(1)

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

(2)

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

(3)

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

(4)

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

(5)

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

(6)

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

(7)

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

(8)

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

(9)

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

(10)

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

(11)

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

(12)

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

(13)

Medan de allmänna rättigheterna och skyldigheterna för kärnsamarbetet mellan de två länderna fastställs i det mellanstatliga avtalet ska detaljerade uppgifter om genomförandet av det mellanstatliga avtalet fastställas i separata avtal (6), nedan kallade genomförandeavtal, enligt följande:

(14)

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

(15)

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

(16)

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

(17)

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

(18)

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

(19)

På grundval av målen

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

(20)

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

Tabell 1

Förväntad utfasning av inhemsk installerad kapacitet fram till 2031

(21)

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

(22)

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

(23)

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

(24)

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

(25)

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

(26)

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

(27)

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

(28)

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

(29)

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

(30)

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

(31)

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

(32)

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

(33)

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

(34)

[…]

(35)

[…]

(36)

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

(37)

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

(38)

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

(39)

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

(40)

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

(41)

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

(42)

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

(43)

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

Figur 1

Sammansättning av den totala elförbrukningen i Ungern 2015

Figur 2

Inhemsk bruttoelproduktion i Ungern 2015

(44)

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

(45)

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

(46)

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

(47)

Såsom framgår av figur 1 i skäl 43 är Ungern en nettoelimportör där import utgör cirka 30 % av den ungerska elförbrukningen. Såsom framgår av figur 3 har grossistelpriset varit högst i Ungern i den sammanlänkade region som gränsar till landet (dvs. med undantag av Polen eller Slovenien).

Figur 3

Månatliga genomsnittliga dagen-förebaslastpriser i Central- och Östeuropa (inbegripet Ungern) och Tyskland (2010–2016)

(48)

Den kortsiktiga beräkningen av baslastpriserna i regionen tyder på samma utveckling, dvs. att de ungerska baslastpriserna kommer att vara de högsta i regionen (se figur 4).

Figur 4

Regionala terminspriser för baslast för januari–juni 2017

(49)

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

Figur 5

Elkraftutbyte mellan Ungern och närbelägna länder

(50)

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

Figur 6

Ytterligare behov av kapacitet i den ungerska elsektorn

(51)

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

Tabell 2

Ny kapacitet som ska byggas i den ungerska elsektorn

(52)

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

(53)

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

(54)

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

(55)

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

(56)

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

(57)

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

(58)

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

(59)

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

(60)

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

(61)

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

(62)

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

(63)

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

(64)

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

(65)

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

(66)

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

(67)

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

(68)

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

(69)

Ungern lämnade in följande undersökningar och styrkande handlingar till stöd för sin uppfattning:

(70)

Den ungerska regeringen lämnade dessutom in en finansiell modell som användes för att räkna ut siffrorna avseende internräntan för projektet. Två versioner av modellen lämnades in till kommissionen:

(71)

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

(72)

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

(73)

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

(74)

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

(75)

I detta avsnitt granskas Ungerns ståndpunkt när det gäller beräkningen av internräntan i vilken den finansiella modellen användes för att beräkna framtida fria kassaflöden för projektet och fastställa dess internränta. De huvudsakliga delarna i den finansiella modellen är de följande:

(76)

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

(77)

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

(78)

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

(79)

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

(80)

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

(81)

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

(82)

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

(83)

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

(84)

I sitt svar på beslutet att inleda förfarandet fastställde Ungern flera politiska överväganden för vilka man ansåg det relevant att definiera målet av gemensamt intresse baserat på följande:

(85)

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

(86)

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

(87)

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

(88)

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

(89)

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

(90)

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

(91)

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

(92)

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

(93)

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

(94)

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

(95)

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

(96)

Enligt sin inlaga anger Ungern att Paks II ska använda all vinst från verksamheten hos anläggningarna 5 och 6 vid Paks II endast för följande ändamål:

(97)

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

(98)

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

(99)

Enligt Ungern är överlappningsperioden dessutom nödvändig och rimlig med tanke på att Paks II måste vara i drift när Paks NPP närmar sig slutet av sin utökade livslängd och att Paks II:s utveckling och idrifttagning kan drabbas av förseningar på grund av den tekniska komplexitet som idrifttagningen av ett nytt kärnkraftverk innebär samt yttre faktorer som ligger utanför parternas kontroll (t.ex. ändring i lagstiftningen, säkerhetskrav och regelverk). Ungern framhöll även att vissa anläggningar som är utrustade med tekniken VVER Generation III och III+ drabbades eller förväntades drabbas av förseningar jämfört med den planerade byggtiden för Paks II, såsom anges i tabell 3 nedan.

Tabell 3

Sammanlagda förseningar i byggperioden för anläggningar av typen VVER Generation III och III+

(100)

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

(101)

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

(102)

Ungern menar att MVM-koncernen och Paks II är oberoende och saknar anknytning till varandra av följande skäl:

(103)

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

(104)

Med utgångspunkt i undersökningen från NERA gör Ungern gällande att alla eventuella snedvridningar av konkurrensen måste tolkas i ett marknadssammanhang som är större än den ungerska staten. I undersökningen från NERA beaktas följande indata i marknadsbedömningen:

(105)

Skälet till argumentet att den marknad som ska bedömas är större än Ungern är att import av el från närbelägna länder stod för 31,4 % av den ungerska elförbrukning 2014. Ungern hävdar även att denna höga nivå av sammanlänkning med närliggande länder kommer att öka ytterligare till följd av nya sammanlänkningar som kommer att tas i drift mellan 2016 och 2021 mellan Slovakien (2×400 kV och 1×400 kV) och Slovenien (1×400 kV). I sin inlaga av den 16 januari 2017 tillhandahöll Ungern närmare uppgifter om de förestående projekten för gränsöverskridande transmissionsledningar, enligt vilka andra sammanlänkningar på 2×400 kV kommer att byggas med Slovakien senast 2029 och en sammanlänkning på 1×400 kV med Rumänien senast 2030. Den förväntade totala sammanlänkningskapaciteten för import och export anges i tabellerna 4 och 5.

Tabell 4

Entso-E:s beräkningar av installerad sammanlänkningskapacitet för import i Ungern

Tabell 5

Entso-E:s beräkningar av installerad sammanlänkningskapacitet för export i Ungern

(106)

I undersökningen identifieras även en framgångsrik marknadskoppling för energiförsörjning med Slovakien, Tjeckien och Rumänien och det hänvisas till Entso-E:s förslag som offentliggjordes i oktober 2015 och som fastställde Ungern som en del av en enda samordnad kapacitetsregion för Central- och Östeuropa med flera länder med vilka Ungern ännu inte har kopplingar, inbegripet Österrike, Tyskland och Polen (40). Ungern gör gällande att Ungern, i jämförelse med andra medlemsstater, redan är en starkt integrerad elmarknad inom Europeiska unionen, med en sammanlänkningskapacitet som ligger på cirka 75 % av den totala installerade inhemska produktionskapaciteten, dvs. cirka åtta gånger högre än EU:s mål för medlemsstaterna fram till 2020 och fem gånger högre än EU:s mål för medlemsstaterna fram till 2030. Enligt Ungerns mening utgör detta ett tillräckligt skäl att beakta potentiella snedvridningar av konkurrensen i större skala.

(107)

När det gäller användningen av ny teknik både i det faktiska scenariot och i avsaknad av Paks II betraktas gaskombiverk eller gasturbiner med öppet kretslopp i undersökningen från NERA som nytillkommen teknik, medan det förutsätts att inträde eller utträde av annan teknik, som exempelvis förnybara energikällor, kol och kärnkraft, endast av ekonomiska orsaker är osannolikt av följande skäl:

(108)

I undersökningen från NERA framgår att följande slutsatser kan dras i det faktiska scenariot (uppförandet av Paks II):

Figur 7

Förväntad produktion per teknik och nationell efterfrågan fram till 2040 (faktiskt scenario)

(109)

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

Figur 8

Förväntad produktion per teknik och nationell efterfrågan fram till 2040 (kontrafaktiskt scenario)

(110)

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

Figur 9

Skillnader i ungerska baslastpriser mellan grundscenariot och det kontrafaktiska scenariot

(111)

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

(112)

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

Figur 10

Kombinerade marknadsandelar för MVM-koncernen och Paks II efter produktion (MWh) på marknaderna Ungern+Slovakien+Rumänien

(113)

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

Figur 11

Bränsle som avgör priser på den ungerska energimarknaden

(114)

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

(115)

Ungern åberopar en rad argument som lagts fram av Förenade kungariket i ärendet om Hinkley Point C (41) om möjliga snedvridningar av konkurrensen och anger att de också skulle kunna tillämpas på Paks II. Dessa argument redovisas på följande sätt:

(116)

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

(117)

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

(118)

Vad gäller försäljning av el från Paks II visar samma inlaga från Ungern att Paks II:s strategi för handel med elproduktion kommer att vara en vinstoptimerande affärsstrategi på marknadsmässiga villkor som sker genom ett kommersiellt handelssystem baserat på bud som har clearats på en öppen handelsplattform eller elbörs. Ungern framhåller även att strategin för handel med Paks II:s elproduktion (med undantag av Paks II:s egen förbrukning) ska utformas på följande sätt:

(119)

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

(120)

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

(121)

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

(122)

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

(123)

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

(124)

De synpunkter som tagits emot av kommissionen från följande tredje parter innehöll kvantitativ information och analyser avseende förekomsten av åtgärder:

(125)

Jávors inlaga är inriktad på ägarens kostnader, som är kostnader som inte omfattas av EPC-avtalet (se avsnitt 2.5.2 i detta beslut), och i inlagan hävdas att dessa kostnader kan vara kraftigt underskattade. I inlagan görs i synnerhet följande påståenden:

(126)

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

(127)

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

(128)

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

Figur 12

Långsiktiga elprisprognoskurvor (EUR/MWh)

(129)

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

(130)

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

Figur 13

Långsiktiga elprisprognoskurvor (EUR/MWh)

(131)

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

(132)

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

(133)

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

(134)

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

(135)

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

(136)

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

(137)

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

(138)

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

(139)

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

(140)

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

(141)

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

(142)

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

(143)

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

(144)

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

(145)

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

(146)

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

(147)

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

(148)

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

(149)

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

(150)

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

(151)

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

(152)

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

(153)

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

(154)

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

(155)

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

(156)

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

(157)

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

(158)

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

(159)

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

(160)

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

(161)

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

(162)

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

(163)

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

(164)

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

(165)

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

(166)

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

(167)

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

(168)

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

(169)

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

(170)

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

(171)

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

(172)

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

(173)

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

(174)

Ungern lämnade in sitt svar på synpunkterna från tredje parter om beslutet att inleda förfarandet avseende statligt stöd (nedan kallat svaret på synpunkter från tredje parter) den 8 april 2016.

(175)

Ungern har framför allt starka invändningar mot de synpunkter som tagits emot från Österrikes regering, Greenpeace Energy, Energiaklub och ledamoten av Europaparlamentet Benedek Jávor, där de olika tredje parterna hävdade att kostnader som hänför sig till säkerhets- och miljöbestämmelser, finansiering med lån, försäkringar, säkerhet, bortskaffande av avfall, avveckling, överföringskopplingar och investeringar för eftermontering inte hade tagits med i Ungerns analys, och menar att dessa parter hade fått felaktiga upplysningar och att deras påståenden är ogrundade.

(176)

Svaret innehåller en detaljerat motbevisning av de synpunkter som lämnats in av parlamentsledamot Benedek Jávor. Ungern framhåller bland annat följande:

(177)

Ungern gör gällande att man utförde en omfattande känslighetsanalys för att beakta effekterna av antaganden och variabler såsom kraftverkets livstid, drifts- och underhållskostnader, kostnader för avfallshantering och avveckling, belastningsfaktorer, makroekonomiska faktorer som t.ex. växelkurs och inflation, olika marknadsprisscenarier, förseningar m.m. på affärsscenariot och denna känslighetsanalys ger fullt stöd till dess slutsats att åtgärden inte skulle utgöra statligt stöd.

(178)

Vad gäller de synpunkter som tagits emot om åtgärdens eventuella förenlighet upprepar Ungern flera argument som framförts med avseende på fritt val och diversifiering av energimixen, behovet av ersättningskapacitet, utfasning av fossila bränslen, nya arbetstillfällen, överkomlighet och påstådda multiplikatoreffekter.

(179)

Ungern uppger att Österrikes regerings argument att målet i Euratomfördraget avseende utvecklingen av kärnenergin inom gemenskapen redan har uppnåtts och inte kan användas till stöd för ett gemensamt intresse i den mening som avses i artikel 107.3 i EUF-fördraget på grund av de tekniskt utvecklade och talrika kärnkraftverk som har byggts i Europa är felaktigt. Ungern anser att man i argumentet förväxlar målet att utveckla kärnenergiproduktion med begreppet teknik vilket inte kan hävdas ha varit ett statiskt begrepp. Ungern gör gällande att Euratomfördraget fortfarande ingår i unionens konstitutionella ram och att detta inte har upphävts. Ungern betonar slutligen att Österrike och Greenpeace inte lade fram någon rättspraxis som tydde på att målen av gemensamt intresse nödvändigtvis är tidsbegränsade.

(180)

Vad gäller diversifieringen av energimixen avvisar Ungern Österrikes och det österrikiska vindkraftförbundets påståenden om ett unionsomfattande uranberoende och betonar att det finns en stor mångfald av och tillgång till uran från betydande outvunna källor. Ungern hävdar också att det blotta faktum att en resurs är begränsad inte betyder att dess användning är ohållbar och besvarar de kommentarer som framförts av energiekonomen Loreta Stankeviciute på Internationella atomenergiorganets (IAEA) vägnar (59) enligt vilka kärnkraft står sig väl i jämförelser mellan många hållbarhetsindikatorer.

(181)

Ungern betonar att en del av de argument som framförts när det gäller behovet att fasa ut fossila bränslen genom användning av kärnkraft som energikälla är giltiga eftersom förnybara tekniker har höga kostnader och är av en intermittent energiproduktionstyp. Ungern gör även gällande att fasta förnybara subventionerade taxor är oförenliga med att tillåta fria marknadsvillkor och citerar Greenpeace som hävdade att fasta energiköpsavtal skulle vara mindre fördelaktiga i scenarier med lägre marknadspriser, även om detta inte är det sätt på vilket Paks II skulle sälja sin el.

(182)

Ungern citerar flera källor enligt vilka åtgärden inte kommer att leda till otillbörliga snedvridningar av konkurrensen och betonar att kommissionen inte hade några tvivel när det gäller åtgärdens förenlighet med den inre marknaden (såsom påstods av Greenpeace) utan snarare när det gäller förekomsten av stöd.

(183)

I samma tillämpningsområde (potentiella snedvridningar av konkurrensen) avvisar Ungern de argument som framförts av Greenpeace om att de skulle införa en fast taxa (liknande den för Hinkley Point C) i syfte att stödja driften av Paks II på lång sikt.

(184)

Ungern bestrider de synpunkter enligt vilka projektet skulle tränga ut investeringar i förnybara energikällor i Ungern och närbelägna länder. Ungern gör gällande att den nationella energistrategin innefattar både förnybara energikällor och kärnkraft och att den framtida bristen på installerad kapacitet inte kan åtgärdas med enbart kärnkraft. Den ökade kärnkraftskapaciteten skulle därför inte förhindra utvecklingen av förnybar energi. Ungern noterar att i den marknadsanalys som ingår i Greenpeaces inlaga av Energy Brainpool förutsätts användning av förnybar energi i samband med Ungerns nationella mål om förnybara energikällor.

(185)

Ungern upprepar de synpunkter som lämnats av MVM-koncernen om att en fusion mellan MVM-koncernen och Paks II inte är planerad och att det därmed inte kommer att ske någon marknadskoncentration. Ungern upprepar även MVM-koncernens uttalande att MVM-koncernens affärsstrategi innefattar möjliga investeringar som kan komma att konkurrera med Paks II i framtiden.

(186)

Ungern upprepar även de synpunkter enligt vilka den marknad som ska undersökas bör vara bredare än den ungerska staten med tanke på den höga sammanlänkningsnivån. I detta sammanhang skulle åtgärdens effekt vara försumbar. Ungern bestrider även metoden i den analys som utförts av Energy Brainpool för Greenpeaces räkning vad gäller projektets potentiella effekter på regionala elmarknader, som exempelvis i Tyskland. Ungern hävdar att det tillvägagångssätt som använts innefattar en bedömning av projektets effekter i ett uteslutande inhemskt sammanhang utan hänsyn till den roll som import av el till Ungern spelar och att denna bedömning sedan extrapolerats till Tyskland utifrån det implicita antagandet att effekterna på den tyska elmarknaden skulle vara de samma som för Ungern. Ungern anger även att analysen är bristfällig i den mån den förutsätter den befintliga nivån av sammanlänkningskapacitet och bortser från ytterligare sammanlänkningar som utgör en del av unionens mål.

(187)

Vad gäller de synpunkter i vilka säkerhetsproblem påpekas hävdar Ungern att det finns väsentlig kunskap och expertis i landet med hänsyn till de fyra befintliga kärnkraftsanläggningarna. Ungern noterar även att Ungerns kärnenergimyndighet (som utfärdar tillstånd för kärnkraftsanläggningar) redan är mycket bekant med tekniken VVER och har utvecklat ett tvåårigt internt utbildningsprogram om denna teknik. Programmet omfattar representanter för tillsynsmyndigheten som har betydande relevant akademisk och praktisk erfarenhet och som utbildar och utvecklar ny personal när det gäller de arbetsuppgifter och skyldigheter som de kommer att ha som en del av tillsynsmyndigheten.

(188)

Ungern betonar dessutom att miljömyndigheten och tillsynsmyndigheten är oberoende av varandra, vilket garanterar en seriös och objektiv säkerhetsram. Ungern konstaterar även att de relevanta tekniska kraven för projektet när det gäller kärnsäkerhet utvecklades genom att kombinera ungersk lagstiftning, krav på europeiska allmännyttiga bolag, säkerhetsrekommendationer från IAEA och den västeuropeiska sammanslutningen av tillsynsmyndigheter på kärnsäkerhetens område samt erfarenheter från Fukushima-olyckan.

(189)

Som svar på synpunkterna om den uppenbara bristen på öppenhet under förberedelserna av projektet förklarade Ungern att man uppnådde öppenhet till följd av den parlamentariska beslutsprocessen. Genom det parlamentariska förfarandet säkerställdes tillgången till all relevant information för alla berörda parter och myndigheter, inbegripet kommissionen. Som ett led i processen offentliggjordes alla rapporter från oberoende experter, inbegripet de ekonomiska analyserna av projektet, och alla miljökonsekvensbedömningar gjordes tillgängliga på flera språk.

(190)

Ungern hänvisar även till offentliga samråd som hölls mellan den 17 och den 4 maj 2015 av det regeringsombud som ansvarar för projektet vid vilka man tog upp de potentiella miljöeffekterna av uppförandet och driften av Paks II. Ungern underrättade även alla sina närliggande tredjeländer (i och utanför EU) om projektet och höll nio offentliga samråd i ett antal länder om projektet.

(191)

Vad gäller de synpunkter enligt vilka projektets slutförande bryter mot Europaparlamentets och rådets direktiv 2014/24/EU (60) och Europaparlamentets och rådets direktiv 2014/25/EU (61) förklarar de ungerska myndigheterna att det mellanstatliga avtalet och genomförandeavtalen inte omfattas av EUF-fördraget och direktiven 2014/24/EU och 2014/25/EU. De anger dessutom att även om EUF-fördraget skulle vara tillämpligt skulle det mellanstatliga avtalet och genomförandeavtalen omfattas av det särskilda undantag avseende internationella avtal som fastställs i artikel 22 i direktiv 2014/25/EU eller det tekniska undantag som fastställs i artikel 50 c i samma direktiv och bör därför undantas från tillämpningen av unionens regler för offentlig upphandling. Ungern förklarar att det mellanstatliga avtalet innehåller bestämmelser om tydliga förfaranden vid tilldelningen av genomförandeavtalen, inbegripet särskilda krav för utnämnandet av företag och tilldelningen av underentreprenörsavtal.

(192)

Ungern avvisar även de synpunkter enligt vilka landet strider mot artikel 8 i direktiv 2009/72/EG. Ungern hävdar att detta direktiv inte kan tillämpas på projektet eftersom det uteslutande omfattas av Euratomfördragets tillämpningsområde som har företräde framför reglerna i EUF-fördraget och annan eventuell sekundärlagstiftning som bygger på dem. De ungerska myndigheterna betonar även att eftersom projektet inte skulle omfatta statligt stöd skulle bestämmelserna om anbudsförfarande för kapacitet i direktiv 2009/72/EG enligt dem inte vara tillämpliga.

(193)

Ungern hänvisar slutligen till Europeiska unionens domstols rättspraxis (62) enligt vilken förekomsten eller frånvaron av en överträdelse av unionsrätten inte kan beaktas inom ramen för en granskning av statligt stöd. Mot bakgrund av detta anser Ungern att alla eventuella överträdelser av eldirektivet bör undersökas utanför ramen för det formella granskningsförfarandet för statligt stöd. Ungern hänvisar även till kommissionens beslut om statligt stöd i ärendet Hinkley Point C i vilket man drog slutsatsen att i stället för särskilda upphandlingsförfaranden kan motsvarande förfaranden i fråga om öppenhet och icke-diskriminering tillämpas i den mening som avses i artikel 8 i direktiv 2009/72/EG. Ungern framhåller att tilldelningen av underentreprenörsavtal skulle genomföras i enlighet med principerna om icke-diskriminering och öppenhet.

(194)

I sitt svar på synpunkterna till kommissionen hävdar Ungern att kommissionens eget meddelande om ett vägledande program om kärnenergi (63) tyder på att miljarder euro (uppskattningsvis mellan 650 miljarder euro och 760 miljarder euro) skulle behöva investeras i kärnkraft mellan 2015 och 2050 för att säkerställa en framtida energiförsörjning på unionsnivå.

(195)

En åtgärd innebär statligt stöd i den mening som avses i artikel 107.1 i EUF-fördraget om den uppfyller fyra kumulativa villkor. För det första måste åtgärden finansieras av staten eller med hjälp av statliga medel. För det andra måste åtgärden medföra en fördel för en stödmottagare. För det tredje måste åtgärden gynna vissa företag eller viss ekonomisk verksamhet (åtgärden måste alltså vara selektiv i viss mån). För det fjärde måste åtgärden kunna påverka handeln mellan medlemsstaterna och snedvrida konkurrensen på den inre marknaden.

(196)

I avsnitt 3.1 i beslutet att inleda förfarandet konstaterade kommissionen preliminärt att åtgärden kan ge en ekonomisk fördel till Paks II, att den skulle innebära statligt stöd eftersom den beviljats med hjälp av statliga medel som kan tillskrivas den ungerska staten, att den skulle vara selektiv och att den kan påverka handeln mellan medlemsstaterna och snedvrida konkurrensen på den inre marknaden. Kommissionen har inte funnit några skäl att ändra sin bedömning i dessa avseenden under det formella granskningsförfarandet.

(197)

Kommissionen bedömde huruvida åtgärden skulle innebära en ekonomisk fördel för Paks II eftersom Paks II skulle äga och förvalta de två nya kärnkraftsanläggningarna som helt finansieras av den ungerska staten. Kommissionen undersökte även huruvida förekomsten av en ekonomisk fördel för Paks II kunde uteslutas i händelse av att den ungerska statens investering skulle vara en marknadsbaserad investering som drivs av vinstintresse.

(198)

I sin bedömning är kommissionen överens med Ungern när det gäller användningen av den marknadsekonomiska investerarprincipen för att fastställa huruvida en viss investering skulle vara marknadsbaserad. Enligt denna princip görs det en prövning av huruvida en investerare på marknaden skulle ha investerat i projektet på samma villkor som den offentliga investeraren vid den tidpunkt då beslutet om investeringen fattades (se även skälen (53) och (54)).

(199)

Genom denna prövning bekräftas förekomsten av en ekonomisk fördel och således förekomsten av statligt stöd när den förväntade internräntan för investeringen är lägre än ett marknadsbaserat riktmärke för den vägda genomsnittliga kapitalkostnaden för samma projekt eftersom en rationell privat investerare inte skulle investera under sådana omständigheter.

(200)

Analysen av den marknadsekonomiska investerarprincipen kräver att den bevisning som används vid uppskattningen av internräntan och den vägda genomsnittliga kapitalkostnaden är samtidig med investeringsbeslutet för att återge den information som investerare hade tillgång till vid den tidpunkten. Kommissionen upprättade en tidsram för beslutsprocessen när det gäller Paks II-projektet i syfte att fastställa vilken information som var och skulle vara tillgänglig för investerare vid den tidpunkt då beslutet att fortsätta genomföra projektet fattades (64).

(201)

På datumet för detta beslut hade Paks II fortfarande inte oåterkalleligen startat byggandet av de två nya reaktorerna (65) […]. Kommissionen anser därför att de uppgifter som funnits tillgängliga från och med februari 2017 (nedan kallade 2017 års uppgifter) skulle vara de mest relevanta uppgifterna för prövningen mot den marknadsekonomiska investerarprincipen och skulle användas som ett grundscenario.

(202)

Förhandlingarna om Paks II inleddes dock mer än två år tidigare. För att tillhandahålla en kontroll av tillförlitligheten hos resultaten av prövningen mot den marknadsekonomiska investerarprincipen har kommissionen även gjort en separat bedömning från och med den dag då det ursprungliga investeringsbeslutet fattades, dvs. den tidpunkt då EPC-avtalet undertecknades den 9 december 2014 (nedan kallade 2014 års uppgifter). Kommissionen visar att resultatet av samma analys men för en tidigare tidpunkt, närmare bestämt dagen för den ursprungliga investeringen, överensstämmer med det resultat som erhållits genom att använda 2017 års uppgifter.

(203)

För att bedöma huruvida villkoren för den marknadsekonomiska investerarprincipen är uppfyllda uppskattade kommissionen en teoretisk vägd genomsnittlig kapitalkostnad för en investering med en riskprofil liknande den hos Paks II. Kommissionen jämförde sedan denna uppskattade marknadsmässiga vägda genomsnittliga kapitalkostnad med den vägda genomsnittliga kapitalkostnaden för projektet, först i grundscenariot, genom att använda 2017 års uppgifter, och därefter, i syfte att kontrollera tillförlitligheten, genom att använda 2014 års uppgifter, som är relevanta för det ursprungliga investeringsbeslutet.

(204)

Kommissionen följer de två metoder som använts av Ungern för att uppskatta den vägda genomsnittliga kapitalkostnaden, dvs. standardmetoden ”nedifrån och upp” i vilken man konstruerar en teoretisk vägd genomsnittlig kapitalkostnad genom att uppskatta alla dess komponenter och riktmärkningsanalysen som bygger på referenser som kan vara relevanta och jämförbara med Paks II. Trots att identiska metoder användes avviker kommissionens resultat från Ungerns slutsatser av det skäl att kommissionen ifrågasatte vissa parametervärden och referenser som använts av Ungern och bestred deras giltighet. Övriga parametrar och referenser godtas och beaktas nominellt sett enligt Ungerns förslag. I sin bedömning kommer kommissionen att framlägga bevis till stöd för alla eventuella värden som skiljer sig från Ungerns förslag.

(205)

I båda de metoder som tillämpas i kommissionens bedömning används 2017 års uppgifter som ett grundscenario och 2014 års uppgifter för kontroll av tillförlitligheten.

(206)

Med tanke på den relativt stora osäkerhet som är förknippad med finansiella uppskattningar tillhandahåller kommissionen en intervall för det teoretiska riktmärke på marknadsnivå för den vägda genomsnittliga kapitalkostnaden som bör användas i prövningen mot den marknadsekonomiska investerarprincipen.

(207)

Vid tillämpningen av båda metoderna beaktade kommissionen nominellt de genomsnittliga hävstångsvärden på mellan 40 % och 50 % som föreslagits av Ungern i undersökningen om den marknadsekonomiska investerarprincipen och den ekonomiska undersökningen som att de överensstämde med tillförlitliga riktmärken. I detta beslut avses med hävstångseffekt förhållandet mellan projektets skuld och totala kapital. Kommissionen godtog även den ungerska bolagsskattesatsen på 19 %.

(208)

Innan kommissionen tillhandahöll sin egen bedömning noterade den följande svagheter när det gäller det slutgiltiga riktmärke för den vägda genomsnittliga kapitalkostnaden som lagts fram av Ungern:

(209)

I metoden ”nedifrån och upp” används standardformlerna (som även används av Ungern) för den vägda genomsnittliga kapitalkostnaden och genom metoden uppskattas dess parametrar:

där D och E betecknar värden för skuld och eget kapital, Rd och Re betecknar kostnaderna för skuld respektive eget kapital och t är bolagsskattesatsen, som har ett värde på 19 % för Ungern. Denna formel är baserad på förväntade värden för dess parametrar. Rd och Re är kostnader för skuld och eget kapital vid tidpunkten för investeringsbeslutet och inte historiska kostnader.

(210)

Kostnaden för skuld kommer i sin tur att fastställas med hjälp av följande formel (som även används av Ungern):

där Rf betecknar den riskfria räntan på marknaden och (Rd  –Rf ) betecknar obligationspremien på marknaden.

(211)

Kostnaden för eget kapital kommer i sin tur att fastställas med hjälp av CAPM-formeln (som även används av Ungern) (70):

där Rf betecknar den riskfria räntan på marknaden, betecknar riskpremien på aktiemarknaden och β (beta) är ett mått på den idiosynkratiska, icke-diversifierbara risken för projektet.

(212)

Kommissionen stöder följande värden för de parametrar som används för att beräkna den vägda genomsnittliga kapitalkostnaden:

(213)

De indatasiffror för den vägda genomsnittliga kapitalkostnaden som identifieras i skäl 212 och de erhållna intervallerna för den vägda genomsnittliga kapitalkostnaden är samlade i tabell 7. En separat kolumn används för varje tidsperiod som är relevant för bedömningen.

Tabell7

Beräkning av den vägda genomsnittliga kapitalkostnaden med metoden ”nedifrån och upp”

(214)

Faktorerna för den vägda genomsnittliga kapitalkostnaden som presenteras i tabell 7 medför en intervall för den vägda genomsnittliga kapitalkostnaden på [9,66–10,36 %] för december 2014 och [7,75–8,38 %] för februari 2017 (76). Det bör dock noteras att den enda sektorsspecifika indatan i dessa beräkningar är industribetavärdet (0,92). Det är följaktligen osannolikt att inkludera hela den premie som är förknippad med den stora risken i samband med kärnkraftsprojekt (se fotnot 68) och den bör därför betraktas som den nedre gränsen för den faktiska risken.

(215)

Kommissionen är överens med Ungern om att ett alternativt tillvägagångssätt för att hitta en relevant intervall för den marknadsmässiga vägda genomsnittliga kapitalkostnaden skulle vara att jämföra den (riktmärkning) med referenser som är jämförbara med Paks II-projektet. Av de anledningar som anges i skäl a) ansåg kommissionen dock inte att de referenser och intervaller som presenterats av de ungerska myndigheterna var tillräckligt tillförlitliga. Kommissionen har därför utvecklat sin egen riktmärkningsanalys, i vilken ett sektors- och landsspecifikt riktmärke för den vägda genomsnittliga kapitalkostnaden tas fram på grundval av Damodaran-databasen (77), (78) med hjälp av både 2017 och 2014 års uppgifter.

(216)

I detta tillvägagångssätt tillämpas följande tre steg (siffror för alla tre steg har beräknats separat både för december 2014 och februari 2017):

(217)

I denna metod erhålls en vägd genomsnittlig kapitalkostnad för Paks II-projektet i en intervall på mellan 9,15 % och 9,81 % för datumet för det ursprungliga investeringsbeslutet i december 2014 och en intervall på mellan 7,40 % och 8,07 % för februari 2017. Denna intervall är baserad på hävstångsvärden på mellan 40 % och 50 % såsom fastställs i undersökningen om den marknadsekonomiska investerarprincipen. Det bör också noteras att den undre gränsen på 9,15 % för den vägda genomsnittliga kapitalkostnaden för 2014 troligen skulle behöva justeras uppåt där uppgifter om gröna och förnybara energikällor var tillgängliga för 2014. Om en extra riskpremie för kärnkraftverk (se fotnot 70) uttryckligen skulle beaktas skulle detta dessutom leda till att båda intervallerna breddades.

(218)

De två metoder som används för att uppskatta ett riktmärke på marknadsnivå för den vägda genomsnittliga kapitalkostnaden leder till överlappande intervaller. De totala värdena för 2017 är i genomsnitt lägre än de för 2014, vilket i huvudsak avspeglar marknadernas utvärdering av Ungerns riskfria räntenivå. De relevanta intervallerna sammanfattas i tabell 11.

Tabell 11

Sammanfattning om vägd genomsnittlig kapitalkostnad

(219)

I tabell 11 anges siffror för den vägda genomsnittliga kapitalkostnaden inom en intervall på mellan 9,15 % och 10,36 % för det ursprungliga investeringsbeslutet från december 2014 och en siffra inom en intervall på mellan 7,40 % och 8,38 % för februari 2017. Alla dessa värden för vägd genomsnittlig kapitalkostnad bör betraktas som försiktiga eftersom de inte innefattar den potentiella riskpremie som kärnkraftverksprojekt kräver (86).

(220)

I bedömningen av internräntan använde kommissionen den finansiella modell som lämnats in av Ungern. Kommissionen godtog både den metod som användes i den finansiella modellen samt modellens indata, med undantag av elprisprognosen, för det aktuella huvudscenariot. Kommissionen noterar dock följande:

(221)

För att säkerställa mer exakta uppskattningar för projektets internränta samt den åtföljande känslighetsanalysen och kontrollen av tillförlitligheten genomförde kommissionen därför vissa förbättringar av de komponenter som använts för uppskattningen av internräntan. Kommissionen reviderade och slutförde de prisprognoser som lämnats in av Ungern. Förutom att använda de värden för kostnader och belastningsfaktor som föreslagits av Ungern för huvudscenariot i den finansiella modellen införlivade kommissionen även uppgifter som lämnats av berörda parter för att förbättra resultatens noggrannhet. Kommissionen utförde slutligen en grundlig känslighetskontroll av resultaten genom att simulera förändringar i alla relevanta parametrar i modellen.

(222)

På samma sätt som för den vägda genomsnittliga kapitalkostnaden beräknades de relevanta intervallerna för internräntan både på grundval av uppgifter som var tillgängliga i februari 2017 (2017 års uppgifter) och som var tillgängliga vid tidpunkten för det ursprungliga investeringsbeslutet den 9 december 2014 (2014 års uppgifter).

(223)

Utgångspunkterna för kommissionens bedömning av prisprognoser är de prisprognoskurvor som presenteras i figur 16 i den ekonomiska undersökning som lämnats in av Ungern, tillsammans med den prisprognos som är baserad på IEA WEO 2014 och som används av kommissionen i beslutet att inleda förfarandet. För att täcka hela den förväntade driftsperioden för anläggningarna vid Paks II utvidgade kommissionen dessa diagram så att de endast omfattar de som endast täckte perioderna fram till 2030 respektive 2040 genom att bibehålla de förväntade prisnivåerna oförändrade som vid deras slutvärden (dvs. 2030 och 2040). Dessa prisprognoser visas i figur 14.

Figur 14

Långsiktiga elprisprognoskurvor (EUR/MWh) (88)

(224)

Kurva D i figur 14 användes av kommissionen i beslutet att inleda förfarandet för att beräkna projektets internränta. Kurva H motsvarar en prognos i en marknadsundersökning från 2014 av BMWi (det tyska ekonomi- och energiministeriet), kurva I motsvarar en prognos i ett referensscenario från 2014 av BMWi och kurva J motsvarar elprisprognosen i IEA WEO 2014 där omvandlingen från US-dollar till euro har gjorts med det ungefärliga genomsnittliga växelkursvärdet för EUR/USD för september 2015 på 0,9 (89). De beräkningar av internräntan som lämnats in av Ungern var huvudsakligen baserade på dessa kurvor, H, I och J.

(225)

Kommissionen utförde följande justeringar av de kurvor som presenteras i figur 14. Kurva J korrigerades på grundval av det genomsnittliga växelkursvärde för EUR/USD som var tillgängligt vid tidpunkten för de USD-baserade prognoser i IEA WEO (2014) som offentliggjordes i november 2014. Vid den tidpunkten var det genomsnittliga växelkursvärdet för EUR/USD under de senaste tre månaderna 0,79. I kurva L i figur 15 görs även denna justering (90).

(226)

I syfte att uppskatta en korrekt internränta för februari 2017 kartlägger kommissionen dessutom de prisprognoser som ingår i Internationella energiorganets publikation World Energy Outlook 2016 (nedan kallad IEA WEO 2016) av den 16 november 2016 (91). Eftersom de ursprungliga siffrorna tillhandahölls i US-dollar använde kommissionen det genomsnittliga växelkursvärde för tre månader (mitten av augusti 2016–mitten av november 2016) för EUR/USD på 0,9 som var relevant för det datumet för offentliggörande i syfte att konstruera de euro-baserade siffrorna (92) , (93). I kurva M i figur 15 visas denna prisprognos.

Figur 15

Långsiktiga elprisprognoskurvor (EUR/MWh) (94)

(227)

I denna figur tillhandahålls två huvudsakliga klargöranden. Vid tillämpningen av det korrekta växelkursvärdet för omvandlingen av US-dollarvärden till eurovärden blir prisprognosen för Europa i IEA WEO 2014 för det första cirka 12 % lägre (kurva L ligger under kurva J). För det andra är den IEA WEO-prisprognos som offentliggjordes i november 2016 i genomsnitt drygt 20 % lägre än den prisprognos som offentliggjordes i samma publikation två år tidigare (kurva L och kurva M). Detta beror på de sjunkande elpriserna 2014 och 2016 och de nödvändiga prognosjusteringarna (95). I alla eventuella bedömningar som görs när det gäller 2016 års prognos och alla eventuella relaterade beräkningar av internräntan bör denna prisprognossänkning därför beaktas och de bör inriktas på kurva M i figur 15 (96).

(228)

Det bör noteras att de IEA WEO-baserade prisprognoserna baserades på utvärderingen av scenariot med ny politik (97). En övergripande bedömning bör även innefatta de övriga scenarier som övervägs i IEA WEO, såsom scenariot med aktuell politik och scenariot med låga oljepriser på det sätt som utfördes i Candole-undersökningen i samband med prisprognoserna i IEA WEO 2015 (98). Detta är viktigt eftersom valet av ett annat politiskt alternativ leder till annorlunda prisprognoser såsom framgår av figur 12 och återges i figur 16 nedan.

Figur 16

Långsiktiga elprisprognoskurvor (EUR/MWh)

(229)

Grundscenariot, scenariot med hög beräkning och scenariot med låg beräkning i figur 16 motsvarar scenariot med ny politik, scenariot med aktuell politik och scenariot med låga oljepriser i IEA WEO 2015 (se även skäl 128). Det framgår av figur 16 att scenariot med aktuell politik förutspår något högre framtida elpriser än scenariot med ny politik, medan scenariot med låga oljepriser förutspår avsevärt lägre framtida elpriser än det huvudsakliga scenariot med ny politik (prognoser gjorda 2015). I en övergripande känslighetsanalys för beräkningen av projektets internränta för Paks II måste detta beaktas (99).

(230)

För att göra en korrekt tolkning och bedömning av de långsiktiga prisprognossiffror som utarbetats av olika institutioner bör dessa siffror dessutom kopplas till de framtida elavtalspriser som undertecknats i energiutbyten, även om de senare avser mycket kortare tidshorisonter såsom framgår av figur 12. Priskurvorna i figur 13, där tyska och ungerska terminspriskontrakt jämförs med den lägsta prisprognosen från IEA WEO (den som motsvarar scenariot med låga oljepriser), tyder på att även de senaste prisprognoserna i IEA WEO 2015 kan vara alltför optimistiska eftersom de eventuellt överskattar framtida elpriser. Detta faktum måste även beaktas vid fastställandet av internräntan för Paks II-projektet samt i eventuella styrkande känslighetsanalyser.

(231)

På grund av deras storlek, komplexiteten hos byggnadsarbetet och deras långa livstid är kärnkraftverk exponerade för osäkerheter bland annat när det gäller belastningsfaktorn, byggtiden och olika kostnader. Detta har i sin tur en betydande effekt på projektets internränta.

(232)

Svårigheten med att bedöma sådana osäkerheter ligger i det faktum att Paks II är ett kärnkraftverk av generation III+ och det finns för närvarande inga sådana i drift (100). All eventuell riktmärkning är därför hypotetisk. Den tekniska skillnaden mellan kärnkraftverk av generation III och generation III+ är tillräckligt stor för att anse att de osäkerheter som anges i skäl 231 inte berör Paks II.

(233)

Den ungerska regeringens uppskattningar av internräntan är baserade på antagandet om en genomsnittlig belastningsfaktor på [90–95] % (*7) för Paks II. Detta är en mycket högre siffra än den årliga genomsnittliga belastningsfaktorn för alla kärnkraftverk i världen på 72 % som framhålls i rapporten World Nuclear Industry – Status Report 2015 (nedan kallad WNISR2015) (101). I yttrandet om kärnkraftens framtid i IEA WEO 2014 konstateras i sin tur att den genomsnittliga globala kapacitetsfaktorn för reaktorer ökade från 56 % till 79 % mellan 1980 och 2010. Detta är resultatet av bättre förvaltning, vilket har inneburit att driftstoppen för planerat underhåll och bränslepåfyllning har förkortats på ett avsevärt sätt. Reaktorerna med bäst prestanda uppnår kapacitetsfaktorer på cirka 95 %. I takt med att kärnkraftverk åldras kan sådana nivåer dock vara svåra att nå eftersom tätare inspektioner och testning av komponenter krävs (102).

(234)

Det bör noteras att sådana höga belastningsnivåer lätt kan påverkas av incidenter under kärnkraftverkets livstid. Incidenten 2003 i anläggning 2 vid Paks NPP minskade exempelvis den genomsnittliga belastningsfaktorn för perioden 1990–2015 med nästan fem procentenheter, från 85,3 % till 80,7 %.

(235)

Ytterligare en utmaning för de två nya reaktorerna vid Paks II när det gäller att bibehålla en belastningsfaktor över 90 % är att de förväntas vara i drift samtidigt som en del av anläggningarna vid Paks NPP. De miljöeffekter som följer av de två kärnkraftverkens närhet till Donaufloden under varma sommardagar kan innebära att en minskad produktion för ett av kraftverken blir nödvändig. Eftersom det beräknas att de två nya reaktorerna vid Paks II kommer att drivas med en konstant hög belastningsfaktor skulle detta resultera i minskad produktion och minskade intäkter för Paks NPP, en ekonomisk kostnad som måste beaktas vid utvärderingen av Paks II-projektets ekonomiska livskraft.

(236)

Kostnader under ett långsiktigt projekts livstid kan avvika avsevärt från de förväntade långsiktiga värden som presenterats i ett projekts ursprungliga verksamhetsplan. De vanligaste skälen till detta är underlåtenhet att införliva alla relevanta kostnader i verksamhetsplanen eller användning av alltför optimistiska antaganden och kostnadsberäkningar.

(237)

På grund av dessa projekts komplexitet är den faktiska kostnaden för att uppföra kärnkraftverk ofta mycket högre än vad som förutsetts. Byggkostnaderna för AREVA EPR Generation III+-kraftverken i Frankrike och Finland var till exempel nästan tre gånger så höga som de ursprungliga kostnaderna i entreprenadkontraktet (103). Reaktorerna Westinghouse AP1000 som håller på att byggas i Kina och Förenta staterna är också drabbade av betydande kostnadsöverskridanden på omkring 20 % eller mer och de ursprungliga byggkostnaderna för kärnkraftverket Rosatom AES-2006 i Vitryssland har nästan fördubblats (104).

(238)

Medan totalentreprenadkontrakt med fast pris i princip kan tillhandahålla skydd för ägaren mot ökade byggkostnader täcker de ofta inte hela kostnaden för de nya reaktorerna. Ägarens kostnader, inklusive kostnaden för att erhålla de tillstånd som krävs, kostnaden för anslutning till nätet, kostnaden för avfallshantering och avveckling samt miljökostnader är inte fasta och kan därför öka. Leverantören får i sin tur besluta att inte ta på sig extra kostnader över en viss gräns och kan hävda att kostnadsökningen beror på förändringar som ägaren begärt. En sådan tvist kan sluta i ett skiljedomsförfarande och i domstol och därmed öka kostnaderna för investeringen ytterligare.

(239)

Verksamhetsplanen för kärnkraftverket Paks II tycks även innehålla vissa kostnadsantaganden som kan betraktas som optimistiska. Inlagor från berörda parter tyder på att de preliminära siffrorna kan vara alltför optimistiska på följande punkter:

(240)

Kommissionen noterar att eventuella avvikelser motiverade av de farhågor som anges i skäl 239 från de siffror som tillhandahållits av Ungern och som presenteras i Paks II:s verksamhetsplan (och den finansiella modellen) skulle leda till en minskning av värdet för projektets internränta (108).

(241)

Byggande av kärnkraftverk drabbas ofta av förseningar och detta förlänger byggtiden (109). De främsta anledningarna till förseningar i byggande innefattar problem med utformningen, brist på kvalificerad arbetskraft, förlust av sakkunskap, problem med leveranskedjan, dålig planering samt problem som är de första i sitt slag (110) (111).

(242)

När det gäller förseningar under byggperioden var de första två kärnkraftverk av generation III+ som faktiskt togs i drift och byggdes, nämligen kraftverket Olkiluoto-3 i Finland (byggstart: 2005) och kärnkraftverket i Flamanville i Frankrike (byggstart: 2007) båda försenade med mer än fem år (112). Båda kärnkraftverken är av modellen Areva EPR.

(243)

Rosatoms fyra Generation III+ AES-2006-projekt i Ryssland, som började byggas mellan 2008 och 2010, drabbades också av förseningar, såsom beskrivs i tabell 3 i skäl 99. Byggandet av en av de två V-491-anläggningarna (Paks II-design) vid Leningrad phase II i St. Petersburg (vars idrifttagning ursprungligen skulle ske i oktober 2013) avbröts när en inneslutande stålstruktur kollapsade den 17 juli 2011 (113) och dess idrifttagning förväntas nu ske i mitten av 2017, medan den andra anläggningen förväntades tas i drift senast 2016 och för närvarande planeras tas i drift först 2018 (114). Uppförandet av en annan anläggning i Njemen i Kaliningrad lades på is 2013 (115).

(244)

Uppförandet av kärnkraftverk av generation III+ under senare tid tyder alltså på att förseningar under byggandet inte är ovanliga (116). Detta påverkar i sin tur internräntan. Denna inverkan kan endast mildras i viss utsträckning genom att föreskriva betalningar av skadestånd under vissa omständigheter.

(245)

Kommissionen använde den finansiella modell som lämnats in av Ungern för att beräkna intervaller för lämpliga värden för internräntan för december 2014 och februari 2017. Kommissionen har bland annat

(246)

Den Monte Carlo-baserade känslighetsanalysen användes för att uppskatta internräntans avvikelser från dess mittvärde till följd av små förändringar av värdena för modellens olika indata. Följande avvikelser från Ungerns indatavärden antogs:

I figur 17 och figur 18 nedan visas fördelningen av värdena för projektets internränta för de två perioderna av bedömningen. I varje enskilt fall är resultatet baserat på 10 000 simuleringar (120).

(247)

För december 2014 är fördelningen av den uppskattade internräntan centrerad kring 8,79 %, medan 90 % av de beräknade värdena för internräntan ligger inom intervallen [8,20 %-9,36 %].

Figur 17

Värden för internräntan för december 2014

(248)

För februari 2017 är fördelningen av den uppskattade internräntan centrerad kring 7,35 % och 90 % av de beräknade värdena för internräntan ligger inom intervallen [6,79 %-7,90 %] (121):

Figur 18

Värden för internräntan för februari 2017

(249)

Det bör noteras att effekten av potentiella förseningar inte har inkluderats i de beräkningar av internräntan som ligger till grund för figur 17 och figur 18. Detta beror framför allt på att förseningar behandlades på ett ofullständigt sätt i den finansiella modellen. Den finansiella modellen tar hänsyn till följande typer av förseningar:

(250)

Kommissionen konstaterar att de två förseningsscenarier som ingår i den finansiella modellen är grundscenarier som inte kan användas för att modellera de verkliga effekterna av de vanligaste typerna av förseningar på ett tillfredsställande sätt, till exempel när förseningar av olika varaktighet inträffar i olika stadier av byggperioden (122).

(251)

Intervallerna för internräntan för de två tidpunkter som är relevanta i bedömningen sammanfattas i tabell 12 nedan. Den uppskattade internräntan är lägre för februari 2017 på grund av en minskning av elprisprognosen mellan 2014 och 2017. Båda uppskattningarna kan dock anses vara försiktiga med tanke på att vissa kvalitativa faktorer som beskrivs i skälen 238 och 239 samt brister i de ungerska myndigheternas uppskattningar inte kunde införlivas kvantitativt i den finansiella modellen.

Tabell 12

Sammanfattning av internräntan

(252)

För fullständighetens skull och i syfte att återge all information som lämnats av Ungern [se skälen (69) och (81)–(82)] behandlade kommissionen även i korthet Paks II:s ekonomiska livskraft genom att använda åtgärden för den utjämnade kostnaden för att producera energi (se avsnitt 3.1.1.3).

(253)

Vid bedömningen av den utjämnade kostnaden för att producera energi för ett ungerskt kärnkraftverk som Paks II använde kommissionen 2015 års undersökning av OECD/IEA/NEA [se skäl (81)] som utgångspunkt. I denna undersökning uppskattas den utjämnade kostnaden för att producera energi för ett ungerskt kärnkraftverk uppgå till 80,95 euro/MWh för en räntesats på 7 % och 112,45 euro/MWh för en räntesats på 10 %, förutsatt att belastningsfaktorn är 85 % (123). Eftersom dessa siffror offentliggjordes i augusti 2015 kan de endast användas för bedömningen av den utjämnade kostnaden för att producera energi 2017 men inte 2014.

(254)

Kommissionen noterar att en ökning av belastningsfaktorn till [90–95] % (*9), den centrala siffran för belastningsfaktorn i Ungerns inlagor, innebär att siffrorna för den utjämnade kostnaden för att producera energi i det föregående skälet ändras till 74 euro/MWh respektive 103 euro/MWh (124).

(255)

På grundval av ovanstående konstaterar kommissionen att den utjämnade kostnaden för att producera energi för ett ungerskt kärnkraftverk är högre än 74 euro/MWh, vilket i sin tur är högre än prisprognosen på 73 euro/MWh som beräknades 2015 eller prisprognosen på 68 euro/MWh som beräknades 2016 (125).

(256)

Kommissionen använder de uppskattningar om den vägda genomsnittliga kapitalkostnaden och internräntan som gjorts i avsnitten 5.1.1.1 och 5.1.1.2 för att bedöma huruvida villkoren för den marknadsekonomiska investerarprincipen är uppfyllda. I tabell 13 nedan sammanfattas den relevanta informationen för båda tidpunkterna.

Tabell 13

Jämförelse av den vägda genomsnittliga kapitalkostnaden och internräntan

(257)

I tabell 13 tillhandahålls följande huvudsakliga klargöranden:

(258)

Kommissionen betonar att dessa resultat är försiktiga med hänsyn till följande:

Detta tyder på att den potentiella skillnaden mellan de värden för internräntan och de värden för den vägda genomsnittliga kapitalkostnaden som motsvarar var och en av tidpunkterna mycket sannolikt är ännu större i realiteten.

(259)

Dessutom kan de beräkningar som ligger till grund för uppskattningen av projektets internränta, i kombination med de uppskattade värdena för den vägda genomsnittliga kapitalkostnaden, även användas för att kvantifiera nettonuvärdet för de totala förluster som förväntas uppstå under projektets livstid om det hade finansierats av en marknadsekonomisk investerare. Projektet förväntas i synnerhet ge upphov till förluster på 600 miljoner euro i grundscenariot med en marknadsmässig vägd genomsnittlig kapitalkostnad på 7,88 % och en internränta på 7,35 %, medelvärdena för 2017 års uppgifter (128).

(260)

Utöver jämförelsen mellan den vägda genomsnittliga kapitalkostnaden och internräntan bekräftade den kortfattade analysen av den utjämnade kostnaden för att producera energi dessutom även att Paks II:s utjämnade kostnader för att producera energi inte skulle omfattas av de beräknade priserna.

(261)

På grundval av dessa resultat drar kommissionen slutsatsen att projektet inte skulle generera tillräckliga intäkter för att täcka kostnaderna för en privat investerare som endast kan erhålla finansiering till marknadspris. Även om uppgifterna från februari 2017 är de mest relevanta för att genomföra prövningen mot den marknadsekonomiska investerarprincipen är de resultat som härrör från analysen av dessa uppgifter giltiga även när analysen görs genom att använda uppgifter som var tillgängliga vid den tidpunkt då det ursprungliga investeringsbeslutet fattades i december 2014.

(262)

På grundval av den bedömning som utvecklats här drar kommissionen slutsatsen att en privat investerare inte skulle ha investerat i projektet på samma villkor. Eftersom Paks II gynnas fullt ut av en tillgång med ett ekonomiskt värde anser kommissionen därför att åtgärden medför en ekonomisk fördel för Paks II.

(263)

Såsom förklaras i beslutet att inleda förfarandet skulle Ungern finansiera uppförandet av projektet med statliga medel, varav 80 % är ett lån från den ryska federationen och 20 % är Ungerns kapitalbas. Ungern skulle direkt finansiera alla investeringar som krävs för idrifttagningen, utformandet och uppförandet av kraftanläggningarna 5 och 6, i enlighet med det mellanstatliga avtalet om finansiering. Kommissionen drar därför slutsatsen att åtgärden skulle innebära en överföring av medel av den ungerska staten.

(264)

Kommissionen erinrar även om att åtgärden kan tillskrivas den ungerska staten eftersom Ungern har fattat beslutet att investera i projektet och den kommer att besluta om utbetalningen av de medel som behövs för betalningen av inköpspriset i EPC-avtalet och finansieringen med eget kapital av de två nya reaktorerna vid Paks II.

(265)

En åtgärd anses vara selektiv när endast vissa företag eller viss produktion gynnas. Kommissionen upprepar att åtgärden är selektiv då den enbart gäller ett företag i den mån Ungern utnämnde Paks II enligt regeringsbeslut nr 1429/2014 (VII. 31.) till den ungerska behöriga organisation som kommer att vara ägare till och förvaltare av de nya kärnkraftsanläggningarna. Fördelen anses därför vara selektiv.

(266)

Såsom påpekades av kommissionen i beslutet att inleda förfarandet har elmarknaden liberaliserats i unionen och elproducenter bedriver handel mellan medlemsstaterna. Den ungerska elinfrastrukturen är dessutom relativt stark och omfattar stabila sammanlänkningar (motsvarande 30 % av den inhemska installerade kapaciteten) med sina närbelägna medlemsstater. Även om Ungern är en nettoimportör visar figur 5 i skäl 49 att Ungern även exporterar el och inte bara till den kopplade dagen före-marknaden Tjeckien-Slovakien-Ungern-Rumänien (tillämpad sedan 2014) utan även till Österrike och Kroatien.

(267)

Den anmälda åtgärden skulle möjliggöra utvecklingen av betydande kapacitet som annars skulle ha kunnat omfattas av privata investeringar av andra marknadsaktörer som använder sig av alternativ teknik, från antingen Ungern eller andra medlemsstater. Eftersom el handlas med över gränserna skulle eventuella selektiva fördelar för ett företag dessutom kunna påverka handeln inom unionen.

(268)

Kommissionen betonar därför på nytt att åtgärden hotar att snedvrida konkurrensen.

(269)

Eftersom kommissionen konstaterar att åtgärden medför en ekonomisk fördel för Paks II och att de återstående faktorer som krävs för förekomsten av statligt stöd föreligger drar kommissionen slutsatsen att den ungerska staten genom projektet beviljar stöd till Paks II som utgör statligt stöd i den mening som avses i artikel 107.1 i EUF-fördraget.

(270)

Såsom konstateras i beslutet att inleda förfarandet (skäl 116) vidhåller kommissionen att även om en rad avtal redan har undertecknats och det ursprungliga investeringsbeslutet redan har fattats har det slutgiltiga investeringsbeslut genom vilket Paks II oåterkalleligen startat byggandet av de två nya reaktorerna ännu inte fattats och betalningar inom ramen för EPC-avtalet ännu inte gjorts. Genom att anmäla åtgärden innan den genomfördes har Ungern därför fullgjort sin skyldighet att inte genomföra åtgärden i enlighet med artikel 108.3 i EUF-fördraget.

(271)

Eftersom åtgärden har konstaterats utgöra statligt stöd har kommissionen vidare undersökt huruvida åtgärden kan anses vara förenlig med den inre marknaden.

(272)

Kommissionen konstaterar att Ungern anser att åtgärden inte utgör statligt stöd, men att Ungern trots det framförde argument avseende åtgärdens förenlighet med den inre marknaden som svar på beslutet att inleda förfarandet och de synpunkter från tredje parter som tagits emot av kommissionen efter offentliggörandet av beslutet att inleda förfarandet (se avsnitt 3.2).

(273)

Såsom förklaras i avsnitt 3.3.1 i beslutet att inleda förfarandet får kommissionen förklara en åtgärd direkt förenlig enligt artikel 107.3 c i EUF-fördraget om åtgärden bidrar till förverkligandet av ett gemensamt mål, är nödvändig och proportionerlig för att uppfylla det målet och inte påverkar handeln i negativ riktning i en omfattning som strider mot det gemensamma intresset.

(274)

Åtgärden måste uppfylla villkoren att i) den har som syfte att underlätta utvecklingen av näringsverksamheter eller regioner i enlighet med i artikel 107.3 c i EUF-fördraget, ii) den är inriktad på att få till stånd en avsevärd förbättring som marknaden inte kan uppnå i sig själv (exempelvis avhjälpande av ett marknadsmisslyckande), iii) den föreslagna åtgärden är ett lämpligt policyinstrument med hänsyn till målet av gemensamt intresse, iv) den har en stimulanseffekt, v) den är proportionerlig i förhållande till de behov som den är avsedd att tillgodose, och (vi) Den leder inte till otillbörlig snedvridning av konkurrensen och handeln mellan medlemsstaterna.

(275)

I sitt svar på beslutet att inleda förfarandet gjorde de ungerska myndigheterna gällande att regler för statligt stöd, och i synnerhet det allmänna förbudet att bevilja statligt stöd, inte gäller för åtgärder som omfattas av Euratomfördraget.

(276)

Kommissionen medger att investeringen i fråga är en industriell verksamhet som omfattas av Euratomfördraget (se bilaga II i Euratomfördraget). Detta innebär dock inte i sig att artiklarna 107 och 108 i EUF-fördraget blir otillämpliga vid bedömningen av en sådan verksamhets finansieringsmetod.

(277)

Medan artikel 2 c i Euratomfördraget ålägger unionen att underlätta investeringar inom kärnkraftsområdet och artikel 40 i Euratomfördraget ålägger unionen att offentliggöra vägledande program i syfte att underlätta utvecklingen av investeringar i kärnkraft innehåller Euratomfördraget faktiskt inte några särskilda regler för att kontrollera en medlemsstats finansiering av sådana investeringar. Enligt artikel 106a.3 i Euratomfördraget ska bestämmelserna i EUF-fördraget inte påverka bestämmelserna i Euratomfördraget.

(278)

Artiklarna 107 och 108 i EUF-fördraget påverkar inte någon av bestämmelserna i Euratomfördraget, eftersom inga andra regler för statligt stöd föreskrivs i Euratomfördraget, och den kontroll av statligt stöd som utförs av kommissionen i enlighet med artiklarna 107 och 108 i EUF-fördraget förhindrar inte heller uppfyllandet av det mål om främjade av nya investeringar i kärnkraft som erkänns i Euratomfördraget.

(279)

Ett flertal berörda parter framförde synpunkter avseende åtgärdens överensstämmelse enligt direktiven 2014/24/EU och 2014/25/EU (i synnerhet direktiv 2014/25/EU med tanke på de sektorsspecifika reglerna) och artikel 8 i direktiv 2009/72/EG (eldirektivet). Kommissionen har därför bedömt i vilken utsträckning en (möjlig) oförenlighet med bestämmelserna i direktiv 2014/24/EU och 2014/25/EU och artikel 8 i direktiv 2009/72/EG avseende en direkt tilldelning till ett företag för uppförandet av två nya reaktorer i Paks II skulle kunna påverka bedömningen av statligt stöd enligt artikel 107.3 c i EUF-fördraget.

(280)

Det följer nämligen av fast rättspraxis att ”när kommissionen tillämpar förfarandet på området för statligt stöd, är den enligt fördragets allmänna systematik skyldig att respektera sambandet mellan de bestämmelser som reglerar statligt stöd och andra särskilda bestämmelser än de som avser statligt stöd, och således bedöma det aktuella stödets förenlighet med dessa särskilda bestämmelser […]. En sådan skyldighet åligger dock kommissionen enbart i fråga om villkor för ett stöd som är så oupplösligen förbundna med stödets mål att det inte är möjligt att bedöma dem separat […]. En skyldighet för kommissionen att, i ett förfarande rörande statligt stöd, slutgiltigt ta ställning – oavsett sambandet mellan stödvillkoren och målet med det aktuella stödet – till förekomsten eller frånvaron av ett åsidosättande av andra unionsrättsliga bestämmelser än bestämmelserna i artiklarna 107 FEUF och 108 FEUF […] skulle strida dels mot de handläggningsregler och garantier till skydd för enskilda – vilka delvis väsentligen skiljer sig åt och har olika rättsföljder – som är specifika för de förfaranden som särskilt inrättats för att kontrollera tillämpningen av dessa bestämmelser, dels mot principen om de administrativa förfarandenas och rättsmedlens autonomi […]. Om villkoret för det aktuella stödet är oupplösligen förbundet med stödets mål, ska dess förenlighet med andra bestämmelser än de som avser statligt stöd bedömas av kommissionen inom ramen för det förfarande som föreskrivs i artikel 108 FEUF och denna bedömning kan leda till att det aktuella stödet förklaras vara oförenligt med den inre marknaden. Om det aktuella villkoret kan avskiljas från stödets mål, är kommissionen däremot inte skyldig att bedöma dess förenlighet med andra bestämmelser än de som avser statligt stöd inom ramen för det förfarande som föreskrivs i artikel 108 FEUF” (129).

(281)

Vad gäller den anmälda åtgärden kan dess bedömning om förenlighet mot bakgrund av ovanstående påverkas av en eventuell bristande förenlighet med direktiv 2014/25/EU om den ledde till ytterligare snedvridning av konkurrensen och handeln på elmarknaden (den marknad på vilken stödmottagaren – Paks II – kommer att vara verksam).

(282)

I detta hänseende noterar kommissionen att direktiv 2014/25/EU är av betydelse när det gäller den direkta tilldelningen av byggnadsarbetet för de två nya reaktorerna till ett specifikt företag. Även om JSC NIAEP, ett företag verksamt i sektorn för byggande av kärnkraftverk, i det aktuella fallet direkt har beviljats byggnadsarbetet för de två reaktorerna genom det mellanstatliga avtalet, är JSC NIAEP inte mottagaren av stödet. Stödmottagaren är Paks II, en marknadsaktör på elmarknaden, som kommer att äga och förvalta de två nya kärnkraftsreaktorerna. Såsom redan konstaterats i beslutet att inleda förfarandet anses JSC NIAEP inte vara en potentiell mottagare av åtgärden i fråga.

(283)

Ett möjligt åsidosättande av regler för offentlig upphandling i det aktuella fallet kan således ha snedvridande effekter på marknaden för byggande av kärnkraftverk. Målet med investeringsstödet till Paks II är dock att göra det möjligt för Paks II att generera el utan att behöva stå för investeringskostnaderna för uppförandet av kärntekniska anläggningar. Någon ytterligare snedvridande effekt på konkurrensen och handeln på elmarknaden som skulle uppstå till följd av bristande överensstämmelse med direktiv 2014/25/EU har därför inte identifierats när det gäller den direkta tilldelningen av byggandet till JSC NIAEP.

(284)

Då det inte finns något oupplösligt samband mellan den eventuella överträdelsen av direktiv 2014/25/EU och stödets syfte kan bedömningen av stödets förenlighet därför inte påverkas av denna eventuella överträdelse.

(285)

Ungerns efterlevnad av direktiv 2014/25/EU har i varje fall bedömts i ett separat förfarande av kommissionen där den preliminära slutsatsen på grundval av tillgänglig information är att de förfaranden som föreskrivs i direktiv 2014/25/EU inte skulle vara tillämpliga på tilldelningen av byggnadsarbete för två reaktorer i enlighet med artikel 50 c i direktivet.

(286)

Vad gäller den eventuella överträdelsen av artikel 8 i direktiv 2009/72/EG anser kommissionen att kravet att tillämpa ett upphandlingsförfarande eller ett annat motsvarande förfarande i fråga om öppenhet och icke-diskriminering för att tillhandahålla ny kapacitet inte är ett absolut krav. Enligt artikel 8.1 första meningen är medlemsstaterna skyldiga att i nationell lagstiftning föreskriva en möjlighet att använda upphandlingsförfaranden för ny kapacitet. Ungern har uppfyllt detta krav genom att införliva det i sin lag om elektricitet (130). I enlighet med artikel 8.1 andra meningen måste ett upphandlingsförfarande dessutom inte krävas om den produktionskapacitet som ska byggas upp på grundval av det tillståndsförfarande som fastställs i artikel 7 i direktiv 2009/72/EG var tillräcklig för att säkerställa försörjningstryggheten. Det aktuella fallet är det följande: Projektet har beviljats tillstånd (enligt det tillståndsförfarande som beskrivs i artikel 7) bland annat för att exakt kompensera för den förväntade bristen på framtida inhemsk total installerad kapacitet och kommissionen har inte tillgång till information som visar att den installerade kapaciteten skulle vara otillräcklig. Kravet på upphandlingsförfarande eller motsvarande förfarande i enlighet med artikel 8 i direktiv 2009/72/EG tycks således inte gälla för det aktuella projektet. Mot bakgrund av ovanstående har kommissionen inte tillräcklig information för att peka på en eventuell tillämplighet av artikel 8 i direktiv 2009/72/EG.

(287)

Kommissionen anser därför att bedömningen av den anmälda åtgärden enligt regler för statligt stöd inte påverkas av överensstämmelsen med andra bestämmelser i unionsrätten.

(288)

Såsom förklaras i avsnitt 3.3.2 i beslutet att inleda förfarandet måste åtgärden ha som syfte att uppnå ett väldefinierat mål av gemensamt intresse. Om ett mål av unionen anses ligga i medlemsstaternas gemensamma intresse innebär det att det är ett mål av gemensamt intresse.

(289)

Kommissionen konstaterade att åtgärden innebär särskilt stöd för kärnteknik. Kommissionen noterade i detta avseende att det i artikel 2 c i Euratomfördraget föreskrivs att unionen ska ”underlätta investeringar och, särskilt genom att uppmuntra initiativ från företagens sida, säkerställa att sådana viktiga anläggningar kommer till stånd som behövs för utvecklingen av kärnenergin inom gemenskapen”.

(290)

Kommissionen ansåg att det investeringsstöd till Paks II som planerats av Ungern i syfte att främja kärnkraft därför kunde anses ha ett mål av gemensamt intresse genom att främja nya investeringar i kärnkraft.

(291)

Flera berörda parter har inkommit med synpunkter om att Ungerns investeringar i kärnkraft enligt Euratomfördraget inte kan betraktas som ett mål av gemensamt intresse.

(292)

Kommissionen anser dock att bestämmelserna i Euratomfördraget uttryckligen bekräftats i Lissabonfördraget och att Euratomfördraget därför inte kan betraktas som ett inaktuellt eller föråldrat fördrag utan tillämplighet. Parterna i Lissabonfördraget ansåg det nödvändigt att bestämmelserna i Euratomfördraget fortsätter att ha full rättsverkan (131). I ingressen till Euratomfördraget anges att förutsättningar för utvecklingen av en effektiv kärnindustri bör skapas. Såsom erkänns i kommissionens tidigare beslut (132) konstaterar kommissionen att främjandet av kärnkraft är ett centralt mål för Euratomfördraget, och därmed för unionen. Såsom anges i ingressen till Euratomfördraget är kommissionen en institution inom Europeiska atomenergigemenskapen och är skyldig att ”skapa förutsättningar för utvecklingen av en effektiv kärnindustri som väsentligt ökar energiproduktionen”. Denna skyldighet bör beaktas vid utövandet av dess utrymme för skönsmässig bedömning när det gäller att godkänna statligt stöd i enlighet med artiklarna 107.3 c och 108.2 i EUF-fördraget.

(293)

Även om utvecklingen av kärnkraft inte är obligatorisk för medlemsstaterna och vissa medlemsstater har valt att inte bygga och utveckla kärnkraftverk kan främjandet av investeringar i kärnkraft betraktas som ett mål av gemensamt intresse vid kontroll av statligt stöd. Många mål som godkänns och erkänns enligt regler för statligt stöd och i praktiken, som exempelvis regional utveckling, är faktiskt endast relevanta för en eller ett fåtal medlemsstater.

(294)

Kommissionen drar därför slutsatsen att den åtgärd som planeras av de ungerska myndigheterna bidrar till det mål att främja nya investeringar i kärnkraft som erkänns i Euratomfördraget.

(295)

Till följd av beslutet att inleda förfarandet lämnade de ungerska myndigheterna in uppgifter från undersökningar av den systemansvariga för överföringssystemet i vilka import och utvecklingen av efterfrågan tas i beaktande. Enligt den undersökning som utfärdats av MAVIR och som avses i skäl 50 kräver den ungerska marknaden minst 5,3 GW ytterligare ny elproduktionskapacitet fram till 2026 och drygt 7 GW i slutet av prognosperioden 2031. Kommissionen anser därför att åtgärden med syftet att främja kärnkraft har ett mål av gemensamt intresse i enlighet med Euratomfördraget samtidigt som den också bidrar till försörjningstryggheten.

(296)

Kommissionen medgav i beslutet att inleda förfarandet att kärnkraft kännetecknas av extremt höga fasta icke-återvinningsbara kostnader och mycket långa tidsperioder under vilka sådana kostnader måste amorteras. Detta betyder att investerare som överväger att etablera sig i kärnkraftssektorn kommer att utsätta sig för betydande finansieringsrisker.

(297)

Kommissionen begärde uppgifter om potentiella nya investeringar i kärnkraft (utan statligt stöd), tidsramarna (med hänsyn till den ungerska elmarknadens särdrag), deras förväntade utveckling samt marknadsmodeller i detta avseende i syfte att bedöma huruvida det förelåg några marknadsmisslyckanden som skulle kunna påverka nya investeringar i kärnkraftsprojekt i Ungern och vad dessa projekt skulle bestå av.

(298)

För att fastställa huruvida statligt stöd är nödvändigt måste kommissionen, såsom förklaras i skäl 129 i beslutet att inleda förfarandet, fastställa huruvida åtgärden är inriktad på en situation där åtgärden skulle kunna få till stånd en avsevärd förbättring som marknaden i sig själv inte kan uppnå, exempelvis genom att avhjälpa ett väldefinierat marknadsmisslyckande.

(299)

Förekomsten av ett marknadsmisslyckande är en del av bedömningen av huruvida statligt stöd är nödvändigt för att uppnå det mål av gemensamt intresse som eftersträvas. I det aktuella fallet eftersträvar Ungern främjandet av nya investeringar i kärnkraft i enlighet med Euratomfördraget, i syfte att ta itu med den brist på total nationell installerad kapacitet som landet snart kommer att stå inför. Kommissionen måste därför bedöma huruvida statligt stöd är nödvändigt för att uppnå målet att främja nya investeringar i kärnkraft.

(300)

I detta avseende erinrar kommissionen om synpunkterna från berörda parter om huruvida kommissionen bör bedöma om investeringar i elproduktion i allmänhet kännetecknas av ett marknadsmisslyckande. En del berörda parter noterade att det inte skulle föreligga något marknadsmisslyckande för sådana investeringar och att det för närvarande låga grossistelpriset enbart var effekten av en normalt fungerande marknad. Andra berörda parter framförde argumentet att kommissionen borde fastställa den relevanta marknad på vilken förekomsten av ett marknadsmisslyckande bedöms som den liberaliserade inre marknaden för el. Om det hade funnits ett marknadsmisslyckande på denna relevanta marknad hade ett kärnkraftverk dessutom inte varit det bästa sättet att åtgärda detta.

(301)

I sin bedömning av stödets nödvändighet undersöker kommissionen dock huruvida målet av gemensamt intresse skulle kunna uppnås utan statligt ingripande eller om ett marknadsmisslyckande förhindrar detta. Vid bedömningen av stödets nödvändighet är det inte nödvändigt för kommissionen att först fastställa en relevant marknad. För att fastställa huruvida ett marknadsmisslyckande föreligger måste kommissionen först fastställa vilket mål av gemensamt intresse som eftersträvas av medlemsstaten. Målet av gemensamt intresse med denna åtgärd avser inte den inre marknaden för el i allmänhet eller investeringar i elproduktion i allmänhet. Det avser snarare främjandet av nya investeringar i kärnkraft, i enlighet med Euratomfördraget, som naturligtvis otvivelaktigt är en del av elmarknaden och kommer att bidra till hanteringen av Ungerns framtida brist på total installerad kapacitet. För det andra måste kommissionen undersöka huruvida det ohindrade samspelet mellan tillgång och efterfrågan på elmarknaden i allmänhet garanterar att detta mål om kärnteknisk utveckling kan uppnås utan statligt ingripande. Definitionen av en särskild marknad är inte nödvändig i detta avseende.

(302)

Kommissionen har därför bedömt huruvida ett marknadsmisslyckande föreligger när det gäller målet att främja nya investeringar i kärnkraft i Ungern och huruvida det är ett allmänt drag hos den ungerska marknaden eller ett särskilt drag som endast hänför sig till kärnkraft.

(303)

I avsnitt 5.1.1.4 i detta beslut konstaterade kommissionen att projektet inte skulle generera tillräckliga intäkter för att täcka kostnaderna för en privat investerare som endast kan erhålla finansiering till marknadspris eftersom den förväntade internräntan för investeringen är lägre än ett marknadsbaserat riktmärke för den vägda genomsnittliga kapitalkostnaden för projektet och en rationell privat investerare skulle därför inte investera under sådana omständigheter utan ytterligare statligt stöd.

(304)

När det gäller investeringar i kärnkraft medger Ungern att denna teknik kännetecknas av extremt höga kostnader för tidigarelagda investeringar och mycket långa väntetider innan investerare får ersättning.

(305)

Beslutet att inleda förfarandet innehöll redan en beskrivning av den ungerska elmarknaden och skälen till Ungerns beslut att driva ett nytt kärnkraftverksprojekt, framför allt med tanke på att de befintliga kärnkraftverken förväntas tas ur drift inom en nära framtid. Såsom förklaras i skäl 14 i beslutet att inleda förfarandet var den genomförbarhetsstudie som utvecklats av MVM-koncernen och i vilken man undersökte genomförandet och finansieringen av ett nytt kärnkraftverk baserad på antagandet att 6 000 MW av den installerade bruttokapaciteten på 8 000–9 000 MW i Ungern förväntades försvinna fram till 2025 till följd av att föråldrade kärnkraftverk stängs ned.

(306)

Såsom förklaras i skälen 15 och 45 i beslutet att inleda förfarandet beräknade Ungerns systemansvariga för överföringssystemet, MAVIR, en betydande brist på framtida total installerad kapacitet i Ungern (133). I enlighet med senast tillgängliga uppgifter, och såsom anges i skäl 50 i detta beslut, pekar de nya uppskattningarna på ett totalt kapacitetsbehov på mer än 7 GW fram till 2031. Enligt de ungerska myndigheterna kommer det därför att bli allt svårare för den nuvarande lokala energiproduktionen att tillgodose den växande efterfrågan på energi, och därmed kommer Ungern oundvikligen att stå inför en klyfta mellan efterfrågan och tillgång på el och ett ökat beroende av energiimport samt ökande energipriser för slutkonsumenter om inga nya investeringar i kraftverk görs. Paks II-projektet på 2,4 GW kommer att bidra till att uppfylla detta krav.

(307)

De ungerska myndigheterna hade vidare framhållit MAVIR:s konstaterande att trots den stora kapacitetsbrist som identifierats är det relativt lite ny kapacitet som byggs upp i Ungern, såsom förklaras i skäl 46 i beslutet att inleda förfarandet och tabell 2 i skäl 51 i detta beslut. Kommissionen ifrågasätter därför huruvida eventuella marknadsmisslyckanden som är tillämpliga på nya investeringar i kärnkraft i Ungern är specifika för sådana typer av investeringar.

(308)

Kommissionen noterar att nya investeringar i kärnkraft i Europa kännetecknas av osäkerheter och i vissa fall skulle statliga stödåtgärder kunna planeras. Kommissionen har granskat de uppgifter som lämnats av Ungern vad gäller nya kärnkraftsprojekt i Finland, Frankrike och Slovakien som hävdades ha finansierats på marknadsbasis. Ungern hävdar att marknadsfinansiering av dessa projekt skulle utesluta förekomsten av ett marknadsmisslyckande för kärnkraftsprojekt (åtminstone för vissa medlemsstater). Kommissionen noterar dock att i Slovakien, Frankrike och i fallet med Olkiluoto 3 i Finland fattades besluten att investera i projekten före den ekonomiska krisen 2008 och före katastrofen i Fukushima, två händelser som kan ha påverka investeringsparametrarna avsevärt. Investeringarna i Finland är dessutom baserade på Mankala-affärsmodellen (134) där de finska investerarna erhåller all elproduktion till självkostnadspris. Mankala-modellen ger de många aktieägare som ingår i investeringskooperativet möjlighet att dela på de befintliga riskerna, i stället för att en eller ett fåtal större aktieägare tar på sig hela risken med att driva ett projekt för att bygga ett kärnkraftverk.

(309)

Ungern hävdade att Paks II bör jämföras med Hanhikivi-1-projektet i Finland som är ett projekt som ska byggas av Fennovoima. Kommissionen noterar att Hanhikivi-1-projektet, utöver sin Mankala-affärsmodell, även gerbyggherren för anläggningen, Rosatom, ett aktieinnehav på 34 %. Kommissionen har inte möjlighet att jämföra de två projekten som förefaller ha olika riskprofiler, åtminstone vad gäller aktieinnehav. Ungern skulle, i egenskap av investerare, påta sig risken för Paks II-projektet helt själv, medan Mankala-investerarna delar på bördan. Byggherren för anläggningen kan, i egenskap av direkt aktieägare i Hanhikivi-1-projektet, dessutom agera annorlunda i Paks II-projektet där denne endast hålls ansvarig enligt EPC-avtalet men inte i egenskap av investerare eller aktieägare.

(310)

Kärnkraftsprojekt som redan håller på att byggas tycks därför inte utgöra goda riktmärken för att bedöma huruvida eventuella marknadsmisslyckanden existerar i nya investeringar i kärnkraft.

(311)

Ungern lämnade dessutom uppgifter om planer på att utveckla nya kärnkraftverk i följande andra medlemsstater: Litauen, Rumänien, Bulgarien och Tjeckien. Dock tycks dessa planer antingen styras av osäkerhet, då de fortfarande är under förhandling när det gäller nödvändiga stödåtgärder och finansieringsstruktur (135), eller ha som syfte att täcka prisrisker med hjälp av CFD-kontrakt (136). Med tanke på att dessa planer ännu inte tycks ha förverkligats framstår de inte som en giltig indikator för att bedöma förekomsten av ett marknadsmisslyckande.

(312)

I en undersökning som utförts av ICF Consulting Services på uppdrag av kommissionens generaldirektorat för ekonomiska och finansiella frågor om konsekvensbedömningen av Euratoms lånefacilitet (137) (nedan kallad ICF-undersökningen) konstateras att kärnkraftsprojekt har vissa unika särdrag som kan göra finansieringen av dem särskilt utmanande. Dessa särdrag omfattar bland annat den höga kapitalkostnaden och tekniskt komplicerade karaktären hos kärnkraftsreaktorer som medför relativt höga risker under licensiering, uppförande och drift, den långa återbetalningsperioden, den ofta kontroversiella aspekten hos kärnkraftsprojekt, som ger upphov till ytterligare politiska, offentliga samt regelverksrelaterade risker och behovet av tydliga strategier och finansieringssystem för hantering och avveckling av radioaktivt avfall. Utöver de traditionella utmaningarna i samband med finansiering konstateras i ICF-undersökningen att byggherrar för kärnkraftverk är föremål för ökad granskning och konservatism från potentiella finansiärer på grund av rådande marknadsvillkor, nämligen de fortsatta effekterna av den globala finanskrisen 2008, Fukushima-olyckan, problem med euroområdet och Basel III. Utmaningarna inom finansiering har skapat ett förnyat fokus på projektrisker (138). I ICF-undersökningen konstateras, baserat på de yttranden som gjorts av de berörda parter som konsulterats under undersökningen, att finansieringsutmaningarna inte härrör från brist på tillgänglig finansiering från den privata sektorn utan snarare från det faktum att riskerna i samband med sådana investeringar är alltför höga i jämförelse med de alternativa investeringsmöjligheterna (det vill säga i infrastruktur inom konventionella och förnybara energikällor). I ICF-undersökningen konstateras att finansiering av kärnteknik följaktligen är oattraktivt, vilket resulterar i en klyfta mellan den nivå av investeringar som krävs och den nivå som marknaden är beredd att tillhandahålla.

(313)

De finansiella riskerna i samband med ny kärnteknisk utveckling innefattar risker i samband med utveckling och projektberedning, byggnadsrisk, marknads- och intäktsrisker, politiska och regelverksrelaterade risker. ICF-undersökningen visar att de risker som är utmärkande för kärnkraft jämfört med andra typer av elproduktion avser säkerhetsnormer som krävs för kärnkraft, vilket innebär högre byggkostnader och driftskostnader jämfört med andra energitekniker, och den genomsnittliga livscykeln för ett kärnkraftverk som är betydligt längre än jämförbara investeringar i infrastruktur, vilket således ger upphov till åtföljande finansiella risker. Denna slutsats är i linje med kommissionens slutsatser i bedömningen av statligt stöd till Hinkley Point C (139).

(314)

Enligt de berörda parter som konsulterats för undersökningen är marknadsrisker det största hindret för investeringar i kärnkraft. När det gäller marknadsrisker visar ICF-undersökningen att kärnkraftverk jämfört med konventionella energikällor, som kan vara i drift och generera intäkter inom tre år, kräver längre tid för att byggas och tas i drift så att de kan generera intäkter. En längre livstid för kraftverket innebär också att intäkterna ges på lång sikt, i motsats till på kort eller medellång sikt för investeringar i konventionella energikällor. Eftersom det är svårt att exakt förutse energipriser för en längre tidsperiod förlitar sig investerare på beräkningar av framtida priser på fossilt bränsle, förnybara energikällors inträde i sektorn och förnybara energikällors tillgång till nätvillkoren och det framtida koldioxidpriset (140). Medan priserna på fossilt bränsle bestäms av marknaden och är osäkra per definition bestäms koldioxidpriset, i viss mån, genom politik. ICF-undersökningen visar att det råder osäkerhet om huruvida koldioxidpriset kommer att vara tillräckligt högt i framtiden för att säkerställa konkurrenskraften hos icke-fossil teknik, inbegripet kärnkraft.

(315)

Kommissionen noterar dessutom att det i allmänhet råder stor osäkerhet när det gäller elpriser på lång sikt eftersom framtida priser på marknader i föregående led för gas, kol och olja samt framtida politik om förnybara energikällor, kärnkraft och utsläppshandel alla kommer att påverka framtida elpriser och är mycket svåra att förutsäga. Denna slutsats stöds även av statusen hos liknande projekt i unionen, där visshet om intäktsflöde och säkerställande av en avkastning för elen var avgörande för att fatta investeringsbeslut. Den nuvarande utvecklingen mot lägre elpriser i Europa och ett ökat behov på elmarknaderna av en flexibel elproduktion bidrar dessutom till osäkerheten vad gäller det framtida intäktsflödet för ett kärnkraftverk som producerar en oflexibel basbelastning.

(316)

I ICF-undersökningen identifieras även en ytterligare marknadsriskfaktor som omfattar kreditvärdigheten hos den byggherre eller det allmännyttiga bolag som ansvarar för projektet och den medlemsstat som stöder projektet finansiellt. Kreditvärdighet påverkar finansieringskostnaderna och kan göra dem för höga för privata investeringar.

(317)

ICF-undersökningen visar även att kärnkraftverks långa livslängd finansiellt sett och vad gäller ursprunglig utformning kan exponera dem för risker som härrör från förändringar av allmänhetens och politikernas stöd, och därmed påverka kärnkraftprojekts kommersiella och ekonomiska livskraft. Investerare eftersöker därför garantier och säkerheter för att energiavtalet eller den uppskattade livslängden för anläggningen kommer att uppfyllas så snart som anläggningen har byggts. Investerares farhågor gäller även regleringsstandarder som kan ändras under ett kärnkraftverks livscykel och kräva ytterligare kapitalinvesteringar eller en ökning av driftskostnaderna. Investerare är försiktiga med att finansiera sådana projekt såvida inte tillräcklig beredskap för säkerhetsförbättringar har förberetts. Detta är särskilt viktigt när ett kärnkraftverk når slutet av sin normala livscykel och genomgår en förlängning av livstiden, något som kräver ett nytt tillstånd för vilket ytterligare villkor måste uppfyllas (141). De konsulterade berörda parterna angav att de politiska och regelverksrelaterade riskerna var det tredje största hindret för investeringar i kärnkraftverk.

(318)

I undersökningen konstateras att liberalisering av marknaden även kan ha en negativ inverkan på nivån av investeringar i kärnkraft i jämförelse med andra energitekniker med tanke på att det krävs större investeringar. Regelverket i varje medlemsstat har en viktig roll eftersom det påverkar förmågan hos leverantören av allmännyttiga tjänster att generera vinst och därför påverkar företagets värde och kapacitet att finansiera kärnteknisk utveckling från sin balansräkning eller genom långfristiga lån från finansiella institutioner. Ett annat finansieringshinder för nya investeringar i kärnkraft avser de senaste reglerna från Basel III-kommittén om kapitalmarknader som ökar det kapital som måste innehas av banker för att stötta långfristiga lån såsom lån för utvecklingen av kärnkraftverk (142).

(319)

Dessa slutsatser är i linje med inlagorna från de ungerska myndigheterna som hävdar att både företag i den privata sektorn och statsbudgetar har en gräns när det gäller den finansiella exponering som de kan hantera av individuella projekt med höga finansieringskrav, långa byggperioder och risker avseende leverans och idrifttagning, i avsaknad av skydd mot byggande som överskrider tidsramar eller budget. Erfarenheten av investeringar är större i olje- och gassektorn än bland allmännyttiga företag, i synnerhet efter den senaste tidens försämring av värderingarna av dessa företag. Om de investerar är det även brukligt för allmännyttiga bolag att investera tillsammans med jämbördiga bolag i syfte att dela riskerna.

(320)

Modeller som utarbetats för ICF-undersökningen visar att investeringar i kärnkraftverk på det hela taget kommer att sakna konkurrenskraft fram till 2030, men denna brist på konkurrenskraft avtar avsevärt från och med 2040. I det värsta tänkbara scenariot med ett ogynnsamt ekonomiskt klimat kommer nya investeringar nästan att utebli helt under hela perioden (143). Det framgår även av ICF-undersökningen att marknaden kommer att erbjuda mer konkurrenskraft efter 2030 eftersom priserna på koldioxid och energi fortsätter att öka efter 2030. I ICF-undersökningen används känslighetsmodellering för att bedöma koldioxidprisets utveckling och påverkan på investeringar i kärnkraftverk. I undersökningen konstateras att inget av koldioxidprisscenarierna hypotetiskt sett skulle lyckas göra kärnkraft lönsam under perioden 2020–2025.

(321)

Uppgifter från kreditvärderingstjänster (144) som offentliggjorts visar dessutom att uppförandet av nya kärnkraftverk i allmänhet är kreditnegativt medan det har visat sig vara kreditpositivt för allmännyttiga företag att lämna kärnenergisektorn.

(322)

Modellerna och slutsatserna i ICF-undersökningen kan även tillämpas fullt ut på marknadssituationen i Ungern som, såsom förklaras ovan i skälen 305 och 306, förväntas drabbas av en betydande brist på framtida total installerad kapacitet i Ungern. Med hänsyn till vad som sägs i detta avsnitt 5.3.4 konstaterar kommissionen därför att det föreligger ett marknadsmisslyckande på marknaden för finansiering som påverkar nya investeringar i kärnkraft och som även gäller för nya investeringar i kärnkraft i Ungern.

(323)

Det skulle naturligtvis kunna hävdas att de huvudsakliga riskerna i samband med utvecklingen, projektberedningen och byggandet mildras i detta beslut, åtminstone i viss mån, av det faktum att EPC-avtalet är ett totalentreprenadskontrakt. Detta mildrar dock fortfarande varken marknads- och intäktsriskerna eller de politiska och regelverksrelaterade riskerna när det gäller Paks II-projektet. Åtgärden tycks därför vara nödvändig för att uppnå målet att främja nya investeringar i kärnkraft i Ungern.

(324)

Kommissionen måste i sin bedömning fastställa huruvida den föreslagna åtgärden är ett lämpligt politiskt instrument för att uppnå målet av gemensamt intresse för främjandet av kärnkraft.

(325)

Åtgärden utgörs av en investeringsåtgärd som beviljats av den ungerska staten till Paks II för utvecklingen av projektet. Ungern bekräftade att man inte skulle planera att bevilja något driftsstöd till Paks II under dess drift och att statligt stöd endast skulle täcka investeringskostnaderna för projektets slutförande.

(326)

Efter beslutet att inleda förfarandet tillhandahöll Ungern inte några uppgifter om potentiella alternativa instrument som skulle kunna skapa incitament för nya investeringar i kärnkraft.

(327)

Andra politiska instrument och system, som exempelvis förmånslån eller skattereduktioner, skulle enligt kommissionen inte räcka för att uppnå samma resultat, med tanke på projektets särdrag och omfattningen av de ekonomiska resurser och andra resurser som krävs samt det eventuella marknadsmisslyckande som identifierats.

(328)

Kommissionen anser följaktligen att åtgärden skulle utgöra ett lämpligt instrument för uppförandet av de två nya reaktorerna vid Paks II.

(329)

För att åtgärden ska ha en stimulanseffekt måste den ändra företagets beteende på ett sådant sätt att det inleder ytterligare verksamhet som det inte skulle bedriva utan åtgärden eller som det skulle bedriva endast i begränsad utsträckning eller på ett annat sätt.

(330)

Kommissionen noterar att Paks II är ett företag som bildades av staten med det enda målet att utveckla och driva anläggningarna 5 och 6 vid kärnkraftverket. Såsom förklaras i skälen 12, 26 och 27 ovan beslutade den ungerska staten att tillhandahålla det finansiella stödet till Paks II i syfte att uppfylla detta mål.

(331)

I detta avseende konstaterar kommissionen att projektet inte skulle fortsätta eftersom de ekonomiska resurser och andra resurser som krävs varken skulle finnas eller vara tillgängliga för stödmottagaren, som inte har någon annan intäktsgenererande verksamhet och vars kapitalstruktur tillhandahålls och utformas uteslutande av staten. Detta bekräftades under det formella granskningsförfarandet där kommissionen konstaterade att projektet inte skulle generera tillräckliga intäkter utan stöd från den ungerska staten (se analysen i avsnitt 5.1.1 i detta beslut).

(332)

Det statliga stödet skapar därför incitament för att uppfylla målet av gemensamt intresse genom utvecklingen av kärnkraftverket.

(333)

För att bedöma huruvida en åtgärd är proportionerlig måste kommissionen säkerställa att en åtgärd är begränsad till det minsta belopp som krävs för att möjliggöra ett framgångsrikt slutförande av projektet för att uppfylla det gemensamma mål som eftersträvas.

(334)

I det aktuella fallet skulle stödmottagaren erhålla finansiellt stöd för uppförandet av produktionstillgångar utan att löpa någon risk som har att göra med refinansieringskostnader, vilket andra marknadsaktörer skulle göra.

(335)

I flera synpunkter som tagits emot av kommissionen hävdas att eftersom projektet kommer att genomföras utan en anbudsinfordran kan det inte fastställas huruvida åtgärden för att täcka de totala kostnaderna skulle vara begränsad till det minsta belopp som krävs för att genomföra projektet.

(336)

Kommissionen noterar att enligt regler för statligt stöd krävs inget anbud för att uppskatta kostnader och intäkter. Ett anbud är bara ett av flera sätt genom vilket en uppskattning kan genomföras. Det faktum att Ungern inte valde ut Paks II som mottagare av åtgärden till följd av ett upphandlingsförfarande utgör därför inte i sig själv överkompensering.

(337)

Vad gäller påståendena om att de ungerska myndigheterna inte undersökte det minsta stödbelopp som krävdes för att göra projektet genomförbart och valde att finansiera projektet i dess helhet anser kommissionen att på grund av det marknadsmisslyckande som föreligger ska hela finansieringen för uppförandet av de två nya reaktorerna vid Paks II betraktas som statligt stöd, såsom bekräftas i avsnitt 5.1 i detta beslut.

(338)

Vad gäller den eventuella överkompenseringen av stödmottagaren på grund av åtgärden påminner kommissionen om sin ekonomiska analys i avsnitt 5.1 i vilken det konstateras att projektet inte skulle vara lönsamt i sig självt eftersom den förväntade internräntan inte skulle överstiga den marknadsmässiga vägda genomsnittliga kapitalkostnaden då de genererade intäkterna inte förväntas kunna täcka de initiala och efterföljande kostnaderna för projektet, även i förhållandevis optimistiska scenarier. I sin bedömning uppskattade kommissionen internräntans nivå på grundval av marknadsprisprognoser och andra parametrar som betraktas som marknadsanpassade. Vid fastställandet av denna klyfta mellan kapitalkostnaden och intäkterna har kommissionen därför till fullo beaktat det som kommersiella intäkter (försäljning av el) förväntas bidra med till projektets livskraft. Faktum är att de förväntade kostnaderna för projektet har jämförts med de förväntade intäkterna, medan inga ytterligare statliga medel planeras av Ungern.

(339)

Eftersom kapitalkostnaden för projektet är högre än de förväntade intäkterna anser kommissionen att det statliga stöd som beviljats av Ungern i sin helhet är nödvändigt och proportionerligt för projektets uppförande och att överkompensering är uteslutet i detta avseende. Såsom bekräftats av Ungern beviljas inget ytterligare stöd för den operativa fasen.

(340)

Såsom förklaras i skälen 96 och 97 åtog sig Ungern i detta avseende att se till att Paks II använder de statliga medlen enbart för projektet och att eventuella överskott återförs till statsbudgeten. Enligt kommissionens mening innebär detta åtagande att man kan utesluta eventuell användning av statliga medel som ger upphov till ytterligare vinst för Paks II utöver vad som krävs för att säkerställa stödmottagarens ekonomiska livskraft och det garanterar att stödet är begränsat till ett nödvändigt minimum.

(341)

I andra synpunkter betonas att statligt stöd inte bara skulle vara begränsat till genomförandet av investeringen utan att det också skulle beviljas i den operativa fasen, vilket skulle kunna leda till överkompensering av Paks II. I detta avseende påminner kommissionen om att Ungern har angett att man inte skulle tillhandahålla något ytterligare statligt stöd till den anmälda åtgärden i fråga. Kommissionen erinrar dessutom om att enligt de ytterligare uppgifter som lämnats av Ungern den 28 juli 2016 skulle allt eventuellt nytt stöd till Paks II under alla omständigheter omfattas av separat godkännande av statligt stöd.

(342)

Kommissionen undersökte huruvida eventuell överkompensering kunde uppstå om mottagaren av åtgärden under driften av reaktorerna uppnådde intäkter som visade sig vara högre än de som uppskattats av kommissionen i dess beräkningar av internräntan (se avsnitt 5.1). Kommissionen undersökte i synnerhet vad som skulle hända om Paks II kunde återinvestera eventuell vinst som inte betalas till staten i form av utdelning för att utveckla eller köpa ytterligare produktionstillgångar och därmed stärka sin ställning på marknaden. Kommissionen noterar i detta hänseende att enligt de ytterligare uppgifter som lämnats av Ungern den 28 juli 2016 (se skäl 96) kan stödmottagaren inte återinvestera i ökningen av Paks II:s egen kapacitet och livstid eller i installationen av ytterligare produktionskapacitet, utöver reaktorerna 5 och 6 som omfattas av detta beslut.

(343)

Med beaktande av vad som sägs i detta avsnitt 5.3.7 anser kommissionen, i synnerhet mot bakgrund av de ytterligare uppgifterna i den anmälan som avses i skälen 96 och 97, att stödmottagaren bör ersätta staten för att ha gjort kärnkraftverket tillgängligt och inte bör behålla extra vinst utöver vad som är absolut nödvändigt för att säkerställa sin ekonomiska drift och livskraft. Åtgärden är följaktligen proportionerlig.

(344)

För att åtgärden ska vara förenlig med den inre marknaden måste de negativa effekterna av åtgärden när det gäller snedvridning av konkurrensen och påverkan på handeln mellan medlemsstater vara begränsade och uppvägas av de positiva effekterna i form av bidrag till målet av gemensamt intresse. När åtgärdens syfte har fastställts är det obligatoriskt att minimera de potentiella negativa effekterna av åtgärden på konkurrensen och handeln.

(345)

I beslutet att inleda förfarandet identifierade kommissionen tre sätt på vilka möjliga snedvridningar av konkurrensen kan ske. I första hand rörde det sig om en ökning av möjlig marknadskoncentration till följd av det framtida sammanslagna ägandet och driften av Paks NPP (som för närvarande är i drift) och Paks II. I andra hand hade kommissionen tvivel om huruvida den nya basbelastningskapaciteten som kännetecknas av en hög belastningsfaktor kan utgöra ett hinder för inträde för nya marknadsaktörer och tvinga viss befintlig produktion med högre kostnader ännu längre ner på meritkurvan. I detta avseende har kommissionen undersökt i) åtgärdens potentiella effekter på den ungerska marknaden, ii) åtgärdens potentiella gränsöverskridande effekter och iii) de potentiella effekterna av den parallella driften av Paks NPP och Paks II. Slutligen upptäcktes en potentiell snedvridning i den mån kommissionen misstänkte att Paks II skulle kunna orsaka en viss risk för grossistmarknadens likviditet genom att begränsa antalet tillgängliga anbud om försörjning på marknaden.

(346)

Efter det att kommissionen uttryckt tvivel när det gäller möjlig marknadskoncentration i beslutet att inleda förfarandet hänvisas det i vissa påståenden av berörda parter även till en möjlig fusion mellan Paks II och den driftansvariga vid de fyra anläggningar vid Paks NPP som för närvarande är i drift. Detta avfärdades av MVM-koncernen och Paks II samt den ungerska staten.

(347)

Kommissionen noterar att den ungerska elproduktionsmarknaden kännetecknas av en relativt hög marknadskoncentration, med det nuvarande kärnkraftverket Paks NPP (MVM-koncernen) som står för omkring 50 % av den inhemska produktionen. En sådan marknadskoncentration skulle kunna inverka negativt på en effektiv konkurrens på marknaden eftersom den kan fungera som ett hinder för inträde på marknaden för nya marknadsaktörer och utgöra en likviditetsrisk genom att begränsa antalet tillgängliga anbud om försörjning.

(348)

Paks II:s två nya kärnkraftsreaktorer planeras bli driftfärdiga vid en tidpunkt då de fyra befintliga kärnkraftsreaktorerna ännu inte har fasats ut. Kommissionen påpekade i beslutet att inleda förfarandet att såvida inte de driftansvariga vid Paks NPP och Paks II är helt åtskilda och kan anses vara oberoende och sakna anknytning till varandra kan detta ha en snedvridande effekt på den ungerska marknaden.

(349)

Kommissionen godtar att Paks II för närvarande är juridiskt oberoende av MVM-koncernen. Kommissionen befarade dock att en sådan juridisk åtskillnad inte var tillräcklig eller att den kanske inte upprätthålls utan ytterligare garantier i detta avseende. Kommissionen oroade sig även över möjliga framtida kopplingar mellan Paks II och statligt kontrollerade företag som är verksamma på energiområdet vilket hade kunnat stärka deras inflytande på den ungerska energimarknaden.

(350)

För det första konstaterar kommissionen att syftet med en ungerska åtgärden är ett gradvis ersättande av den befintliga kärnkraftskapaciteten vid Paks NPP mellan 2025 och 2037. Man väntar sig helt klart att alla fyra reaktorer som för närvarande är i bruk under en tidsperiod kommer att drivas parallellt med anläggningarna vid Paks II, men denna period ska begränsas till en period mellan 2026 och 2032 och i och med urdrifttagningen av all dess kärnkraftskapacitet fram till 2037 skulle MVM-koncernens marknadsandel minska avsevärt.

(351)

För det andra påminner kommissionen om (se skäl 102) att Ungern framhöll att MVM-koncernen och Paks II är oberoende och saknar anknytning till varandra av följande skäl:

(352)

Detta bekräftades även av MVM-koncernen som betonade att MVM-koncernen och Paks II är två separata elproduktionsföretag, som vilka andra konkurrenter som helst, och det finns inte några skäl att anta att det föreligger någon samordning eller verksamhet eller att de två företagen skulle vara sammanslagna. MVM-koncernen hävdar dessutom att dess egen strategi omfattar möjliga investeringar som kan konkurrera med Paks II i framtiden.

(353)

För det tredje erinrar kommissionen om de ytterligare uppgifter som lämnats av Ungern och som avses i skäl 117, enligt vilka Paks II, dess efterträdare och dotterbolag ska vara helt åtskilda juridiskt och strukturellt sett, i den mening som avses i punkterna 52 och 53 i tillkännagivandet om behörighet för koncentrationer, och ska underhållas, förvaltas och drivas oberoende av och utan anknytning till MVM-koncernen och alla dess företag, efterträdare och dotterbolag samt andra statligt kontrollerade företag som är verksamma inom produktion, grossisthandel eller försäljning på området energi.

(354)

Kommissionen är övertygad om att denna ytterligare information bemöter alla dess farhågor när det gäller möjlig framtida koncentration och kopplingar mellan etablerade energienheter på den ungerska elmarknaden. Det finns nu ingen möjlighet för Paks II att kopplas till varken MVM-koncernen eller något annat statligt kontrollerat energiföretag och således finns det ingen möjlighet för Paks II att öka sitt inflytande på marknaden under driften av de fyra anläggningarna vid Paks NPP och tiden därefter.

(355)

Vad gäller kommissionens tvivel om huruvida den nya kapaciteten kan utgöra ett hinder för inträde för nya marknadsaktörer betonades i vissa synpunkter att kärnkraftverk används för att täcka hög basbelastningskapacitet som prioriteras när den ansluts till nätet och tack vare deras låga driftskostnader har de också en bättre ställning på utbudssidan av marknaden.

(356)

Kommissionen har analyserat åtgärdens effekter på konkurrensen för andra marknadsaktörer på både den ungerska marknaden och närliggande marknader. Kommissionen har även tittat särskilt på perioden för den parallella driften av de fyra anläggningar vid Paks NPP och Paks II som för närvarande är i drift, dvs. den planerade perioden mellan 2026 och 2032.

(357)

Kommissionen erinrar om att driften av anläggningarna 5 och 6 vid Paks II är avsedd att kompensera för den minskade kapacitet som följer av att anläggningarna 1–4 vid Paks NPP kommer att tas ur drift gradvis fram till slutet av 2032 respektive 2034, 2036 och 2037, utan planer på ytterligare livstidsförlängning (se skäl 10). De två nya anläggningarna 5 och 6 vid Paks II ska tas i drift 2025 respektive 2026. Utvecklingen av kärnkraftskapacitet beaktas även i den undersökning som utarbetats av MAVIR 2016 (se skäl 20).

(358)

Kommission erinrar om att den el som för närvarande genereras av Paks NPP står för 36 % av Ungerns totala elförbrukning, som kommer att minska med tanke på den förväntade ökning av efterfrågan som nämns i skäl 50, och Paks II:s produktionsresultat förväntas ge ett liknande resultat så snart Paks NPP har fasats ut.

(359)

Med tanke på att Paks II-projektet är avsett att ersätta kapacitet konstaterar kommissionen att så snart alla fyra anläggningar vid Paks NPP har fasats ut 2037 skulle den framtida brist på total nationell installerad kapacitet som förutsetts av den systemansvariga för överföringssystemet, och såsom förklaras i skäl 50, återgå till tidigare nivåer (se även figur 7 i skäl 108), vilket innebär att Paks II:s kapacitet på 2,4 GW inte kommer att leda till någon långsiktig ökning av den totala nivån av installerad kärnkraftskapacitet i Ungern.

(360)

Kommissionen noterar även att listan över pågående investeringar eller godkända nya investeringar i anläggningar för elproduktion är relativt kort (se tabell 2 i skäl 51). Mot bakgrund av dessa uppgifter anser kommissionen att Ungern kommer att förbli en betydande nettoimportör efter utfasningen av de fyra anläggningarna vid Paks NPP som för närvarande är i drift.

(361)

Såsom förklaras ovan i skäl 93 framhöll Ungern att enligt NERA:s analys skulle den kapacitet på 2,4 GW som tillhandahålls av Paks II i avsaknad av den anmälda åtgärden i stället tillhandahållas av kommersiella gasturbiner med öppet kretslopp och gaskombiverk. Även med Paks II kommer det att finnas utrymme på marknaden för ny gaskapacitet eller annan kapacitet. Av undersökningen från NERA framgår att trots att majoriteten av kärnkraftverket Paks II:s kapacitet kommer att ersättas av ny gaskapacitet i Ungern skulle Ungern förbli mycket beroende av elimport.

(362)

Vad gäller användningen av möjlig teknik utöver Paks II påminner kommissionen om Ungerns påstående att aktuella och tidigare beslut om marknadsinträde för kraftverk som drivs med förnybar energi ytterst hänger på statliga subventionsprogram, snarare än på marknadspriser (se skäl 107 a). Kommissionen medger att Ungerns nationella energistrategi (145) föreskriver förnybar energi i landets energimix i enlighet med unionens energi- och klimatpaket för 2020 (146), de nationella mål om förnybara energikällor som fastställs i direktivet om förnybar energi (147) och de centrala målen i ramen för klimat- och energipolitiken fram till 2030 (148). Kommissionen noterar att de rörliga kostnaderna (149) för förnybara tekniker traditionellt sett är lägre än de rörliga kostnaderna för kärnteknik på grund av deras bränsleoberoende karaktär. Med hänsyn till de nämnda europeiska och nationella målen och skyldigheterna när det gäller förnybara energikällor är Ungern dessutom inget undantag när det gäller att använda stödmekanismer för att ta i drift nya kraftverk som genererar el från förnybara energikällor. Kommissionen konstaterar att en del av Ungerns system för förnybara energikällor, kallat METÁR, har genomförts sedan januari 2017 (150), medan andra delar av systemet som är kopplade till större producenter från förnybara energikällor för närvarande väntar på kommissionens godkännande av statligt stöd.

(363)

Kommissionen erinrar om att enligt den undersökning som utarbetats av MAVIR 2016 (se skäl 20) kommer den nuvarande kolproduktionen (brunkol) (se figurerna 1 och 2 i skäl 43) ha tagits ur drift gradvis mellan 2025 och 2030 vilket skulle göra det möjligt för ytterligare anläggningar att tas i drift, i synnerhet eftersom den intermittenta teknik som nämns i skäl 362 skulle kräva att det samtidigt också fanns kompletterande, flexibel kapacitet.

(364)

Den ungerska åtgärden är utformad som ett investeringsstöd och så snart produktionsanläggningarna har tagits i drift kommer inget ytterligare driftsstöd att beviljas Paks II och Paks II kommer därmed vara utsatt för marknadsrisker.

(365)

Elpriserna bestäms främst av marginalkostnaderna för de producenter som deltar på en viss marknad. Förnybara tekniker har låga marginalkostnader eftersom de flesta av dem kan drivas utan bränslekostnader. Kärnteknik har också låga driftskostnader och är rankad efter de förnybara energikällorna i den så kallade rangordningen. På grund av deras bränslekostnader drivs kolanläggningar vanligen med en dyrare marginalkostnad än kärnkraftverk, men för låga priser på koldioxidutsläppsrätter är driftskostnaderna för en kolanläggning dock vanligtvis lägre än driftskostnaderna för ett gaskombiverk. Detta innebär att tekniker med högre driftskostnader kan höja priserna och därför förväntas kärnkraftens närvaro i energimixen i sig själv inte leda till en höjning av elpriset i Ungern och kärnkraften kommer att anpassa sig efter andras priser snarare än fastställa egna priser.

(366)

Både Ungern och flera berörda parter påpekade att den energimarknad som bör bedömas är större än den individuella statens territorium, främst med tanke på den mycket höga sammanlänkningsnivån och att åtgärden medför snedvridningar av konkurrensen som åtminstone påverkar andra medlemsstater i närheten av Ungern.

(367)

Kommissionen noterar att, såsom framgår av figur 5 i skäl 49 i detta beslut, balansen mellan import och export i Ungerns elhandel är negativ gentemot nästan alla de närliggande medlemsstaterna. Kommissionen noterar även det faktum att Ungern totalt sett är en nettoimportör, och av figur 1 i skäl 43 framgår att cirka 30 % av landets efterfrågan kom från import 2015 och uppgick till omkring 13 TWh. Kommissionen erinrar om att importen låg på samma nivå 2014, såsom förklaras i figur 2 i skäl 43 i beslutet att inleda förfarandet.

(368)

Kommissionen anser att Ungern är en starkt integrerad elmarknad inom Europeiska unionen, med en sammanlänkningskapacitet som ligger på cirka 75 % av den totala installerade inhemska produktionskapaciteten. Såsom framgår av tabellerna 4 och 5 i skäl 105 kommer sammanlänkningskapaciteten dessutom att öka avsevärt fram till 2030 vilket skulle göra det möjligt för handelsflöden att fortsätta nå den ungerska prisregionen.

(369)

Det som förklaras ovan i skäl 365 stämmer även i ett gränsöverskridande sammanhang. Uppförandet av Paks II kommer att leda till att priserna pressas nedåt på den ungerska marknaden i framtiden eftersom marginalkostnaden för kraft som produceras av Paks II är relativt låg jämfört med den alternativa kapacitet hos gasturbiner med öppet kretslopp och gaskombiverk som annars skulle byggas enligt NERA. Undersökningen från NERA har dock visat att Paks II kommer att fortsätta anpassa sig efter andras priser och priserna i Ungern kommer att fortsätta att fastställas till högre nivåer av andra kraftverk. Import till Ungern kommer därför att fortsätta vara lönsam.

(370)

Kommissionen har tagit hänsyn till Ungerns inlagor avseende Paks II:s möjliga effekter i ett större marknadssammanhang. Såsom förklaras i skäl 112 visar NERA:s bedömning av de närmaste närliggande marknader till vilka Ungern för närvarande är kopplat (Ungern+Slovakien+Rumänien) att de kombinerade marknadsandelarna för MVM-koncernen och Paks II på den kopplade marknaden Ungern+Slovakien+Rumänien inte skulle överstiga 20 % (se figur 10 i skäl 112).

(371)

När det gäller andra närliggande marknader förväntas effekterna av det nya Paks II bli mindre betydande på grund av avsaknaden av marknadskoppling med dessa prisområden samt den mer begränsade (befintliga och planerade) sammanlänkningskapaciteten gentemot dessa medlemsstater (se tabellerna 3 och 4).

(372)

Såsom förklaras i skälen 98–99 samt i skälen 241–244 drabbas byggande av kärnkraftverk ofta av förseningar av flera skäl som förlänger byggtiden. Kommissionen medger att genomförandet av projektet redan är avsevärt försenat i förhållande till den ursprungliga tidsplanen […]. Såsom framgår av tabell 3 i skäl 99 drabbas dessutom den teknik som erbjuds av JSC NIAEP i genomsnitt av två års förseningar i Ryssland, uppdragstagarens hemmarknad, där den har byggt majoriteten av sina kraftverk. Dessa förseningar är mycket mer omfattande när projektet genomförs utanför Ryssland (i Indien upp till sju år). Ungern framhåller att Paks II förväntas bli det första kärnkraftverket med tekniken VVER III+ som tas i drift i EU, där de högsta kärnsäkerhetskraven ska vara uppfyllda och den del av projektet som inte undantas tekniskt ska upphandlas i enlighet med EU:s upphandlingskrav. Det är rimligt att förvänta sig att detta kan orsaka ytterligare förseningar. Enligt kommissionens mening förväntas den ursprungligen fastställda perioden för parallell drift av samtliga fyra anläggningar vid Paks NPP och båda anläggningarna vid Paks II på sex år därför att förkortas avsevärt. En viss överlappning av driften av de befintliga och de nya anläggningarna – som troligen kommer att vara relativt tidsbegränsad av de skäl som nyss nämndes – kommer visserligen att påverka den inhemska marknaden på ett tydligt sätt, men kan anses vara proportionerlig med hänsyn till målen i fråga om försörjningstrygghet och behovet att noggrant förbereda avvecklingen av anläggningarna vid Paks NPP med tanke på att kärnkraftskapaciteten utgör mer än 50 % av den inhemska elproduktionen i Ungern.

(373)

Kommissionen påminner om slutsatserna i undersökningen från NERA (se särskilt figur 7 i skäl 108) som visar att även under den parallella driften av Paks NPP och Paks II (mellan 2025 och 2037) kommer den förväntade ökningen av den högsta nationella efterfrågan inte att tillgodoses enbart av inhemska kraftverk eftersom den totala elproduktionen från kompletterande förnybar kapacitet och gaskapacitet tillsammans med den från kärnkraft fortfarande kommer att understiga den beräknade inhemska efterfrågan (anges med en svart linje i figur 7). Enligt undersökningen beror detta huvudsakligen på att Ungern för närvarande har ett försörjningsunderskott och måste importera stora mängder el. NERA förklarar att detta underskott förväntas öka ytterligare mellan 2015 och 2025 eftersom efterfrågan på el i Ungern förväntas öka avsevärt fram till 2040 och Ungerns näst största kraftverk som är i drift konstant (kraftverket Mátra – se figurerna 1 och 2 i skäl 43) förväntas läggas ned mellan 2025 och 2030, såsom förutses i undersökningen av den systemansvariga för överföringssystemet (se skäl 20).

(374)

Systemet kommer följaktligen att kräva inhemsk eller importerad kapacitet utöver den kapacitet från kärnkraft, förnybara energikällor och gas som nämnts för att tillgodose den inhemska efterfrågan samt säkerställa systemets motståndskraft mot förväntad kapacitetsbrist. Ytterligare kapacitet krävs också för det obligatoriska inrättande av en reserv som föreskrivs av Entso-E (se skäl 50).

(375)

Såsom förklaras i skäl 105 erinrar kommissionen också om att Ungerns redan höga nivå av sammanlänkning med närliggande länder kommer att fortsätta öka till följd av nya sammanlänkningar som kommer att tas i drift mellan 2016 och 2021 mellan Slovakien (2 × 400 kV och 1 × 400 kV) och Slovenien (1 × 400 kV), dvs. långt före idrifttagningen av de två nya anläggningarna vid Paks II. Kommissionen anser att dessa nya sammanlänkningar som Ungern hänvisar till sannolikt kommer att förbättra tillgången för gränsöverskridande handelsflöden, i synnerhet de från import.

(376)

Såsom beskrivs i skäl 369 tog kommissionen också hänsyn till slutsatserna i undersökningen från NERA enligt vilka kärnteknik förväntas fortsätta anpassa sig efter andras priser snarare än att fastställa egna priser även under perioden för den överlappande driften av Paks NPP och Paks II då sannolikheten att kärnkraft är den teknik som avgör priser hela tiden kommer att understiga 5 % (se figur 11 i skäl 113).

(377)

Såsom förklaras i avsnitt 2.6 genomförs de vanligaste transaktionerna i den ungerska grossistsektorn för energi via bilaterala energiköpsavtal och HUPX har ännu inte gett upphov till en tillräcklig likviditetsnivå. Kommissionen hade inledningsvis betänkligheter i den mån marknaderna, i ett scenario där en dominerande leverantör (MVM Partner) och en betydande mängd ny produktionskapacitet (Paks II) ägs av samma enhet (den ungerska staten), kan bli mindre likvida eftersom de berörda aktörerna skulle kunna begränsa antalet tillgängliga anbud om försörjning på marknaden.

(378)

Kommissionen ansåg även att beroende på hur elen från de nya reaktorerna säljs på marknaden kan likviditeten påverkas avsevärt och de kostnader som bärs av konkurrenter i senare led höjas genom att begränsa deras konkurrenskraftiga tillgång till en viktig insatsprodukt (avskärmning av insatsprodukter). Detta skulle kunna inträffa om den el som producerats av Paks II skulle säljas främst genom långfristiga avtal endast till vissa leverantörer, vilket skulle innebära att Paks II:s inflytande på elproduktionsmarknaden flyttas till detaljmarknaden.

(379)

Uteslutandet av kopplingar mellan Paks II och statsägda aktörer på detaljmarknaden bidrog, såsom anges i skäl 353, till att bemöta en del av kommissionens farhågor.

(380)

Kommissionen konstaterar att Ungern bekräftade att, såsom förklaras i skäl 118, Paks II:s strategi för handel med elproduktion skulle vara en vinstoptimerande affärsstrategi på marknadsmässiga villkor som sker genom ett kommersiellt handelssystem baserat på bud som har clearats på en öppen handelsplattform eller elbörs.

(381)

Ungern bekräftade att en sådan handelsstrategi (med undantag av dess egen förbrukning vid Paks II) skulle utformas på följande sätt:

(382)

Kommissionen noterar även att Ungern skulle säkerställa att anbud och bud är lika tillgängliga för alla licensierade eller registrerade handlare på samma marknadsvillkor på den auktionsplattform som ska förvaltas av Paks II och att denna plattforms system för clearing av bud är kontrollerbart och öppet. Inga begränsningar skulle införas för den slutliga användningen av den inköpta elen.

(383)

Det har därför säkerställts att den el som producerats av Paks II kommer att vara tillgänglig på grossistmarknaden för alla marknadsaktörer på ett öppet sätt och att det inte finns någon risk att den el som producerats av Paks II monopoliseras i långfristiga avtal och utgör en risk för marknadslikviditeten.

(384)

Kommissionen anser följaktligen att med tanke på hur åtgärden för närvarande är utformad är de risker för marknadens likviditet som möjligen kan uppstå mindre betydande.

(385)

Efter en noggrann bedömning i avsnitt 5.3 i detta beslut medger kommissionen att åtgärden har som syfte att främja nya investeringar i kärnkraft och att den därför har ett sådant mål av gemensamt intresse som föreskrivs i Euratomfördraget, samtidigt som den också bidrar till försörjningstryggheten.

(386)

Stödet kommer att beviljas på ett proportionerligt sätt. Ungern kommer att säkerställa att Paks II ersätter staten för de nya produktionsanläggningarna och Paks II kommer inte att behålla någon extra vinst utöver vad som är absolut nödvändigt för att säkerställa sin ekonomiska drift och livskraft. Kommissionen noterar även att den vinst som genererats av stödmottagaren inte kommer att användas för att återinvestera i Paks II:s kapacitetsökning eller för att köpa eller bygga ny produktionskapacitet utan godkännande av statligt stöd.

(387)

Kommissionen undersökte även om åtgärden skulle kunna fungera som ett hinder för inträde på marknaden för andra typer av produktionskapacitet, i synnerhet under den begränsade perioden för den parallella driften av Paks NPP och Paks II. Kommissionen anser att eventuella hinder för inträde är begränsade eftersom den framtida brist på total installerad kapacitet som identifierats av den systemansvariga för överföringssystemet skulle möjliggöra marknadspenetrering för andra tekniker för elproduktion (både förnybara och icke-koldioxidsnåla källor) oavsett om Paks II byggs eller inte.

(388)

Kommissionen undersökte även de möjliga gränsöverskridande effekterna av åtgärden, men det faktum att Paks II är av samma storlek som de fyra anläggningar vid Paks NPP som för närvarande är i drift förväntas inte spela någon stark gränsöverskridande roll, inte ens med tanke på Ungerns höga sammanlänkningsnivå, eftersom Ungern kommer att fortsätta vara en nettoimportör med ett av de högsta priserna i regionen. Utöver den förväntade kvarvarande bristen på import/export i Ungern anser kommissionen att Paks II:s effekter på elprisregioner utanför de som direkt gränsar till Ungern skulle vara begränsade med tanke på avståndet och nätverksbegränsningar som gör el som producerats i Ungern ännu dyrare för mer avlägsna regioner.

(389)

Kommissionen noterade även slutsatsen att den förväntade ökningen av den högsta nationella efterfrågan, under den parallella driften av Paks NPP och Paks II, som förväntas bli kortare än vad som ursprungligen beräknades, inte kommer att tillgodoses enbart av inhemska kraftverk.

(390)

Kommissionen upprepar att andra möjliga marknadssnedvridningar, som exempelvis ökningen av möjlig marknadskoncentration samt bristen på marknadslikviditet, har minimerats med anledning av de bekräftelser som lämnats av Ungern den 28 juli 2016.

(391)

Kommissionen drar därför slutsatsen att alla potentiella snedvridningar av konkurrensen är begränsade och uppvägs av det fastställda gemensamma mål som eftersträvas på ett proportionerligt sätt, särskilt med beaktande av de bekräftelser som gjorts av Ungern den 28 juli 2016.

(392)

Mot bakgrund av dessa överväganden anser kommissionen att den åtgärd som anmälts av Ungern medför statligt stöd som, i den form det ändrats av Ungern den 28 juli 2016, är förenligt med den inre marknaden i enlighet med artikel 107.3 c i EUF-fördraget.