hongroise d’électricité/capacités de production disponibles (heures d’exploitation par an)

4 272

4 225

4 601

(213)

Les contrats spot et à terme comportent dès lors beaucoup plus de risques pour les producteurs que les AAE, qui offrent une sécurité du point de vue de la rémunération des coûts fixes et de capital et du taux d’utilisation des capacités de production.

(214)

En ce qui concerne les droits de tirage, la différence essentielle entre cette forme d’accord et les AAE réside dans le fait que les droits de tirage ne sont généralement assortis d’aucune obligation d’achat minimum garantie. Le titulaire de droits de tirage supporte les risques commerciaux liés à la vente d’électricité produite à partir des capacités réservées. Il est toutefois assuré de vendre toute cette production à un prix couvrant au moins les coûts variables, car il peut décider de ne pas produire d’électricité si les prix deviennent inférieurs aux coûts variables. Les AAE conclus avec MVM ne fournissent aucune assurance de ce type en raison des obligations d’achat minimum imposées à MVM au bénéfice des producteurs.

(215)

Il est évident que les contrats d’achat à long terme conclus par les grands utilisateurs sont beaucoup plus avantageux pour l’acheteur que les AAE ne le sont pour MVM, car le prix fixé dans ces contrats, généralement pour toute leur durée, n’est normalement pas indexé sur des paramètres tels que les coûts des combustibles, dont l’évolution sur la durée du contrat est imprévisible, et il n’est pas fixé de manière à couvrir les coûts fixes et de capital, étant donné qu’il dépend des cours sur les marchés de gros. De fait, l’acheteur n’a intérêt à conclure des contrats à long terme que si ceux-ci lui assurent une certaine protection contre la fluctuation des prix sur le marché de l’électricité, et en particulier contre la fluctuation des prix des combustibles. Ainsi, sur le plan économique, un acheteur n’aurait intérêt à conclure un contrat à long terme de ce type que si le vendeur offrait de prendre en charge une partie des risques liés à la fluctuation des prix des combustibles ou si la technologie de production de l’électricité garantit des coûts de combustible stables – c’est le cas par exemple des centrales hydrauliques et, sous certaines conditions, des centrales nucléaires. Ces contrats sont en outre conclus pour une durée nettement inférieure à celle des AAE, ce qui permet à l’acheteur de changer de fournisseur si un concurrent propose des prix plus intéressants. Pour obtenir les prix les moins élevés possibles, les acheteurs ont souvent recours à des appels d’offres.

(216)

Les contrats portant sur des services d’équilibrage sont utiles à l’appréciation d’un avantage entre les AAE, car une partie minoritaire des capacités réservées dans le cadre des AAE est destinée à la fourniture de services d’équilibrage au gestionnaire du réseau de transport (58). En pratique, MVM vend des capacités au gestionnaire du réseau de transport sur une base annuelle et forfaitaire et, pour ce faire, elle utilise une partie des capacités réservées dans le cadre des AAE. Concrètement, cela signifie que les producteurs ne supportent pas les risques liés aux appels d’offres annuels (59) et à l’incertitude relative à la quantité d’électricité qu’ils devront fournir. Du point de vue des producteurs, les conditions contractuelles régissant la fourniture de services d’équilibrage sont celles des AAE. Toutefois, ainsi qu’il a été exposé au considérant 204, les modalités des AAE (notamment leur longue durée et l’existence du prélèvement minimum garanti) ne sont pas justifiées d’un point de vue commercial, même pour la fourniture de services d’équilibrage. La Commission reconnaît qu’en Hongrie, peu d’unités de production d’électricité sont en mesure d’assurer les services d’équilibrage nécessaires au gestionnaire du réseau de transport, ainsi que l’affirment les parties intéressées, mais elle est parvenue à la conclusion que même dans ce cas, les conditions offertes par les AAE dépassent ce qu’un gestionnaire de réseau de transport pourrait juger acceptable sur le plan commercial.

(217)

Cette comparaison montre que les AAE — en raison de leur structure — offrent davantage de garanties aux producteurs que les contrats commerciaux habituels. Les producteurs se trouvent donc dans une situation plus avantageuse que celle qu’ils connaîtraient sur le marché libre s’ils ne bénéficiaient pas d’un AAE. Afin de compléter l’appréciation de l’existence d’un avantage, il convient d’évaluer les effets positifs et négatifs que les autorités hongroises pouvaient escompter à la date de l’adhésion de la Hongrie à l’Union européenne et de vérifier si celles-ci auraient pu escompter un meilleur équilibre entre ces effets en adoptant d’autres approches basées sur les pratiques commerciales habituelles.

2.c)   Conséquences prévisibles des AAE pour les autorités publiques, à la lumière de la comparaison avec les pratiques commerciales habituelles des acheteurs sur les marchés européens de l’électricité

(218)

Les autorités publiques pouvaient attendre des AAE que MVM serait en mesure de s’approvisionner en électricité en des quantités suffisantes pour satisfaire la demande du marché du service public sur une longue durée.

(219)

Cependant, les autorités publiques ne disposaient d’aucune garantie sur le niveau du prix qui devrait être payé par MVM au cours de cette période, dans la mesure où les AAE ne protègent pas contre la fluctuation des prix, qui résulte principalement de la fluctuation des prix des combustibles.

(220)

De plus, la réservation de capacités à long terme et le prélèvement minimum garanti dont elle s’accompagne privent les autorités publiques de la possibilité de bénéficier de prix plus attractifs proposés par d’autres producteurs ou importateurs. Les capacités réservées et l’achat minimum garanti inscrits dans les AAE, les contrats d’importation à long terme conclus par MVM et les quantités achetées dans le cadre du système d’achat obligatoire (60) suffisaient à couvrir les besoins de MVM. MVM ne pouvait donc pas diversifier son portefeuille de fournisseurs malgré l’existence de capacités de production alternatives disponibles. En 2004, il existait plusieurs producteurs d’électricité qui n’étaient pas engagés dans un accord d’achat d’électricité à long terme. Les AAE de deux centrales représentant une capacité installée d’une puissance de 470 MW ont expiré à la fin de 2003, ce qui a considérablement augmenté les capacités d’approvisionnement hors AAE. Des capacités d’importation d’un volume d’environ 700 MW ne sont pas couvertes par des AAE et auraient pu être utilisées par MVM pour importer de l’électricité si MVM n’avait pas été tenue par le système des capacités réservées et du prélèvement minimum garanti.

(221)

Ainsi qu’il est exposé aux considérants ci-après, il était clair, lors de l’adhésion de la Hongrie à l’Union européenne en 2003 et en 2004, que le système des capacités réservées et du prélèvement minimum garanti élaboré dans le cadre d’un modèle à acheteur unique, dans lequel toute l’électricité consommée en Hongrie transitait par MVM, comportait des risques considérables que les AAE obligent MVM à acheter de l’électricité au-delà de ses besoins.

(222)

À cet égard, un élément important à prendre en considération est l’ouverture partielle du marché de l’électricité en 2003. Le 18 décembre 2001, le Parlement hongrois a adopté la loi sur l’énergie électrique II, qui permet aux gros consommateurs, définis comme ceux dont la consommation annuelle est supérieure à 6,5 GW, de devenir des «clients éligibles» et donc de pouvoir choisir leur fournisseur d’électricité. Cette loi, entrée en vigueur le 1er janvier 2003, a conduit à la création, aux côtés du segment du service public préexistant, d’un marché libre sur lequel les prix évoluent en fonction de l’offre et de la demande. Cette mesure a eu pour effet prévisible de diminuer les quantités requises par MVM pour approvisionner les compagnies de distribution régionales en vue de satisfaire la demande du segment du service public. Le tableau ci-dessous montre qu’entre 2003 et 2006, les quantités effectivement vendues sur le marché libre ont régulièrement augmenté, tandis que celles vendues par les compagnies de distribution régionales au secteur du service public diminuaient proportionnellement.

Tableau 6

Vente sur le marché de détail (segment réglementé et marché libre)

(GWh)

 

2003

2004

2005

2006

Consommation globale

33 584

33 836

34 596

35 223

Vente sur le marché libre

3 883

7 212

11 685

13 057

Vente sur le segment réglementé

29 701

26 624

22 911

22 166

Source: données statistiques du système d’électricité hongrois pour 2006 ().

(223)

Entre 2003 et 2006, les quantités vendues sur le segment du service public, qui correspondent aux besoins d’achat réels de MVM, ont diminué de 25 %. La diminution des besoins de MVM était largement prévisible lorsque la Hongrie a rejoint l’Union européenne, en particulier à la lumière de l’écart important entre les prix officiels sur le segment du service public (prix payés par les consommateurs aux compagnies de distribution régionales) et les prix observés sur le marché libre en 2003 et 2004.

Tableau 7

Écarts entre les prix pratiqués sur le segment du service public et ceux pratiqués sur le segment libre du marché de détail en 2003 et en 2004

(HUF/kWh)

 

2003

2004

Prix moyen sur le marché libre

11,1

12,7

Prix moyen sur le segment du service public (62)

19

21,1

Source: données statistiques du système d’électricité hongrois pour 2006.

(224)

Les prix pratiqués sur le marché libre ont nettement incité les clients éligibles à faire usage de leurs droits à l’éligibilité. Il était aussi évident, en 2003 et 2004, que l’adhésion prochaine de la Hongrie à l’Union européenne aurait pour conséquence l’entrée en vigueur de la deuxième directive sur l’énergie électrique (63) en Hongrie et que, de ce fait, tout consommateur pourrait devenir client éligible à partir du 1er juillet 2007, ce qui entraînerait une nouvelle réduction des besoins de MVM dans un délai bien plus court que l’échéance prévue pour l’AAE.

(225)

En conséquence, il apparaissait clairement, en 2003 et 2004, que les AAE élaborés dans le contexte d’un modèle à acheteur unique, dans lequel toute l’électricité consommée en Hongrie transitait par MVM, auraient pour conséquence non seulement d’empêcher MVM de diversifier son portefeuille de fournisseurs et d’obtenir des prix plus avantageux en stimulant la concurrence entre ses fournisseurs, mais aussi de risquer de contraindre MVM à acheter une quantité d’électricité supérieure à ses besoins réels.

(226)

Les autorités avaient effectivement prévu ce risque. En 2002, le gouvernement hongrois a publié une ordonnance (64) contraignant MVM à renégocier les AAE avec l’ensemble des producteurs en vue de réajuster le niveau des capacités réservées. Bien que cette ordonnance ne prévoie pas la résiliation des AAE, elle atteste à elle seule que, dans une optique de libéralisation progressive du marché de l’électricité, les capacités réservées (et par conséquent le prélèvement minimum garanti) dans les AAE étaient trop élevées. Cette ordonnance permettait également à MVM, au cas où les négociations avec les producteurs n’aboutiraient pas, de vendre les capacités et l’électricité excédant ses besoins effectifs pour approvisionner le segment réglementé au moyen de trois «mécanismes de cession»: la mise aux enchères de capacités, des appels d’offres portant sur les capacités et la vente via une plateforme d’échanges virtuelle sur Internet, appelée «Bourse» («Piactér»). Bien que la forme de ces trois mécanismes soit différente, ils consistent tous globalement à ce que MVM revende sur le marché libre, sous la forme de différents produits à terme, le surplus d’électricité dont elle n’a pas besoin pour approvisionner le segment du service public mais qu’elle est tenue d’acheter conformément aux modalités des AAE.

(227)

Le tableau suivant présente des données sur les trois premières ventes aux enchères réalisées par MVM. Celles-ci montrent que les prix perçus par MVM pour l’électricité vendue par le biais des mécanismes de cession ont été largement inférieurs aux prix payés pour acheter cette électricité dans le cadre des AAE.

Tableau 8

Trois premières ventes aux enchères réalisées par MVM

 

Première enchère (juin 2003)

Deuxième enchère (décembre 2003)

Troisième enchère (juin 2004)

Produits Base

Quantité d’électricité vendue (GWh)

375

240

133

Prix de vente aux enchères (HUF/KWh)

8,02

9,5

8,4

Produits Charge minimale

Quantité d’électricité vendue (GWh)

 

259

421

Prix de vente aux enchères

 

5,6

3,5

Prix moyens annuels dans les AAE

 

2003

2004

 

11,3

11,7

(228)

Le législateur hongrois avait effectivement anticipé cet effet et avait prévu le versement d’une compensation à MVM par l’État hongrois pour les pertes subies par MVM du fait de l’écart entre le prix payé pour les quantités cédées dans le cadre d’enchères et le prix de vente obtenu sur le marché. Cette compensation s’est élevée à 3,8 milliards HUF en 2003 (65). Selon le rapport annuel 2004 de MVM, elle a augmenté de 2,4 milliards HUF en 2004.

(229)

Du point de vue des autorités publiques, il est clair qu’un tel système ne peut se justifier sur le plan commercial, car il équivaut à subventionner les ventes des producteurs pour alimenter le marché libre.

(230)

Le tableau suivant présente, sur la base des informations fournies par la Hongrie le 24 septembre 2007 et le 21 avril 2008, la quantité totale d’électricité vendue par le biais des mécanismes de cession entre 2003 et 2004.

Tableau 9

Quantités vendues par MVM dans le cadre des mécanismes de cession

(TWh)

Année

2003

2004

2005

2006

Ventes totales de MVM dans le cadre des mécanismes de cession (66)

0,6

1,9

6,5

6,5

(231)

Il est évident que, dans des conditions de marché normales, aucun acheteur ne conclurait de contrat qui comporte un risque grave qu’il soit obligé d’acheter plus d’électricité qu’il n’en a besoin et de supporter des pertes considérables lors de la revente. Théoriquement, ce risque existe dans les contrats à terme et les accords à long terme conclus par les grands utilisateurs finals, mais dans une bien moindre mesure.

(232)

La durée des contrats à terme est nettement inférieure à celle des AAE. Sur cette durée plus courte, l’acheteur dispose d’un meilleur aperçu de ses besoins que sur une durée comprise entre 15 ans et 27 ans. De plus, les acheteurs ont tendance à recourir à des contrats à terme qui ne couvrent qu’une partie seulement de leurs besoins escomptés et à acheter les quantités supplémentaires éventuellement nécessaires sur les marchés spot.

(233)

Les accords à long terme conclus par les grands utilisateurs finals ne comportent aussi qu’un risque réduit de se trouver obligé d’acheter des quantités superflues, étant donné que la durée de ces contrats est limitée et que la consommation des grands utilisateurs finals (entreprises industrielles ou de services) ayant recours à ces contrats est généralement stable et prévisible, ce qui n’est pas le cas de MVM pour les raisons précédemment exposées.

(234)

Par ailleurs, il est utile de rappeler que, dans un contrat à terme ou un accord d’achat à long terme conclu par un consommateur final, l’acheteur s’engage certes à acquérir une certaine quantité d’électricité plusieurs mois ou années avant sa livraison effective, mais ce contrat ou accord le protège contre la fluctuation des prix. Cet avantage n’existe pas dans les AAE, dans lesquels le prix couvre des coûts variables qui sont susceptibles d’augmenter dans des proportions imprévisibles en fonction de l’évolution des prix des combustibles.

(235)

La Commission conclut que les avantages dont les autorités publiques bénéficient par le biais des AAE n’incluent pas la protection contre une hausse des prix des combustibles, que tout opérateur de marché attendrait d’un accord à long terme, et que les AAE comportent des risques considérables que MVM se voie contrainte d’acheter plus d’électricité qu’elle n’en a effectivement besoin et enregistre des pertes lors de la revente de ces quantités excédentaires. Ces risques étaient bien connus des autorités hongroises lorsque la Hongrie a adhéré à l’Union européenne. La comparaison entre les AAE et les pratiques commerciales habituelles sur les marchés européens de l’électricité montre qu’un acheteur mû par des considérations purement commerciales n’aurait pas accepté de tels effets préjudiciables et aurait adopté d’autres stratégies d’achat et conclu d’autres types d’accords conformes à la pratique commerciale habituelle.

(236)

Compte tenu de ce qui précède, la Commission conclut que les principes fondamentaux qui sous-tendent les AAE confèrent aux producteurs d’électricité un avantage qui va au-delà d’un avantage commercial normal. À cet égard, il importe de souligner que les principes fondamentaux des AAE (réservation de capacités longtemps à l’avance, prélèvement minimum garanti et mécanismes de fixation des prix fondés sur une redevance de capacité et une redevance d’électricité couvrant les coûts fixes, variables et de capital) ne peuvent être isolés et appréciés individuellement. L’existence d’un avantage découle de la combinaison de ces éléments. Ainsi qu’il a été précédemment démontré, la longue durée des AAE contribue en grande mesure à l’existence de cet avantage.

3)   Effets des AAE sur le marché après l’adhésion de la Hongrie à l’Union européenne

(237)

Dans leurs observations, les parties intéressées affirment que les prix pratiqués dans le cadre des AAE ne sont pas supérieurs à ceux du marché de gros. La centrale de Mátra souligne notamment que ses prix sont compétitifs car elle dispose de sa propre mine de charbon, ce qui réduit ses coûts d’extraction. Les parties intéressées considèrent par conséquent qu’elles ne bénéficient d’aucun avantage.

(238)

La Commission ne saurait accepter cet argument.

(239)

Tout d’abord, ainsi qu’il a été exposé en détail ci-dessus, le prix effectivement payé dans le cadre des AAE est une des conséquences de ces accords, mais il ne constitue pas l’essentiel de l’avantage conféré par les AAE. Les observations formulées par les établissements bancaires susmentionnés (voir en particulier les considérants 175 et 176) confirment également que ce sont tous les éléments des AAE qui, en garantissant le retour sur investissement dans les unités de production et en protégeant les producteurs des risques commerciaux, constituent l’essentiel de l’avantage conféré par les AAE.

(240)

Ensuite, l’écart de prix par rapport aux prix du marché dépend d’un grand nombre de facteurs liés à l’évolution du marché, qui sont indépendants des AAE et ne peuvent être appréciés qu’a posteriori. Les prix des AAE sont des prix unitaires à un instant donné; ils ne tiennent pas compte de l’avantage découlant de tous les autres éléments de l’AAE, tels que les capacités et quantités que les producteurs auraient pu vendre si leurs ventes dépendaient de la demande sur le marché. Ainsi qu’il a été précédemment exposé, la Commission est d’avis que tous les AAE examinés confèrent un avantage économique aux producteurs, qu’ils aient ou non donné lieu, à un moment donné, à des prix supérieurs à ceux du marché.

(241)

Afin de répondre de manière exhaustive aux observations qui lui ont été présentées et de mieux comprendre les conséquences des AAE, la Commission a néanmoins comparé les prix effectivement pratiqués dans les AAE avec ceux prix pratiqués sur le segment du marché de gros non couvert par les AAE.

(242)

Aux fins de cette comparaison, la Commission ne tient pas compte des prix de 2007, étant donné que cette année-là (plus précisément entre le 9 décembre 2006 et le 31 décembre 2007), les prix réglementés ont été supérieurs aux prix des AAE. En conséquence, les prix pratiqués ne reflètaient pas nécessairement les prix exacts auxquels l’application des formules de fixation des prix des AAE aurait conduit.

(243)

La Commission a donc comparé les prix pratiqués dans le cadre des AAE avec ceux du marché libre entre 2004 et 2006.

Tableau 10

Prix moyen de l’électricité vendue à MVM dans le cadre des AAE  (67)

(HUF/kWh)

Centrale

2004

2005

2006

Dunament (Bloc F)

[…]

[…]

[…]

Dunament (Bloc G2)

[…]

[…]

[…]

Tisza II

[…]

[…]

[…]

Pécs

[…]

[…]

[…]

Csepel II

[…]

[…]

[…]

Kelenföld

[…]

[…]

[…]

Újpest

[…]

[…]

[…]

Kispest

[…]

[…]

[…]

Mátra

[…]

[…]

[…]

Centrale nucléaire de Paks

[…]

[…]

[…]

Tableau 11

Quantité et prix moyen de l’électricité vendue par les producteurs nationaux, hors AAE, sur le marché libre  (68)

Centrale

2004

2005

2006

Quantité

(MWh)

Prix

(HUF/kWh)

Quantité

(MWh)

Prix

(HUF/kWh)

Quantité

(MWh)

Prix

(HUF/kWh)

Mátra ([…] bloc)

989 097

8,15

972 813

8,33

1 082 699

9,26

Vértes

157 701

8,02

942 999

8,79

1 213 622

10,51

Dunament […] bloc

215 647

8,57

805 381

9,85

814 702

13,29

EMA

133 439

11,07

129 252

11,83

101 607

12,92

AES Borsod

[…]

[…]

18 301

11,25

n.a. (69)

 

AES Tiszapalkonyai Erőmű

364 869

12,76

86 673

9,87

119 218

14,27

Tableau 12

Quantité et prix moyen de l’électricité importée par MVM  (70)

Importation

2004

2005

2006

Quantité

(MWh)

Prix

(HUF/kWh)

Quantité

(MWh)

Prix

(HUF/kWh)

Quantité

(MWh)

Prix

(HUF/kWh)

D’Ukraine, via la Slovaquie ([…] (71))

1 715 200

[…] (72)

1 525 600

[…] (72)

1 311 400

[…] (72)

De Suisse, via la Slovaquie ([…] (71))

1 768 100

[…] (72)

1 761 700

[…] (72)

1 709 200

[…] (72)

De Suisse ([…] (71))

631 700

[…] (72)

629 500

[…] (72)

626 200

[…] (72)

(244)

Depuis 2003, conformément à la loi sur l’énergie électrique II (73), MVM cède son électricité superflue (excédant ses besoins pour approvisionner le segment du service public) sur le marché concurrentiel au moyen de trois mécanismes: i) la mise aux enchères de capacités de production du secteur public, ii) des appels d’offres portant sur les capacités et iii) la vente via une plateforme d’échange en ligne («Bourse MVM»). Le tableau suivant montre les prix moyens atteints au cours de ces ventes.

Tableau 13

Prix moyens atteints dans le cadre des enchères et des appels d’offres portant sur les capacités et à la Bourse MVM  (74)

Année de livraison du produit vendu aux enchères (75)

Prix moyen pondéré des enchères portant sur les capacités

(HUF/kWh)

Année des ventes par appel d’offres et des ventes à la Bourse MVM

Prix moyen obtenu lors des ventes par appel d’offres et des ventes à la Bourse MVM

(HUF/kWh)

2004

4,7

2004

6,5

Enchères du 17 juin 2004

Minimale: 3,48

Base: 8,4

 

 

2005

5,4

2005

8,1

Enchères du 9 décembre 2004

Minimale: 4,54

Base: 8,32

 

 

Enchères du 10 juin 2005

Minimale: 4,6

Base: 8,5

 

 

Enchères du 21 juillet 2005

Base: 9,3

Pointe: 10,42

 

 

2006

9,9

2006

9,1

Enchères du 9 novembre 2005

Minimale: 6,02

Base: 9,74

Pointe: 11,76

 

 

Enchères du 31 mai 2006

Base: 11,33

 

 

(245)

Les données chiffrées ci-dessus permettent de constater que les prix moyens auxquels l’électricité était vendue en Hongrie sur le marché concurrentiel en 2004, au niveau du marché de gros, ont varié entre 4,7 et 12,76 HUF/kWh. Parmi les producteurs couverts par un AAE, la centrale nucléaire de Paks et la centrale de Mátra ont vendu de l’électricité à MVM dans cette fourchette de prix. Dunament […] a vendu son électricité dans le cadre de son AAE à […] HUF/kWh, ce qui correspond au prix le plus élevé obtenu hors AAE ([…]). Tous les autres producteurs ont facturé à MVM un prix moyen situé entre 13,86 et 25,46 HUF/kWh, soit 10 à 100 % plus cher que le prix le plus élevé pratiqué sur le marché libre.

(246)

En 2005, les prix de vente en dehors des AAE examinés ont été compris entre 5,4 et 12,91 HUF/kWh. Parmi les producteurs couverts par un AAE, seules les centrales de Paks et de Mátra ont vendu leur électricité à MVM dans cette fourchette de prix. Tous les autres producteurs ont facturé à MVM un prix moyen situé entre 13,99 et 25,64 HUF/kWh, soit 10 à 100 % plus cher que le prix le plus élevé pratiqué sur le marché libre.

(247)

En 2006, les prix de vente en dehors des AAE examinés ont été compris entre 9,1 et 14,27 HUF/kWh. Parmi les producteurs couverts par un AAE, seules les centrales de Paks et de Mátra ont vendu leur électricité à MVM dans cette fourchette de prix (dans le cas de Paks, le prix a même été inférieur au prix du marché libre le plus bas). Tous les autres producteurs ont facturé à MVM un prix moyen situé entre 16,67 et 33,49 HUF/kWh, soit 15 à 135 % plus cher que le prix le plus élevé pratiqué sur le marché libre.

(248)

Les calculs ci-dessus sont basés sur les données relatives aux prix moyens c’est-à-dire qu’ils ne distinguent pas les prix des produits Charge minimale, Base ou Pointe. Les producteurs qui vendraient essentiellement des produits Pointe en l’absence d’AAE (76) affirment que leurs prix ne devraient pas être comparés aux prix des produits Base. La Commission reconnaît que le prix de l’électricité en période de pointe est normalement plus élevé que celui des produits Base. Lors de la comparaison de ces prix avec ceux pratiqués lors de ventes sur le marché libre (par exemple, lors des ventes aux enchères de capacités par MVM), il apparaît que les produits Pointe sont en moyenne 10 à 30 % plus chers que les produits Base.

(249)

Toutefois, si l’on compare les prix pratiqués par les centrales de Csepel, de Dunament F et de […] avec les prix les plus élevés obtenus lors des ventes aux enchères de capacités, on constate que les premiers sont supérieurs au prix de n’importe quel produit Pointe obtenu à l’issue d’enchères au cours de ces années. De plus, parmi les producteurs qui vendent de l’électricité hors AAE sur le marché libre et qui figurent dans le tableau 11 ci-dessus, certains (notamment la centrale d’EMA) ont aussi vendu principalement des produits Pointe.

(250)

La comparaison ci-dessus fait apparaître qu’entre 2004 et 2006, les prix pratiqués dans le cadre d’AAE par les producteurs couverts par ces accords (à l’exception des centrales de Paks et de Mátra) étaient effectivement supérieurs aux prix les plus élevés constatés sur le marché libre.

(251)

En conséquence, la Commission s’oppose aux arguments avancés par les parties concernées, qui affirment que les prix pratiqués dans le cadre des AAE n’étaient pas supérieurs à ceux du marché libre.

(252)

En ce qui concerne les centrales de Paks et de Mátra, les tableaux ci-dessus montrent que leurs prix étaient inférieurs au prix le plus élevé constaté sur le marché libre. Les prix pratiqués par la centrale de Mátra se situaient dans le haut de la fourchette de prix du marché libre. Bien que ces prix soient en effet susceptibles d’être plus concurrentiels que ceux pratiqués dans la majorité des autres AAE, la Commission ne peut exclure que la centrale n’aurait pas pu obtenir au moins les mêmes prix sans son AAE. La Commission note que les prix de vente de l’électricité produite par les unités de la centrale de Mátra non couvertes par l’AAE étaient nettement inférieurs aux prix pratiqués dans le cadre de l’AAE.

(253)

La Commission est consciente du fait que les prix établis sur le marché libre (hors AAE) ne peuvent pas être considérés comme correspondant au prix du marché exact que les producteurs auraient obtenu sans AAE si les AAE n’avaient pas existé au cours de la période considérée. Dans la mesure où les AAE couvrent environ 60 % du marché de la production, ils influencent indiscutablement les prix sur le reste du marché. La comparaison fournit toutefois une indication sur l’ordre de grandeur de l’écart entre les prix pratiqués dans le cadre des AAE et ceux effectivement observés lors de ventes hors AAE.

(254)

Les centrales de Budapest et de Csepel ont fait valoir que les AAE devraient néanmoins être considérés comme relevant d’un service d’intérêt économique général visant à garantir la sécurité de l’approvisionnement en électricité. Elles considèrent que les AAE remplissent les critères mentionnés dans l’arrêt Altmark, ce qui signifie qu’ils ne peuvent être considérés comme une aide d’État au sens de l’article 87, paragraphe 1, du traité CE.

(255)

La Commission a examiné ces arguments et est parvenue à la conclusion qu’elle ne saurait les accepter pour les raisons suivantes.

(256)

La réglementation communautaire confère aux États membres une certaine marge de manœuvre pour définir les services qu’ils considèrent comme des SIEG. Définir la portée des SIEG dans un État membre est, dans les limites prévues par la législation communautaire, une prérogative de l’État concerné et ce n’est pas aux bénéficiaires d’aides qu’il incombe de qualifier leurs propres services de service public.

(257)

Au cours de la présente procédure, les autorités hongroises n’ont toutefois jamais fait valoir qu’un des producteurs assurait un SIEG, ni défendu les affirmations des producteurs en ce sens.

(258)

La Commission considère donc que les AAE ne satisfont pas l’ensemble des critères énoncés dans l’arrêt Altmark.

(259)

Premièrement, selon l’arrêt Altmark, la société bénéficiaire doit être effectivement chargée d’assumer un service public et les obligations qui y sont liées doivent avoir été clairement définies par l’État membre.

(260)

Au cours de la période considérée, la législation hongroise imposait certes à MVM une obligation d’assurer la sécurité de l’approvisionnement, mais cette obligation était une obligation générale en vertu de laquelle l’acheteur unique de l’époque devait garantir l’approvisionnement en électricité nécessaire pour couvrir l’ensemble des besoins; aucun producteur individuel n’était visé par un SIEG bien défini.

(261)

L’objectif de sécurité d’approvisionnement en électricité est de portée très générale. Dans une certaine mesure, on pourrait dire que tout producteur d’électricité y contribue. Les parties intéressées n’ont présenté aucun document officiel de l’État hongrois définissant clairement un SIEG et confiant à un ou plusieurs producteurs spécifiques la mission de l’assumer.

(262)

Les AAE sont similaires à cet égard: ils fixent les obligations des parties, mais ne définissent aucune obligation de service public particulière. Le fait que les dix centrales couvertes par un AAE doivent réserver des capacités pour MVM ne signifie pas en soi qu’elles sont expressément chargées d’une mission de service public. Là encore, une telle approche pourrait aboutir à la conclusion que l’ensemble du secteur de la production d’électricité remplit les critères de service d’intérêt économique général, ce qui serait clairement contraire à l’interprétation que la réglementation et les pratiques communautaires veulent donner à cette notion.

(263)

En l’espèce, les prétendues obligations de service public ne sont pas clairement définies et aucun producteur n’est chargé de l’exécution d’une telle obligation.

(264)

Les parties intéressées font valoir que les AAE sont des documents qui chargent les producteurs d’un SIEG. Pourtant, les AAE ne comportent aucune définition concrète de SIEG, ni ne mentionnent ces obligations ou des dispositions juridiques qui constitueraient une base permettant à l’État de confier des SIEG à d’autres entités.

(265)

Dans les décisions qu’elle a adoptées à ce jour (77), la Commission a considéré que la sécurité d’approvisionnement pouvait constituer un service d’intérêt économique général sous réserve des restrictions prévues à l’article 8, paragraphe 4, de la directive 96/92/CE (correspondant aux dispositions de l’article 11, paragraphe 4, de la directive 2003/54/CE), à savoir que les producteurs concernés utilisent des sources combustibles indigènes d’énergie primaire pour produire l’électricité et que le volume total d’électricité n’excède pas, au cours d’une année civile, 15 % de la quantité totale d’énergie primaire nécessaire pour produire l’électricité consommée dans l’État membre concerné.

(266)

Le seul producteur qui a affirmé qu’il utilisait des combustibles indigènes d’énergie primaire était la centrale de Mátra. Toutefois, elle n’a présenté aucun document officiel montrant que l’État hongrois l’avait expressément chargée d’une mission de service public d’intérêt général clairement définie.

(267)

Compte tenu de ce qui précède, la Commission doit rejeter l’argument selon lequel les AAE accompliraient une mission de service public visant la sécurité d’approvisionnement.

(268)

Par ailleurs, les paramètres sur la base desquels est calculée la compensation auraient dû être préalablement établis de façon objective et transparente et la compensation ne saurait dépasser ce qui est nécessaire pour couvrir tout ou partie des coûts occasionnés par l’exécution des obligations de service public, en tenant compte des recettes y relatives ainsi que d’un bénéfice raisonnable pour l’exécution de ces obligations (78).

(269)

Faute d’une définition claire des services d’intérêt économique général à assumer, notamment d’une distinction claire entre les services à accomplir et les opérations d’exploitation normales des centrales, il est impossible d’établir des paramètres aux fins d’une compensation et/ou de déterminer si la compensation excède ce qui est nécessaire pour couvrir les coûts occasionnés par l’exécution de ces obligations. Il n’est même pas possible de définir exactement à quoi correspond la compensation.

(270)

L’existence de certains paramètres permettant d’établir les prix des AAE n’équivaut pas à celle de paramètres précis qui permettrait de calculer une compensation au titre de SIEG, dans la mesure où le prix n’est pas égal à la compensation. En outre, le fait que le prix ne couvre que les coûts liés à la production d’électricité, majorés d’une marge bénéficiaire, ne signifie pas qu’il n’inclut pas une compensation excessive, car de nombreux coûts liés à la production d’électricité peuvent être les coûts normalement supportés par un producteur, et non des coûts supplémentaires associés à l’exécution de SIEG.

(271)

Par ailleurs, lorsque le choix de l’entreprise à charger de l’exécution d’obligations de service public n’est pas effectué dans le cadre d’une procédure de marché public, le niveau de la compensation nécessaire doit être déterminé sur la base d’une analyse des coûts qu’une entreprise moyenne, bien gérée et adéquatement équipée en moyens de production afin de pouvoir satisfaire aux exigences de service public requises, aurait encourus pour exécuter ces obligations, en tenant compte des recettes y relatives ainsi que d’un bénéfice raisonnable pour l’exécution de ces obligations.

(272)

Neuf des dix AAE ont été signés sans appel d’offres préalable. Même dans le cas de la seule procédure d’appel d’offres qui a été lancée, qui a abouti à la sélection de la centrale de Kispest, aucun objectif particulier de SIEG n’a été défini. Il est donc difficile d’apprécier quelle part exacte des activités de la centrale correspondrait à l’exécution d’un SIEG et, par conséquent, quel niveau de compensation ne dépasserait pas ce qui est nécessaire pour couvrir les coûts occasionnés par l’exécution de l’obligation de service public.

(273)

En outre, ni les autorités hongroises, ni les parties intéressées n’ont présenté d’analyse des coûts des producteurs en question à l’appui de leur affirmation qu’ils correspondraient aux coûts supportés par une entreprise moyenne.

(274)

Enfin, la Commission observe qu’à l’exception de l’AAE conclu avec la centrale de Kispest, les AAE en question ont été signés sans appel d’offres préalable.

(275)

Les AAE ne remplissent donc pas les critères énoncés dans l’arrêt Altmark.

(276)

Les parties intéressées allèguent que l’article 86, paragraphe 2, du traité CE pourrait s’appliquer aux AAE même lorsque ces derniers ne remplissent pas les critères énoncés dans l’arrêt Altmark. La compatibilité de la mesure avec l’article 86, paragraphe 2, du traité CE est appréciée à la section 7.7 de la présente décision.

(277)

Les AAE ont été conclus avec quelques entreprises d’un secteur économique donné. Le tableau 1 ci-dessus fournit la liste des entreprises couvertes par un des AAE en cause.

(278)

L’entreprise AES-Tisza avance que les AAE ne sont pas sélectifs, puisque des accords à long terme existent dans l’ensemble du secteur de l’électricité: entre MVM et les producteurs, entre MVM et les compagnies de distribution, ainsi que pour les importations. Elle fait valoir qu’en raison de la réglementation hongroise de l’époque, tous les producteurs avaient conclu un accord avec MVM et seules les centrales opérant sur la base d’énergies renouvelables ou en cogénération disposaient d’accords de plus courte durée.

(279)

Les autorités hongroises font remarquer, en réponse aux observations des parties intéressées, que des centrales et unités de production d’électricité importantes vendent de l’électricité sur le marché libre en dehors de tout AAE ou accord de prélèvement minimum garanti (Dunament G1, centrale de Vértes, unités I-II de la centrale de Mátra).

(280)

Il existe en effet des centrales et unités de production importantes qui opèrent en dehors de tout AAE (voir les exemples fournis par les autorités hongroises). L’entreprise AES-Tisza elle-même dispose de deux centrales non couvertes par un AAE.

(281)

La Commission note que le fait que l’aide ne vise pas un ou plusieurs bénéficiaires particuliers préalablement définis, mais qu’elle soit soumise à une série de critères objectifs en application desquels elle pourra être octroyée ne signifie pas que la mesure ne confère pas un avantage sélectif à ses bénéficiaires. La procédure de sélection des bénéficiaires n’affecte pas le caractère d’aide d’État de la mesure (79).

(282)

En outre, selon la jurisprudence de la Cour de justice, même une mesure favorisant l’ensemble d’un secteur par rapport à d’autres secteurs se trouvant dans une situation économique comparable doit être considérée comme conférant un avantage sélectif à ce secteur (80).

(283)

À la lumière des considérations qui précèdent, la Commission conclut que les AAE constituent une mesure sélective.

(284)

La Commission doit examiner si les AAE impliquent le transfert de ressources d’État.

(285)

Le principe fondamental de tous les AAE examinés est l’obligation d’achat par MVM, pour une période allant de 15 à 27 ans, d’une capacité de production déterminée ainsi que de quantités minimales fixes d’électricité produite à un prix couvrant les coûts fixes et variables de la centrale. Du point de vue économique, cette obligation d’achat génère une obligation permanente, pour MVM, de payer aux centrales, pendant toute la durée du contrat, un certain prix pour une certaine capacité (redevance de capacité) et une certaine quantité d’énergie (redevance sur la fourniture d’énergie). Ainsi que décrit au chapitre 2 ci-dessus, des obligations financières supplémentaires de MVM sont définies dans certains AAE. Ce transfert en cours de ressources financières aux producteurs et le paiement des redevances mentionnées ci-dessus font partie intégrante de tous les AAE et s’effectuent pendant toute la durée des contrats. Bien entendu, plus la durée de l’AAE est longue, plus la valeur des ressources transférées est élevée.

(286)

Afin de déterminer si les ressources transférées aux producteurs par MVM sont ou non des ressources d’État, la Commission a examiné la mesure au regard des considérations suivantes:

(287)

Dans son arrêt rendu dans l’affaire PreussenElektra, la Cour de justice a examiné un mécanisme dans lequel l’État avait obligé des sociétés privées à acheter de l’électricité à des producteurs spécifiques à un prix fixé par l’État et supérieur au prix du marché. La Cour a jugé que, dans un tel cas, il n’y avait pas de transfert de ressources publiques et donc pas d’aide d’État.

(288)

La Commission considère que le système hongrois est fort différent du système examiné par la Cour dans l’arrêt susmentionné, en particulier à cause des différences dans la structure de propriété des sociétés soumises à une obligation d’achat.

(289)

Dans l’affaire PreussenElektra, la société à laquelle l’État a imposé l’obligation d’achat était une société privée, alors que MVM est une entreprise publique à part entière. Il s’ensuit que les ressources utilisées sont des ressources appartenent à et contrôlées par une entreprise publique.

(290)

Dans l’affaire PreussenElektra, lorsque l’on a reconstitué le parcours des fonds à partir du bénéficiaire jusqu’à son origine, il apparaissait qu’ils n’avaient jamais été contrôlés, directement ou indirectement, par l’État. En l’espèce, toutefois, ils sont bel et bien contrôlés par l’État, puisqu’en remontant leur parcours jusqu’à leur origine, on constate qu’ils échoient à une entreprise publique.

(291)

La Commission considère également que le comportement de MVM est imputable à l’État hongrois. Il faut ajouter que les autorités hongroises n’ont jamais affirmé, au cours de la procédure en cours, que les AAE n’étaient pas imputables à l’État et n’impliquaient donc pas le transfert de ressources d’État.

(292)

Le principe sous-jacent de l’obligation d’achat imposée à MVM pour garantir la viabilité des centrales concernées est imputable à l’État hongrois. Ce principe de base régissant les AAE tout au long de leur durée ayant été fixé au moment de leur conclusion, la Commission doit étudier les conditions de leur signature (c’est-à-dire les circonstances de l’établissement de ce principe de base) afin de déterminer si ce principe est imputable ou non à l’État hongrois.

(293)

Lors de son appréciation de la question de l’imputabilité, la Commission a tenu compte en particulier des circonstances suivantes:

(294)

Au moment de la conclusion des AAE, conformément à la loi no I sur l’électricité, MVM avait l’obligation légale de garantir la sécurité de l’approvisionnement en Hongrie au prix le plus bas possible.

(295)

La même loi imposait à MVM d’évaluer les besoins en électricité et de lancer l’extension des capacités de production sur la base des prévisions découlant de cette estimation. MVM devait élaborer un plan national de construction de centrales (Országos Erőműépítési Terv) et devait ensuite le soumettre à l’approbation du gouvernement et du parlement.

(296)

Dans leurs observations respectives, le gouvernement hongrois et toutes les parties intéressées s’accordaient à dire qu’au moment de leur conclusion, les AAE constituaient l’instrument choisi par le gouvernement hongrois pour garantir la sécurité d’approvisionnement et la réalisation d’autres objectifs gouvernementaux, comme la modernisation du secteur de l’électricité avec une attention particulière pour les normes de protection de l’environnement, ainsi que la restructuration indispensable du secteur (83). Comme l’indique la centrale de Csepel dans ses observations, «l’AAE doit être évalué en fonction de ce qu’il est: une composante à part entière des efforts déployés par l’État hongrois pour constituer, par le biais de MVM, un portefeuille diversifié deproduction à un moment où l’État ne disposait pas des moyens financiers nécessaires pour réaliser cet objectif par lui-même» (84).

(297)

Les autorités hongroises ont informé la Commission (85) que la préparation de la signature des AAE avait commencé, sur la base du décret gouvernemental no 1114/1994 (XII.7.), dans le cadre de la procédure de privatisation des centrales. Toute la procédure d’élaboration des AAE et de privatisation a été caractérisée par une coopération étroite entre l’office hongrois de l’énergie (l’autorité de régulation), le ministère de l’industrie et du commerce, le ministère des finances, l’Allami Vagyonügynökség R, c.-à-d. l’organisme public chargé des privatisations, MVM et un certain nombre de conseillers internationaux.

(298)

Une commission de travail a été créée dans le cadre de cette procédure, réunissant des représentants des organes visés ci-dessus. Cette commission a adopté des lignes directrices pour l’élaboration, entre autres, des AAE et des méthodes de fixation des prix.

(299)

À la demande du gouvernement hongrois, un cabinet d’avocats international a élaboré un AAE standard. Les autorités hongroises ont confirmé que les AAE respectaient ce modèle. Elles ont également confirmé que les mécanismes de fixation des prix des AAE avaient été élaborés sur la base de la décision gouvernementale no 1074/1995 (III.4.) concernant la réglementation des prix de l’électricité, laquelle contenait des règles détaillées pour le calcul des prix réglementés de l’électricité. Les AAE ont repris les formules et les définitions figurant dans la décision gouvernementale (86).

(300)

La décision relative à la signature des AAE a été prise par le comité de direction de MVM, tant dans le cadre de la privatisation qu’ultérieurement. Les membres du comité de direction sont élus par l’assemblée générale. Selon les informations reçues des autorités hongroises (87), «MVM étant détenu à plus de 99 % par l’État, les membres du comité de direction sont nommés, élus et révoqués à la meilleure appréciation de l’État».

(301)

Conformément au décret gouvernemental 34/1995 (IV.5.) portant application de la loi no I sur l’électricité, MVM était chargé d’organiser un appel d’offres dans un délai de quatre-vingt-dix jours à compter de l’adoption du plan de construction de centrales.

(302)

L’AAE concernant la centrale de Kispest a été signé à la suite d'une procédure d’appel d’offres, selon la procédure juridique suivante:

(303)

Le ministère de tutelle et l’office hongrois de l’énergie ont adopté, en 1997, des lignes directrices conjointes portant sur la procédure d’autorisation de la construction de centrales et sur les règles générales en matière d’appels d’offre.

(304)

Les lignes directrices conjointes exposent les motifs soutenant la nécessité d’une transformation de la structure de propriété et de la constitution de nouvelles capacités de production d’électricité. Elles précisent clairement les objectifs poursuivis: la sécurité de l’approvisionnement au moindre coût, la modernisation visant à respecter les normes en matière de protection de l’environnement, la diversification des sources énergétiques primaires, la création d’un parc de centrales plus souple possédant les réserves nécessaires et capable de coopérer avec le réseau d’électricité d’Europe occidentale. Elles soulignent également que le fonctionnement du futur parc de centrales «doit permettre une exploitation et une maintenance rentables, à des prix conformes aux dispositions légales» (88).

(305)

Le point 2 des lignes directrices conjointes du ministère et de l’office hongrois de l’énergie indique également que la réalisation des objectifs définis ci-dessus doit déboucher sur la mise en place d’«un réseau d’électricité moderne, conforme aux normes en matière de protection de l’environnement, garantissant la coopération européenne, le retour sur investissement et les coûts supportés par les détenteurs d’une licence opérant efficacement, ainsi que des prix contenant un bénéfice nécessaire au fonctionnement à long terme. Tous les objectifs ci-dessus seront atteints d’une manière garantissant … la sécurité de l’approvisionnement énergétique primaire, la capacité, pour ceux qui ont l’intention d’investir dans ce domaine, de réaliser leurs investissements, le retour sur investissement dans la sécurité, …, la concrétisation des intentions déclarées du gouvernement en matière de sécurité.».

(306)

Les lignes directrices conjointes réglementent la procédure d’appel d’offres portant sur la création de capacités des centrales.

(307)

Une commission principale d’évaluation (Értékelő Főbizottság) a fait la proposition finale au lauréat de l’appel d’offres. Les membres de cette commission étaient des représentants du ministère de l’économie, du ministère de l’environnement, de l’office hongrois de l’énergie, de MVM et de la banque ERSTE. La décision finale a été prise par le comité de direction de MVM. Selon les lignes directrices conjointes, le résultat officiel de l’appel d’offres devait être publié (exclusivement) au journal officiel du ministère.

(308)

La loi no II sur l’électricité a été élaborée dans l’hypothèse de l’existence des AAE. Cette loi, qui constitue le principal cadre juridique du fonctionnement du marché hongrois de l’électricité au cours de la période analysée, se réfère à maintes reprises aux obligations d’achat à long terme de MVM.

(309)

L’article 5, paragraphe 2, du décret gouvernemental 183/2002 (VIII.23.) portant sur les coûts échoués fixe l’obligation, pour MVM, de lancer la renégociation des AAE en vue de réduire les capacités achetées. Le décret oblige ainsi MVM à proposer une modification des AAE.

(310)

Dans ses observations, AES-Tisza faisait valoir qu’après la période de réglementation des prix (c’est-à-dire après le 1er janvier 2004, à l’exception de la nouvelle réglementation en matière de prix en 2007), les prix fixés sous le régime des AAE n’étaient pas imputables à l’État, mais étaient le résultat de négociations entre la centrale et MVM.

(311)

La Commission reconnaît que le montant exact des ressources transférées aux bénéficiaires ne dépend pas uniquement des clauses figurant dans les AAE, lesquelles sont imputables à l’État, mais également des négociations bilatérales périodiques entre MVM et les producteurs. En fait, les AAE offrent aux parties une certaine liberté pour négocier les quantités d’électricité effectivement achetées par MVM, ainsi que certaines composantes du prix, notamment en ce qui concerne le calcul des redevances de capacité, qui, ainsi qu’indiqué au point 356, dépendent de nombreux facteurs et nécessitent des ajustements périodiques. Toutefois, les négociations sur les quantités achetées ne peuvent jamais conduire à des quantités inférieures au niveau d’achat minimum garanti fixé dans les AAE. De même, les négociations sur les prix ne peuvent se dérouler que dans le cadre des mécanismes de fixation des prix prévus par les AAE, qui sont imputables à l’État. Les négociations portant sur les prix n’ont donc pas remis en cause le principe de l’obligation d’achat couvrant les coûts justifiés et un niveau de profit nécessaire au fonctionnement de la centrale.

(312)

De plus, le fait que les AAE prévoient la mise en réserve de l’essentiel des capacités des centrales concernées par ces accords et le paiement d’une contrepartie pour ces capacités implique en lui-même un transfert de ressources d’État aux bénéficiaires, indépendamment des négociations périodiques entre MVM et les producteurs.

(313)

Dans leurs observations (89), les parties intéressées s’accordaient toutes à dire que les principales formules et définitions appliquées sur la base des AAE à partir du 1er janvier 2004 suivaient les principales règles en matière de réglementation des prix. […] (90) explique elle-même, tant dans ses observations mentionnées ci-dessus que dans ses observations concernant la décision d’ouverture de la procédure, que les négociations sur les prix ont «clarifié» l’application des formules de fixation des prix et ont «interprété» leurs contenus (91). Elle reconnaît que les prix appliqués dans les AAE ont toujours été basés sur les coûts, couvrant les coûts justifiés, et qu’ils ont, dès le début, largement pris en compte la méthode de calcul des prix appliquée par les décrets relatifs aux prix.

(314)

[…] explique en outre que les formules de fixation des prix figurant dans la modification […] de son AAE sont aussi basées sur des décrets gouvernementaux: «la formule figurant dans la modification […] (tableau […] de l’annexe […]) pour le calcul de la commission de mise à disposition est identique à celle contenue dans les décrets en vigueur (note de bas de page renvoyant au décret 55/1996 du ministre de l’industrie, du commerce et du tourisme et décret 46/2000 du ministre des affaires économiques, le dernier décret applicable (producteurs) avant le 1er janvier 2004 étant le décret 60/2002 du ministre des affaires économiques et des transports) fixant la commission de mise à disposition (= capacité) et la redevance pour la fourniture d’électricité maximales pour les producteurs qui y sont cités.»

(315)

Il ressort de ce qui précède que, lorsque les AAE ont été signés, ni les négociations sur les prix ni les modifications de ces accords n’ont affecté leur principe de base fixé dans les circonstances décrites ci-dessus. C’est le même principe de l’obligation d’achat visant à garantir le retour sur investissement qui régit actuellement les AAE.

(316)

Il ressort clairement de ce qui précède que l’existence de l’obligation d’achat de MVM à l’égard des producteurs d’électricité, assortie du principe de couverture des coûts fixes et variables justifiés, est imputable à l’État hongrois.

(317)

De surcroît, selon une jurisprudence constante, une mesure ne constitue pas uniquement une aide d’État lorsqu’un avantage est accordé à des entreprises par une mobilisation immédiate et certaine de ressources étatiques, mais aussi lorsque l’octroi de l’avantage est susceptible, pour autant que certaines conditions soient remplies dans le futur, d’impliquer, pour les pouvoirs publics, une charge financière supplémentaire qu’ils n’auraient pas eu à supporter si l’avantage n’avait pas été conféré (92). En 2004, il est apparu clairement que MVM supporterait une telle charge supplémentaire dans le cas probable où les producteurs et importateurs d’électricité non engagés dans les AAE offriraient des prix inférieurs à ceux fixés dans les AAE, étant donné que ces offres inciteraient MVM à modifier son portefeuille d’approvisionnement et à réduire par conséquent les quantités achetées aux producteurs d’électricité soumis aux AAE et à obtenir d’eux des réductions de prix. Toutefois, en raison de ses obligations découlant des AAE, MVM n’est pas en mesure d’abaisser les quantités achetées aux producteurs soumis aux AAE sous un niveau minimum (la quantité d’achat garantie) et ne peut négocier les prix sur la base d’offres alternatives fournies par des producteurs concurrents, mais uniquement dans les limites du mécanisme de formation des prix fondée sur les coûts prévu par les AAE. Ce fait, associé à la conclusion tirée aux considérants 315-316, amène la Commission à conclure que la condition du transfert de ressources d’État était présente dans les AAE depuis le 1er mai 2004 et le restera pendant toute la durée de validité des AAE, indépendamment des conditions réelles du marché, puisque les AAE empêchent MVM de procéder aux arbitrages qui pourraient s’avérer appropriés pour réduire au minimum le montant des ressources consacrées à l’achat d’électricité indispensable pour couvrir ses besoins.

(318)

Il résulte des considérations ci-dessus que les AAE génèrent le transfert de ressources d’État.

(319)

Les marchés de l’électricité ont été ouverts à la concurrence et des échanges d’électricité existent entre États membres, en particulier depuis l’entrée en vigueur de la directive 96/92/CE du Parlement européen et du Conseil du 19 décembre 1996 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité (93).

(320)

Par conséquent, les mesures favorisant des entreprises du secteur de l’énergie dans un État membre peuvent dès lors porter atteinte à la capacité qu’ont les entreprises d’autres États membres à exporter de l’électricité vers celui-ci, ou favoriser les exportations d’électricité vers ces derniers. Cela est particulièrement vrai dans le cas de la Hongrie puisque, étant donné son positionnement géographique au centre de l’Europe, elle est reliée ou peut facilement se connecter aux réseaux de nombreux États membres actuels ou futurs.

(321)

Cela est particulièrement vrai dans le cas de la Hongrie, située au centre de l’Europe et comptant, parmi ses sept pays voisins, quatre États membres de l’Union européenne. C’est ainsi qu’elle dispose d’une connexion avec les systèmes slovaques, autrichiens et roumains. En 2004, la Hongrie a importé près de 14 000 GWh et a exporté 6 300 GWh. À partir de 2005, ses importations ont dépassé les 15 000 GWh et ses exportations se sont situées entre 8 000 et 10 000 GWh.

(322)

Au cours des années qui ont suivi l’adhésion de la Hongrie à l’Union européenne, environ 60 % des capacités de production hongroises ont été contractés par MVM dans le cadre d’AAE. Les AAE arriveront à échéance entre la fin 2010 et la fin 2014. Les conditions de l’obligation d’achat de MVM susmentionnées resteront inchangées jusqu’à l’échéance des accords.

(323)

Le premier pas vers l’ouverture du marché en Hongrie a été effectué le 1er juillet 2004, date à partir de laquelle tous les consommateurs industriels sont devenus éligibles au passage sur le marché libre. Le 1er janvier 2008, le segment du service public a cessé d’exister, de sorte que tous les clients sont devenus «éligibles».

(324)

Malgré l’ouverture du marché, en 2004, une partie importante des clients éligibles a renoncé à opter pour le segment du marché libre. Le rapport de l’office hongrois de la concurrence sur l’enquête sectorielle sur le marché hongrois de l’électricité concluait explicitement que le manque de capacités disponibles sur le marché libre dû à l’importance des capacités mises en réserve dans le cadre des AAE constituait un sérieux obstacle au choix en faveur du marché libre (94). Près de 60 % des capacités productives hongroises sont liées, par le biais des AAE, au segment du secteur public, en l’occurrence uniquement à MVM; seules les capacités résiduelles pourraient, en réalité, être ouvertes à la concurrence pour la conquête de nouveaux clients.

(325)

Les capacités mises en réserve, c’est-à-dire les quantités garanties à long terme, constituent aussi une entrave à l’entrée de nouveaux producteurs sur le marché de gros, étant donné que 60 % des capacités totales sont liés à une seule entreprise (détenue par l’État) avec une garantie d’achat.

(326)

Sur ce point, la Commission a également tenu compte des résultats de l’enquête sectorielle réalisée par l’office hongrois de la concurrence, qui concluait sans équivoque que les AAE conduisaient à l’élimination de la concurrence en restreignant la capacité des clients éligibles à passer sur le marché libre et en empêchant les grossistes potentiels d’entrer sur le marché (95).

(327)

La pénurie de capacités disponibles en dehors des AAE conduit de surcroît à une augmentation des prix sur le marché compétitif. L’important volume de capacités et de quantités d’électricité mises en réserve dans le cadre des AAE influence également les prix sur le marché libre.

(328)

Selon une étude quantitative réalisée par le centre régional de recherches sur l’énergie relative à l’impact des AAE sur les prix de gros de l’électricité en Hongrie (96), les AAE génèrent des prix de gros plus élevés que ceux qui pourraient être atteints en l’absence d’AAE. De manière plus générale, cette étude relève également que les AAE représentent l’un des principaux facteurs conduisant à une structure de marché «incompatible avec les principes du fonctionnement d’un marché concurrentiel libre» (97). Cette même étude propose d’ailleurs la dissolution des AAE, considérant qu’il s’agit d’une solution permettant la pratique de la libre concurrence sur le marché de gros hongrois de l’électricité.

(329)

Dans son étude sectorielle concernant le marché de l’électricité (98), la Commission analyse également les effets des AAE sur la concurrence et le commerce. Elle conclut, aux considérants 467 à 473, que «les accords d’achat à long terme d’électricité (AAE) sont un autre facteur susceptible d’influencer les volumes régulièrement échangés sur le marché de gros». En ce qui concerne les AAE conclus en Pologne, elle fait valoir qu’«ils peuvent représenter un obstacle important sur la voie du développement du marché de gros polonais». Elle poursuit en précisant que «La situation est la même en Hongrie, où la société Magyar Villamos Művek (MVM) est le grossiste de service public et achète l’électricité par le biais d’AAE à long terme qu’elle vend par la suite aux revendeurs locaux. Les AAE hongrois couvrent la plus grande partie des besoins en électricité de cet État membre, ce qui peut avoir, sur la vente en gros, un impact similaire, voire supérieur à celui décrit ci-dessus à propos du marché de gros de la Pologne».

(330)

Les différentes études visées ci-dessus concluent donc toutes que les AAE faussent ou menacent de fausser la concurrence et peuvent affecter les échanges entre les États membres.

(331)

Les parties intéressées affirment également qu’il est faux de prétendre que la pénurie de capacités disponibles conduit à une distorsion de concurrence, étant donné que les ventes aux enchères de capacités de MVM prouvent que l’entreprise n’a même pas été capable de vendre tous les produits d’électricité qu’elle proposait.

(332)

Une comparaison entre les quantités proposées et les produits vendus aux enchères avec succès (99) montre toutefois que MVM a vendu tous les produits proposés à presque chaque enchère. En effet, dans la majorité des cas, elle a même dû utiliser les 10 % maximum de produits supplémentaires qu’elle pouvait légalement proposer.

(333)

Dans leurs observations, les parties intéressées ont également souligné que de nombreux autres facteurs avaient affecté les échanges et influencé le développement de la libre concurrence sur le marché hongrois de la vente d’électricité en gros. La Commission est évidemment d’accord avec le fait que les AAE ne constituent pas le seul facteur influençant la concurrence et les échanges. Toutes les études évoquées ci-dessus reconnaissent également qu’un grand nombre d’autres facteurs (législation, accès limité aux capacités transfrontières, influence importante de l’évolution des prix sur les marchés internationaux de l’énergie, etc.) exercent également une influence sur le succès global de l’ouverture du marché ainsi que sur les niveaux effectifs des prix. Toutefois, toutes les études communiquées à la Commission au cours de l’actuelle procédure et autrement disponibles, à l’exception de celle commandée et transmise par AES-Tisza (100), reconnaissent clairement que les AAE affectent sensiblement la concurrence et les échanges.

(334)

Les capacités mises en réserve, les achats garantis et le mécanisme de fixation des prix prévus par les AAE protègent les centrales couvertes par l’AAE, pendant toute la durée de ce dernier, des risques commerciaux liés à leur exploitation. Ainsi qu’indiqué au considérant 211 ci-dessus, ce risque comprend le risque lié aux fluctuations des coûts de production de l’électricité, en particulier les coûts des combustibles, le risque lié aux fluctuations des prix de l’électricité à payer par l’utilisateur final et le risque lié à la fluctuation de la demande d’électricité de l’utilisateur final. Ces risques étant les risques typiques que les producteurs d’électricité non couverts par AAE devraient supporter, les AAE empêchent le développement de conditions identiques de concurrence dans le secteur de la production d’électricité et faussent la concurrence basée sur le mérite.

(335)

La Commission constate également que la plupart des producteurs bénéficiant des AAE font partie des principaux groupes internationaux présents dans plusieurs États membres. Le fait de conférer un avantage concurrentiel à ces groupes affecte sans aucun doute les échanges et est susceptible d’entraîner une distorsion de la concurrence sur le marché commun.

(336)

La majorité des analyses, par les parties intéressées, des critères d’évaluation de l’impact sur les échanges et la distorsion de la concurrence se réfèrent à la situation du marché au moment de la conclusion des AAE et, en toute état de cause, à la situation du marché avant l’adhésion de la Hongrie à l’Union européenne. La Commission ne peut accepter une telle approche et renvoie, à cet égard, aux considérants 156 à 172 ci-dessus.

(337)

Certaines parties intéressées font aussi valoir que leur AAE, considéré individuellement, n’affecte pas les échanges puisque la capacité de production de leur centrale est minime par rapport aux capacités de production globales du pays. Le principe de base des AAE étant le même pour tous (obligation d’achat d’une quantité minimale d’électricité produite, mise en réserve de capacités de production, prix couvrant les coûts fixes et variables justifiés sur une durée de 15 à 27 ans), chaque AAE exerce un impact sur le marché. L’ampleur de l’impact est toutefois multipliée, par définition, par la coexistence des dix AAE sur le marché hongrois. Plus les capacités couvertes par les AAE sont importantes, plus les effets décrits ci-dessus sont importants.

(338)

À la lumière de ce qui précède, la Commission conclut que les dispositions des AAE, présentées ci-dessus, affectent les échanges et sont susceptibles d’entraîner une distorsion de la concurrence.

(339)

Au point 3.1. de sa décision d’ouverture, la Commission a exprimé ses doutes au sujet du caractère d’aide d’État de la centrale de Paks en raison des différences qui peuvent exister entre l’AAE de cette centrale et les autres AAE en ce qui concerne les principes directeurs. La Commission conclut toutefois, à l’issue de son enquête, que l’appréciation, ci-dessus, des critères d’évaluation d’une aide d’État s’applique également à l’AAE de Paks, étant donné qu’il suit les mêmes principes tout en présentant les caractéristiques spécifiques exposées au regard des critères pertinents.

(340)

Sur la base de l’analyse ci-dessus, la Commission considère que les principales conditions de l’obligation d’achat figurant dans les AAE, à savoir les mises en réserve de capacités et les achats garantis par MVM dans des conditions telles qu’elles garantissent le retour sur investissement des centrales en les protégeant des risques commerciaux liés à leur exploitation constituent une aide d’État au sens de l’article 87, paragraphe 1, du Trait CE. Ce caractère d’aide d’État est le résultat de la combinaison des mises en réserve de capacités, de l’achat minimal garanti, du mécanisme de fixation des prix fondé sur une redevance de capacité et une redevance sur la fourniture d’énergie destiné à couvrir les coûts fixes, variables et de capitaux, sur une longue durée allant au-delà de la pratique habituelle du marché.

7.4.   Applicabilité des AAE après l’adhésion

(341)

Les parties intéressées prétendent que les mesures prises conformément à la loi avant l’adhésion à l’Union européenne ne pourraient pas être révisées par la Commission. Cela serait conforme au principe général d’interdiction des lois rétroactives.

(342)

La Commission n’est pas d’accord avec cette argumentation. À partir de la date d’adhésion, l’acquis communautaire doit s’appliquer pour toute mesure indépendamment du fait qu’elle était ou non préalablement prise en conformité avec les dispositions légales nationales. L’annexe IV de l’acte d’adhésion prescrit l’application des règles particulières pour les mesures d’aides même si elles avaient été prises conformément aux dispositions légales nationales en vigueur avant l’adhésion.

(343)

L’article (1) du Chapitre 3 de l’annexe IV de l’acte d’adhésion considère exclusivement les trois catégories de mesures suivantes d’aides existantes: i. les aides mises à exécution avant le 10 décembre 1994, ii. les aides énumérées, après l’étude de la Commission, dans l’appendice de l’Annexe IV de l’acte d’adhésion, et iii. les aides ayant été approuvées par la Commission dans le cadre dudit «mécanisme transitoire». Toute mesure applicable, au-delà de la date d’adhésion, qualifiée d’aide d’État et ne relevant d’aucune catégorie susmentionnée, doit être considérée comme une aide nouvelle après l’adhésion. La Commission a donc entière compétence pour interdire ces mesures lorsqu’elles sont incompatibles avec le marché commun. L’application des règles en matière d’aide d’État aux effets futurs des mesures applicables après l’adhésion ne signifie aucunement une application rétroactive des règles UE en matière d’aides d’État, et, dans tous les cas, cette intervention a lieu au titre du mandat conféré par l’acte d’adhésion lui-même.

(344)

Le point (2) du Chapitre 3 de l’Annexe IV de l’acte d’adhésion définit le «mécanisme transitoire». Cet article dispose du cadre juridique relatif à l’étude des programmes d’aides et d’aides individuelles entrés en vigueur avant l’adhésion et applicables après celle-ci dans les nouveaux États membres.

(345)

Les parties intéressées soutiennent qu’étant donné que les règles communautaires en matière d’aides d’État ne sont applicables qu’à partir de la date d’adhésion, les mesures assurant des avantages supplémentaires après cette date peuvent seules être également réputées applicables après l’adhésion. Selon leurs prétentions, les AAE n’ont pas créés d’avantages supplémentaires après l’adhésion car leurs formules de fixation des prix avaient été définies avant l’adhésion et, par conséquent, l’engagement financier de l’État était entièrement connu avant l’adhésion.

(346)

La Commission conclut aux observations suivantes. Les AAE arrivent à terme au cours de la période 2010-2024, donc après l’adhésion. La Commission n’a considéré que dans certaines circonstances très exceptionnelles qu’une mesure d’aide, restée en vigueur après la date de l’adhésion, ne devait pas être qualifiée de mesure applicable après l’adhésion suivant les termes de l’acte d’adhésion. Cette pratique exceptionnelle doit cependant, selon les principes générale de l’interprétation des exceptions, être interprétée dans un sens restrictif afin d’empêcher que des aides d’État sur lesquelles cette compétence de contrôle doit s’exercer conformément la volonté des signataires de l’acte d’adhésion, ne puissent échapper au contrôle de la Commission sur les aides d’État.

(347)

De ce point de vue, La Commission a, dans sa pratique décisionnelle jusqu’à ce jour (101), effectivement jugée que conformément à l’Annexe IV de l’acte d’adhésion, ne sont pas réputées applicables après l’adhésion les mesures à l’égard desquelles le niveau exact de l’engagement financier de l’État était déjà bien connu avant l’adhésion.

(348)

Les AAE ne définissent pas le niveau maximal de l’engagement financier de l’État et, avant l’adhésion, le niveau précis de cet engagement financier ne pouvait être connu pour toute la durée des AAE.

(349)

Au contraire, le niveau de l’engagement financier de l’État selon les AAE dépend d’indicateurs dont l’évolution future était encore inconnue le jour de l’adhésion. Les AAE protègent également les producteurs contre les fluctuations des coûts non pas liés à des opérations ou des événements se produisant avant l’adhésion mais encore inconnus à la date de l’adhésion.

(350)

Plus particulièrement, les circonstances ci-dessus appuient le fait qu’à la date de l’adhésion le niveau d’engagement de l’État dans le cadre des AAE était inconnu et que ceux-ci imputaient après l’adhésion des engagements ultérieurs à l’État.

(351)

En premier lieu, les AAE ne précisent pas le prix exact auquel les producteurs vendent leur énergie à MVM. Le calcul des prix est le résultat de calculs basés sur des formules constituées de nombreux indicateurs fluctuants d’une façon imprévisible.

(352)

La formule des AAE inclut un tarif de mise à disposition (un tarif capacité), un tarif énergie, auquel s’ajoutent encore des différents autres tarifs en fonction des producteurs.

(353)

La formule ne détermine que les coûts et les tarifs acceptables pour les différentes catégories de tarifs ainsi que l’importance que revêt la catégorie de tarif donnée dans le prix.

(354)

Dans leurs observations, les producteurs eux-mêmes et MVM ont reconnu que le contenu précis de certaines catégories de tarifs devait être clarifié davantage dans le cadre des négociations menées avec MVM.

(355)

Parmi les catégories de coûts reconnues dans les AAE plusieurs sont variables et ne pouvaient être connues avec précision avant l’adhésion. Ainsi par exemple:

(356)

Tarif capacité

Cette catégorie de tarif tient compte des capacités garanties ainsi que des capacités effectivement engagées par MVM. Cela dépend, entre autres, de la planification annuelle, mensuelle et hebdomadaire. Chaque AAE se réfère aux règles de planification périodique et le prix définitif précis dépend pour chaque AAE des plans annuels, mensuels et hebdomadaires. Il va de soi qu’il est impossible de définir préalablement ces catégories de coûts. Les parties peuvent par exemple prévoir dans leurs plans des capacités supplémentaires pour une certaine période. Le prix total à payer par MVM dépendra inévitablement aussi de facteurs influençant la demande en énergie électrique comme, par exemple, les conditions météorologiques.

Le cours de la devise nationale hongroise, le Forint, peut aussi influencer cette catégorie de coûts.

(357)

Tarif énergie

Cette catégorie de coûts est primordialement déterminée par le coût des combustibles. La fluctuation de ces coûts suit des règles du marché incontrôlables par les Parties. Les AAE ne définissent aucune limite supérieure portant sur l’évolution future du prix des combustibles.

Le montant précis du tarif de l’énergie à payer est bien entendu également influencé par la quantité d’énergie exacte vendue par MVM. Or, celle-ci ne peut être calculée qu’ultérieurement.

(358)

Tarifs complémentaires (si applicables)

Certaines AAE prescrivent un tarif complémentaire pour les capacités mises à disposition mais non exploitées. Bien entendu, leurs montants exacts ne peuvent être préalablement définis.

(359)

Dans la majorité des AAE, il y a un système de bonus/malus selon lequel un supplément de prix est facturé par les producteurs si, par exemple, pendant les périodes de charge de pointe, ils exploitent des capacités supplémentaires ou produisent plus d’énergie. À contrario, une diminution des prix est prévue lorsque le producteur offre, dans le cadre de l’AAE, une capacité inférieure à celle prévue dans le plan annuel ou mensuel.

(360)

Similairement aux énumérations ci-dessus, ces calculs se réfèrent à des plans d’exploitation périodiques, et dépendent aussi du comportement du producteur lui- même. Ils ne peuvent dans aucun cas être établis au préalable.

(361)

Il apparaît clairement de ce qui précède que dans le cas de contrats d’une durée de 15 à 27 ans il est techniquement impossible de fixer le prix d’achat final exact de l’énergie. Le prix exact dépend du plan de production périodique, et est par la suite influencé par l’évolution de la demande d’énergie, le comportement des parties contractantes, le prix des combustibles, etc.

(362)

Bien que tous les points mentionnés ne concernent pas tous les AAE (étant donné que la catégorie des coûts acceptables varie dans une certaine mesure en fonction des divers accords) chaque AAE inclut des éléments de prix ne pouvant être préalablement établis.

(363)

De ce fait, la Commission considère que l’existence de formules de fixation de prix ne délimite pas de manière précise l’engagement financier de l’État. Le fait que la formule soit composée de nombreux indicateurs variables ne permet pas de déterminer le niveau exact futur de l’engagement futur de l’État.

(364)

Il faut également observer que l’engagement financier de MVM provenant des AAE dépend en grande mesure des conditions de la demande. Cet engagement financier correspond notamment à la différence entre le prix d’achat sous le régime des AAE et le produit issu de la vente d’énergie par MVM. Cependant le prix auquel MVM vend l’énergie ne peut être prévu au préalable. Ce gain est influencé par les recettes que MVM réalise grâce aux ventes effectuées dans le cadre des accords conclus avec les distributeurs régionaux, au résultat des appels d’offres, des enchères et des ventes réalisées sur la «Place de marché». Ces prix sont aussi influencés par la régulation des prix par les autorités et la fluctuation de la demande sur le marché. Cette situation augmente encore davantage le caractère imprévisible de l’engament financier de l’État préexistant à raison des AAE. Il peut arriver de surcroît que les quantités d’achats garantis inclues dans les AAE dépassent de plus en plus les besoins réels de MVM, en conséquence, surtout, de la libération totale du marché de l’énergie dès janvier 2008. La surabondance d’énergie peut accroître davantage les coûts inconnus et rendre, en conséquence, le niveau exact de l’engagement de l’État, dans le cadre des AAE, imprévisible.

(365)

Suivant ce qui précède, les paiements acquittés par MVM aux producteurs d’énergie électrique après l’adhésion ne signifient pas un simple virement des échéances du montant précis des aides établies avant l’adhésion.

(366)

Par conséquent, les AAE étudiés dans la présente décision, aux termes du Chapitre 3 de l’Annexe IV de l’acte d’adhésion, sont des mesures réputées applicables après l’adhésion

7.5.   L’AAE en tant qu’«aide nouvelle» par opposition à une «aide existante»

(367)

Conformément aux dispositions du Chapitre 3 de l’Annexe IV de l’acte d’adhésion: «Si la Commission ne soulève pas d’objections à l’égard de l’aide existante en raison de doutes sérieux quant à la compatibilité de la mesure avec le marché commun dans les trois mois suivant la réception d’informations exhaustives à son sujet ou de la réception d’une communication du nouvel État membre dans laquelle il informe la Commission qu’il considère que l’information fournie est complète du fait que l’information supplémentaire qui a été requise n’est pas disponible ou a déjà été fournie, la Commission est réputée ne pas avoir soulevé d’objections».

(368)

Au vu de l’article susmentionné, certaines parties intéressées considèrent que la Commission a dépassé le délai de trois mois après la notification du 31 mars 2004 de la Hongrie et par là même elle aurait tacitement approuvé la mesure dans le cadre du mécanisme provisoire.

(369)

À cet égard la Commission remarque que dans le cadre de la procédure provisoire l’objet de la notification du 31 mars 2004 était le décret sur la compensation fournie à MVM et non les AAE. La Hongrie a révoqué cette notification et la Commission a ouvert par la suite une nouvelle procédure concernant les AAE (conf. Chapitre 1) sous le numéro d’enregistrement «NN».

(370)

Nonobstant, il faut observer que, comme il apparaît dans le tableau suivant, la Commission n’a pas dépassé le délai de trois mois mentionnés par les parties intéressées:

Action

Date

Durée écoulée entre la réception de l’information et la prise de la mesure

Notification introduite par la Hongrie

31.3.2004

 

Questions de la Commission

29.4.2004

29 jours

Réponses de la Hongrie

4.6.2004

 

Questions de la Commission

10.8.2004

2 mois et 6 jours

Réponses de la Hongrie

21.10.2004

 

Questions de la Commission

17.1.2005

2 mois et 27 jours

Réponses de la Hongrie

7.4.2005

 

Retrait de sa notification par la Hongrie

15.4.2005

8 jours

(371)

Mis à part la communication par écrit ci-dessus, des rencontres ont eu lieux entre la Commission et les autorités hongroises le 15 juillet 2004, le 30 novembre 2004 et le 12 janvier 2005.

(372)

En ce qui concerne la procédure faisant l’objet de la présente décision, la Commission examine ci-après, si les AAE constituent des aides existantes ou des aides nouvelles selon les dispositions de l’acte d’adhésion et du règlement de Procédure.

(373)

Selon le Chapitre 3 de l’Annexe IV de l’acte d’adhésion, toute mesure qualifiée d’aide d’État en vigueur avant l’adhésion et également applicable après l’adhésion qui ne correspond pas à l’une des catégories d’aides existantes énumérées ci-dessus, doit être considérée, à partir de l’adhésion, et en application de l’article 88(3) du traité CE, comme une aide nouvelle.

(374)

Les AAE traités dans la présente décision sont entrés en vigueur entre 1995 et 2001 c’est à dire après l’adhésion de la Hongrie à l’Union européenne (1er mai 2004). Cette décision ne s’étend que sur les AAE lesquels étaient en vigueur à la date de l’adhésion. Elle ne s’étend pas aux AAE ayant dissous avant la datte évoquée. La mesure est applicable pour toute autre raison ultérieure mentionnée au point 7.4. ci-dessus dans le cadre de l’application de l’acte d’adhésion.

(375)

Les trois catégories d’aides existantes mentionnées dans l’acte d’adhésion sont les aides suivantes:

1)

les aides entrées en vigueur avant le 10. décembre 1994.

Chacun des AAE a été signé et entré en vigueur après le 10 décembre 1994.

2)

les mesures d’aides figurant à l’appendice annexé à l’acte d’adhésion,

Ni les AAE en général ni les AAE séparément ne figurent à l’appendice selon le sous-point b) du point 1 du chapitre 3 de l’annexe IV de l’acte d’adhésion lequel appendice contient la liste des mesures d’aides.

3)

Les aides ayant été étudiées par l’autorité de contrôle des aides de l’État du nouveau État membre avant l’adhésion et avaient été considérées être compatibles avec l’acquis communautaires et par rapport auxquelles la Commission avait, au cours de la procédure, ladite procédure provisoire définie par l’acte d’adhésion (voir point (2) du chapitre 3 de l’Annexe IV de l’acte d’adhésion, constaté que celles-ci ne soulevaient pas de doutes sérieux quant à la compatibilité de l’aide avec le marché commun.

Aucun des AAE n’avait été soumis à la Commission dans le cadre de la procédure dite provisoire.

(376)

Compte tenu du fait que les AAE ne font partie d’aucune des catégories d’aides existantes énumérées dans l’acte d’adhésion, celles-ci sont qualifiées de nouvelles mesures dès la date de l’adhésion.

(377)

La Commission souligne également que la qualification des AAE coïncide avec les consignes contenues à l’article 1 b) in fine du règlement de Procédure. Ce règlement prévoit que dans le cas où les mesures données sont requalifiées d’aides d’État selon le droit communautaire après la libéralisation (en l’espèce après l’entrée en vigueur de la directive 96/92/CE sur la libéralisation du marché de l’énergie qui a eu lieu en Hongrie à la date d’adhésion à l’Union européenne), ces mesures ne doivent plus être considérées comme des aides existantes, à compter de la date de la libéralisation mais elles doivent être traitées comme des aides nouvelles.

(378)

Selon l’argument de Budapesti Erőmű l’article 1.b) in fine du règlement de Procédure n’est pas applicable. Il se réfère à l’arrêt rendu dans l’affaire Alzetta Mauro  (102) alléguant que l’aide octroyée sur un marché isolé de la concurrence avant la libéralisation, est qualifiée, à partir de la date de la libéralisation, d’aide existante.

(379)

La Commission réfute cet argument. Comme il a déjà été développé ci-dessus, selon la position de la Commission, les dispositions relatives aux aides d’État dans l’acte d’adhésion avaient justement comme objectifs que la Commission révise toutes les mesures qui auraient menacé de fausser la concurrence entre les États membres, au moment de l’adhésion. Contrairement aux Traités d’adhésion conclus avant le 1er mai 2004, l’acte d’adhésion, entré en vigueur le 1er mai 2004, s’était efforcé à limiter les catégories de mesures qualifiées d’aides existantes aux trois cas susmentionnés. L’arrêt rendu dans l’affaire Alzeta Mauro ne touche pas les mesures concernées par l’acte d’adhésion et ne peut donc être applicable aux AAE faisant objet de l’enquête. De surcroît, l’arrêt rendu dans l’affaire Alzetta Mauro concerne une situation de fait ayant précédé l’entrée en vigueur du règlement (CE) no 659/1999/.

(380)

Budapesti Erőmű affirme que l’article 1. b) ne peut pas être appliqué aux mesures d’aides individuelles «étant donné qu’il ne fait pas mention des mesures individuelles en matière d’aide». La Commission a rejeté cet argument. Il n’existe aucune raison pour que la référence à «l’aide» ou à «certaines mesures» ne puisse faire également référence à des aides individuelles et même à des programmes d’aides. L’article 4 du règlement (CE) no 659/1999 se réfère à des «mesures» régulièrement déclarées, la Commission suppose néanmoins que, selon la partie intéressée, l’article 4 serait uniquement applicable aux enquêtes préalables des programmes d’aides notifiés.

(381)

En conséquence, la Commission considère qu’à la base de l’acte d’adhésion et du règlement de Procédure, les AAE constituent d’aides nouvelles.

7.6.   La Commission ne peut pas abroger les accords de droit privé valablement conclus («pacta sunt servanda») — incertitude juridique — proportionnalité

(382)

À cet égard, la commission souhaite prendre position concernant les observations soumises par les parties intéressées selon lesquelles la Commission ne peut abroger les contrats de droit privé, étant donné que cela serait, selon les parties intéressées, contraires aux dispositions du traité CE régissant les aides d’État et porterait également atteinte aux principes de sécurité juridique et de proportionnalité.

(383)

La Commission rejette cet argument. Du point de vue des aides d’État, la forme de l’aide (ainsi le contrat de droit privé dans le cas des AAE) n’a aucune incidence étant donné que du point de vue de l’examen effectué par la Commission, c’est exclusivement l’impact d’une mesure donnée qui est importante. Dans le cas où en raison de conditions contractuelles de droit privé, une aide d’État illégale et incompatible serait octroyé chez l’une des parties, l’État membre concerné devrait abroger de telles conditions. La Commission doit ordonner la suppression d’une mesure d’aide d’État irrégulière et incompatible même dans le cas où l’aide d’État constituerait un élément essentiel de l’accord et que sa suppression toucherait aussi la validité de l’accord en question.

(384)

En matière de sécurité juridique la Commission fait les observations suivantes. L’Accord européen préparant l’adhésion et établissant une association entre les Communautés européennes et leurs États membres, d’une part, et la République Hongroise, d’autre part, a été signé le 16 décembre 1991 et est entré en vigueur le 1er février 1994, donc avant que la signature des AAE ait eu lieu. La Hongrie a officiellement soumis sa demande d’adhésion le 31 mars 1994. À l’époque où les parties ont signé les AAE (entre 1995 et 2001) la Hongrie devait déjà, conformément à l’article 62 de l’accord européen, harmoniser ses règles de concurrence avec les dispositions du traité CE. Il était alors clair que les AAE allaient être signés pour une longue durée qui n’arriverait pas à terme avant l’adhésion de la Hongrie à l’Union européenne.

(385)

Le 16 avril 2003 la République de Hongrie a signé le traité d’adhésion (103). Le traité d’adhésion est entré en vigueur le 1er mai 2004. À partir de la date de l’Adhésion, les dispositions des Traités et la législation secondaire sont devenues obligatoires pour la Hongrie, conformément à l’article 2 de l’acte d’adhésion. En conséquence il faut appliquer l’acquis communautaire pour tout lien contractuel dans les nouveaux États membres et quelconque dérogation à cette règle ne peut provenir que de l’acte d’adhésion. L’Acte d’adhésion et ses Annexes ne peuvent inclurent de dérogations aux règles portant sur l’aides d’État qui excluraient les AAE ou en général excluraient le secteur énergétique de l’application directe des dispositions légales de l’Union en matière d’aides d’État.

(386)

Similairement aux autres pays membres, la Commission doit ainsi appliquer à l’égard de la Hongrie les règles de la concurrence de l’Union à l’égard du secteur énergétique. En opposition avec l’argumentaire des parties intéressées, la Commission est d’avis que ce qui conduirait plutôt à l’insécurité juridique sur le marché de l’énergie serait des règles en matière d’aides d’État qui seraient inappliquées aux AAE. L’adhésion d’un État à l’Union européenne peut effectivement produire une situation où une mesure qui n’a pas contrevenu aux dispositions légales nationales avant l’adhésion, ait été qualifiée d’aide d’État du moment de l’adhésion, et, soit, de ce fait, tombée sous le contrôle de la Commission en matière d’aides d’État.

(387)

La Commission n’a pas trouvé, dans les observations soumises par les parties intéressées, d’arguments de bien-fondé expliquant en quoi la procédure en l’espèce serait incompatible avec le principe de la sécurité juridique.

7.7.   Étude de compatibilité

(388)

L’article 87(1) du traité CE fixe le principe général d’interdiction des aides d’État au sein de la Communauté.

(389)

L’article 87(2) et (3) du traité CE comportent les dérogations à la règle générale de l’article 87(1) du traité CE selon laquelle ces aides sont incompatibles avec le marché commun.

(390)

Les dérogations contenues à l’article 87(2) du traité CE ne sont pas applicables dans le cas d’espèce, puisque cette mesure n’a pas un caractère social, elle n’a pas été attribuée à un consommateur privé, n’est pas une aide destinée à remédier aux dommages causés par les calamités naturelles ou par d’autres événements extraordinaires, n’est pas une aide octroyée à l’économie de certaines régions de la République fédérale d’Allemagne affectées par la division de l’Allemagne.

(391)

Les autres dérogations sont contenues à l’article 87(3) du traité CE.

(392)

L’article 87(3) a) du traité CE dispose que peuvent être considérées compatibles avec le marché commun «les aides destinées à favoriser le développement économique de régions dans lesquelles le niveau de vie est anormalement bas ou dans lesquelles sévit un grave sous-emploi». Lors de l’adhésion de la Hongrie, l’ensemble de son territoire pouvait être considéré comme une telle région et la majorité des régions du pays peut continuer à bénéficier de cette aide (104).

(393)

La Commission a adopté une ligne directrice portant sur l’évaluation de telles aides. En Hongrie, au moment de l’Adhésion, la ligne directrice portant sur les aides régionales nationales était applicable (105) (ci-après: ancienne ligne directrice en matière d’aides régionales). Cette ligne directrice a réglementé l’évaluation des aides régionales à l’égard de l’article 87(3) c) du traité CE. La Commission a adopté une nouvelle ligne directrice concernant les aides d’État à finalité régionale pour la période postérieure au 1er janvier 2007 (ci-après: nouvelle ligne directrice sur les aides régionales) (106).

(394)

La règle générale est qu’exclusivement des aides d’État accordées pour la couverture des coûts d’investissement peuvent être autorisées selon chacune des deux lignes directrices en matière d’aides à finalité régionale (107). Selon le texte des deux lignes directrices:

(395)

«L’aide régionale portant sur la réduction des dépenses courantes d’une entreprise (aide de fonctionnement) n’est en général pas autorisée. Dans des cas exceptionnels cependant, dans les régions citées à l’article 87(3) a) une telle aide peut être accordée à condition que: i) elle soit justifiée du point de vue de la contribution au développement régional et de sa nature; et ii) elle soit proportionnelle au préjudice destiné à être réduit par l’octroi de l’aide. Il revient à l’État membre de prouver l’existence et la dimension du préjudice (108)

(396)

L’aide ne peut être considérée comme une aide à l’investissement. Les aides à l’investissement sont définies par les deux lignes directrices en matière d’aides à finalité régionale par recours à une liste des coûts éligibles à une aide. Les paiements réalisés à la base des AAE couvrent certainement d’autres coûts aussi. L’exemple le plus spectaculaire est la garantie donnée pour la couverture des coûts des combustibles nécessaire à l’exploitation des centrales. Les AAE peuvent aussi couvrir des coûts de la main d’œuvre. Bien entendu, ces coûts ne sont pas éligibles à une aide à l’investissement. Au contraire, ceux-ci correspondent à des dépenses courantes, effectuées par l’exploitant, ils doivent donc figurer parmi les coûts de fonctionnement indiqués dans la ligne directrice en matière d’aides à finalité régionale.

(397)

À l’égard des aides de fonctionnement, ni l’autorité hongroise ni les parties intéressées n’ont certifié des préjudices régionaux liés à des régions concrètes dont l’atténuation pourrait être visée par les AAE, et elles n’on pas non plus prouvé que l’aide serait proportionnelle à ces préjudices.

(398)

De surcroît, chacune des deux lignes directrices en matière d’aides à finalité régionale prescrit que les aides de fonctionnement doivent être de nature à se réduire progressivement et d’une durée limitée dans le temps. L’aide octroyée dans le cadre des AAE ne diminue pas progressivement et la durée de 15-27 ans est largement supérieure au niveau autorisé par les deux lignes directrices. Les AAE ne correspondent à aucune des dérogations particulières autorisées dans le cadre des lignes directrices des aides à destination régionale ce que ni les autorités hongroises ni les parties intéressées n’ont jamais affirmé.

(399)

Compte tenu de ceux-ci la Commission établi que l’aide ne peut bénéficier de la dérogation prévue à l’article 87(3) a) du traité CE.

(400)

L’article 87(3) b) du traité CE précise que peuvent être considérées comme compatibles avec le marché commun: «les aides destinées à promouvoir la réalisation d’un projet important d’intérêt européen commun ou à remédier à une perturbation grave de l’économie d’un État membre».

(401)

La Commission constate que l’aide en question ne vise pas la promotion de la mise en œuvre d’un important projet commun européen.

(402)

La Commission n’a non plus trouvé de preuve à ce que l’aide serve à supprimer une perturbation grave intervenue dans l’économie hongroise. La Commission reconnaît le fait que l’énergie électrique est un produit important pour chacune des économies des pays membres ainsi qu’au cours des années 1990 il était indispensable de moderniser en Hongrie ce secteur.

(403)

En même temps cependant, selon le jugement de la Commission, «la perturbation grave dans un État membre» fait allusion à des cas bien plus graves et notamment ne peut être appliquée aux accords habituels concernant l’approvisionnement énergétique. De surcroît, la Commission souligne que la formulation ci-dessus suppose un certain degré d’urgence ce qui est pourtant incompatible avec les AAE.

(404)

Ni les autorités hongroises, ni les parties intéressées n’ont affirmé que les AAE seraient compatibles avec l’article 87(3) b) du traité CE.

(405)

Selon ci-dessus, la Commission établi que l’aide ne corresponde pas aux conditions de la dérogation indiquée à l’article 87(3) b) du traité CE.

(406)

L’article 87(3) d) du traité CE prévoit que peut être considérées compatible avec le traité CE les aides destinées à promouvoir la culture et la conservation du patrimoine, quand elles n’altèrent pas les conditions des échanges et de la concurrence dans la Communauté dans une mesure contraire à l’intérêt commun. Ce point est évidemment non applicable aux AAE.

(407)

L’article 87(3) c) du traité CE permet l’autorisation des aides destinées à faciliter le développement de certaines activités ou de certaines régions économiques, quand elles n’altèrent pas les conditions des échanges dans une mesure contraire à l’intérêt commun. La Commission a élaboré de nombreuses lignes directrices et communications dans lesquelles elle précise comment appliquer la dérogation inclue dans l’article mentionné.

(408)

Les considérants 393 à 398 ont démontré que les AAE sont incompatibles tant avec les anciennes lignes directrices concernant les aides à finalité régionale qu’avec les nouvelles.

(409)

En ce qui concerne l’Encadrement communautaire des aides d’État pour la protection de l’environnement (109) lors de l’adhésion de la Hongrie à l’Union européenne, la Commission attire l’attention sur le fait que similairement aux lignes directrices en matière d’aide à finalité régionale elle autorise surtout les aides à l’investissement. L’aide de fonctionnement se limite à l’aide d’objectifs individuels. Parmi celles-ci la première catégorie d’aides concerne les aides de fonctionnement en faveur de la gestion des déchets et en faveur des économies d’énergie (E 3.1) qui sont limitées à une période de 5 ans. La seconde catégorie est constituée d’aides portant sur les réductions ou exonérations de taxes (E. 3.2.). La troisième concerne les ressources énergétiques renouvelables (E 3.3). Bien entendu, aucune de ces dispositions ne peut être appliquée au cas d’espèce.

(410)

La quatrième et dernière catégorie autorisée des aides au fonctionnement est l’aide en faveur de la production combinée d’électricité et de chaleur (E 3.4. ci-après la production combinée d’énergie). Certains producteurs concernés produisent de la chaleur et de l’énergie. Cependant les AAE ne correspondent pas aux conditions inclues au point 66 de la directive sur la protection de l’environnement ainsi qu’à aucune des options selon les point 58-65 de celle-ci. L’une des conditions indiquées au point 66 concerne l’avantage de la mesure d’aide en matière de protection de l’environnement soit parce que l’efficience de la conversion est particulièrement élevée, étant donné que la mesure permet la réduction de la consommation énergétique soit parce que le procédé de production est moins nuisible à l’environnement.

(411)

En plus les États membres peuvent choisir ente les trois options en matière des aides à la production d’énergie en cogénération:

option 1. une aide compensatoire de l’écart entre les coûts de production de la centrale en cogénération et le prix de marché de l’énergie produite,

option 2. l’introduction de mécanismes de marché telles les attestions vertes et les concours,

option 3. l’aide compensatoire des coûts externes évités, c’est-à-dire, une aide compensant les coûts environnementaux que la société prendrait en charge si cette même énergie serait produite non pas par une production d’énergie combinée,

option 4. aide octroyée pour une durée maximale de cinq ans dont le montant soit est dégressif ou ne s’élève pas au delà des 50 % des coûts supplémentaires.

(412)

Il est évident que les AAE ne correspondent pas aux conditions des options 2 et 3. Les conditions de l’option 1 ne sont non plus remplies étant donné que lors du calcul du montant de l’aide on n’a pas appliqué le prix du marché de l’énergie électrique. Le montant d’une aide octroyée dans le cadre d’un AAE ne dépend pas du prix offert par les autres producteurs d’énergie électrique mais exclusivement des coûts d’investissement et d’exploitation pris en charge par le producteur en question.

(413)

De surcroît en effet ni la Hongrie ni les producteurs concernés n’ont pas argumenté pour la compatibilité basée sur ces articles et n’ont jamais démontré que les centrales correspondaient aux critères relatifs à l’aide de fonctionnement octroyée à la production d’énergie combinée.

(414)

Le 23 janvier 2008 la commission a adopté les nouvelles lignes directrices concernant les aides d’État à la protection de l’environnement (110). Cette nouvelle ligne directrice autorise aussi uniquement l’aide de fonctionnement à l’économie d’énergie, à l’emploi de ressources énergétiques renouvelables ainsi qu’aux réduction ou exemption de taxe. Comme nous l’avions mentionné précédemment aucune de ces dispositions sont applicables aux AAE.

(415)

En ce qui concerne la production combinée de chaleur et d’énergie, les États-membres ont le choix parmi les trois options ci-après énumérées en matière d’octroi d’aide:

option 1. Une aide compensant la différence des coûts de production de la cogénération et du prix du marché du produit énergétique fabriqué,

option 2. L’introduction de mécanismes de marché tels que les certificats verts. et les concours,

option 3. Une aide octroyée au maximum pour une durée de 3 ans dont le montant est soit dégressif soit ne peut être supérieur aux 50 % des coûts supplémentaires.

Les AAE ne satisfont à aucune des options ci-dessus. Ni les autorités hongroises ni les producteurs d’énergie électriques n’ont fournit quelconque preuve sur l’accomplissement des critères mentionnés dans les lignes directrices nouvelles.

(416)

Dans le cas de la présente affaire seule la Méthodologie des coûts échoués (Voir alinéa (26) ci-dessus) peut être appliquée aux lignes directrices et aux communications élaborées par la Commission en vue d’expliquer la modalité d’application exacte des dérogations figurant au point c), alinéa (3), article 87.

(417)

La Méthodologie concerne les aides octroyées aux entreprises titulaires (incunbent) ayant réalisé leurs investissements dans les centrales avant la libéralisation et sur le marché déjà libéralisé peuvent se heurter à des difficultés en matière de retour de l’investissement. Si la Méthodologie doit être considérée comme base adéquate pour une étude sur la compatibilité des AAE, c’est parce que ces derniers ont une caractéristique fondamentale de permettre à certaines entreprises, ayant réalisé des investissements dans les équipements de production d’énergie électrique avant la libéralisation, de continuer à percevoir des recettes garanties leur assurant le retour de leur investissement.

(418)

La Commission observe que ni les autorités hongroises ni les producteurs concernés n’ont affirmé dans leurs observations que les AAE n’étaient pas compatibles avec les critères de la Méthodologie. En effet, la majorité des producteurs considère que les AAE sont des accords commerciaux ayant été conclus bien avant la Méthodologie et que tout simplement les critères du mécanisme de compensation ne sont pas adaptés à l’évaluation des accords mentionnés.

(419)

L’objectif principal de la Méthodologie est de promouvoir la transition du secteur énergétique sur le marché libéralisé, pour offrir une possibilité aux entreprises titulaires (incunbent) de l’industrie de l’énergie électrique de s’adapter à l’introduction d’un environnement concurrentiel (111).

(420)

Dans le cadre de l’analyse des mesures d’aides vouées à la compensation des coûts liés aux obligations et garanties non accomplies en raison de la libéralisation du marché énergétique, la Méthodologie esquisse les principes appliqués par la Commission. La Commission se réfère à ces obligations et garanties en tant que «Coûts échoués» lesquels peuvent apparaître sous de nombreuses formes ainsi particulièrement sous la formes d’investissements réalisés avec des garanties de vente masquées ou ouvertes.

(421)

Étant donné que les AAE sont eux- même expressément qualifiés de garanties de vente octroyées avant la date de la privatisation, les centrales opérant dans le régime des AAE font partie du champ d’application de la Méthodologie.

(422)

Cependant la Commission constate que plusieurs des éléments des principes les plus importants des AAE ne correspondent pas aux conditions précisées à l’alinéa (4) de la Méthodologie. Premièrement, ils ne satisfont pas la condition indiquée à l’alinéa 4.2. prescrivant la nécessité de tenir compte du développement de la concurrence dans les dispositions relatives au paiement des aides. Le mécanisme de formation des prix des AAE a été élaboré de la sorte que seuls les indicateurs particuliers de la centrale concernée ont été retenus. Il ne faut pas tenir compte des prix offerts par les producteurs concurrents ainsi que leurs capacités de production.

(423)

Selon le point 4.9 de a Méthodologie, la Commission a émis ses doutes les plus sérieux à l’égard d’une aide dont le montant ne tient pas compte des différences entre les hypothèses économiques et marchandes retenues lors de l’évaluation originale et les changements effectifs intervenus au cours du temps. Les AAE sont qualifiés constituer une telle aide compte tenu du fait que pour l’élaboration de l’aide on n’a pas utilisé des hypothèses sur le marché. De surcroît le fait que malgré l’ouverture progressive du marché énergétique les dispositions principales des AAE demeuraient inchangées et des achats d’énergie supérieurs à ses besoins sont prescrits à MVM, en conséquence de quoi la société vend le surplus sur le marché libre, ce qui prouve entièrement que les AAE ne tiennent pas compte de l’évolution réelle du marché.

(424)

Ensuite, comme il l’a été démontré au chapitre 3 ci-dessus, l’un des avantages principaux des AAE pour les producteurs d’énergie électrique consiste à ce que MVM doit acheter une quantité garantie à un prix couvrant les coûts fixes, variables et de capital pendant la période correspondant approximativement à la durée d’exploitation ou d’amortissement des équipements concernés. En conséquence, les AAE exercent un impact selon lequel l’une des parties est obligée à acheter de l’énergie électrique de l’autre partie en négligeant l’évolution effective de l’offre des concurrents.

(425)

Plusieurs États membres ont constitué des mécanismes de compensation avec l’aide desquels, à la base de l’analyse de l’évolution future du marché concurrentiel et particulièrement des prix du marché future provenant de l’évolution de l’offre et de la demande, ils définissent le plafond du montant des aides. Dans le cas où les recettes effectives s’avèrent être supérieures aux prévisions, ils recalculent l’aide et définissent le montant de celle-ci à une valeur inférieur au maximum. L’impact de la compensation exercée sur le marché se réduira donc au minimum surtout parce qu’elle ne garanti pas aux bénéficiaires un niveau de production et de vente minimale.

(426)

De ce point de vue, au lieu de promouvoir le passage vers le marché concurrentiel, les AAE représentent plutôt une entrave au développement d’une concurrence effective sur une partie considérable du marché de la production de l’énergie électrique. Donc les dispositions portent sur le paiement de l’aide ne permettent pas la prise en considération de l’évolution future de la concurrence et le montant de l’aide ne dépend pas de l’évolution de la concurrence effective.

(427)

En conséquence, les dispositions mentionnées contredisent aux principes constatés à l’alinéa 5 de la Méthodologie, selon lesquels les méthodes de financement ne peuvent être opposées aux intérêts communautaires et particulièrement à la concurrence. Selon l’alinéa 5 les méthodes de financement ne peuvent avoir pour effet de dissuader l’entrée dans certains marchés nationaux ou régionaux d’entreprises extérieures à ces marchés ou de nouveaux acteurs. Cependant comme il est souligné, entre outres, au considérant 220, le système d l’engagement des capacités et du tarif de capacités peut voir pour effet de dissuader MVM c’est à dire d’influencer le plus grand acheteur du marché de gros de conclure des contrats non avec des producteurs intégrés aux AAE mais avec d’autres. De surcroît les conditions prescrites par l’ouverture du marché et précisées par les AAE obligent MVM d’acheter de l’énergie au delà de ses besoins et la contraignent à revendre l’énergie électrique ainsi achetée sur le marché libre par des mécanismes d’émission. Cela empêche en soi l’apparition de nouveaux acteurs sur le marché de gros. Finalement la Commission considère que la transition vers le marché concurrentiel des AAE perturbent la concurrence sur le marché hongrois de gros de l’énergie électrique pendant une période beaucoup plus longue que nécessaire.

(428)

Les règles constituant les AAE ne correspondent pas aux critères inclus au point 4.5 de la Méthodologie étant donné que ceux-ci ne définissent pas d’avance le montant plafond du montant d’aides à payer aux producteurs entre le 1er mai 2004 et l’échéance des AAE.

(429)

En plus, selon le point 4.8 de la Méthodologie, la Commission a émis des doutes sérieuses concernant les aides dont l’objectif est la sauvegarde de l’ensemble ou d’une partie des recettes constituées avant l’entrée en vigueur (112) de la directive 96/92/CE sans tenir rigoureusement compte des coûts échoués émergeant en cas donné en conséquence de l’ouverture de marché et pouvant bénéficier d’aides.

(430)

Le maintien des AAE après l’adhésion de la Hongrie à l’Union européenne a comme conséquence que ceux-ci assurent, avant l’entrée en vigueur de la directive 96/92/CE, la partie la plus grande des recettes réalisées par les producteurs d’énergie électrique concernés. De surcroît, les centrales intégrées aux AAE représentent une partie décisive du marché ainsi que ceux-ci sont d’une durée considérablement supérieure à la durée raisonnée indispensable à l’adaptation aux conditions marchandes.

(431)

Ensuite, la Commission ne peut, parmi les dispositions principales constituant les AAE, séparer des éléments lesquels pourraient être considérés comme compatibles avec le marché commun selon la Méthodologie. C’est particulièrement la réduction de la durée des AAE qui serait insuffisante pour garantir leur compatibilité étant donné que le mécanisme de financement basé sur les capacités engagées et les quantités d’achats garantis continuerait à freiner le développement d’une concurrence véritable. Le mécanisme de formation de prix demeure en contradiction avec l’objectif de promouvoir le développement d’un marché véritablement concurrentiel sur lequel la formation des prix serait le résultat de l’évolution du rapport entre l’offre et la demande.

(432)

À la base des considérations ci-dessus, les AAE sont incompatibles avec les critères définis par la Méthodologie.

(433)

Certaines parties intéressées avaient aussi argumenté avec le fait que l’alinéa (2), de l’article 86 du traité CE peut être applicable aussi aux AAE dans le cas où ceux-ci correspondraient aux critères développés dans l’arrêt rendu dans l’affaire Altmark.

(434)

La Commission considère que les observations développées dans les considérants 255-275 relatives aux critères de l’arrêt dans l’affaire Altmark permettent de conclure que l’alinéa (2) de l’article 86 ne peut être appliqué aux AAE.

(435)

L’article 86(2) n’est applicable que dans le cas où la société bénéficiaire est tenue de rendre des services d’intérêts économique général expressément convenus, cette condition cependant n’est pas accomplie, compte tenu de ce qui est développé aux considérants 256-267. Ensuite, la compensation due pour service d’intérêt économique général doit être proportionnel aux coûts supplémentaires, ceci signifie qu’il faut que la catégorie des services mentionnés soit exactement définie pour pouvoir constater les coûts afférents au service. Comme les considérants 268-270 le montrent, dans le cas présent, cette condition n’est pas remplie.

(436)

L’aide constituant l’objet de la présente décision est donc qualifiée d’aide d’État incompatible.

7.8.   Remboursement

(437)

Selon le traité CE et la jurisprudence bien établie de la Cour de Justice, une fois qu’elle établit qu’une aide est incompatible avec le marché commun, la Commission est compétente pour décider d’obligation l’État concerné à supprimer ou à modifier l’aide (113). Aussi à la base de la jurisprudence constante de la Cour, pour le cas des aides qualifiées par la Commission d’incompatibles avec le marché commun, l’objectif de l’obligation imposée à l’État est de rétablir la situation antérieure (114). À l’égard de cette question la Cour considère que l’objectif est atteint quand les bénéficiaires ont remboursé les montants octroyés illégalement à titre d’aide en perdant ainsi l’avantage dont ils bénéficiaient à l’égard des concurrents et que la situation antérieure à l’attribution de l’aide a été rétablie (115).

(438)

En suivant la pratique de la jurisprudence susmentionnée, l’article 14 du règlement (CE) no 659/99 stipule: «En cas de décision négative concernant une aide illégale, la Commission décide que l’État membre concerné prend toutes les mesures nécessaires pour récupérer l’aide auprès de son bénéficiaire (ci-après dénommée “décision de récupération”). La Commission n’exige pas la récupération de l’aide si, ce faisant, elle allait à l’encontre d’un principe général de droit communautaire».

(439)

Certaines parties intéressées ont, dans leurs requêtes, argumenté de la sorte que la suppression par décision de la Commission des contrats de droit privé serait contradictoire avec le principe de la sécurité juridique par ce que les AAE sont des contrats de droit privé signés de bonne foi par les producteurs, dans des conditions de marché correspondant à celles de la date de leur conclusion. Elles affirment qu’une telle décision léserait le principe de la proportionnalité. La Commission rejette cet argument pour les raisons développées dans les considérants 382-387.

(440)

Au sujet de la proportionnalité la Cour a déclaré que la récupération de l’aide illégale en vue du rétablissement de la situation antérieure ne peut être considérée comme disproportionnée par rapport aux objectifs des dispositions portant sur les aides d’État du traité (116).

(441)

La Commission considère qu’il y ait suffisamment de raisons pour qu’en vue du rétablissement des conditions de concurrence, l’aide octroyée dans le cadre des AAE soit remboursée.

(442)

Aux considérants 176-223 il a été prouvé que les avantages provenant des AAE sont de loin supérieurs à l’éventuel écart positif entre les prix des AAE et prix pouvant être atteints sur le marché en absence d’AAE.

(443)

La Commission considère cependant qu’il n’est pas possible de calculer exactement la valeur globale de l’ensemble des conditions rattachées aux obligations d’achat à long terme de MVM telles que décrites aux considérants 174-236 pour la période allant du 1er mai 2004 jusqu’à la fin des AAE. En conséquence, quant la Commission limitera son ordre de récupération à l’écart éventuel entre les recettes des centrales opérant dans le régime des AAE et les recettes auxquelles les centrales auraient pu accéder pendant la période susmentionnée en absence d’AAE.

(444)

À l’égard du montant à rembourser, la Commission est consciente du fait que le calcul exact de l’aide d’État accordée aux bénéficiaire est très compliqué étant donné qu’il dépend du prix et de la quantité de l’énergie qui aurait été produite et vendue sur le marché de gros entre le 1er mai 2004 et la date d’expiration des AAE dans la situation où pendant la période en question, aucun AAE n’aurait été en vigueur. Étant donné que les AAE couvrent la partie la plus importante des capacités hongroises de production, l’évolution du marché dans ce «scénario alternatif»(counterfactual scenario)  (117) sans AAE aurait été très différent de celle ayant eu lieu dans la réalité.

(445)

L’une des caractéristiques de l’énergie électrique est qu’après sa production elle ne peut être stockée rentablement. Pour assurer la stabilité du réseau il est toujours nécessaire d’avoir une demande et une offre équilibrées. En conséquence ce n’est pas de la quantité globale de la demande des consommateurs mais de la quantité d’énergie électrique demandée à chaque instant que dépend la quantité d’énergie électrique que les producteurs et importateurs peuvent vendre et le prix qu’ils vont pouvoir atteindre sur le marché de gros à ce moment (118). Le besoin d’énergie électrique fluctue aussi pendant la journée et en fonction des saisons, en conséquence de quoi les capacités de production et d’importations nécessaires pour satisfaire la demande varient aussi d’un moment à l’autre. Ainsi, certaines unités de production d’énergie électrique ne fournissent de l’énergie que lorsque que la demande est grande (119). En conséquence, les données sur la consommation, la production annuelle et le prix dont disposent la Commission ne permettent pas d’évaluer avec exactitude le fonctionnement du marché dans le scénario alternatif.

(446)

Selon la jurisprudence de la Cour il n’existe cependant aucune disposition communautaire prescrivant que lors de l’ordonnance du remboursement d’une aide incompatible avec le marché commun, le montant exact de l’aide à rembourser doit être déterminé avec précision, si la décision de la Commission inclut les informations permettant au destinataire de calculer sans grande difficulté le montant (120).

(447)

Ainsi, la Commission fournit dans la présente décision des lignes directrices permettant de calculer le montant de l’aide à récupérer. Comme il l’a été mentionné précédemment, les AAE couvrent une partie si importante du marché hongrois de la production qu’en leur absence les prix auraient certainement évolué différemment que les prix effectivement observés sur le marché dans la réalité. Le prix que les producteurs auraient pu atteindre sans les AAE peut être calculé sur le fondement d’une simulation du marché consistant à analyser le fonctionnement du marché de gros de l’énergie électrique dans le «scénario alternatif». Une telle simulation a pour objectif d’évaluer quel volume de vente aurait été réalisée et quel prix aurait été atteint dans le scénario alternatif. C’est sur cette base que des estimations fiables peuvent être données sur l’énergie achetée dans le scénario alternatif et sur ce qu’aurait été les montants que MVM aurait dû payer aux producteurs concernés. La simulation doit correspondre aux conditions indiquées aux considérants ci-après.

(448)

Tout d’abord, étant donné que pour l’électricité, l’élasticité de la demande par rapport aux prix est faible, la simulation doit être réalisée sur la base de l’hypothèse selon laquelle la charge du système selon le scénario alternatif est à chaque moment identique à la charge effectivement mesurée dans le passé.

(449)

Deuxièmement, comme le considérant 196 l’avait souligné, l’énergie électrique est commercialisée dans le cadre d’opérations spot ou d’opérations à termes. L’étude sur le secteur de l’énergie électrique a montré que les prix à termes sont définis par les attendes individuelles concernant l’évolution du marché spot. À la différence des marchés spot, — où selon la théorie économique, en cas de concurrence parfaite, le prix est identique à tout moment au plus élevé (121) des coûts marginaux à court terme de l’ensemble des unités de production nécessaires à satisfaire la demande, — sur les marchés à termes il n’y a pas de niveau de prix qui pourrait être facilement simulé à partir de la théorie économique. De plus il n’est pas possible de simuler la répercussion des stratégies appliquée par les acheteurs et vendeurs en termes de choix des opérations spot ou à termes. Sur les différents marchés de gros européens, des situations très diverses sont observées. L’étude sectorielle du secteur énergétique a montré qu’il y a entre les États membre une grande variation du ratio entre la quantité de produits spot vendue et la consommation domestique d’énergie électrique (122).

(450)

Selon le considérant 198 les prix spot et particulièrement ceux observables sur les bourses d’énergie, servent de référence à l’ensemble du marché du commerce en gros y compris les produits à termes. C’est la raison pour laquelle la Commission considère qu’en vue d’établir le montant du remboursement, la simulation du marché de gros doit partir de l’hypothèse selon laquelle, à l’exception des cas particuliers mentionnés au considérant 453-456, toute vente d’énergie électrique se réalise dans le cadre d’opérations spot.

(451)

La simulation doit être réalisée à partir des coûts marginaux à court terme des différentes unités de production. En conséquence la simulation doit tenir compte de toutes les données pertinentes concernant les unités de production fonctionnant en Hongrie (123) dans la période située entre le 1er mai 2004 et la suppression effective des AAE, particulièrement la puissance installée, le rendement thermique, les coûts d’achat de combustibles et les autres composantes importantes des coûts variables ainsi que les données concernant les périodes d’arrêt planifiées ou non. Ensuite il faut réaliser la simulation en considérant qu’il n’existe sur le marché spot simulé — à chaque instant — qu’un seul prix résultant de la confrontation de la demande et de l’offre. Cet unique prix évolue au cours du temps en fonction de l’évolution de la demande et des coûts variables.

(452)

Dans le cadre de la simulation il faut également tenir compte du fait que selon le scénario alternatif, MVM ne devrait pas acheter d’avantage d’énergie que les besoins du secteur du service public (124). En conséquence dans le scénario alternatif les mécanismes de vente mentionnés au considérant 226 ne figurent pas et les besoins de MVM se limitent à la quantité nécessaire pour la satisfaction des besoins du secteur public.

(453)

La simulation doit tenir compte de situations particulières dûment justifiées, qui peuvent conduire à déroger au principe général de formation des prix à partir des coûts marginaux qui est à la base de toute la simulation. Les unités de production combinée d’énergie et de chaleur peuvent entrer dans le cadre de telles situations particulières. En fonction des obligations contractuelles ou prévues par des disposions légales il peut arriver que ces unités vendent de l’énergie électrique à un prix inférieur à leurs coûts marginaux à court terme.

(454)

Les unités de productions bénéficiant de programmes d’aides publiques en raison de leurs technologies respectueuses de l’environnement, peuvent également entrer dans le cadre de telles situations particulières. En Hongrie, la législation attribue à MVM et aux distributeurs régionaux une obligation d’achat d’énergie électrique produite par les centrales de production combinée d’électricité et de chaleur ou d’énergie produite à partir des déchets ménagers ou des ressources énergétiques renouvelables, à des prix réglementés par les autorités, prix en générale plus élevés en général plus élevés que les prix du secteur concurrentiel. Dans le cadre de la simulation, il faut considérer que le système d’achat obligatoire existe aussi dans le scénario alternatif. Ainsi faut-il considérer que la quantité achetée par MVM dans le cadre du système d’achat obligatoire et le prix payé pour cette quantité sont identiques à ceux observés dans le «scénario réel» (125).

(455)

Dans le cadre de la simulation il faut aussi considérer qu’une certaine quantité de capacité de production disponible physiquement ne peut être utilisée pour l’approvisionnement en énergie électrique sue le marché de gros étant donné qu’elle a été réservée pour la fourniture de services d’équilibrage du système électrique. Dans le scénario réel ce sont et les producteurs opérant dans le cadre des AAE et les autres producteurs qui ont fourni ces services. La simulation doit être réalisée sur la base de l’hypothèse selon laquelle dans le scénario alternatif la capacité réservée pour les services d’équilibrage fournis au gestionnaire du réseau de transmission, l’énergie électrique fournie sur cette base et les prix correspondants sont identiques à ceux observés dans le scénario réel.

(456)

Dans le scénario alternatif, la quantité ainsi que le prix de l’énergie électrique importée et exportée pourraient être différents de ceux observés dans le scénario réel. Cependant il n’est pas possible de mesurer exactement cet impact sans étendre la simulation aux pays exportateurs et importateurs étant donné que les décisions des acteurs économiques ej ce qui concerne l’exportation à partir d’un pays ou l’importation en provenance de ce pays sont guidées par la situation du marché dans ces pays. Vu que la quantité d’énergie électrique importée en Hongrie et exportée à partir de ce pays est limitée par rapport à la production et la consommation domestique, compte tenu aussi du fait qu’un tiers de l’importation est régie par des contrats à long termes (126), la Commission considère que l’extension de la simulation aux marchés des pays voisins impliquerait des efforts disproportionnés. Ainsi, la Hongrie pourra considérer que les volumes importés et exportés ainsi que les prix correspondants dans le scénario alternatif sont identiques à ceux correspondant au scénario réel.

(457)

La Commission est consciente du fait que certains producteurs — lesquels n’ont pas signé des AAE avec MVM — ont conclu avec d’autres clients des contrats de fourniture à long ou à moyen terme. La Commission est cependant d’avis que si les AAE, conformément à l’hypothèse de base du scénario alternatif, avaient été supprimés le 1er mai 2004 ou à une date antérieure, compte tenu de la part importante de la puissance installée engagée dans le cadre des AAE, chacun des producteurs aurait modifié sa stratégie commerciale. Ainsi comme il est développé au considérant 449, il est impossible d’évaluer la part de l’énergie électrique vendue sous forme de produit spot ou sur le marché à terme. C’est pour cela qu’il est justifié de supposer que chacun des producteurs aurait l’ensemble de sa production sous forme de produit spot, sauf s’il est concerné par l’une des situations évoquées aux considérants 453-456.

(458)

La simulation du marché en gros pourrait être réalisée avec la plus grande exactitude en faisant les calculs sur une base horaire, c’est-à-dire en utilisant des paramètres spécifiques à chacune des heures de la période simulée. Toutefois, la Commission accepte que la simulation se limite à un échantillon composé d’heures représentatives, et que la simulation réalisée à ces heures soit extrapolée à l’ensemble de la période observée.

(459)

La simulation doit pouvoir donner une estimation fiable de la quantité d’énergie électrique vendue et du prix atteint par chacune des unités de productions dans le scénario alternatif. À partir des données historiques concernant la consommation des consommateurs finaux et celle de l’ensemble des consommateurs finaux du secteur public, il faut procéder à une estimation du ratio que représenterait, dans le scénario alternatif, la quantité d’énergie électrique dont aurait besoin MVM (127) pour satisfaire les besoins du secteur public divisée par la quantité globale d’énergie électrique fournie sur le marché de gros de l’énergie électrique, à chaque instant.

(460)

En exploitant ce ratio, il faut élaborer à une estimation sur la quantité d’énergie électrique que les différents producteurs auraient vendue à chaque instant à MVM dans le scénario alternatif. À partir de ces estimations il faudrait évaluer le montant que MVM aurait payé aux différents producteurs dans le scénario alternatif pour l’énergie achetée en vue de satisfaire les besoins du secteur public (128).

(461)

La dernière étape du calcul du montant à rembourser doit tenir compte du fait que dans le scénario réel, les producteurs n’ont pas nécessairement vendu à MVM l’ensemble de l’énergie électrique produite par les blocs de centrales opérant dans le régime des AAE, mais ils ont pu utiliser les capacités non réservées dans le cadre des AAE pour produire de l’énergie électrique destinée à être vendue à d’autres acheteurs. Pour chacun des blocs de centrale concernés, il faut calculer, sur une base annuelle, le montant de l’aide à rembourser à partir de la différence entre la recette provenant de l’énergie vendue à MVM (129) dans le cadre des AAE et le montant que MVM aurait payé dans le scénario alternatif tel que découlant des principes développés ci-dessus.

(462)

La Commission reconnaît cependant que dans le scénario alternatif, il est possible que les producteurs auraient obtenu des recettes plus élevées que celles obtenus dans le scénario en vendant de l’électricité à d’autres acheteurs que MVM. Cela est surtout dû au fait que dans le scénario alternatif, il n’y a pas de capacités réservées au profit de MVM ce qui permet aux producteurs de vendre leurs productions d’énergie électriques à des consommateurs autres que MVM. Ainsi la Hongrie peut déduire des montants calculés conformément au considérant 461 la différence entre les recettes provenant de la vente aux consommateurs autres que MVM et celles engendrées, selon le scénario réel, par de telles ventes, dans le cas où la différence est positive.

(463)

Selon alinéa (2), article 14 du règlement (CE) no 659/1999, l’intérêt du remboursement doit être calculé sur une base annuelle.

(464)

Pour que la Commission puisse étudier l’exactitude et la fiabilité de la simulation, les autorités hongroises doivent donner une description détaillée de la méthodologie utilisée pour le calcul et des données introduites dans la simulation.

(465)

La Commission a connaissance d’outils adaptés permettant de réaliser les simulations. La Commission a eu recours à de tels outils afin d’étudier la structure du marché de gros de six États européens dans le cadre de son enquête sectorielle sur les marchés de l’énergie. De nombreux producteurs et négociants en énergie électrique utilisent de tels outils en vue d’élaborer des prévisions à long terme, des études de programmation des ressources ainsi que pour optimaliser leur production (130). De plus, la Commission est prête à accepter, selon ce qui a été indiqué ci-dessus, certaines simplifications, notamment le recours à des échantillons temporels représentatifs à la place d’une simulation heure par heure. En conformité avec le principe de la coopération de bonne foi établie à l’article 10 du traité CE, la Hongrie doit donc effectuer dans des délais raisonnables et conformément aux principes ci-dessus la simulation et calculer, à partir de cette simulation, le montant de l’aide à rembourser.

(466)

Conformément à la position exprimée par la Cour de Justice, dans le cas où un État-membre se heurte à des difficultés imprévisibles ou à des circonstances qui n’avaient pas été envisagées par la Commission, ces problèmes peuvent être portés à la connaissance de la Commission, ainsi que des propositions portant sur les amendements adéquats, afin que la Commission les évalue. Dans ce cas, la Commission et l’État membre coopèrent de bonne fois en vue de trouver une solution à ces difficultés, en respectant intégralement les dispositions (131) du traité CEE.

(467)

La Commission demande ainsi à la Hongrie de lui soumettre tout problème auquel elle devait faire face en exécutant cette décision.

8.   CONCLUSIONS

(468)

La Commission constate que les AAE fournissent une aide d’État illégale selon l’article 87 (1) du traité CE aux producteurs d’énergie électrique, et que cette aide d’État est incompatible avec le marché commun.

(469)

Comme il a été indiqué au point 7.3., l’élément aide d’État des AAE est constitué par l’obligation d’achat imposée à MVM, aux termes de laquelle elle doit acheter une certaine capacité et une certaine quantité minimale garantie d’énergie électrique à un prix couvrant les coûts fixes, variables et de capital pendant un partie importante de la durée de vie des unités de production et garantissant un retour sur investissement aux producteurs.

(470)

Étant donné que l’aide d’État n’est pas compatible avec le traité CE, il faut la supprimer.

A ARRÊTÉ LA PRÉSENTE DÉCISION

Article premier

1.   L’obligation d’achat établie par les accords d’achat d’énergie électrique à long terme conclus entre (132) Magyar Villamos Művek Rt ainsi que Budapesti Erőmű Rt., Dunamenti Erőmű Rt., Mátrai Erőmű Rt., AES-Tisza Erőmű Kft, Csepeli Áramtermelő Kft., Paksi Atomerőmű Rt. et Pécsi Erőmű Rt. (le signataire du AAE originel et le prédécesseur juridique de Pannon Hőerőmű Rt) contient une aide d’État en faveur des producteurs d’énergie électrique selon l’article 87 (1) du traité CE.

2.   L’aide d’État évoquée à l’article 1 (1) est incompatible avec le marché commun.

3.   La Hongrie supprime l’attribution de l’aide d’État mentionnée à l’alinéa (1) dans un délai de six mois à compter de la réception de la présente décision.

Article 2

1.   La Hongrie doit faire rembourser par les bénéficiaires l’aide mentionnée à l’article 1.

2.   Les montants d’aides à rembourser doivent inclure les intérêts comptés à partir de la mise à disposition de l’aide aux bénéficiaires jusqu’à la date du remboursement effectif.

3.   Les intérêts doivent être calculés sur une base composée conformément au chapitre V du règlement (CE) no 794/2004 de la Commission (133) modifié par le règlement (CE) no 271/2008 de la Commission (134).

Article 3

1.   Dans un délai de deux mois suivant la notification de cette décision, la République de Hongrie informe la Commission des mesures déjà réalisées et prévues en vue de se conformer à cette décision. Elle l’informe en particulier des progrès réalisés en vue de la réalisation de la simulation de marché nécessaire aux finds d’établir le montant à rembourser, des détails de la méthodologie employée. Elle fournit également une description détaillée des données vouées à être utilisées dans cette simulation.

2.   La République de Hongrie informe régulièrement la Commission de toutes les mesures nationales prises en vue de l’application de la présente décision jusqu'à ce que le remboursement de l’aide mentionnée à l’article 1 soit effectuée. Sur demande de la Commission elle soumet à celle-ci les informations sur les mesures prévues ou déjà prises indispensables à la mise en œuvre des dispositions de la présente décision. Elle fournit des informations détaillées sur le montant d’aide déjà remboursé par les bénéficiaires ainsi que sur les intérêts remboursés.

Article 4

1.   La Hongrie calcule le montant précis de l’aide à rembourser sur la base d’une simulation appropriée du marché de gros de l’énergie électrique tel que celui-ci aurait fonctionné si aucun des accords d’achat d’énergie électrique de long terme mentionné à l’article 1 (1) n’avait été en vigueur après le 1er mai 2004.

2.   Dans un délai de six mois à compter de la notification de la présente décision, la Hongrie calcule selon la méthode mentionnée à l’alinéa (1) les montants à rembourser et soumet à la Commission les informations pertinentes concernant cette simulation, notamment les résultats de la simulation et une description détaillée des méthodes et données utilisées pour exécuter cette simulation.

Article 5

La Hongrie fait en sorte que l’aide mentionnée à l’article 1 soit remboursée dans un délai de dix mois à compter de la notification de la présente décision.

Article 6

Le destinataire de cette décision est la République de Hongrie.

Fait à Bruxelles, le 4 juin 2008.

Par la Commission

Neelie KROES

Membre de la Commission


(1)  JO C 324 du 21.12.2005, p. 12.

(2)  Décret gouvernemental 183/2002. (VIII.23.) fixant les modalités relatives à la définition et à la gestion des «coûts échoués».

(3)  Lettres des autorités hongroises du 4 juin 2004, enregistrée le même jour et du 20 octobre 2004, enregistrée le 21 octobre 2004.

(4)  Lettre du 21 décembre 2004 d'AES-Tisza Erőmű Kft. (centrale électrique AES-Tisza SARL).

(5)  JO L 83 du 27.3.1999, p. 1.

(6)  JO C 324 du 21.12.2005, p. 12.

(7)  Demande du 14 décembre 2005, acceptée par la Commission le 20 décembre 2005.

(8)  Demandes enregistrées le 9 janvier 2006 (centrale Budapesti Erőmű), le 16 janvier 2006 (centrale AES-Tisza, […] ()), le 17 janvier 2006 (Electrabel), le 19 janvier 2006 […], ainsi que le 20 janvier 2006 (centrale Csepeli Erőmű), acceptées par la Commission par ses lettres respectives du 13, 18, 20, 24 janvier et du 27 février 2006.

(9)  Les informations couvertes par le secret professionnel sont indiquées par le signe […].

(10)  Lettre enregistrée le 3 avril 2006.

(11)  2080/2007. (V.11.) Korm. Határozat a villamos energia iparban kötött hosszú távú szerződések rendezéséről.

(12)  Loi LXXXVI de 2007.

(13)  Excepté les lettres du 7 décembre 2007 et du 14 janvier 2008.

(14)  Adoptée par la Commission le 26 juillet 2001. Disponible sur le site web de la Commission: http://ec.europa.eu/comm/competition/state_aid/legislation/specific_rules.html

(15)  Directive 2003/54/CE du Parlement européen et du Conseil du 26 juin 2003 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité et abrogeant la directive 96/92/CE (JO L 176 du 15.7.2003, p. 37).

(16)  Notification du 20 juillet 2005, enregistrée le 25 juillet 2005.

(17)  Dans certains cas, des AAE distincts ont été conclus pour les différents blocs de production des centrales électriques (centrales Mátrai Erőmű et Dunamenti Erőmű p. ex.).

(18)  Énergie d’équilibrage, réserves tertiaires, capacité black-start, etc.

(19)  Ces pourcentages sont fondés sur le calcul des capacités de production (MW) réservées et non pas sur le volume des ventes d’électricité (MWh). Les autorités hongroises les ont notifiés à la Commission par lettre du 4 juin 2004. Ces mêmes valeurs apparaissent dans le rapport sur l’examen sectoriel du marché hongrois de l’électricité effectué par l’Office hongrois de la concurrence (15 mai 2006).

(20)  Résilié d’un commun accord en mars 2008.

(21)  Liste fondée sur les informations fournies, le 20 octobre 2004, par les autorités hongroises, ainsi que sur les lignes directrices de l’Office hongrois de l’énergie pour la mise en œuvre d’une étude de coûts en vue de la tarification de janvier 2001 (A Magyar Energia Hivatal irányelve a 2001. januári ármegállapítás előkészítését célzó költség-felülvizsgálat végzéséhez).

(22)  Lettre du 20 juillet 2005, enregistrée le 25 juillet 2005.

(23)  Lettre du 28 juin 2006, enregistrée le 29 juin 2006.

(24)  Voir aussi le rapport sur l’examen du marché hongrois de l’électricité effectué par l’Office hongrois de la concurrence (15 mai 2006).

(25)  Loi XXXV de 2006 modifiant la réglementation des prix de l’électricité.

(26)  Les valeurs figurant au tableau sont fondées sur les statistiques publiées dans l’Annuaire statistique de l’électricité. Voir aussi la lettre des autorités hongroises du 21 avril 2008.

(27)  La capacité totale installée correspond à la capacité nominale des unités centrales électriques hongroises exprimée en MW (constante, sauf extension ou démantèlement).

(28)  La capacité brute disponible correspond à la capacité que la centrale électrique peut fournir compte tenu des surcharges durablement acceptables et des ruptures permanentes dans le cycle de production. Capacité installée après déductions pour des raisons permanentes et ajout des surcharges admissibles.

(29)  La capacité nette disponible utilisée correspond à la capacité effectivement disponible après déduction des capacités indisponibles pour cause de maintenance.

(30)  Les valeurs figurant au tableau sont fondées sur les AAE transmis à la Commission par les autorités hongroises. Voir aussi la lettre des autorités hongroises enregistrée le 21 avril 2008.

(31)  Capacité moyenne disponible contractée.

(32)  De 400 à 700 MW (les notes de bas de page à numérotation en minuscules ne figurent pas dans la version faisant foi de la décision, mais ont cependant été incluses dans la version publique pour donner l’ordre de grandeur de certaines données couvertes par le secret professionnel).

(33)  De 600 à 900 MW.

(34)  De 4 057 à 4 357 MW.

(35)  De 4 725,9 à 5 025,9 MW.

(36)  De 4 749,6 à 5 049,6 MW.

(37)  De 4 724,7 à 5 024,7 MW.

(38)  Chiffres fondés sur les AAE soumis par les autorités hongroises, sur les statistiques publiées sur le site web de l’Office hongrois de l’énergie (www.eh.gov.hu) ainsi que sur la lettre des autorités hongroises datée du 21 avril 2008. Le volume des prélèvements garantis arrêté dans les accords commerciaux annuels peut légèrement différer des quantités prévues par les AAE. Les données relatives aux prélèvements effectivement réalisés couvrent toutes les ventes de la centrale concernée à MVM.

(39)  Les données concernant la production totale d’électricité et la consommation propre couvrent aussi les blocs de ces centrales qui ne relèvent pas des AAE.

(40)  Acte relatif aux conditions d’adhésion à l’Union européenne de la République tchèque, de la République d’Estonie, de la République de Chypre, de la République de Lettonie, de la République de Lituanie, de la République de Hongrie, de la République de Malte, de la République de Pologne, de la République de Slovénie et de la République slovaque, et aux adaptations des traités sur lesquels est fondée l’Union européenne (JO L 236 du 23.9.2003).

(41)  JO L 27 du 30.1.1997, p. 20.

(42)  Arrêt de la Cour de justice du 16 mai 2002 dans l’affaire C-482/1999, République française/Commission des Communautés européennes, Recueil 2002, p. I-04397.

(43)  Référence à l’affaire T-366/00, Scott SA.

(44)  JO C 34 du 7.2.2004, p. 8.

(45)  Arrêt de la Cour de justice dans l’affaire C-280/00, Altmark trans Gmbh, et Regierungsprasidium Magdeburg Nahverkehrsgesellschaft Altmark GmbH et Oberbundesanwalt beim Bundesverwaltungsgericht (Recueil 2003, p. I-07747).

(46)  Directive 2003/54/CE.

(47)  Arrêt du Tribunal de première instance du 15 juin 2000, dans les affaires jointes T-298/97, T-312/97, T-313/97, T-315/97, T-600/97–T-607/97, T-1/98, T-3/98–T-6/98 et T-23/98.

(48)  Lettre enregistrée le 19 décembre 2006.

(49)  JO C 119 du 22.5.2002, p. 22.

(50)  L’arrêt du Tribunal de première instance du 15 juin 2000 dans l’affaire Alzetta Mauro, à laquelle la centrale Budapesti Erőmű se réfère, confirme également que la mesure doit être évaluée en tenant compte des nouvelles conditions du marché après la libéralisation, pour déterminer si la mesure qui ne constituait pas nécessairement une aide d’État avant la libéralisation devient une aide d’État (existante ou nouvelle).

(51)  Accord d’association signé le 16 décembre 1991 entre les Communautés européennes et leurs États membres, d’une part, et la République de Hongrie, d’autre part.

(52)  Citation du point 3 des observations du producteur.

(53)  Que le prix résulte de la formule de prix du PPA ou de règlements de fixation administrative des prix qui l’emportent sur ce mécanisme mais sont fondés sur des principes analogues.

(54)  Arrêt de la Cour dans les affaires jointes C-328/1999 et C-399/00, République Italienne et SIM 2 Multimédia SpA/Commission des Communautés européennes (Rec. 2003, p. I-4035, point 83).

(55)  En juin 2005, la Commission a lancé une enquête sur le fonctionnement des marchés européens du gaz et de l’électricité. La présente décision utilise le rapport final publié le 10 janvier 2007 sur l’examen du secteur de l’électricité comme source d’informations sur les tendances et les pratiques commerciales observées sur le marché européen de l’électricité et qui existaient déjà le 1er mai 2004, soit au moment de l’adhésion de la Hongrie à l’Union européenne. Le rapport peut être consulté sur: http://ec.europa.eu/comm/competition/antitrust/others/sector_inquiries/energy/

(56)  Les coûts marginaux à court terme sont les coûts que le producteur peut éviter en arrêtant la production d’électricité à court terme. Ces coûts correspondent plus ou moins aux coûts variables, car ces deux types de coûts sont principalement mus par les coûts de combustibles.

(57)  Le fait que l’opérateur s’engage à livrer la quantité fixée dans le contrat peut être assimilé à une réservation de capacité.

(58)  15 % des capacités couvertes par des AAE en 2005.

(59)  En raison des appels d’offres annuels, la quantité de capacités susceptibles d’être proposées au gestionnaire du réseau de transport ainsi que le prix payé changent tous les ans et sont même susceptibles de diminuer si les besoins du gestionnaire diminuent et/ou si d’autres fournisseurs proposent des prix inférieurs ou des quantités plus importantes.

(60)  La législation hongroise impose à MVM et aux compagnies de distribution régionales d’acheter l’électricité produite par cogénération ou à partir de déchets ou d’énergies renouvelables à des prix réglementés.

(61)  Voir, entre autres, le site suivant: http://www.mvm.hu

(62)  Sur la base des prix administrés, qui dépendent du niveau de consommation.

(63)  Directive 2003/54/CE.

(64)  Décret gouvernemental 183/2002.

(65)  Voir la lettre des autorités hongroises du 4 juin 2004.

(66)  Mises aux enchères de capacités, appels d’offres portant sur des capacités et ventes sur la «Bourse MVM».

(67)  Les données chiffrées figurant dans le tableau sont celles communiquées par les autorités hongroises par lettres enregistrées le 24 septembre 2007 et le 16 janvier 2008. Des écarts minimes (moins de 5 %) existent entre les données communiquées dans les deux lettres en ce qui concerne les prix de l’année 2006. La décision se fonde sur les données les plus récentes (lettre du 16 janvier 2008).

(68)  Informations tirées de la lettre des autorités hongroises enregistrées le 24 septembre 2007. En 2005 et 2006, la société E.ON DKCE a aussi vendu de l’électricité sur le marché libre. Cependant, selon les informations communiquées par les autorités hongroises par lettre enregistrée le 22 avril 2008, les quantités concernées était faibles, aussi les autorités hongroises ne disposent-elles pas de données sur les prix les concernant.

(69)  Les quantités vendues sont inférieures à 1 000 MWh. La Commission considère que les prix correspondant à de si petites quantités ne constituent pas un élément de comparaison adéquat.

(70)  Informations tirées des lettres des autorités hongroises enregistrées le 24 septembre 2007 et le 16 janvier 2008. Des écarts minimes (moins de 2 %) existent entre les données communiquées dans les deux lettres en ce qui concerne les prix de l’année 2006. La décision se fonde sur les données les plus récentes (lettre du 16 janvier 2008). Les importations de MVM sont également fondées sur des accords à long terme; ceux-ci ne sont pas concernés par la présente procédure.

(71)  Nom de la compagnie d’importation partenaire.

(72)  Prix moyen pondéré de toutes les importations figurant dans ce tableau: 9,14 HUF/kWh en 2004, 10,41 HUF/kWh en 2005 et 11,49 HUF/kWh en 2006.

(73)  Voir considérant 32.

(74)  Les prix moyens représentent les prix indicatifs pondérés.

(75)  Les quantités vendues sont comprises entre 25 000 et 2 000 000 MWh par type de produits (charge minimale/base/pointe).

(76)  Selon les estimations des autorités hongroises, en absence d’AAE, les différents producteurs actuellement couverts par un AAE réaliseraient des bénéfices maximaux comme suit: les centrales de Paks et de Pécs vendraient la totalité de leur production sous la forme de produits Base, les centrales de Mátra, de Dunament G2, de Kelenföld, d’Újpest et de Kispest vendraient environ 50 % de leur électricité sous la forme de produits Base et 50 % sous la forme de produits Pointe, tandis que les centrales de Csepel, de Dunament F et de Tisza II vendraient principalement des produits Pointe (environ 70 % de leur production).

(77)  Voir les décisions de la Commission concernant l’affaire no N 34/1999 (JO C 5 du 8.1.2002, p. 2), l’affaire no NN 49/1999 (JO C 268 du 22.9.2001, p. 7) l’affaire no N 6/A/2001 (JO C 77 du 28.3.2002, p. 25) et l’affaire no C 7/2005 (non encore publiée au JO).

(78)  Deuxième et troisième critères de l’arrêt Altmark.

(79)  Arrêt du 29 septembre 2000 dans l’affaire T-55/1999, CETM/Commission, points 40 et 52.

(80)  Arrêt du 14 juillet 1983 dans l’affaire 203/82, Commission/République italienne, point 4.

Le point 18 de l’arrêt rendu le 2 juillet 1973 par la Cour dans l’affaire 173/73 République d’Italie contre Commission des Communautés européennes.

(81)  Arrêt rendu par la Cour le 13 mars 2001 dans l’affaire C-379/98.

(82)  Arrêt rendu le 16 mars 2002 par la Cour de justice dans l’affaire C-482/1999.

(83)  Voir, par exemple, le courrier des autorités hongroises enregistré le 25 juillet 2005.

(84)  Page 5 des observations.

(85)  Courrier enregistré le 25 juillet 2005.

(86)  «A szerződés mintegy átemelte a Kormányhatározatban szereplő képleteket, meghatározásokat.». Courrier des autorités hongroises enregistré le 25 juillet 2005.

(87)  Courrier du 20 juillet 2005 enregistré le 25 juillet 2005.

(88)  Le texte des lignes directrices conjointes a été communiqué à la Commission en anglais uniquement.

(89)  Courrier envoyé par les autorités hongroises à la Commission, le 20 octobre 2004, ainsi que, dans le cas de Dunament, courrier expédié le 25 juillet 2005.

(90)  Annexe 3 des requêtes soumises par […].

(91)  Nom du producteur d’électricité.

(92)  Voir en particulier l’arrêt rendu par le TPI le 13 juin 2000, dans les affaires jointes T-204/97 et T-270/97, EPAC/Commission, Rec. 2000, p. II-02267.

(93)  JO L 27 du 30.1.1997, p. 20.

(94)  Publié le 15 mai 2006.

(95)  Point 24 des conclusions (Összefoglalás) du rapport.

(96)  Publié en novembre 2006. Titre original: «A hosszú távú áramvásárlási szerződések megszűnésének hatása a villamos energia nagykereskedelmi árára».

(97)  Citation extraite du point 2 de l’étude: «összeegyeztethetetlen a versenypiaci működés elveivel.»

(98)  10 janvier 2007, http://ec.europa.eu/comm/competition/antitrust/others/sector_inquiries/energy/

(99)  Les informations sont disponibles sur le site internet de l’Office hongrois de l’énergie: www.eh.gov.hu

(100)  Étude du Dr. Theon van Dijk, mars 2006.

(101)  Voir, par exemple, la décision de la Commission du 28 janvier 2004 CZ 14/2003 — République Tchèque «Česka spořitelna, a.s.».

(102)  Voir la note 32 de bas de page.

(103)  JO L 236 du 23.9.2003.

(104)  La Commission a adopté le 13 septembre 2006 et a publié la carte des aides d’État à finalité régionale de la Hongrie au JO C 256 du 24.10.2006, p. 7.

(105)  JO C 74 du 10.3.1998, p. 9.

(106)  JO C 54 du 4.3.2006, p. 13.

(107)  Point 4.15 des lignes directrices précédentes en matière d’aides régionales et le point 5 des nouvelles lignes directrices.

(108)  Citation provenant du point 5 des nouvelles lignes directrices en matière d’aides régionales.

(109)  Communication de la Commission – Encadrement communautaire des aides d’État pour la protection de l’environnement (JO C 37 du 3.2.2001, p. 3.

(110)  JO C 82 du 1.4.2008, p. 1.

(111)  Voir les dispositions d’introduction de la méthodologie.

(112)  En effet, à partir de la date de la libéralisation du marché de l’énergie, ce qui correspond pour la Hongrie au 1er mai 2004.

(113)  Arrêt rendu dans l’affaire C-70/72 Commission contre l’Allemagne (EBHT 1973, p. 00813, point 13).

(114)  Arrêt rendu dans les affaires jointes No C-278/92, C-279/92 et C-280/92 le Royaume de l’Espagne contre la Commission des Communauté européennes (EBHT 1994, I-4103 o. point 75).

(115)  L’arrêt C-75/97 rendu dans l’affaire Royaume de Belgique contre la Commission des Communauté européennes (EBHT 1999, I-03671 o. points 64-65).

(116)  L’arrêt rendu dans l’affaire no C-75/97 Le Royaume de Belgique contre la Commission des Communautés européennes (EBHT 1999, I-030671 o. point 68), l’arrêt rendu dans l’affaire no C-142/87. Royaume de Belgique contre la Commission des Communautés européennes (EBHT 1990, I-00959 o. point 66), ainsi que l’arrêt rendu dans les affaires consolidées no C-278/92–C-280/92. Le Royaume d’Espagne contre la Commission des Communautés européennes (EBHT 1994, I-04103 o. point 75).

(117)  C’est-à-dire dans le cas imaginaire où, entre le 1er mai 2004 et la dissolution des AAE, aucun AAE n’aurait été en vigueur, toutes choses égales par ailleurs. «Le scénario réel» — étant donné l’existence des AAE — est celui qui s’est déroulé dans la réalité.

(118)  Cette caractéristique est exprimée en MW et est habituellement appelée «charge du système».

(119)  Sont appelées habituellement «charge à pointe» les périodes où la demande est grande, à l’encontre de la période à «charge continue».

(120)  Voir particulièrement l’arrêt no C-480/98 rendu dans l’affaire Royaume d’Espagne contre la Commission des Communauté européenne. (EBHT 2000, I-8717 o. point 25) ainsi que l’arrêt rendu dans l’affaire no C-415/03 La Commission des Communautés européennes contre la République Grèce (EBHT 2005, I-03875 o. point 39).

(121)  Dans des conditions de concurrence parfaite, la demande est satisfaite par les unités de productions dont les coûts marginaux sont les plus faibles et sont capables d’approvisionner le réseau de toute l’énergie électrique nécessaire à la demande. Les unités des centrales peuvent être classifiées en fonction de leurs coûts marginaux. Leur arrivée sur le marché dépend à tout moment de la place qu’elles occupent dans cet «ordre de mérite», de la charge du système ainsi que de la quantité d’énergie électrique fournie par les unités de production les précédant dans le classement.

(122)  Ce taux est en France de 5 %, au Royaume Uni de 11 %, en Italie de 44 %, en Espagne de 84 %.

(123)  Que celle-ci fonctionne ou non dans le cadre d’AAE.

(124)  En tenant compte d’une façon adéquate des pertes se produisant dans le système de transmission et de distribution.

(125)  Le «scénario réel» correspond à la situation observée dans la réalité à partir du 1er mai 2004, compte tenu de l’existence des AAE.

(126)  Lesquels seraient demeurés en vigueur dans le scénario alternatif

(127)  Cette quantité correspond à la quantité totale d’énergie électrique effectivement consommée par le secteur de service public ainsi que la quantité requise à cause des pertes se produisant dans le système de transmission et de distribution.

(128)  Entre le 1er mai 2004 et la suppression effective des AAE.

(129)  Ces recettes doivent être calculées à la base des prix effectivement payés par MVM. Au cours de ces calculs, il faut tenir compte du prix administré pour la période pendant laquelle les autorités ont modifié la formule de calcul de prix incluse dans les AAE (entre le 9 décembre 2006 et le 31 décembre 2007).

(130)  Les États membres concernés sont la Belgique, la France, l'Allemagne, l'Italie, les Pays-Bas, l'Espagne ainsi que le Royaume Uni. Les marchés de gros de ces pays sont parmi les plus grands en Europe.

(131)  Voir l’arrêt no C-94/87 rendu dans l’affaire Commission des Communautés européennes contre la République fédérale d’Allemagne (EBHT 1989, p. 175, point 9) ainsi que l’arrêt no C-348/93 rendu dans l’affaire Commission des Communautés européennes contre la République d’Italie (EBHT 1995, p. 673, point 17).

(132)  Les formes de sociétés indiquées correspondent aux appellations utilisées lors de la signature des AAE.

(133)  JO L 140 du 30.4.2004, p. 1.

(134)  JO L 82 du 25.3.2008, p. 1.


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