РЕШЕНИЕ НА КОМИСИЯТА
от 4 юни 2008 година
относно държавна помощ C 41/05 предоставена от Унгария чрез споразумения за изкупуване на електроенергия
(нотифицирано под номер C(2008) 2223)
(само текстът на унгарски език е автентичен)
(текст от значение за ЕИП)
(2009/609/ЕО)
КОМИСИЯТА НА ЕВРОПЕЙСКИТЕ ОБЩНОСТИ,
като взе предвид Договора за създаване на Европейската общност, и по-специално член 88, параграф 2, първа алинея от него,
като взе предвид Споразумението за Европейското икономическо пространство, и по-специално член 62, параграф 1, буква а) от него,
като покани заинтересованите страни да представят мненията си в съответствие с посочените по-горе разпоредби (1), и като взе предвид техните мнения,
като има предвид, че:
1. ПРОЦЕДУРА
(1)
С писмо от 31 март 2004 г., регистрирано на същия ден, унгарските органи уведомиха Комисията относно Правителствен указ № 183/2002 (VIII.23.) (2) в съответствие с процедурата, посочена в приложение IV, параграф 3, алинея 1, буква в) от Договора за присъединяване на Чешката република, Естония, Кипър, Латвия, Литва, Унгария, Малта, Полша, Словения и Словакия към Европейския съюз („междинна процедура“). Нотифицираният указ предвижда система за компенсация на разходите, понесени от държавното дружество за търговия на едро с електроенергия (közüzemi nagykereskedelmi engedélyes) Magyar Villamos Művek Zrt. (наричано по-нататък „MVM“). Комисията регистрира уведомлението като случай на държавна помощ номер HU 1/2004.
(2)
Между унгарските органи и Комисията бяха разменени редица официални писма по отношение на мярката (3). Комисията също така получи мнения на трети страни (4). В хода на междинната процедура, Комисията установи, че унгарския пазар за търговия на едро на електроенергия като цяло е структуриран около дългосрочни споразумения за изкупуване на електроенергия (наричани по-нататък „СИЕ“) между MVM и определени производители на електроенергия. Въз основа на информацията, с която е разполагала в онзи период, Комисията изрази съмнения, че СИЕ съдържат елементи на неправомерна държавна помощ.
(3)
С писмо от 13 април 2005 г., регистрирано на 15 април 2005 г., унгарските органи оттеглиха уведомлението за Правителствен указ № 183/2002. На 4 май 2005 г., в съответствие с Регламент (ЕО) № 659/1999 на Съвета от 22 март 1999 г. за установяване на подробни правила за прилагането на член 93 от Договора за ЕО (наричан по-нататък „процедурен регламент“) (5), Комисията по своя инициатива регистрира преписка за държавна помощ (дело 49/05) относно СИЕ.
(4)
С писмо от 24 май 2005 г. (D/54013), Комисията поиска допълнителна информация от унгарските органи. Отговорът, с дата 20 юли 2005 г., бе регистриран от Комисията на 25 юли 2005 г. Унгарските органи предоставиха допълнителна информация с писмо от 28 септември 2005 г., регистрирано на 30 септември 2005 г.
(5)
С писмо от 9 ноември 2005 г., Комисията уведоми Унгария, че е взела решение да открие процедурата, заложена в член 88, параграф 2 от Договора за ЕО, по отношение на СИЕ (наричано по-нататък „решение за откриване на процедурата“). Решението за откриване на процедурата бе публикувано в Официален вестник на Европейския съюз (6).
(6)
В решението за откриване на процедурата, Комисията изрази своите съмнения относно съвместимостта на СИЕ с общия пазар и призова заинтересованите страни да представят своите мнения.
(7)
След искане за удължаване на крайния срок за мнения, което Комисията прие (7), Унгария представи своите мнения относно решението за откриване на процедурата на 31 януари 2006 г., регистрирано от Комисията на 1 февруари 2006 г.
(8)
След редица искания за удължаване на крайния срок за мнения, които Комисията прие (8), мненията на трети страни бяха регистрирани от Комисията както следва: мнения, представени от MVM на 11 януари 2006 г.; от трета страна, която пожела да запази своята анонимност, на 20 януари 2006 г.; от електроцентрала Marta на 20 януари и 6 март 2006 г.; от банка […] на 10 февруари 2006 г.; от електроцентрала AES-Tisza на 13 и 14 февруари 2006 г.; от банка […] на 13 февруари 2006 г.; от Electrabel S.A. и нейното дъщерно дружество, електроцентрала Dunament, на 14 февруари 2006 г.; от електроцентрала Budapest на 21 февруари 2006 г.; и от електроцентрала Csepel на 21 февруари 2006 г.
(9)
След потвърждението от страна на унгарските органи относно поверителното третиране на информация, предоставена от трети страни в контекста на настоящата процедура (10) Комисията препрати горепосочените мнения на Унгария с писмо от 25 април 2006 г.
(10)
Унгарските органи представиха първата част от своите възгледи относно мненията на третите страни с писмо от 28 юни 2006 г., регистрирано на 29 юни 2006 г., а втората част с писмо от 24 юли 2006 г., регистрирано на 25 юли 2006 г.
(11)
Наясно с планираните законодателни промени в енергийния сектор в Унгария, на 17 октомври 2006 г. комисар Kroes изпрати писмо на министър Kóka, в което настоятелно прикани унгарското правителство да уреди в новото законодателство въпроса със СИЕ и евентуалните мерки за компенсация в съответствие със законодателството на ЕС.
(12)
На 19 декември 2006 г. дружеството AES-Tisza представи допълнителни мнения, като възрази срещу няколко аспекта от процедурата на Комисията.
(13)
С писма от 21 ноември 2006 г. (регистрирано на 23 ноември 2006 г.) и 15 януари 2007 г. (регистрирано на същия ден) и на срещи с Комисията на 18 декември 2006 г. и 8 март 2007 г., унгарските органи потвърдиха своето намерение да извършат законодателни изменения във връзка с либерализирането на енергийния сектор и така да променят и настоящата ситуация на пазара за търговия на едро на електроенергия.
(14)
Комисията изпрати искане за допълнителна информация на 23 април 2007 г. Унгария отговори на 5 юни 2007 г. и изпрати допълнителна информация на 6 август 2007 г.
(15)
С писмо от 4 май 2007 г. унгарските органи уведомиха Комисията, че ще създадат работен комитет за провеждане на преговори с всички въпросни производители на електроенергия относно прекратяването или значителното изменение на СИЕ. Следователно на 11 май 2007 г. правителството прие Решение № 2080/2007/ЕО (V.11.) относно дългосрочните споразумения за изкупуване на електроенергия в енергийния сектор (11), с което установи горепосочения работен комитет (ръководен от кабинета на министър-председателя) с оглед незабавно уреждане на въпроса със СИЕ в съответствие с правилата на ЕС относно държавна помощ и нареди откриването на официални преговори в тази връзка с въпросните производители на електроенергия. С писмо от 3 юли 2007 г. унгарското правителство уведоми Комисията за резултата от първите преговори, които бяха проведени през юни 2007 г.
(16)
В контекста на процеса на либерализиране новият Закон за енергетиката (12) бе публикуван на 2 юли 2007 г. и влезе в сила частично на 15 октомври 2007 г. и частично на 1 януари 2008 г. С писмо от 25 юли 2007 г., унгарското правителство уведоми Комисията относно резултатите от новия закон за енергетиката що се отнася до отварянето на унгарския пазар на електроенергия. Новият закон обаче не измени самите СИЕ, които останаха в сила, непроменени, между MVM и производителите на електроенергия, посочени в решението за откриване на процедурата.
(17)
С писмо от 26 юли 2007 г. Комисията повдигна допълнителни въпроси пред унгарските органи.
(18)
На 7 септември 2007 г. Комисията заведе като получено писмо от унгарското правителство, с което то поиска още време, за да достигне до успешно приключване на преговорите с производителите.
(19)
На 24 септември и 31 октомври 2007 г. Комисията заведе като получени отговорите на Унгария на нейните въпроси от 26 юли 2007 г.
(20)
На 14 декември 2007 г., в съответствие с член 5, параграф 2 от Регламент (ЕО) № 659/1999 (наричан по-нататък „процедурен регламент“), Комисията изпрати напомнително писмо на унгарските органи, като изброи въпросите, за които предоставената информация все още бе непълна. Унгарските органи отговориха с писмо от 16 януари 2008 г.
(21)
Тъй като дружествата Dunament и AES-Tisza не предоставиха исканите данни, унгарските органи се аргументираха, че не са били в състояние да изготвят пълния отговор на въпросите на Комисията.
(22)
Следователно на 15 февруари 2008 г. Комисията прие разпореждане за информация, с което изиска от Унгария да предостави данните, посочени в решението, в рамките на петнадесет дни.
(23)
На 27 февруари електроцентрала Dunament изпрати на Комисията копие от своя отговор на въпросите на унгарските органи и обясни причините, поради които не е могло да отговори на зададените му въпроси. Унгарските органи отговориха на 4 и 13 март 2008 г. В отговор на изричното искане на електроцентрала Dunament, унгарските органи приложиха към своя отговор писма, изпратени от Dunament на Министерство на финансите и унгарската Служба по енергетика от 14 май 2007 г., 21 август 2007 г., 13 септември 2007 г., 7 декември 2007 г., 14 януари 2008 г. и 20 февруари 2008 г. Унгарските органи не са препратили копие от тези писма на Комисията на по-ранен етап (13); в своите отговори на въпросите на Комисията през цялата процедура обаче те са включили информацията, счетена от тях за значима по въпроса.
(24)
От отговорите на унгарските органи изглежда, че AES-Tisza не е дала на Унгария никакъв отговор. С факс от 10 март 2008 г., AES-Tisza изпрати писмо на комисар Kroes, в което изрази своето мнение, че унгарските органи вече разполагат с всички данни, които са били поискани от Комисията.
(25)
В техния отговор от 13 март 2008 г., въз основа на известната им информация, унгарските органи предоставиха на Комисията данните, които имат значение за въпрос 1, букви а)-г) от глава III от разпореждането за информация. Те обаче не предоставиха никакви допълнителни данни относно въпроса в точка 1, буква д) от глава III от разпореждането за информация относно инвестициите на двата горепосочени производители на електроенергия.
(26)
Значителна част от информацията, обменена след регистрирането на случай HU1/2004 касаеше тълкуването и конкретното прилагане на съобщението на Комисията относно методологията за анализ на държавните помощи, свързани с невъзвръщаемите разходи („Методология на невъзвръщаемите разходи“) (14). Въз основа на документите, представени в рамките на настоящата процедура, изглежда че унгарските органи са планирали да въведат система за компенсации на невъзвръщаеми разходи, чиято оценка би могла да се включи в настоящото решение. Впоследствие между Комисията и унгарските органи бяха проведени задълбочени дискусии в рамките на цялата настояща процедура относно подробностите на система за компенсация, която Унгария би могла да приеме, така че такава система да отговаря на критериите на методологията.
(27)
Независимо от техническите дискусии относно потенциален бъдещ механизъм за компенсация, до датата на приемане на настоящото решение унгарските органи не представиха на Комисията цялостен механизъм за компенсация, официално одобрен от унгарското правителство. В своето писмо от 13 март 2008 г., унгарските органи изрично потвърдиха, че понастоящем не желаят да предоставят компенсация за невъзвръщаеми разходи; те обаче си запазиха правото да предоставят такава компенсация на определени производители на електроенергия на по-късен етап.
(28)
Комисията поиска потвърждение на определени данни от унгарското правителство в писмо от 7 април 2008 г. Унгарските органи предоставиха исканата информация с писмо, регистрирано на 22 април 2008 г.
(29)
В своето писмо от 20 май 2008 г., унгарските органи уведомиха Комисията, че СИЕ на електроцентрала Paks са били прекратени от страните на 31 март 2008 г. Макар че електроцентрали Csepel и Pannon подписаха споразумения за прекратяване през април 2008 г., към момента на приемане на настоящото решение влизането в сила на споразуменията продължава да зависи от одобрение от страна на акционерите и банковите институции.
(30)
Решението за откриване на процедурата бе оспорено от електроцентрала Budapest пред Първоинстанционния съд чрез заявление, подадено на 3 март 2006 г. и регистрирано като дело T-80/06. На 6 юни 2006 г., електроцентрала Csepel поиска да встъпи в процедурата в подкрепа на електроцентрала Budapest и това бе разрешено с разпореждане на Съда от 11 март 2008 г.
(31)
Освен това налице са две международни арбитражни процедури, висящи пред Международния център за уреждане на инвестиционни спорове във Вашингтон, окръг Колумбия, заведени срещу Република Унгария от дружествата за производство на електроенергия […] и […], като и двете са акционери в електроцентрали със СИЕ в Унгария. Производствата се основават на разпоредбите за защита на инвестициите, съдържащи се в Договора за енергийната харта.
2. ОПИСАНИЕ НА МЯРКАТА
(32)
От 31 декември 1991 г. до 31 декември 2002 г. унгарският пазар на електроенергия е бил структуриран около „единствен купувач“, дружеството Magyar Villamos Művek (MVM). MVM е дружество, 99,9 % от което се притежават от държавата, чиито дейности се състоят в производство, търговия на едро, пренос и търговия на дребно на електроенергия. В съответствие с модела на „единствен купувач“, производителите на електроенергия са били в състояние да доставят електроенергия единствено директно на MVM (освен ако MVM не отмени договорите на регионалните дружества за разпределение), а MVM е било единственото дружество, упълномощено да доставя електроенергия на регионалните дружества за разпределение. В съответствие със Закон XLVIII от 1994 г. за енергетиката („Закон за енергетиката I“), MVM е било длъжно да гарантира сигурността на енергийните достави в Унгария на най-ниската възможна цена.
(33)
Закон CX от 2001 г. за енергетиката („Закон за енергетиката II“, който заменя Закон за енергетиката I) влезе в сила на 1 януари 2003 г. Той установи двоен модел на унгарския пазар на електроенергия, който остана в сила до 1 януари 2008 г., когато влезе в сила Закон LXXXVI от 2007 г. за енергетиката („Закон за енергетиката III“, който заменя Закон за енергетиката II). В съответствие с този двоен модел има сегмент за комунални услуги и конкурентен сегмент и отговарящи на критериите потребители (чийто брой постепенно е нараствал) са имали право да превключат към конкурентния сегмент. MVM е останало единственото дружество за търговия на едро в сегмента за комунални услуги, а в сегмента на свободен пазар са се появили и други търговци. Закон за енергетиката III сложи край на съществуването на сегмента за комунални услуги, но независимо от това запази битови потребители и някои търговски потребители - както е разрешено от втората директива за електроенергия (15) - в съответствие със задължение за универсална услуга.
(34)
Закон за енергетиката I е изисквал от MVM да оцени общото търсене на електроенергия на страната и на всеки две години да изготвя Национален план за изграждане на електроцентрали (Országos Erőműépítési Terv). След това този план е трябвало да се представи на и да бъде одобрен от унгарското правителство и парламента.
(35)
От Закон за енергетиката I и от информацията, представена от унгарското правителство (16) изглежда, че най-неотложните цели на унгарския пазар на електроенергия в средата на 90-те години на 20-ти век са били сигурност на доставките при най-ниската възможна цена, модернизация на инфраструктурата, най-вече по отношение на съществуващите стандарти за опазване на околната среда, и необходимото преструктуриране на сектора на електроенергия. С оглед постигане на тези общи цели, на чуждестранни инвеститори са били предложени дългосрочни споразумения за изкупуване на електроенергия в замяна на ангажимент за изграждане и модернизиране на електроцентрали в Унгария. СИЕ са били подписани от производителите на електроенергия от една страна и от дружеството MVM от друга.
(36)
СИЕ, сключени между MVM и отделни електроцентрали (17), са установили балансирано портфолио на производството, което е дало възможност на MVM да изпълни своето задължение за гарантиране на сигурността на доставките. Те дават възможност на MVM да удовлетвори както търсенето при базово натоварване (с електроцентрали, използващи за гориво лигнитни въглища, и атомни електроцентрали), така и търсенето при върхово натоварване (с електроцентрали, използващи за гориво газ).
(37)
СИЕ изискват от производителите на електроенергия надлежно да поддържат и обслужват своите съоръжения за производство. Те запазват целия или по-голямата част от производствения капацитет на електроцентралите (MW) за MVM. Това определяне на капацитет е независимо от действителното използване на електроцентралата. Отделно от запазения капацитет, съгласно СИЕ от MVM се изисква да купува специфично минимално количество електроенергия (MWh) от всяка електроцентрала.
(38)
Някои СИЕ включват така наречените „системни услуги“ (18) в случаите, когато електроцентралите разполагат с техническата възможност да ги предоставят, които MVM предоставя на системния оператор MAVIR.
(39)
СИЕ, сключени в периода 1995-1996 г. (седем от десетте оценявани СИЕ), са били предоставени с оглед на приватизацията на електроцентралите. Тези СИЕ следват модел на споразумение, изготвен от международна правна фирма по искане на унгарското правителство. За сключването на тези СИЕ не е била проведена тръжна процедура. Въпреки това е била проведена тръжна процедура за приватизацията на електроцентралите. Тези СИЕ (сключени преди приватизацията) са представлявали част от приватизационния пакет. Някои от тези споразумения (главно споразуменията с Mátra, Tisza и Dunament) са били частично изменени от страните след приватизацията.
(40)
СИЕ на електроцентрала Csepel е било сключено през 1997 г. и е следвало малко по-различен модел. И в този случай обаче не е имало тръжна процедура и сключването на СИЕ по подобен начин е било свързано с приватизацията на електроцентралата.
(41)
СИЕ на електроцентрала Ujpest (една от трите централи на електроцентрала Budapest) е било сключено с електроцентрала Budapest през 1997 г., отново без специфична тръжна процедура.
(42)
Единствено СИЕ на електроцентрала Kispest (друга - застаряваща - централа от електроцентрала Budapest, която в онзи период е била значително ремонтирана) е било сключено през 2001 г. в резултат от открита тръжна процедура.
(43)
От 2000 до 2004 г. капацитетът, запазен в съответствие със СИЕ, е покривал приблизително 80 % от общото търсене на електроенергия в Унгария (MW). От 2005 г. до датата на приемане на настоящото решение, делът е бил около 60-70 %. Очакваше се той постепенно да намалее в периода между 2011 и 2024 г. (19)
(44)
От почти двадесетте СИЕ, сключени между 1995 и 2001 г., десет са продължавали да са в сила към датата на присъединяване на Унгария към ЕС (1 май 2004 г.).
(45)
Настоящото решение касае единствено тези СИЕ, които са били в сила на 1 май 2004 г. То не обхваща СИЕ, приключили преди тази дата. Макар че някои СИЕ (вж. съображение 29 по-горе) са били приключени от страните през април 2008 г., настоящото решение ги обхваща и оценява тяхното естество на държавна помощ и съвместимост с общия пазар в периода между 1 май 2004 г. и крайната им дата (април 2008 г.).
(46)
Електроцентралите със СИЕ, обхванати от настоящото решение, са изброени в таблицата по-долу. Посочената продължителност се позовава на първоначално насрочената крайна дата на СИЕ, както е установена в самите СИЕ.
Таблица 1
Преглед на дружествата за производство на електроенергия със СИЕ, основните акционери и продължителността на СИЕ
Име на дружеството за производство на електроенергия
Група, притежаваща мажоритарен дял
Електроцентрала със СИЕ
Продължителност на СИЕ
Budapesti Erőmű Rt.
EDF
Kelenföldi Erőmű
1996-2011 г.
Újpesti Erőmű
1997-2021 г.
Kispesti Erőmű
2001-2024 г.
Dunamenti Erőmű Rt.
Electrabel
блокове F на Dunament
1995-2010 г.
(сключено през 1995 г., влязло в сила през 1996 г.)
блок G2 на Dunament
1995-2015 г.
(сключено през 1995 г., влязло в сила през 1996 г.)
Mátrai Erőmű Rt.
RWE
Mátrai Erőmű
1995-2022 г.
(първоначална продължителност до 2015 г., удължена до 2022 г. през 2005 г.)
AES-Tisza Erőmű Kft.
AES
Tisza II Erőmű
1995-2016 г.
(сключено през 1995 г., влязло в сила през 1996 г.)
([…])
Csepeli Áramtermelő Kft.
ATEL
Csepel II Erőmű
1997-2020 г.
(сключено през 1997 г., влязло в сила през 2000 г.)
Paksi Atomerőmű Rt.
MVM
Paksi Atomerőmű
1995-2017 г. (20)
(сключено през 1995 г., влязло в сила през 1996 г.)
Pannonpower Holding Rt.
Dalkia
Pécsi Erőmű
1995-2010 г.
(сключено през 1995 г., влязло в сила през 1996 г.)
(47)
В Правителствен указ № 1074/1995. (VIII.4.) относно регулирането на цените на електроенергията, правителството пое ангажимент, че, считано от 1 януари 1997 г. (началото на така наречения първи цикъл на регулиране на цените), „в допълнение към покриване на обоснованите оперативни разходи, цените за търговия на едро и дребно гарантират 8 % възвръщаемост на капитала“. Така правителството е гарантирало ставка в размер на 8 % за възвръщаемост на капитала за електроцентралите със СИЕ.
(48)
Считано от 1 януари 2001 г. (началото на втория цикъл на регулиране на цените), официалните цени са включвали 9,8 % приходи от активи (eszközarányos megtérülés) за електроцентралите. Увеличението на процента не е означавало задължително промяна в действителния размер, тъй като базите за двете ставки за възвръщаемост са различни (първата се изчислява върху капитал, а втората се изчислява върху активи). Цените са отразявали промени в инфлацията.
(49)
Регулираните цени са останали в сила за електроцентралите до 31 декември 2003 г.
(50)
През този период на регулиране на цените, унгарската Служба по енергетика анализира структурата на разходите за всяка електроцентрала и фиксира цената за изкупуване на електроенергия от страна на MVM на стойност, която е гарантирала сигурна рентабилност.
(51)
В списъка с разходи, обхванати от този механизъм за определяне на цените, са били включени следните основни елементи на разходи (21):
- постоянни разходи: амортизиране, застраховки, някои постоянни разходи за поддръжка и обслужване, лихви по заеми („hitelkamatok“), извеждане от експлоатация („rekultivációs költségek“), данъчни разходи (данъци), разходи по персонала („személyi jellegű költségek“), разходи за опазване на околната среда, разходи за централния фонд за ядрена енергетика („Központi Nukleáris Alap befizetések“) за атомната електроцентрала и извънредни разходи („rendkívüli ráfordítások“);
- променливи разходи: разходи за гориво.
(52)
Унгарската Служба по енергетика бе натоварена със задачата да гарантира, че обхванатите разходи са разумни и необходими.
(53)
Официалната цена имаше по-голяма тежест от цената, определена съгласно СИЕ.
(54)
Считано от 1 януари 2004 г., цените се определяха въз основа на формулите за определяне на цените съгласно СИЕ. Точното значение на формулите бе разяснено в контекста на ежегодното предоговаряне на цени между MVM и производителите на електроенергия.
(55)
Формулите за определяне на цените, прилагани съгласно СИЕ, са изключително сложни; те обаче следват същите принципи като методологията, прилагана от унгарската Служба по енергетика преди януари 2004 г. В съответствие с информацията, представена от унгарските органи (22), приложението към СИЕ относно определянето на цените е било изготвено чрез формулите и определенията на горепосочения Правителствен указ № 1074/1995 относно регулиране на цените на електроенергията. (Съгласно предоставената информация, „споразуменията копираха формулите и определенията, съдържащи се в указа“.) Следователно принципите за определяне на цените на СИЕ се основават, подобно на механизъма, използван за определяне на регулирани цени, на категориите от обосновани разходи.
(56)
Всяко СИЕ съдържа два основни вида компоненти, представляващи такси: такса за капацитет (или такса за осигуряване на капацитет) за запазения капацитет (MW), която обхваща постоянните разходи + приходите (капиталови разходи), и такса за електроенергия, която обхваща променливите разходи. Отделните СИЕ предвиждат различни допълнителни такси. В зависимост от конкретното СИЕ, тези допълнителни такси могат да бъдат такси тип бонус/малус, прилагани като стимул производителите на електроенергия да оперират в съответствие с принципа за най-ниски разходи, и допълнителни такси за поддържане на производствени резерви, повторно насрочване на дейности по поддръжка по искане на MVM, увеличаване на натоварването във върхови периоди и свеждане до минимум на натоварването под договореното по време на периода с минимално търсене и др. Периодичните (ежегодни, тримесечни, месечни) промени на таксите за капацитет зависят от редица фактори: активиране на извършени проекти за модернизиране, разнообразни категории от лихви, обменни курсове на чуждестранни валути, инфлационни индекси и др. Таксата за капацитет и допълнителните такси също така обхващат системните услуги (обхванати от СИЕ). По същество, таксите за електроенергия са свързани с разходите за гориво и специфични начини за използване на топлинна енергия от горива (fajlagos tüzelőhő felhasználása). Те се изчисляват въз основа на принципа на въздействието на променливите разходи.
(57)
Трябва да се отбележи, че определението на обхванатите категории от разходи не е било задължително едно и също в регулирането на цените преди 1 януари 2004 г. и в СИЕ. Представената от Унгария информация (23) показва, че например таксата за капацитет на електроцентрали […] и Dunament са били по-високи в техните СИЕ отколкото според регулирането на цените. Това е така, защото при тези СИЕ е взето предвид модернизиране, което е довело до по-високи постоянни разходи. Тези по-високи постоянни разходи са се проявили постепенно (след постепенното модернизиране) в по-високи такси за капацитет съгласно СИЕ в сравнение с таксите съгласно регулирането на цените. Между регулираните цени и цените съгласно СИЕ могат да се наблюдават и други разлики поради двустранните преговори между MVM и производителите на електроенергия.
(58)
Независимо от тези разлики, в представената от Унгария информация от 20 октомври 2004 г. и 20 юли 2005 г. всяка електроцентрала със СИЕ потвърди, че методът за изчисляване на цените, както и категориите на разходите, прилагани след спирането на регулирането на цените, като цяло са били подобни на прилаганите от унгарската Служба по енергетика преди тази дата.
(59)
Така цените съгласно СИЕ, прилагани след 1 януари 2004 г., са останали базирани на изчислението на обосновани (постоянни и променливи) разходи + приходи.
(60)
От горепосоченото следва, че макар на регулирането на цените да е сложен край на 31 декември 2003 г., цените не са били действително либерализирани, тъй като ценообразуването на едро на електроенергията е продължило да бъде ръководено от принципа за възвращаемост на инвестициите, заложен в СИЕ (24).
(61)
На 6 февруари 2006 г., унгарският парламент прие Закон XXXV от 2006 г. (25), който възстанови правителственото регулиране на цените на електроенергията, продавана на MVM съгласно СИЕ. Първият указ за новите цени влезе в сила на 9 декември 2006 г. Считано от тази дата, регулирането на цените на СИЕ отново бе с по-малка тежест от правителствената формула на цената за период от приблизително една година (до 31 декември 2007 г.).
(62)
Считано от 1 януари 2008 г., в контекста на либерализирането на пазара, Законът за енергетиката III постави край на регулираните цени за производство, както и на съществуването на двойните сегменти за комунални услуги и свободен пазар.
(63)
Следователно, считано от 1 януари 2008 г., цената на електроенергията, продавана от производителите на електроенергия на MVM в съответствие със СИЕ, отново се определя от формулите на цените съгласно СИЕ. Основните принципи на тези формули не са били променяни от предишното им прилагане: така те следват същите принципи, както и в периода между 1 януари 2004 г. и 8 декември 2006 г. (вж. съображения 54-59 по-горе).
(64)
Следователно ценообразуването съгласно СИЕ остава ръководено от принципа за възвръщаемост на инвестициите.
(65)
Съгласно СИЕ за MVM се запазва целия или значителна част от капацитета на съоръженията за производство, които работят по СИЕ.
Таблица 2
Национален производствен капацитет на Унгария (26)
(MW)
Капацитет
2004 г.
2005 г.
2006 г.
2007 г.
Общ производствен капацитет на инсталациите (27)
8 777
8 595
8 691
8 986
Брутен наличен капацитет (28)
8 117
8 189
8 097
8 391
Нетен наличен капацитет (29)
7 252
7 792
7 186
7 945
Върхово натоварване на унгарската електропреносна система
6 356
6 409
6 432
6 605
Таблица 3
Производствен капацитет на електроцентралите със СИЕ (30)
(MW)
Електроцентрала
Капацитет
2004 г.
2005 г.
2006 г.
2007 г.
Kelenföld
Нетен наличен капацитет
90,1
97,6
97,2
78,0
Договорен капацитет (31)
83,3
89,8
89,4
71,9
Ujpest
Нетен наличен капацитет
106,3
106,1
106,2
106,0
Договорен капацитет
99
98,8
98,9
98,7
Kispest
Нетен наличен капацитет
46,1
110,2
110,2
109,6
Договорен капацитет
43
102,6
102,6
102,3
Dunament F
Нетен наличен капацитет
1 020
1 020
1 020
1 020
Договорен капацитет
928,2
923,1
923,1
923,1
Dunament G2
Нетен наличен капацитет
187,6
223,1
223,1
223,7
Договорен капацитет
178,4
212,4
212,4
213
AES-Tisza
Нетен наличен капацитет
638,0
824,7
824,7
824,7
Договорен капацитет
[…] (32)
[…] (33)
[…] (33)
[…] (33)
Csepel
Нетен наличен капацитет
348,9
331
355
349,5
Договорен капацитет
323
307
329
324
Pannon
Нетен наличен капацитет
25,9
25,9
25,9
25,9
Договорен капацитет
20,1
20,1
20,1
20,1
Mátra
Нетен наличен капацитет
593
552
552
552
Договорен капацитет
496
460
460
460
Paks
Нетен наличен капацитет
1 597
1 596
1 596
1 596
Договорен капацитет
1 486
1 486
1 485
1 485
Общ нетен наличен капацитет на електроцентралите със СИЕ
4 652,0
4 886,6
4 910,3
4 885,4
Общ договорен капацитет
[…] (34)
[…] (35)
[…] (36)
[…] (37)
(66)
Горепосочените стойности показват, че в рамките на оценявания период около 60 % от унгарския нетен наличен производствен капацитет е бил договарян от страна на MVM посредством СИЕ. Ако се вземат предвид действително наличният капацитет на електроцентралите („Ténylegesen igénybevehető teljesítőképesség“) минус тяхното собствено потребление („Önfogyasztás“), съотношението е по-високо от горепосоченото.
(67)
Горепосочените таблици също така показват, че капацитетът, запазен съгласно СИЕ за MVM, обхваща целия или по-голямата част от наличния капацитет на съответните електроцентрали.
(68)
MVM плаща такса за капацитет за този запазен капацитет (съображение 56 по-горе) независимо от действителното използване на електроцентралата.
(69)
Внасяният капацитет в Унгария е около 1 000-1 300 MW. Около 600 MW от този внасян капацитет е запазен за MVM по други дългосрочни споразумения.
(70)
Когато MVM действително използва запазения за него капацитет и купува електроенергия от електроцентралата, то заплаща таксата за електроенергия за купената електроенергия (вж. съображение 56 по-горе).
(71)
Налице е определено минимално изкупуване, гарантирано от СИЕ за всяка електроцентрала.
(72)
Цялостното национално производство на електроенергия в Унгария е между 32 и 36 TWh (= 32-36 000 000 GWh) годишно.
Таблица 4
Електроенергия, произведена в съответствие със СИЕ (38)
(GWh)
Електроцентрала
Произведена електроенергия
2004 г.
2005 г.
2006 г.
2007 г.
Budapest
(включва Kelenföld, Újpest и Kispest)
Обща произведена електроенергия
1 228
1 510
1 643
1 742
Собствено потребление
87
89
91
84
Минимално гарантирано изкупуване
Kelenfold:
[…]
Ujpest:
[…]
Kispest:
[…]
Kelenfold:
[…]
Ujpest:
[…]
Kispest:
[…]
Kelenfold:
[…]
Ujpest:
[…]
Kispest:
[…]
Kelenfold:
[…]
Ujpest:
[…]
Kispest:
[…]
Действително изкупуване
939
1 302
1 451
1 538
Dunament (39) (F + G2)
Обща произведена електроенергия
4 622
3 842
3 450
4 300
Собствено потребление
174
148
147
188
Минимално гарантирано изкупуване
F: […]
G2: […]
F: […]
G2: […]
F: […]
G2: […]
F: […]
G2: […]
Действително изкупуване
4 232
2 888
2 495
3 296
AES-Tisza
Обща произведена електроенергия
1 621
1 504
1 913
2 100
Собствено потребление
96
97
117
116
Минимално гарантирано изкупуване
[…]
[…]
[…]
[…]
Действително изкупуване
1 525
1 407
1 796
1 984
Csepel
Обща произведена електроенергия
1 711
1 764
1 710
2 220
Собствено потребление
48
49
48
53
Минимално гарантирано изкупуване
[…]
[…]
[…]
[…]
Действително изкупуване
1 662
1 715
1 661
2 166
Pannon (39)
Обща произведена електроенергия
673
266
237
232
Собствено потребление
116
52
34
29
Минимално гарантирано изкупуване
[…]
[…]
[…]
[…]
Действително изкупуване
361
206
203
203
Mátra (39)
Обща произведена електроенергия
5 688
5 698
5 621
6 170
Собствено потребление
675
670
667
710
Минимално гарантирано изкупуване
[…]
[…]
[…]
[…]
Действително изкупуване
3 730
3 762
3 587
4 082
Paks
Обща произведена електроенергия
11 915
13 833
13 460
14 677
Собствено потребление
750
821
800
848
Минимално гарантирано изкупуване
[…]
[…]
[…]
[…]
Действително изкупуване
11 112
13 012
12 661
13 828
(73)
Минималното гарантирано изкупуване е количеството, което MVM е длъжно да купи, независимо от търсенето на пазара. Ако MVM не купи фиксираното минимално количество, то пак трябва да заплати поетите разходи за гориво (Dunament, Kelenfold, Pécs и […]), всички разходи или компенсация, понесени от производителя въз основа на неговото споразумение за доставка на гориво (Csepel) и всички обосновани разходи (Kispest и Ujpest).
3. ОСНОВАНИЯ ЗА ОТКРИВАНЕ НА ПРОЦЕДУРАТА
3.1. СИЕ
(74)
В своето решение за откриване на процедурата, Комисията стигна до предварителното заключение, че СИЕ представляват държавна помощ по смисъла на член 87, параграф 1 от Договора за ЕО за производителите на електроенергия, които са страни по СИЕ с MVM.
(75)
Тя счита, че СИЕ са били приложими след присъединяването по смисъла на приложение IV, параграф 3, алинея 1, буква в) от Акта за присъединяване (40) и че не са представлявали съществуваща помощ, тъй като не попадат в категориите за помощ, които след присъединяването се считат за съществуваща помощ по смисъла на член 88, параграф 1 от Договора за ЕО.
(76)
Първо, нито едно от СИЕ не е влязло в сила преди 10 декември 1994 г. Второ, нито едно от СИЕ не е било включено в списъка със съществуваща помощ, приложен към приложение IV от Акта за присъединяване. Трето, Комисията не е получила известие за СИЕ в съответствие с така наречената „междинна процедура“.
(77)
Комисията счита, че гарантираната възвръщаемост на инвестициите и високата покупна цена, обезпечена от СИЕ, са поставили производителите на електроенергия със СИЕ в по-изгодно икономическо положение от другите производители на електроенергия, които не са страни по СИЕ, включително евентуални нови участници на пазара в други, съпоставими сектори, в които на участниците на пазара дори не са били предлагани такива дългосрочни споразумения. Поради това на предварителна основа бе счетено, че мярката предоставя избирателно предимство на тези производители на електроенергия.
(78)
Комисията също така отбеляза, че пазарите на електроенергия са отворени за конкуренция и че електроенергията се търгува между държавите-членки най-малко от влизането в сила на Директива 96/92/ЕО на Европейския парламент и на Съвета от 19 декември 1996 г. относно общите правила за вътрешния пазар на електроенергия (41). Поради това се счита, че мерки, които облагодетелстват определени дружества в енергийния сектор в една държава-членка, потенциално възпрепятстват обхвата на дружества от други държави-членки да изнасят електроенергия към тази държава-членка или облагодетелстват износ на електроенергия от тази държава-членка към други държави-членки.
(79)
Комисията също така счита, че това предимство е породено от използването на държавни ресурси, защото решението за сключване на СИЕ е било последствие от държавна политика, изпълнена чрез притежаваното от държавата и извършващо комунални услуги дружество за търговия на едро MVM. Съгласно съдебната практика на Съда на Европейските общности („Съд на Европейските общности“), когато притежавано от държавата дружество използва своите средства по начин, който може да се вмени на държавата, тези средства следва да се разглеждат като държавни ресурси по смисъла на член 87, параграф 1 от Договора за ЕО (42).
(80)
Поради това Комисията стигна до предварителното заключение, че СИЕ представляват държавна помощ за производителите на електроенергия по смисъла на член 87, параграф 1 от Договора за ЕО, като такава помощ е „все още приложима след присъединяването“ по смисъла на приложение IV, параграф 3, алинея 1, буква в) към Акта за присъединяване.
(81)
Комисията заяви, че методологията на невъзвращаемите разходи следва да се използва за анализиране на държавната помощ, получена от производителите на електроенергия. Въз основа на документите, с които разполагаше към момента на приемане на решението за откриване на процедурата, Комисията изрази съмнения относно съвместимостта на СИЕ с критериите, изложени в методологията.
(82)
Първо, Комисията изрази съмнения дали самите ръководни принципи на СИЕ, които създават бариера пред свободната конкуренция на пазара, могат да се счетат за съвместими с основната цел на методологията, т.е. чрез държавна помощ да се съдейства за либерализирането на сектора посредством предоставяне на адекватна компенсация за дружества на пазара, изправени пред нови условия на конкуренция.
(83)
Второ, Комисията изрази съмнения дали включеният в СИЕ елемент на държавна помощ е съвместим с подробните критерии на методологията по отношение на изчисляването на допустимите невъзвръщаеми разходи и определянето на адекватна компенсация.
3.2. Правителствен указ № 183/2002 (VIII.23.) относно невъзвръщаеми разходи
(84)
За да даде на възможност на MVM да спазва своите СИЕ и същевременно да поддържа цените за повторна продажба в сегмента на комунални услуги приблизително на същото ниво като цената на свободния пазар, Правителствен указ № 183/2002 (VIII.23.) е предвиждал изплащането на държавна компенсация на MVM при определени обстоятелства.
(85)
В тяхното първоначално уведомление на случай HU 1/2004 (оттеглено на 13 април 2005 г.), унгарските органи счетоха, че тази компенсация представлява държавна помощ за MVM.
(86)
В своето решение за откриване на процедурата обаче Комисията заключи, че плащанията на компенсация не представляват държавна помощ за MVM, но че сумата, получавана в съответствие с Правителствен указ № 183/2002 (VIII.23.) е съставлявала част от покупната цена, плащана от MVM на електроцентралите със СИЕ, и така е представлявала част от предимството, което производителите са получавали от СИЕ.
(87)
Следователно с решението за откриване на процедурата се открива официалната процедура по разследване единствено по отношение на СИЕ, а не по отношение на Правителствен указ № 183/2002 (VIII.23.).
4. МНЕНИЯ НА УНГАРИЯ ОТНОСНО РЕШЕНИЕТО ЗА ОТКРИВАНЕ НА ПРОЦЕДУРАТА
(88)
Унгария счита, че индивидуалната оценка на СИЕ би изглеждала обоснована предвид разликите в точните им условия.
(89)
По отношение на отварянето на унгарския пазар на електроенергия, Унгария счита, че то е било успешно (т.е. в съответствие със средното за Европа) по отношение на броя потребители, превключили към свободния пазар. Унгария заключава, че СИЕ не са създали пречка за превключване на потребители към свободния пазар. Такава пречка много по-вероятно би била създадена от ограничения капацитет за трансгранични връзки на Унгария и съответно високите цени.
(90)
Освен това Унгария счита, че дългосрочното естество на СИЕ не може само по себе си да представлява конкурентно предимство за производителите, тъй като такива дългосрочни договори са широко разпространени в сектора на електроенергията както в Европа, така и на други континенти.
(91)
Що се отнася до референтната цена, посочена в решението за откриване на процедурата, унгарските органи предлагат Комисията да вземе предвид специфичните регионални характеристики на Унгария и последното увеличение на цените на горивата, когато установява референтна цена.
(92)
Що се отнася до нови участници на пазара на електроенергия, Унгария уведоми Комисията, че не е имало такива от 1 май 2004 г. (датата на присъединяване на Унгария към ЕС и датата на либерализиране на енергийния пазар) насам. Унгарските органи посочват, че всяка подобна инвестиция отнема време и в резултат от това е малка вероятността от привеждане в действие на каквато и да е инвестиция преди 2011 г.
(93)
Накрая, в отговор на съмненията на Комисията относно съвместимостта на СИЕ с точка 4.6 от методологията, Унгария потвърждава, че тя няма да предостави държавна помощ за оздравяване и преструктуриране на дружествата, облагодетелствани от оценяваните СИЕ.
5. МНЕНИЯ НА ЗАИНТЕРЕСОВАНИ СТРАНИ
(94)
След публикуването на решението за откриване на процедурата (21 декември 2005 г.) и в рамките на съответния краен срок (в повечето случаи след удължаване на крайния срок, поискано от заинтересованите страни и прието от Комисията), Комисията получи мнения на:
-
следните дружества за производство на електроенергия: AES-Tisza Erőmű Rt., Budapesti Erőmű Zrt., Csepeli Áramtermelő Rt., Dunamenti Erőmű Zrt. и основния му акционер, Electrabel S.A., както и Mátrai Erőmű Rt.;
-
следните банки, които са предоставили финансиране на производителите на електроенергия: банка […], действаща като обслужващ агент от името на дванадесет банки, заемодатели на Csepeli Áramtermelő Kft. и банка […], действаща като обслужващ агент от името на девет банкови институции, заемодатели на AES-Tisza Erőmű Kft.; и
-
MVM; и
-
трета страна, която поиска да запази анонимност.
(95)
Повечето от мненията, представени на Комисията от страните, следват много сходни линии на аргументиране. Поради тази причина, вместо да описва мненията на всяка заинтересована страна поотделно, Комисията ги групира в общи категории (вж. точки 5.1-5.7 по-долу).
5.1. Мнения относно индивидуалната оценка на СИЕ
(96)
Електроцентрала Mátra и друга заинтересована страна, която поиска да запази анонимност, считат, че СИЕ следва да се оценяват индивидуално от Комисията предвид разликите, които съществуват между тяхното точно съдържание. Други производители на електроенергия косвено поискаха индивидуална оценка на тяхното СИЕ като предоставиха на Комисията подробности относно специфичните условия на тяхното собствено СИЕ.
5.2. Мнения относно наличието на държавна помощ
(97)
AES-Tisza Erőmű, Budapesti Erőmű, Csepeli Áramtermelő и Dunamenti Erőmű се аргументират, че критериите за наличие на държавна помощ по време на сключването на СИЕ следва да се оценят в контекста на съществуващите на пазара условия в онзи период. В някои от мненията това изискване се заявява изрично, а в други косвено чрез позоваване на условията около сключването на СИЕ в тяхната оценка за наличие на държавна помощ. В това отношение се правят препратки към съдебната практика на Съда (43).
i) Грешна референтна цена/Отсъствие на изгодни цени
(98)
Всички производители на електроенергия се аргументират, че СИЕ не предоставят никакви икономически предимства.
(99)
Те отправят критики към предварителното заключение на Комисията, че установените в съответствие със СИЕ цени са по-високи от пазарните цени на производителите.
(100)
Те се аргументират, че референтната цена от 36 EUR/MWh, използвана в други решения и посочена в решението за откриване на процедурата, е неподходяща в настоящата процедура, тъй като тя идва от съвсем различен географски и времеви контекст. Те се аргументират, че оценката на цената следва да вземе под внимание условията, които са съществували в периода на сключване на СИЕ. Те също така подчертават, че цените по всяко дългосрочно споразумение винаги ще бъдат по-ниски от цените на спотовия пазар. Освен това производителите, които осигуряват на MVM основно електроенергия при върхово натоварване, също така се аргументират, че техните цени не могат да се сравняват с цените при базово натоварване. Повечето от тях предлагат Комисията да вземе предвид значителното увеличение на цените на горивата през последните години.
(101)
Много от производителите се аргументират, че техният действителен процент на възвръщаемост е бил по-нисък от процентите, посочени в решението за откриване на процедурата.
(102)
Производителите също така наблягат на факта, че те поемат значителни рискове (за разлика от това, което се посочва в решението за откриване на процедурата), по-специално рискове във връзка с изграждане, регулиране, околна среда, поддръжка и данъчни/финансови рискове. Регулирането на цените бе посочено като една от основните категории на регулаторни рискове. Производителите също така считат, че запазването на съществен дял от техния производствен капацитет от страна на MVM ги поставя в неблагоприятно положение, тъй като ги не им позволява да използват този капацитет за производство на електроенергия за други потенциални клиенти. Освен това СИЕ предвиждат ясни задължения за производителите, които в случай на неспазване от страна на производителя водят до по-ниски плащания или искове за щети.
(103)
[…] заяви, че едно от предимствата, спечелени от Унгария в резултат на СИЕ, са били надеждни балансиращи услуги, които са могли да бъдат предложени само от него и Dunamenti Erőmű. Този производител се аргументира, че не би навлязъл на пазара и не би предлагал тези услуги без СИЕ.
(104)
Електроцентрала Mátra се аргументира, че нейните разходи за минодобив са ниски, защото разполага със собствена мина за въглища, която ѝ дава възможност да предлага много конкурентни цени. Тя се аргументира, че нейните цени са дори под цените за препродажба на MVM за разлика от цени по други СИЕ.
ii) Приватизационна цена
(105)
Електроцентрала Dunament се аргументира, че тя не е получила предимство от СИЕ, тъй като е заплатила пазарната стойност за приватизацията на електроцентралите и в покупната цена са взети предвид нейните права и задължения в съответствие със СИЕ. Следователно в приватизационната цена тя е заплатила за СИЕ (и за всякакви предимства, които то би могло да ѝ предостави).
iii) Принцип на инвеститора на пазара
(106)
Електроцентралите Budapest, AES-Tisza, Mátra и Csepel се аргументират, че СИЕ отразяват пазарни условия от времето на тяхното сключване, както за MVM, така и за производителите. Що се отнася до MVM, те се аргументират, че всеки частен оператор на мястото на MVM (правно задължение за сигурност на доставките като единствен купувач и т.н.) би избрал да сключи СИЕ. По отношение на самите производители, те се аргументират, че тяхното „предимство“ от СИЕ не отива отвъд това, което следва да се счита за нормално търговско предимство за всяка страна във всяко търговско споразумение. По времето на тяхното сключване във въпросния сектор, СИЕ са отразявали нормални условия на пазара. Освен това СИЕ представляват нормални търговски бизнес методи и стандартна форма на разпределение и управление на риска.
(107)
СИЕ са били единственият начин за гарантиране на инвестиции, които са отговаряли на изисквания на сектора на електроенергия в Унгария (по-специално, модернизация на цялата система, опазване на околната среда и сигурност на доставките). Прилагането на принципа на частния инвеститор следва да доведе до вземането предвид на тези изисквания и единственият начин да се изпълнят изискванията са били СИЕ. Заинтересованите страни отбелязват, че СИЕ налагат задължения за инвестиции и наличност на производителите на електроенергия.
iv) Услуга от общ икономически интерес
(108)
Електроцентрали Budapest и Csepel се аргументират, че производителите, които са страни по СИЕ, предоставят услуги от общ икономически интерес („УОИИ“). В съответствие с тяхното мнение СИЕ служат като инструмент, чрез който MVM спазва своето задължение за сигурност на доставките и поради това изпълнява задължение за обществена услуга. Електроцентрала Budapest се аргументира, че може също така да се счете, че именно самата електроцентрала Budapest трябва да изпълнява задължение за обществена услуга, наложено върху нея от нейното СИЕ. И двете заинтересовани страни се позовават на решението на Комисията от 16 декември 2003 г. по дело за държавна помощ 475/03 (Ирландия) (44), при което Комисията прие, че изграждането на нов производствен капацитет за гарантиране на сигурността на доставките може да се счита за услуга от общ икономически интерес.
(109)
Заинтересованите страни считат, че, подобно на ирландския случай, държавната помощ в СИЕ - ако действително съществува - отговаря на четирите кумулативни критерия, установени от Съда в неговото решение по дело C-280/00 („решението Altmark“) (45). Те се аргументират както следва:
(110)
Първо, от унгарските закони за енергетиката следва, че MVM е имало няколко задължения за обществени услуги като сигурност на доставките при най-ниската възможна цена, опазване на околната среда и ефикасност. Така задълженията за обществени услуги на MVM ясно са определени със закон и на производителите на електроенергия, които са страни по СИЕ, е поверено да предоставят тази УОИИ.
(111)
Второ, компенсациите са били определени предварително чрез правителствените укази за цените и от формулите за определяне на цените на СИЕ. Следователно е било възможно компенсациите да се изчислят въз основа на обективни и прозрачни параметри.
(112)
Трето, плащаната въз основа на СИЕ компенсация не превишава разходите за предоставената УОИИ. СИЕ строго се основават на разходи и маржовете на печалба не превишават обичайните маржове на печалба на пазара. Това се гарантира от факта, че, както се аргументира електроцентрала Budapest, нейните СИЕ са били сключени при открита и прозрачна тръжна процедура (вж. по-долу). Електроцентралите са били продадени на участника в търга с най-високата оферта и най-добрия бизнес план. От тръжната процедура следва, че компенсацията в съответствие със СИЕ не може да превиши сумата, необходима за покриване на всички поети разходи при изпълнение на задължението за обществена услуга и разумен марж на печалба.
(113)
Четвърто, електроцентрала Budapest се аргументира, че всички нейни СИЕ са били сключени вследствие на открита и прозрачна тръжна процедура, или като съществена част от приватизационния пакет, или поотделно. Електроцентрала Csepel се аргументира, че макар електроцентралата да не е била избрана въз основа на публичен търг, тя все пак получава компенсация, която е ограничена до покриване на разходите и разумен марж на печалба. Механизмите за определяне на цените гарантират избягването на свръхкомпенсация.
(114)
В контекста на горепосоченото заинтересованите страни заключават, че СИЕ отговарят на четирите кумулативни критерия, посочени в решението Altmark и поради това не представляват помощ по смисъла на член 87, параграф 1 от Договора за ЕО.
(115)
Електроцентрала Budapest също така се аргументира, че дори ако бъде счетено, че СИЕ не отговарят на четирите кумулативни критерия на решението Altmark, те пак биха могли да се обявят за съвместими с общия пазар в съответствие с член 86, параграф 2 от Договора за ЕО. Заинтересованата страна счита, че въздействието на нейните СИЕ върху предполагаемото възпрепятстване на унгарския пазар на електроенергия е незначително, тъй като те обхващат само 3 % от унгарското потребление на електроенергия. Освен това поради технически причини по времето на сключване на СИЕ не е било възможно увеличаване на вноса на електроенергия. Следователно нейните СИЕ не биха оказали никакво неблагоприятно въздействие върху търговията. В своето мнение заинтересованата страна също така подчертава значението на нейната технология за комбинирано производство на топлинна и електрическа енергия за централно отопление, която отговаря на целите на политиката на ЕС относно енергията и околната среда.
(116)
Електроцентрала Mátra се аргументира, че тя е била длъжна да запази определен минимален капацитет за MVM с цел сигурност на доставките на електроенергия на унгарския пазар, като използва местни въглища като ресурси. Тя се аргументира, че в съответствие с член 11, параграф 4 от директивата относно електроенергия (46), държавна помощ следва да се счита за съвместима с общия пазар, ако поради причини, свързани със сигурността на доставките, тя финансира производство на електроенергия от местни въглища.
v) Отсъствие на предимство в дългосрочен план
(117)
Електроцентрали Csepel, Mátra и Budapest поддържат тезата, че голямата продължителност на даден договор не следва да се разглежда като предимство сама по себе си. Електроцентрала Csepel се аргументира, че при дадено дългосрочно споразумение и двете страни заплащат цена за сигурността, която предлага дългия срок. Производителите на електроенергия се съгласяват да предлагат по-ниска цена от цената на спотовия пазар и да бъдат обвързани от договорената цена, каквито и да са спотовите цени. Те също така се съгласяват да запазят своя капацитет за едно дружество за цялата продължителност на споразумението. Твърди се, че поради това дългосрочните споразумения представляват балансиране на икономически рискове и възможности и за двете страни и не могат да се разглеждат единствено като предимство.
(118)
Въз основа на горепосочените аргументи, всички производители на електроенергия заключават, че СИЕ не им осигуряват икономическо предимство и следователно че не представляват държавна помощ по смисъла на член 87, параграф 1 от Договора за ЕО.
(119)
AES-Tisza се аргументира, че СИЕ не предоставят избирателно предимство. Заинтересованата страна се позовава на наличието на дългосрочни споразумения в целия сектор на електроенергия, не само между производителите и MVM, но и между MVM и дружествата за разпределение и между доставчиците на горива и производителите на електроенергия, както и за вноса на електроенергия. Що се отнася до производителите, Закон за енергетиката I (от 1994 г.) и Правителствен указ № 34/1995 изрично изискват от производителите да сключат споразумение за изкупуване на електроенергия с MVM, за да получат лиценз за изграждане и дейност. Следователно всички производители са сключили споразумения с MVM и само централи, работещи с възобновяеми енергийни източници, и централи за комбинирано производство на топлинна и електрическа енергия са могли да сключват по-краткосрочни споразумения, тъй като тези производители са имали различни правни гаранции (напр. задължително изкупуване).
(120)
Електроцентрала Mátra твърди, че в СИЕ само цената може да се счита за държавна помощ. Продължителността на СИЕ и гарантираният обем на продажби не може да се разглеждат като държавна помощ, защото дори ако предоставят предимство, те не водят до прехвърляне на държавни ресурси. Третата страна заключава, че предвид изключително конкурентоспособните цени на електроцентрала Mátra (вж. i) по-горе), в нейното СИЕ няма никакъв елемент на държавна помощ.
(121)
Дружеството AES-Tisza се аргументира, че цените съгласно СИЕ могат да се вменят не на държавата, а на страните по СИЕ. AES-Tisza отправя критики към оценката на вменяване на държавата в решението за откриване на процедурата, тъй като то се фокусира само върху вменяване на държавата за действителното сключване на СИЕ, а не на вменяването за определянето на цените, като същевременно Комисията се аргументира, че несправедливото предимство се гарантира от изгодните цени. След периода на централно определяне на цените (т.e. след януари 2004 г. и с изключение на 2007 г.), цените са били обект на преговори между MVM и производителите на електроенергия и не могат да се вменят на държавата.
(122)
Електроцентрали AES-Tisza, Budapest и Csepel оспорват ефектите на нарушаване на СИЕ и техния потенциал да окажат въздействие върху търговията между държавите-членки.
(123)
Първо, въпросните електроцентрали заявяват, че този критерий също следва да се оценява в контекста на периода, в което са сключени СИЕ. В онзи период Унгария не е била част от ЕС и нейният пазар на електроенергия не е бил либерализиран. Следователно се твърди, че СИЕ по определение не могат да нарушат конкуренцията на общия пазар.
(124)
Второ, те твърдят, че конкуренцията и търговията между държавите-членки се влияят от фактори, различни от СИЕ. По-специфично, те считат, че капацитет за трансгранични връзки на Унгария е основният фактор, който оказва въздействие върху търговията между Унгария и други държави. Този капацитет за трансгранични връзки се използва на своя максимум. При това положение е очевидно, че търговията с електроенергия е ограничена поради ограничения капацитет за трансгранични връзки на Унгария, а не поради СИЕ. Твърди се, че законодателството е другият фактор, който отказва въздействие върху търговията между държавите-членки. Според унгарското законодателство, производителите на електроенергия нямат право при никакви обстоятелства да продават директно електроенергия в чужбина.
(125)
Електроцентрала Csepel се аргументира, че във всеки случай тя продава електроенергия само в Унгария, така че нейното СИЕ не може да оказва никакъв ефект de facto върху търговията между държавите-членки.
(126)
Също така се твърди, че унгарският пазар на електроенергия постепенно е бил отварян за конкуренция в съответствие със задълженията във връзка с ЕС. Значителен дял от потребителите са превключили към сегмента на свободен пазар в рамките на кратък период. Навлизането на нови участници на унгарския пазар на електроенергия или разширяването на тяхното участие на този пазар би било възпрепятствано от непредвидимостта на възвръщаемостта, а не от наличието на СИЕ. Електроцентрала Csepel се аргументира, че през последните години в Унгария електроцентрали са били изграждани само когато държавата е предлагала някаква форма на стабилност и предвидимост на прогнозната възвръщаемост чрез дългосрочни споразумения или под формата на задължително изкупуване, или където използването на нов капацитет е било гарантирано от търсенето за вертикално интегрирани дейности за разпределение. Във всеки случай, съществуващите СИЕ не са били фактор, възпрепятстващ навлизане на нови участници.
(127)
Освен това се твърди, че на пазара в Унгария няма търсене на допълнителен капацитет. Това се демонстрира от факта, че на търговете на електроенергия от страна на MVM огромна част от предлагания за продажба капацитет е оставал непродаден.
5.3. Приложимост след присъединяването
(128)
Това мнение бе представено от електроцентрала Budapest.
(129)
Електроцентрала Budapest се аргументира, че СИЕ не могат да се считат за „все още приложими след присъединяването“ по смисъла на приложение IV, параграф 3, алинея 1, буква в) към Акта за присъединяване.
(130)
Заинтересованата страна се аргументира, че в съответствие с общия принцип за недопускане на прилагане с обратна сила, мерките, които са били установени в съответствие със законодателството преди присъединяването, следва да се не разглеждат от Комисията след присъединяването. Тъй като правилата на Общността относно държавна помощ се прилагат само след датата на присъединяване, единствено мерки на помощ, които предоставят допълнителна изгода след присъединяването, могат да се определят като приложими след присъединяването. Те се аргументират, че СИЕ не предоставят никаква допълнителна изгода след присъединяването, тъй като техните формули за определяне на цените са били определени преди присъединяването и следователно финансовият риск за държавата е бил напълно известен преди присъединяването.
5.4. Съществуваща помощ
(131)
Този аргумент бе представен от електроцентрали Budapest, Csepel, AES-Tisza и Mátra и от банка […].
(132)
Заинтересованите страни се аргументират, че дори ако се приеме, че СИЕ представляват държавна помощ по смисъла на член 87, параграф 1 от Договора за ЕО, такава държавна помощ следва да се разглежда като съществуваща помощ по смисъла на приложение IV, параграф 3, алинея 1, буква в) към Акта за присъединяване. Те считат, че Комисията не е повдигнала възражения срещу мярката в рамките на тримесечния период, изискван в съответствие с Акта за присъединяване. Унгарските органи са уведомили за мярката на 31 март 2004 г. Страните твърдят, че след обмен на информация, Комисията не е отговорила на писмото на Унгария от 19 октомври 2004 г. в рамките на тримесечния период, с която се изключва класифицирането на мярката като „нова помощ“.
(133)
Електроцентрала Budapest също така счита, че решение за определяне дали помощ, предоставена преди присъединяване и продължена след присъединяването, следва да се разглежда като „нова помощ“ или „съществуваща помощ“, не трябва да се основава единствено на приложение IV към Акта за присъединяване. Според електроцентрала Budapest, ако такава помощ не отговаря на изискванията за съществуваща помощ в съответствие с приложение IV от Акта за присъединяване, тя пак трябва да се разглежда в контекста на член 1, буква б), тирета ii)-v) от Регламент (ЕО) № 659/1999.
(134)
Освен това електроцентрала Budapest се аргументира, че член 1, буква б), тире v) от Регламент (ЕО) № 659/1999 на Съвета се прилага към СИЕ и че поради това СИЕ представляват „съществуваща помощ“. В съответствие с нейното мнение последното изречение на член 1, буква б), тире v) от Регламент (ЕО) № 659/1999, касаещо нова помощ, не се прилага към СИЕ поради три причини.
(135)
First, в решението Alzetta Mauro (47), Съдът постанови, че помощ, съществувала на определен пазар, който първоначално е бил затворен за конкуренция преди неговото либерализиране, следва да се счита за съществуваща помощ от момента на либерализиране. Според заинтересованата страна, това решение се основава пряко на тълкуване на член 88, параграф 1 от Договора за ЕО и поради това има по-голяма тежест от Регламент (ЕО) № 659/1999.
(136)
Второ, във всеки случай, предвид факта, че Регламент (ЕО) № 659/1999 не е бил влязъл в сила по време на либерализирането на пазара на електроенергия в съответствие с Директива 96/92/ЕО или при сключването на СИЕ, се прилагат правилата, установени в решение Alzetta Mauro, а не Регламент (ЕО) № 659/1999.
(137)
Трето, сравнение на текста на различните категории в член 1, буква б) от Регламент (ЕО) № 659/1999 води до заключението, че член 1, буква б), тире v) се прилага само към схеми за държавна помощ, тъй като индивидуалната помощ не се посочва изрично.
(138)
За разлика от горепосоченото, AES-Tisza се аргументира, че ако СИЕ бъдат класифицирани като нова помощ, тази класификация следва да се основава на член 1, буква б), тире v) от Регламент (ЕО) № 659/1999.
5.5. Валидно сключени частни споразумения не могат да бъдат прекратявани от Комисията („pacta sunt servanda“) - Правна несигурност
(139)
Тези аргументи бяха представени от електроцентрали Budapest и AES-Tisza и банка […].
(140)
Страните подчертават, че те са сключили СИЕ добросъвестно при съществуващите на пазара условия в онзи период. Те са приели основни задължения за инвестиции, поети от кредитни институции посредством споразумения за финансиране. Според тях, разследването на Комисията води до значителна правна несигурност, която следва да се избягва. AES-Tisza оспорва правото на Комисията, въз основа на правилата за държавна помощ и в по-общ план правилата за конкуренция в Договора за ЕО, да прекрати валидно сключени търговски споразумения (48).
5.6. Пропорционалност
(141)
Електроцентрала AES-Tisza изразява своите опасения по отношение на пропорционалността на искането на Комисията за прекратяване на СИЕ и се позовава на възможността за предоговаряне на споразуменията от страните.
5.7. Мнения относно съвместимостта на СИЕ с общия пазар
(142)
Дружествата Csepel и AES-Tisza заявяват, че СИЕ не са предвидени като схема за компенсация и поради това е неподходящо да се сравняват с методологията за невъзвращаемите разходи. По времето на тяхното сключване, не е имало възможност СИЕ да бъдат изготвени като компенсация на невъзвръщаеми разходи, тъй като методологията дори не е съществувала в онзи период. Според тях, използването на методологията е подходящо единствено в ситуация, в която СИЕ вече са били прекратени.
(143)
За разлика от горепосоченото, банка […] се аргументира по отношение на СИЕ на Csepel, че възнаграждението, плащано в съответствие със СИЕ, е ограничено до покриване на разходите, които действително отговарят на критериите съгласно методологията (т.e. постоянни разходи, променливи разходи и разумен марж на печалба). Тя твърди, че СИЕ на Csepel не предвижда компенсация, която превишава отговарящите на критериите невъзвръщаеми разходи.
(144)
В допълнение Csepel се аргументира, че СИЕ отговарят на критериите на член 87, параграф 3 от Договора за ЕО, тъй като значително допринасят за сигурността на доставките на електроенергия в Унгария и в по-общ план за цялостното развитие на унгарската икономика.
(145)
Дружеството AES-Tisza предлага (без да предоставя подробни причини) СИЕ да се разглеждат като гарантиране на инвестиции в регион, обхванат от член 87, параграф 3, буква а).
(146)
Освен това AES-Tisza отбелязва липсата на яснота на решението за откриване на процедурата по отношение на „индикативната“ пазарна цена, която следва да се използва, значението на „неефикасни инвестиции“, както и икономическите сценарии и времевите периоди, прилагани за оценката на Комисията на съвместимостта с общия пазар.
6. ОТГОВОР НА УНГАРИЯ НА МНЕНИЯТА ОТ ЗАИНТЕРЕСОВАНИТЕ СТРАНИ
(147)
В своя отговор на мнението на електроцентрала Csepel, Унгария заявява, че за разлика от това, което може да се заключи от мнението на Csepel, нейното СИЕ също съдържа гарантирани минимални количества за изкупуване.
(148)
Що се отнася до аргумента на Dunament, че не може да отказва производство в съответствие с условията, диктувани от MVM, дори в ущърб на продажбите на Dunament на свободния пазар, унгарските органи изтъкват, че през 2006 г., MVM е поставило начало на прекратяването на СИЕ по отношение на 4 блока F, които в резултат са могли да се конкурират директно на свободния пазар за системни услуги. Dunament обаче е отказало да използва тази възможност.
(149)
По отношение на мнението на AES-Tisza, според което производители без СИЕ са инвестирали основно, ако са попадали в обхвата на гаранцията за задължително изкупуване, унгарските органи заявяват, че важни електроцентрали и блокове на електроцентрали продават електроенергия на свободния пазар без СИЕ и без задължително изкупуване (напр. блок G1 на Dunament, електроцентрала Vértes и блокове I-II на Mátra).
(150)
Унгария също така подчертава, че за разлика от мнението на AES-Tisza, позицията за преговори на MVM също е ограничена от самите СИЕ (формули за определяне на цените и гарантирани количества за изкупуване).
7. ОЦЕНКА ОТ КОМИСИЯТА
7.1. Неправомерна помощ
(151)
Комисията не е била уведомена за помощта, съдържаща се в СИЕ, в съответствие с процедурните правила за държавна помощ. Поради това тази помощ представлява неправомерна помощ.
7.2. Общи бележки относно индивидуалното оценяване на СИЕ
(152)
В своите мнения някои от заинтересованите страни и унгарските органи предложиха СИЕ да бъдат оценявани индивидуално, предвид разликите в техните условия.
(153)
Настоящото решение обхваща всички СИЕ между MVM и производители на електроенергия, които са били в сила към момента на присъединяване на Унгария към ЕС (вж. съображения 44 и 45 по-горе). Комисията счита, че ръководните принципи на СИЕ имат прилики, които оправдават тяхната обща оценка в процедура относно държавна помощ. Както е показано по-долу, Комисията счита, че основното предимство, произтичащо от СИЕ, е общо за всички тях и че решението за тяхното сключване в периода 1995-2001 г. е следвало еднакви политически цели и еднакъв вид решение. Казано по-точно, за период, който обхваща значителна част от жизнения цикъл на активите всички те предвиждат задължение за изкупуване от страна на MVM на запазен капацитет и гарантирано количество с механизъм за определяне на цените, който позволява на производителите да покриват своите постоянни и променливи разходи. Освен това другите критерии за наличието на държавна помощ също имат прилики, които оправдават тяхното общо оценяване. Тяхната избирателност се основава на еднакви принципи; въпросът дали СИЕ водят до прехвърляне на държавни ресурси изисква приблизително еднаква оценка за всяко от тях; и тяхното въздействие върху конкуренцията и търговията също следва една и съща икономическа оценка и също така трябва да вземе предвид съвместното съществуване на СИЕ на унгарския пазар. Следователно Комисията счита, че за да може настоящото решение за държавна помощ точно да отразява действителността на унгарския пазар за производство на електроенергия, СИЕ трябва да се оценят заедно с единствено решение, което приключва процедурата.
(154)
Този цялостен подход не възпрепятства Комисията да вземе предвид разликите, които действително съществуват между въпросните СИЕ. Следователно настоящото решение определя разликите между СИЕ, където тези разлики са от значение за целта на настоящото решение.
7.3. Наличие на държавна помощ по смисъла на член 87, параграф 1 от Договора за ЕО
(155)
По-долу Комисията анализира всеки един от четирите кумулативни критерия, които съставят определението за държавна помощ по смисъла на член 87, параграф 1 от Договора за ЕО: участие на държавни ресурси, съществуване на икономическо предимство, избирателност на преимуществото и въздействие върху търговията.
(156)
В своите мнения заинтересованите страни посочиха (като се позоваха на няколко критерия за оценка), че Комисията следва да проучи единствено съществуващото положение по времето на сключване на СИЕ. След това заключенията от този анализ следва да се разширят, така че обхванат цялата продължителност на СИЕ. В това отношение електроцентрала Budapest се позовава на уведомлението на Комисията относно определянето на приложимите правила при оценяването на неправомерна държавна помощ (49).
(157)
При установяване на подходящото време за оценка Комисията трябва първо да вземе предвид Акта за присъединяване на Унгария към ЕС, процедурния регламент и съдебната практика на Съда.
(158)
Частта от приложение IV към Акта за присъединяване, която се отнася към въпроса, гласи:
„ПРИЛОЖЕНИЕ IV
Списък по смисъла на член 22 от Акта за присъединяване
[…]
3. Политика на конкуренция
1.
Следните схеми за помощ и индивидуална помощ, влезли в действие в нова държава-членка преди датата на присъединяване и които все още се прилагат след тази дата, при присъединяването се считат като съществуваща помощ, по смисъла на член 88, параграф 1 от Договора за ЕО:
а)
мерки за помощ, влезли в действие преди 10 декември 1994 г.;
б)
мерки за помощ, изброени в допълнението към настоящото приложение;
в)
мерки за помощ, които преди датата на присъединяване са били разгледани от надзорния орган за държавните помощи на новата държава-членка и за които е установено, че са съобразени с достиженията на правото на ЕС, и по отношение на които Комисията не е повдигнала възражение на основание на това, че съществуват сериозни съмнения относно съвместимостта на мярката с общия пазар в съответствие с процедурата, предвидена в параграф 2.
Всички мерки, все още приложими след датата на присъединяване, които представляват държавна помощ и които не отговарят на изложените по-горе условия, се считат за нова помощ при присъединяването за целите на прилагането на член 88, параграф 3 от Договора за ЕО.
Предходните разпоредби не се прилагат по отношение на помощи за транспортния сектор, нито за дейности, свързани с производството, преработката или пускането на пазара на продуктите, изброени в приложение I към Договора за ЕО с изключение на рибните продуктите и техните производни.
Предходните разпоредби също така не засягат преходните мерки по отношение на политиката на конкуренция, предвидени в настоящия акт.“
(159)
Съответната част от член 1 от процедурния регламент гласи както следва:
„б)
„съществуваща помощ“ означава:
i)-iv)
[…]
v)
помощ, която се счита за съществуваща помощ поради това, че може да се установи, че в момента на въвеждането ѝ в действие не е представлявала помощ и впоследствие е станала помощ поради еволюцията на общия пазар и без да е била изменяна от държавата-членка. Когато определени мерки са станали помощ след либерализирането на дадена дейност от правото на Общността, такива мерки не се считат за съществуваща помощ след датата, определена за либерализиране.
в)
„нова помощ“ означава всяка помощ, т.е. схеми за помощ и индивидуална помощ, които не са съществуваща помощ, включително измененията на съществуваща помощ“.
(160)
От горепосочените разпоредби следва, че мерки, които не са представлявали държавна помощ по времето, когато са били предоставени, при определени обстоятелства могат да се превърнат в мерки за държавна помощ по смисъла на член 87 от Договора за ЕО. Това не засяга квалификацията на мярката, която се превръща в държавна помощ, като съществуваща помощ или нова помощ.
(161)
Макар да е вярно, че при анализа на това дали в конкретен случай съществува държавна помощ Комисията трябва да оцени съществуващото положение по времето на влизане на мярката в сила, това не означава, че оценката на четирите критерия от определението за държавна помощ трябва при всички положения да бъде ограничена само до времето, когато помощта е била предоставена.
(162)
От член 1, буква б), тире v) от процедурния регламент ясно се вижда, че има извънредни обстоятелства, например еволюцията на общия пазар или либерализирането на сектор, при които в даден сектор или няколко сектора от икономиката се извършват значителни икономически и правни промени и където поради тези промени дадена мярка, която първоначално не е влизала в обхвата на член 87 от Договора, може да попадне в обхвата на контрола на държавна помощ. При либерализиране на сектор от икономиката, запазването на всички мерки, които не са представлявали държавна помощ поради съществено различните условия на пазара по времето, когато са били предоставени, но които считано от либерализирането отговарят на всички критерии за държавна помощ, de facto би означавало поддържане на голяма част от условията на пазара преди отварянето му за конкуренция. Това би противоречало на самото намерение да се сложи край на такава неконкурентна ситуация на даден пазар, т.е решението на държавите-членки да либерализират въпросния сектор. Целта на специалните разпоредби, според които дадена мярка може да се превърне в държавна помощ, е избягване на продължаването на каквито и да е мерки, които, макар да не са представлявали помощ при предишни икономически и правни условия, могат да навредят на интересите на участниците при новите пазарни условия (50).
(163)
Въпросът дали такава държавна помощ трябва да се квалифицира като съществуваща или нова помощ следва да се оцени отделно, след като Комисията установи наличието или отсъствието на държавна помощ.
(164)
Икономиката на Унгария премина през драстична промяна през 90-те години на 20-ти век. Държавата взе решение да се присъедини към Европейския съюз, като стана пълноправна държава-членка на 1 май 2004 г. Тя осъзнаваше напълно задължението си да хармонизира своите съществуващи мерки с правилата за конкуренция на вътрешния пазар, към който пожела да се присъедини, тъй като Европейското споразумение (51), подписано от Унгария през 1991 г., изрично се позовава на това задължение.
(165)
С присъединяването си към Европейския съюз Унгария също така се присъедини към либерализирания вътрешен енергиен пазар. Правилата за конкуренция от Акта за присъединяване не предвиждат никакви изключения по отношение на унгарския енергиен пазар. В този контекст, за разлика от мненията на заинтересованите страни, Комисията счита, че СИЕ, сключени при съществено по-различни икономически условия (както се признава от заинтересованите страни) преди присъединяването към либерализирания вътрешен енергиен пазар, могат да се превърнат в държавна помощ при новите правни и икономически условия. За да се установи наличието на такава помощ, четирите критерия за наличие на държавна помощ в рамките на мярката следва да се оценяват в съответствие с новите икономически и правни условия.
(166)
Въпросът за подходящото време за оценка следва освен това да се прецени в контекста на Акта за присъединяване. За разлика от предишни присъединявания държавите-членки се споразумяха да включат в Акта за присъединяване специфични разпоредби, според които всички мерки за помощ, приложими след присъединяването и сключени след 10 декември 1994 г., трябва да бъдат нотифицирани на Комисията преди присъединяването и да бъдат разгледани от нея въз основа на достиженията на правото на Общността.
(167)
Поради исторически причини повечето от държавите, които се присъединиха към ЕС на 1 май 2004 г., са със силна традиция на държавен интервенционизъм. Може да има мерки обаче, които не са отговаряли на четирите критерия за държавна помощ преди присъединяването поради много по-различните условия, съществували на пазара в онзи период. С новите правни и икономически условия след присъединяването обаче тези условия може вече да бъдат изпълнени.
(168)
Съответните членове от Акта за присъединяване целят да гарантират ненарушена конкуренция на вътрешния пазар за периода след датата на влизане в сила на Договора. Следователно целта на съответните членове от Акта за присъединяване е да се избегнат нарушения на конкуренцията на общия пазар поради несъвместими мерки за държавна помощ след присъединяването. В това отношение няма значение дали през 90-те години на 20-ви век, когато мярката е била предоставена, тя действително е отговаряла на всички критерии за държавна помощ или не. Следователно подходящото време за оценка на критериите за наличие на помощ трябва да бъде периодът след датата на присъединяване на Унгария към ЕС и съответно наличието на либерализиран вътрешен енергиен пазар.
(169)
Всеки друг подход би довел до ситуация, в която икономическите условия на периода преди присъединяването и преди либерализирането (който при повечето нови държави-членки съответства на преходен период след комунистическия режим) биха могли да просъществуват дълго след присъединяването на държавата към Европейския съюз. Мерки, които може да не са представлявали държавна помощ преди присъединяването, биха могли да бъдат запазени и дори продължени толкова дълго, колкото държавата-членка пожелае, дори ако представляват държавна помощ при условията след присъединяването, тъй като не биха попадали в обхвата на контрол на Комисията по отношение на държавната помощ.
(170)
В това отношение именно това е намерението, изразено в мненията на заинтересованите страни. Всички аргументи на заинтересованите страни относно подходящото време за оценка целят да покажат, че икономическото и правно оценяване на СИЕ в контекста на настоящата процедура за държавна помощ следва да се основава единствено на условията, съществували по времето на сключване на СИЕ (т.e. между 1995 г. и 2001 г.), и да доведат до заключението, че поради тези правни и икономически условия СИЕ не представляват държавна помощ. Те се аргументират, че критерият за оператор в условията на пазарна икономика и критериите за нарушаване на конкуренцията и въздействието върху търговията следва да се анализират в икономическия контекст от средата на 90-те години на 20-ти век, че Комисията следва да вземе предвид задълженията на MVM от онзи период (сигурност на доставките) и модела на енергийния сектор, съществувал по онова време (модел на „единствен купувач“ и т.н.). Според тях резултатът от оценяването при тези условия следва да продължи до крайната дата на СИЕ (2024 г. за най-дългосрочния договор), независимо от промени като присъединяването на Унгария към ЕС и последващото задължително либерализиране на енергийния пазар.
(171)
Комисията не може да се съгласи с тази линия на аргументиране. Комисията счита, че съответните членове от Акта за присъединяване целят именно избягването на такива ситуации, като изискват незабавно прилагане на правилата за държавна помощ към участниците в икономиката. Актът за присъединяване действително предвижда изключения за определени сектори на икономиката (напр. разпоредбите, свързани с транспорта), но за операторите на пазара на електроенергия не са предвидени никакви изключения. Следователно достиженията на правото на Общността, включително Директива 96/92/ЕО, се прилагат незабавно от момента на присъединяването към всички договорни условия на унгарския пазар на електроенергия.
(172)
Така в своята оценка на СИЕ Комисията счита, че с присъединяването си към либерализирания вътрешен пазар на електроенергия Унгария се е съгласила да прилага принципите на икономиката на този пазар към всички участници на своя съществуващ пазар, включително към всички съществуващи търговски отношения.
(173)
Поради това Комисията трябва да оцени дали, считано от деня на присъединяване на Унгария към Европейския съюз, мярката отговаря на критериите за наличие на държавна помощ.
(174)
Като въведение към оценката на наличието на предимство е полезно да се отбележи, че повечето от производителите на електроенергия признаха в своите мнения, че не биха могли да инвестират в тези електроцентрали без гаранциите, предлагани от СИЕ. Електроцентрала […] се аргументира в своето мнение, че „СИЕ са важен елемент за банките, за да се съгласят да финансират инвестициите и непрекъснато да префинансират оперативните разходи. […], На […] […] поиска становището на консорциума (т.e. на финансовите институции) относно евентуално изменение на СИЕ. Банките обаче отхвърлиха намаляването както на запазения капацитет, така и на гарантираното изкупуване“ (52).
(175)
В това отношение […] (като обслужващ агент за дванадесетте банки, заемодатели на почти […] на електроцентрала Csepel) се аргументира, че „Становището на банките е, че СИЕ е част от пакет от тясно свързани търговски споразумения, които са обезпечили и продължават да обезпечават споразумението за обслужване, което осигурява финансирането за проекта при пазарни условия. Следователно всяка промяна на СИЕ автоматично би засегнала банките и поради договорните механизми, с които банките разполагат за защита на своите финансови интереси, това би довело до застрашаване на целия проект Csepel II.“
(176)
[…] (като обслужващ агент за деветте банки, заемодатели на почти […] на AES-Tisza) се аргументира, че „Главното основание за това финансиране е съществуването на СИЕ заедно с други документи от значение за проекта (напр. споразумението за доставка на гориво). […]СИЕ осигуряват стабилност на риска във връзка с търсенето (обем на продадена електроенергия и ценообразуване).“„Характеристиката стабилност на търсенето […] е от изключително значение, тъй като дава на банките необходимата сигурност за осигуряване на дългосрочно финансиране на един недоразвит пазар.“
(177)
За да оцени наличието на предимство по СИЕ, Комисията първо извърши предварителен анализ, за да определи каква линия на аргументиране да следва в оценката. В резултат от предварителния анализ, изложен в съображения 180-190, Комисията заключи, че за да установи дали съществува предимство, следва да се определи дали при съществуващите условия по времето, когато Унгария се е присъединила към Европейския съюз, оператор на пазара би предоставил на производителите подобна гаранция като заложената в СИЕ, а именно задължение за изкупуване от страна на MVM на запазения капацитет в съответствие със СИЕ (който отговаря на значителен дял и в много случаи на целия наличен капацитет на електроцентралата), гарантирано минимално количество на произведена електроенергия за период от 15 до 27 години, отговарящ на обичайно очаквания жизнен цикъл на въпросните активи или тяхното амортизиране, на цена, която покрива постоянните и променливите разходи на електроцентралата (включително разходи за гориво) (53).
(178)
Като втора стъпка Комисията анализира отговора на този въпрос в контекста на стандартните търговски практики на европейските пазари на електроенергия.
(179)
Накрая, Комисията накратко оцени въздействието на СИЕ върху пазара в периода след присъединяването на Унгария към Европейския съюз. Макар че този анализ не е необходим, за да се определи наличието или отсъствието на икономическо предимство в рамките на СИЕ, той е полезен с цел надлежен отговор на някои твърдения, представени от заинтересованите страни.
1. Предварителен анализ: линията на разсъждение, която трябва да се следва с цел оценка на наличието или отсъствието на предимство
(180)
В мненията, представени в хода на процедурата, третите страни анализираха наличието или отсъствието на предимство в контекста на условията, при които СИЕ са били сключени в средата на 90-те години на 20-ти век. Като цяло, те заключиха, че в този период и в контекста на приватизацията на дружествата за производство на електроенергия средностатистическият оператор на пазара би предоставил подобни гаранции на производителите като тези, заложени в СИЕ, за да привлече инвеститори и така да гарантира сигурност на доставките в Унгария.
(181)
Комисията анализира същността на този подход и стигна до заключението, че той е неподходящ по две причини. Първо, той не взема предвид действителните получатели на оценяваната мярка. Второ, разглежданият в този подход период не е подходящ, за да се оцени наличието на предимство.
(182)
Електроцентрала Dunament се аргументира, че не е получила никакво предимство чрез своето СИЕ, тъй като е заплатила пазарната стойност за приватизацията на своите електроцентрали и при покупната цена са взети предвид нейните права и задължения по СИЕ. Следователно с приватизационната цена тя е заплатила за всякакви предимства, които СИЕ може да ѝ е осигурило.
(183)
Комисията счита, че тази обосновка е неправилна в настоящия случай. В разглеждания случай получателите на помощта са приватизираните електроцентрали (за тези, които действително са били приватизирани), а не акционерите на тези електроцентрали. Приватизацията на електроцентралите е била под формата на сделки с акции.
(184)
Съдът на Европейските общности анализира как промяна в собствеността на дружество по време на сделка с акции се отразява на съществуването на неправомерна помощ, предоставена на дружеството, и на нейния получател. Той постанови, че неправомерната помощ остава за дружеството, което се е възползвало от помощта, независимо от смяната на собствеността (54). Прехвърлянето на акции на пазарна цена единствено гарантира, че самият купувач не се възползва от държавна помощ. Това обаче не оказва въздействие върху наличието на предимство за дейността на електроцентралата получател.
(185)
В оценявания случай получателите на помощта са унгарските дружества, които обслужват електроцентралите и са сключили СИЕ, а не акционерите на електроцентралите. Освен това промяната на собствеността на електроцентралите е била извършена преди датата, след която трябва да се оценява наличието на държавна помощ, и е без значение за оценяването на наличие на държавна помощ за дружествата, обслужващи електроцентралите. Така дружествата, които са подписали СИЕ, са се възползвали от предимствата, съдържащи се в СИЕ, независимо от тяхната структура на собственост.
(186)
Комисията осъзнава, че при условията на пазара в Унгария в средата на 90-те години на 20-ти век ръководният принцип на СИЕ, тоест гарантирането на възвръщаемостта на инвестициите, е била главното условие, при което са могли да се осъществят необходимите инвестиции.
(187)
Фактът, че поради характеристиките на сектора за производство на електроенергия и политическия и икономически контекст в Унгария през онзи период е имало необходимост държавата да се намеси в името на общия интерес и най-доброто решение е било предоставяне на СИЕ на редица производители, по никакъв начин не противоречи на факта, че СИЕ действително предоставят предимство на производителите.
(188)
Повечето производители се аргументират, че СИЕ не предоставят никакво предимство на производителите, тъй като те отговарят на нормалното пазарно поведение на всеки оператор в условията на пазарна икономика както в случая на MVM, така и в случая на производителите. Те се аргументират, че всеки частен участник в положението на MVM (с правно задължение за сигурност на доставките в качеството си на единствен купувач) би избрал да сключи СИЕ и че икономическото предимство от СИЕ не отива отвъд това, което в условията на недоразвития енергиен пазар в Унгария през 90-те години на 20-ти век е било нормално търговско предимство за страните. Освен това производителите са имали правното задължение да сключат споразумение с MVM, за да получат своя лиценз за дейност. Производителите се аргументират, че прилагането на принципа на частния инвеститор следва да накара Комисията да вземе предвид правните изисквания и икономическата действителност по времето на сключване на СИЕ.
(189)
Що се отнася до аргументите на заинтересованите страни във връзка с принципа на частния инвеститор, Комисията се позовава на съображенията от настоящото решение относно времето, което трябва да се установи като подходящо за оценката на наличие или отсъствие на държавна помощ съгласно СИЕ. Комисията напомня, че не възнамерява да оспорва факта, че при условията, съществуващи по времето на сключване на тези споразумения, е било необходимо СИЕ да се сключат. Както бе обяснено по-горе обаче това по никакъв начин не означава, че СИЕ не са предоставяли предимство за производителите. Всъщност заинтересованите страни твърдят единствено, че тези споразумения са отговаряли на пазарните условия, съществували по времето на тяхното сключване. Нито една от заинтересованите страни не твърди, че те отговарят на настоящите пазарни условия на вътрешния пазар.
(190)
Комисията заключава, че за да оцени наличието на предимство в рамките на СИЕ следва да се установи дали при условията, съществували по времето на присъединяване на Унгария към Европейския съюз, средностатистическият оператор на пазара би предоставил на дружествата за производство на електроенергия подобна гаранция като заложената в СИЕ, както е описано в съображение 177.
2. Оценка на наличието на предимство за производителите на електроенергия при присъединяването на Унгария към Европейския съюз
(191)
За да отговори на поставения в предишното съображение въпрос, Комисията идентифицира основните практики на търговските оператори на европейските пазари на електроенергия, които имат значение за целта на настоящия анализ, и оцени дали СИЕ са в съответствие с тези практики или предоставят на производителите гаранции, които купувачът не би приел, ако действаше от чисто търговски съображения.
(192)
Като предварителна забележка е полезно да се отбележи, че традиционно пазарите на електроенергия са разделени на четири пазара: i) производство/внос и доставка на едро, ii) пренос/разпределение, iii) търговия на дребно и iv) балансиращи услуги. Съответните пазари за оценка на СИЕ са първата и четвъртата категория, тъй като MVM купува електроенергия от националните производители, внася електроенергия и я продава на регионалните дружества за разпределение и търговските доставчици (доставчици на пазара за търговия на дребно). MVM също така осигурява запазен капацитет за оператора на преносна система, за да гарантира балансирането на системата.
(193)
В Унгария в рамките на оценявания период пазарът за търговия на дребно е разделен на два сегмента: i) сегмент за комунални услуги, където регионалните дружества за разпределение доставят електроенергия при регулирани цени на неотговарящи на критериите за другия сегмент потребители и потребители, които не се възползват от своето право; ii) сегмент на свободен пазар, където търговските доставчици осигуряват електроенергия на отговарящи на критериите потребители при цени, които се определят от пазарни механизми. В съответствие с режима, въведен от Закон за енергетиката III, сегментът за комунални услуги е ограничен до битови и търговски потребители, които са обхванати от задължението за универсални доставки.
(194)
В оценявания период MVM е доставяло електроенергия както на регионалните дружества за разпределение (доставчици в сегмента за комунални услуги), така и на доставчици в сегмента на свободен пазар. Както е изложено в съображения 221-231 обаче, продажбите на MVM към доставчици в сегмента на свободния пазар са имали за цел единствено освобождаване на излишните количества, купени по СИЕ, които не са били необходими в сегмента на комунални услуги. Това по-скоро е следствие от самите СИЕ, отколкото самостоятелна търговска дейност. Поради това наличието на предимство трябва да се анализира във връзка с основната цел, възложена на MVM, която е била доставяне на достатъчно електроенергия на регионалните дружества за разпределение, за да се отговори на нуждите на сегмента на комунални услуги. Следователно това, което трябва да се провери, е дали при отсъствие на СИЕ даден оператор на пазара, натоварен със задачата да доставя на регионалните дружества за разпределение достатъчни количества електроенергия и действащ от чисто търговски съображения, би предложил същите гаранции като заложените в СИЕ. Тази оценка трябва да бъде извършена в контекста на дейността на конкурентните пазари за търговия на едро. В съображенията по-долу, първо, се прави изложение на обичайните търговски практики, които имат значение за този анализ, и, второ, сравнение между СИЕ и тези практики. Накрая, в контекста на това сравнение Комисията анализира последствията от СИЕ, които публичните органи биха могли да очакват при присъединяването на Унгария към Европейския съюз, и дали те биха могли да очакват по-добър баланс между положителни и отрицателни последствия от други видове споразумения.
2.a) Кратко описание на търговските практики на европейските пазари на електроенергия, които имат значение за оценката на наличието на предимство в рамките на СИЕ
(195)
В своето разследване на сектора на пазарите на електроенергия в Европа (55), Комисията подробно обясни условията, ръководещи търговията с електроенергия на европейските пазари за търговия на едро.
(196)
В зависимост от периода на доставка, основната част от електроенергията може да се търгува на спотови и форуърдни пазари. Спотовите пазари са предимно пазари за извършване на сделки за следващия ден, на които електроенергията се търгува един ден преди извършване на физическото доставяне. Търговията с електроенергия на борсите за спотови продукти винаги се основава на пределни цени, които гарантират единствено покриване на краткосрочни пределни разходи (56).
(197)
На форуърдните пазари електроенергията се търгува за доставка по-нататък във времето. Форуърдните продукти включват седмични, месечни, тримесечни и годишни продукти. Както спотовите, така и форуърдните продукти могат да се търгуват на енергийни борси или на пазари „на гише“. В резултат от постоянните арбитражи цените на идентични продукти на енергийните борси и пазарите „на гише“ са с тенденция на сближаване. Поради това енергийните борси имат тенденция да определят референтни цени за всички спотови и форуърдни продукти и следователно за целия пазар за търговия на едро.
(198)
Освен това цената на форуърдните продукти е резултат от очакванията на участниците на пазара по отношение на бъдещи развития на цените на спотовите пазари. Понеже участниците на пазара сключват форуърдни договори, тъй като предпочитат сигурност на цените пред неизвестните спотови цени в бъдеще, форуърдните цени също включват елемент на риск. На практика цените на форуърдните продукти включват централен елемент, който отразява очакванията на участниците на пазара по отношение на развитието на спотовите цени и, в зависимост от това дали оценяват високо сигурността на цените, премия за риск или отстъпка, макар че на практика най-често това е премия. Следователно спотовите цени представляват референтни стойности за всички цени на електроенергията. Ако е налице борса за спотови продукти, цените на тази борса представляват референтни стойности за целия пазар. На много пазари за търговия на едро купувачите обикновено се опитват да покрият голяма част от своите очаквани нужди с форуърдни договори, за да имат видимост по отношение на своите разходи. Допълнителните нужди към нуждите, обхванати от форуърдни договори, се покриват чрез покупки на спотовите пазари.
(199)
В разследването на сектора на електроенергията бе отбелязано, че освен стандартизираната търговия на борси и на пазари „на гише“, налице са и „адаптирани двустранни трансакции“. Тези договори могат да бъдат много различни по отношение на доставените продукти или услуги и цените на такива трансакции обикновено не се съобщават. В условията на конкурентен пазар обаче наличието на стандартизирано търгуване на енергийни борси и на пазари „на гише“ неизбежно оказва въздействие върху такива трансакции, тъй като даден производител или вносител не би се съгласил да сключи адаптиран двустранен договор, който би му предложил очевидно по-лоши условия от стандартизиран спотов или форуърден договор. Поради това стандартизираните спотови и форуърдни договори на европейските пазари за търговия на едро съставляват подходяща основа за сравнение при оценка на наличието на предимство, предоставено на производителите чрез СИЕ.
(200)
На форуърдните пазари най-дългият период за доставка е една година. Най-голямата продължителност между сключването на договора и началото на действителния период на доставка е четири години в NordPool (скандинавските държави), три години в Powernext (Франция), пет години в UKPX (Обединеното кралство) и шест години в EEX (Германия). На някои борси, например OMEL в Испания, не се сключват форуърдни договори. Стандартизиран форуърден договор задължава доставчика да осигурява определено количество електроенергия на цена, договорена предварително, за максимален период от една година, започващ в рамките на максимум 6 години от сключването на договора. Размерът на тези времеви рамки е значително по-малък от обичайното амортизиране и жизнен цикъл на всяко съоръжение за производство на електроенергия. Следователно при нормални пазарни условия и дори ако търгуват повечето от своята продукция под формата на форуърдни договори, производителите нямат видимост по отношение на цените и обема на продажбите в рамките на амортизирането и жизнения цикъл на активите за производство на електроенергия. Освен това, тъй като цените са фиксирани предварително, производителите поемат риска техните разходи да превишат договорените цени. Този риск не е пренебрежим, по-специално поради нестабилността на разходите за гориво, което за повечето производствени технологии е основният компонент на променливите разходи. В допълнение производителите са изправени пред натиск от конкуренцията, тъй като трябва да подновяват своите форуърдни договори значителен брой пъти в рамките на жизнения цикъл на техните активи за производство на електроенергия и поради това трябва да адаптират своите оферти към развиващите се конкурентни условия.
(201)
Договорите, които включват запазване на производствен капацитет, могат да се срещнат и на пазарите за търговия на едро под формата на „права на тираж“, които поради това е полезно да се сравнят със СИЕ. Придобиването на права на тираж се състои в запазване на част от производствения капацитет на дадена електроцентрала, обикновено за очаквания жизнен цикъл на електроцентралата, и заплащане на „такса за капацитет“ на оператора на централата, която отговаря на капитала и постоянните разходи, свързани със запазения капацитет. Техническите рискове се понасят от оператора на централата. Притежателят на правата на тираж може да определи нивото на запазения капацитет и плаща на оператора на електроцентралата цена, която отговаря на променливите разходи, понесени за производството на електроенергия от запазения капацитет.
(202)
С цел по-нататъшна оценка на наличието или отсъствието на предимство в рамките на СИЕ е полезно да се проучи и положението на големи бизнес или индустриални крайни потребители, въпреки че те не въздействат на пазарите за търговия на едро, а на пазарите за търговия на дребно (надолу по веригата). Тъй като понякога производителите доставят директно електроенергия на големи бизнес или индустриални потребители, сравнението със СИЕ е уместно.
(203)
Разследването на сектора на електроенергия показа, че е обичайна практика доставчиците на електроенергия да сключат договори с фиксирани цени с големи бизнес или индустриални потребители. Продължителността на такива договори обикновено е сведена до една или две години. Те обикновено предвиждат график за доставки въз основа на предишното потребление. Цената се основава на цени за търговия на едро на форуърдните пазари и съдържа други елементи на разходи като очаквани разходи за балансиране или маржа на доставчика. Отклонението от графика за доставки на договора води до прилагане на клауза за неустойка, която задължава купувача да плати за енергия, от която не се нуждае, или да плати допълнителна сума. В това отношение такива договори могат да се считат за базирани на минимално гарантирано изкупуване в комбинация със запазване на капацитет (57).
(204)
Трябва да се проучи и друг вид споразумение с цел оценка на предимството в рамките на СИЕ, а именно договори, сключени за предоставяне на балансиращи услуги за оператори на преносни системи (ОПС). Тъй като електроенергията не може да се съхранява, търсенето и предлагането трябва да бъдат съгласувани във всеки един момент. Ако търсенето или предлагането се отклонят от прогнозите и доведат до нужда от допълнително производство, операторът на преносната система носи отговорността да отправи искане към определени производители да увеличат производството в кратък срок. За да се гарантира наличността на производствен капацитет за справяне с такива ситуации, ОПС запазват капацитет в съоръженията за производство, които могат да изменят своето ниво на производство в кратък срок. В Унгария, при отсъствието на нефтена електроцентрала, централите, използващи за гориво природен газ, са с най-подходящите технически характеристики за предоставяне на тези услуги.
(205)
Разследването на сектора на електроенергия осигури преглед на практиката на европейските ОПС по отношение на договори за запазване на капацитет за осигуряване на балансиращи услуги. Този преглед показва, че капацитетът се запазва посредством търгове с подаване на оферти. За стандартна продължителност може да се счита една година, което осигурява гъвкавост на ОПС да адаптират размера на запазения капацитет към действителните си нужди. Договорите като цяло посочват техническите характеристики на изискваната услуга, запазения капацитет и цена или за предоставената електроенергия, или за електроенергията и капацитета.
2.б) Сравнение на СИЕ със стандартните търговски практики
(206)
Комисията сравни задължението за изкупуване, заложено в СИЕ, с основните характеристики на стандартните форуърдни и спотови договори, договорите с „права на тираж“, дългосрочните договори, сключени от големи крайни потребители, и договорите, сключени между производители и ОПС за осигуряване на балансиращи услуги.
(207)
От описанието, представено в съображения 195-200, следва, че комбинацията от дългосрочно запазване на капацитет, минимално гарантирано изкупуване и механизми за определяне на цените, обхващащи променливи, постоянни и капиталови разходи, не отговаря на обичайните договори на европейските пазари за търговия на едро и че те предпазват производителите от повече рискове отколкото стандартните спотови и форуърдни договори.
(208)
Търговията с електроенергия на борси за спотови продукти винаги се основава на пределни цени, които гарантират само покриване на краткосрочни пределни разходи, а не на всички постоянни и капиталови разходи. Освен това на спотовите пазари дадено дружество за производство на електроенергия няма сигурност по отношение на нивото на използване на своя производствен капацитет. Този риск е много по-висок отколкото риска за повечето производствени сектори и се дължи на факта, че е невъзможно електроенергия да се съхранява по икономичен начин, което е много специфична характеристика на тази индустрия. Ако в даден момент електроенергия, достатъчна за отговаряне на търсенето, се предлага на по-ниски цени от предлаганите от определен производител за едно от неговите съоръжения за производство на електроенергия, това съоръжение няма да бъде използвано, което означава, че неговият производствен капацитет ще бъде изгубен за съответния период.
(209)
Поради това продажбите на спотовите пазари включват значителна степен на несигурност по отношение на възстановяването на постоянни и капиталови разходи и нивото на използване на производствения капацитет.
(210)
Форуърдните пазари, чиито цени произтичат от спотовите цени, също не предлагат сигурност на производителите, че всички техни постоянни и капиталови разходи се покриват от техните продажби, защото цените са фиксирани предварително. Ако разходите за гориво неочаквано се увеличат в рамките на периода на доставка, разходите за производство на електроенергия могат да превишат определената предварително цена. На форуърдните пазари рискът по отношение на използването на производствения капацитет е по-нисък от този на спотовите продукти поради по-дългия период на форуърдните договори. Но дори ако даден производител е в състояние да продаде по-голямата част от своята продукция чрез форуърдни договори, той има видимост по отношение на процента на използване на неговите съоръжения за производство на електроенергия за ограничен период от време в сравнение с целия им жизнен цикъл.
(211)
Заинтересованите страни подчертават, че производителите действително поемат големи рискове по своите СИЕ, по-специално рискове във връзка с изграждане, регулиране, околна среда, поддръжка и данъчни/финансови рискове. Комисията признава, че СИЕ не елиминират всички рискове, свързани с обслужването на електроцентрала. Действително тези елементи на риск, изброени от производителите в техните мнения, без съмнение се понасят от самите производители. Те обаче отговарят на обичайните рискове, които всеки участник на пазара за производство на електроенергия би трябвало да понесе, включително при продажбите на стандартни спотови или форуърдни пазари. Въпреки това търговските рискове, свързани с промените на разходите за производство на електроенергия, и по-специално разходите за гориво, рискът, свързан с промените в цените на електроенергията за крайните потребители, и рискът, свързан с промени в търсенето на електроенергия от крайните потребители, се носи от MVM в рамките на значителна част от (или за цялата продължителност на) жизнения цикъл на активите в съответствие със СИЕ.
(212)
Заинтересованите страни също така се аргументират в своите мнения, че запазването на капацитет за MVM е водело до влошаване на положението за тях, тъй като те не се могли да използват този капацитет за други цели, различни от продажби на MVM. Системата на гарантирано минимално изкупуване обаче до голяма степен смекчава това ограничение. Системата на минимално гарантирано изкупуване следва да се разглежда като гаранция за производителите, че няма да бъдат възпрепятствани да използват своя капацитет за производство и продажба на електроенергия, ако MVM не използва своя запазен капацитет. Всъщност, както се показва от следващата таблица, минималното гарантирано изкупуване е отговаряло на процент на използване на запазения капацитет, който е надвишавал средния процент на използване на общия наличен капацитет в Унгария.
Таблица 5
Минимално гарантирано изкупуване и запазен капацитет
2004 г.
2005 г.
2006 г.
Гарантирано изкупуване (GWh)
23 234
23 528
23 516
Запазен капацитет (MW)
4 242
4 460
4 481
Съотношение между минималното гарантирано изкупуване и запазения капацитет (брой часове годишно)
5 477
5 275
5 248
Съотношение между нетното производство на електроенергия и нетния наличен производствен капацитет за всички унгарски съоръжения за производство на електроенергия (брой часове годишно)
4 272
4 225
4 601
(213)
Следователно спотовите и форуърдните договори включват много по-високо ниво на риск за производителите отколкото СИЕ, които осигуряват сигурност както по отношение на възстановяването на постоянни и капиталови разходи, така и по отношение на нивото на използване на производствения капацитет.
(214)
Що се отнася до правата на тираж, основната разлика между тази форма на споразумение и СИЕ се състои в това, че правата на тираж обикновено не са свързани с минимално гарантирано изкупуване. Притежателят на правата на тираж поема търговските рискове, свързани с продажбата на произведената електроенергия от запазения капацитет. Той обаче има сигурността, че ще е в състояние да продаде цялата тази електроенергия на цени, които покриват поне променливите разходи, защото може да реши да не произвежда електроенергия, ако цените паднат под променливите разходи. Тази сигурност не се осигурява от СИЕ на MVM, поради наличието на задължения за минимално изкупуване в полза на производителите.
(215)
Що се отнася до стандартните дългосрочни договори за изкупуване, сключени от големи потребители, ясно е, че те са много по-изгодни за купувача отколкото СИЕ за MVM, защото цената, която обикновено е фиксирана за цялата продължителност на договора, обикновено не се индексира спрямо параметри като разходи за гориво, чието развитие в рамките на действието на договора е непредвидимо, и която не е установена по такъв начин, че да покрива постоянни и капиталови разходи, тъй като зависи от ценовите оферти на пазарите за търговия на едро. Купувачите действително имат интерес да сключат дългосрочни договори само ако тези договори им осигуряват някаква възможност за хеджиране срещу промените на пазара на електроенергия, и по-специално срещу промени, свързани с нестабилност на разходите за гориво. Поради тази причина, даден купувач би имал икономически интерес от дългосрочен договор от този тип само ако продавачът предлага да участва в риска, свързан с промените в разходите за гориво, или ако производствената технология гарантира стабилни разходи за гориво, както е при водноелектрическите централи и, при определени условия, при атомните централи. Освен това тези договори обикновено се сключват за много по-кратки периоди от СИЕ и поради това дават на купувачите възможността да променят доставчиците, ако конкурентите предлагат по-добри цени. За да получат най-ниските възможни цени, купувачите обикновено използват тръжни процедури.
(216)
Договорите за балансиращи услуги са от значение за оценката на наличие на предимство между СИЕ, защото малка част от капацитета, запазен в съответствие със СИЕ, се определя от MVM за осигуряване на балансиращи услуги за ОПС (58). На практика, MVM ежегодно продава капацитет на ОПС като пакет и използва част от капацитета, запазен в съответствие със СИЕ за тази цел. На практика това означава, че производителите не носят риска, свързан с ежегодните търгове с подаване на оферти (59), и несигурността по отношение на количеството енергия, която ще осигуряват. От тяхна гледна точка, договорните условия, които уреждат предоставянето на балансиращи услуги, са тези в СИЕ. Както обаче е показано в съображение 204, спецификациите на СИЕ, по-специално тяхната голяма продължителност и наличието на минимално гарантирано изкупуване, не могат да бъдат оправдани с търговски основания, дори за осигуряването на балансиращи услуги. Комисията признава, че в Унгария малко съоръжения за производство на електроенергия са в състояние да осигурят необходимите балансиращи услуги на ОПС, както се заявява от заинтересованите страни, но стигна до заключението, че дори при такива условия предлаганите от СИЕ условия отиват отвъд това, което ОПС може да счете за приемливо от търговска гледна точка.
(217)
Това сравнение показва, че СИЕ структурно осигуряват повече гаранции на производителите от стандартните търговски договори. Така производителите са в по-изгодно положение от това, в което биха се намирали на свободния пазар без своите СИЕ. С цел приключване на оценката за наличие на предимство е необходимо да се оценят положителните и отрицателните въздействия, които публичните органи биха могли да очакват от СИЕ при присъединяването на Унгария към Европейския съюз и да се провери дали те биха могли да очакват по-добър баланс между положителните и отрицателните въздействия от други подходи въз основа на стандартните търговски практики.
2.в) Предвидими последствия от СИЕ за публичните органи в контекста на сравнението със стандартните търговски практики на купувачите на европейските пазари на електроенергия
(218)
Публичните органи биха могли да очакват от СИЕ, че MVM би било в състояние да осигури достатъчно електроенергия, за да отговори на нуждите на пазара на комунални услуги в рамките на дълъг период от време.
(219)
Те обаче не биха имали сигурност по отношение на нивото на цените, които MVM би трябвало да заплати в рамките на същия период, защото СИЕ не осигуряват хеджиране срещу рискове от промени на цените, които се дължат най-вече на промени в разходите за гориво.
(220)
Освен това комбинацията от дългосрочно запазване на капацитет и свързаното с това минимално гарантирано изкупуване лишава публичните органи от възможността да се възползват от по-привлекателни цени, предлагани от други производители и вносители. Капацитетът и минималното гарантирано изкупуване в съответствие със СИЕ, дългосрочните договори за внос, сключени от MVM, и количествата, купени от него в съответствие със системата за задължително изкупуване (60), са били достатъчни за покриване на неговите нужди. Така MVM не е било в състояние да разнообрази своето портфолио на доставки, макар че е имало алтернативен производствен капацитет. През 2004 г. няколко производители на електроенергия не са имали сключени дългосрочни споразумения за изкупуване на електроенергия. СИЕ на две електроцентрали с капацитет на инсталациите от 470 MW са изтекли в края на 2003 г., което значително е увеличило капацитета за доставки извън СИЕ. Около 700 MW вносен капацитет не се обхваща от дългосрочни договори за внос и е могъл да се използва от MVM за внос на електроенергия, ако то не е било обвързано от системата на запазен капацитет и минимално гарантирано изкупуване.
(221)
Както е показано в следващите съображения, очевидно е, че при присъединяването на Унгария към Европейския съюз през 2003 г. и 2004 г. системата на запазен капацитет и минимално задължително изкупуване, създадена в съответствие с модела на единствен купувач, според която цялата електроенергия, употребявана в Унгария, е преминавала през MVM, ще доведе до значителен риск MVM да бъде длъжно в съответствие със СИЕ да купува електроенергия, надвишаваща неговите нужди.
(222)
Важен елемент, който трябва да бъде взет предвид в това отношение, е частичното отваряне на пазара на електроенергия през 2003 г. На 18 декември 2001 г. унгарският парламент прие Закон за енергетиката II, с който позволи на големи потребители, определени като тези, които употребяват над 6,5 GW/година, да станат „отговарящи на критериите потребители“ и така да им се даде право да избират своя доставчик на електроенергия. Тази законодателна мярка, която влезе в сила на 1 януари 2003 г., доведе до създаването, заедно със съществуващия преди това сегмент на комунални услуги, на свободен пазар, където цените се образуват в съответствие с принципа на търсене и предлагане. Предвидимото въздействие на тази мярка бе намаляване на количествата, необходими на MVM за доставяне на регионалните дружества за разпределение за задоволяване на търсенето в сегмента на комунални услуги. Следващата таблица показва постоянното увеличение на количествата, продавани в действителност на свободния пазар между 2003 г. и 2006 г., и съответното намаляване на количествата, продавани действително в сегмента на комунални услуги чрез регионалните дружества за разпределение.
Таблица 6
Продажби на пазара за търговия на дребно (регулиран сегмент и свободен сегмент)
(GWh)
2003 г.
2004 г.
2005 г.
2006 г.
Общо потребление
33 584
33 836
34 596
35 223
Продажби в свободния сегмент
3 883
7 212
11 685
13 057
Продажби в регулирания сегмент
29 701
26 624
22 911
22 166
Източник: Статистически данни на унгарската система за електроенергия, 2006 г. ()
(223)
Между 2003 г. и 2006 г. количествата, продадени в сегментна на публични услуги, които отговарят на действителните покупателни нужди на MVM, са намалели с 25 %. Намаляването на нуждите на MVM като цяло е било предвидимо при присъединяването на Унгария към Европейския съюз, особено в контекста на значителната разлика между официалните цени в сегмента на публични услуги (цени, плащани от потребителите на регионалните дружества за разпределение) и цените, наблюдавани в свободния сегмент през 2003 г. и 2004 г.
Таблица 7
Ценови разлики между регулирания сегмент и свободния сегмент на пазара за търговия на дребно през 2003 г. и 2004 г.
(HUF/kWh)
2003 г.
2004 г.
Средна цена на свободния пазар
11,1
12,7
Средни цени в сектора на публични услуги (62)
19
21,1
Източник: Статистически данни на унгарската система за електроенергия, 2006 г.
(224)
Цените на свободния пазар действително са представлявали очевидни стимули за отговарящите на критериите потребители да се възползват от своите права на допустимост. През 2003 г. и 2004 г. също така е било известно, че предстоящото присъединяване на Унгария към Европейския съюз ще доведе до влизане в сила на втората директива относно електроенергията (63) и следователно получаване на права на допустимост от страна на всички потребители, считано от 1 юли 2007 г., което ще доведе до допълнително намаляване на нуждите на MVM в рамките на много по-кратък период от време от оставащия срок на действие на СИЕ.
(225)
Следователно през 2003 г. и 2004 г. е било ясно, че СИЕ, изготвени в контекста на модела на единствен купувач, според който цялата електроенергия, необходима на унгарския пазар, е преминавала през MVM, не само биха попречили на MVM да разнообрази своето портфолио на доставки и да получи по-изгодни цени, като насърчава конкуренция между доставчиците си, но вероятно биха довели до задължението MVM да купува повече електроенергия от действителните си нужди.
(226)
Този риск всъщност е бил идентифициран от публичните органи. През 2002 г. унгарското правителство издава указ (64), който задължава MVM да започне предоговаряне на СИЕ с всички производители с оглед адаптиране на размера на запазения капацитет. Макар че този указ не изисква прекратяването на СИЕ, сам по себе си той е ясна индикация, че размерът на запазения капацитет по СИЕ (и съответно минималното гарантирано изкупуване) е бил твърде висок в контекста на постепенното либерализиране на пазара за търговия на дребно. Този указ също така въвежда възможност за MVM при евентуален неуспех да приключи преговорите с производителите да продава капацитет и електроенергия, които доказано превишават необходимото в действителност количеството за доставки на регулирания сегмент, чрез три „механизма за освобождаване“: търгове за капацитет с явно наддаване, търгове за капацитет с подаване на оферти и продажби чрез виртуална интернет платформа за търговия, наречена „пазара“ („Piactér“). Макар че формата на тези три механизма варира, всички те по същество представляват предложения за продажба от страна на MVM на свободния пазар, под формата на форуърдни продукти за доставка на по-късен етап, на излишната електроенергия, от която то не се нуждае за доставки в сектора на комунални услуги, но която трябва да купи в съответствие с условията на СИЕ.
(227)
Следващата таблица показва данни относно първите три търга с явно наддаване, проведени от MVM. Тя показва, че цените, получени от MVM за електроенергията, продадена чрез механизмите за освобождаване, са били значително по-ниски от цените, платени за същата електроенергия в съответствие със СИЕ.
Таблица 8
Първите три търга с явно наддаване на MVM
Първи търг с явно наддаване юни 2003 г.
Втори търг с явно наддаване декември 2003 г.
Трети търг с явно наддаване юни 2004 г.
Продукти за базово натоварване
Количества продадена електроенергия (GWh)
375
240
133
Продажни цени на търговете с явно наддаване (HUF/kWh)
8,02
9,5
8,4
Продукти за невърхово натоварване
Количества продадена електроенергия (GWh)
259
421
Продажна цена на търговете с явно наддаване
5,6
3,5
Средни годишни цени по СИЕ
2003 г.
2004 г.
11,3
11,7
(228)
Унгарското законодателство всъщност е очаквало този ефект и е предвидило компенсация, която да се изплаща от унгарската държава на MVM за загубите, понесени поради разликата между цената, плащана за освобождаваните чрез търговете с явно наддаване количества, и продажните цени, получавани на пазара. Компенсацията, платена на MVM, е била в размер на 3,8 млрд. HUF през 2003 г. (65). В съответствие с годишния доклад на MVM за 2004 г. през 2004 г. компенсацията се е увеличила с 2,4 млрд. HUF.
(229)
От гледна точка на публичните органи е ясно, че такава система не може да бъде обоснована от търговска гледна точка, тъй като тя представлява субсидиране на продажбите на производителите за доставки в сегмента на свободния пазар.
(230)
Следващата таблица показва общите количества електроенергия, продадена от MVM чрез каналите за освобождаване между 2003 и 2004 г., въз основа на информацията, предоставена от Унгария на 24 септември 2007 г. и 21 април 2008 г.
Таблица 9
Количества, продадени от MVM чрез механизмите за освобождаване
(TWh)
Година
2003 г.
2004 г.
2005 г.
2006 г.
Общи продажби от MVM чрез механизмите за освобождаване (66)
0,6
1,9
6,5
6,5
(231)
Ясно е, че при нормални пазарни условия купувачите не сключват договори, водещи до значителен риск да бъдат принудени да купуват повече електроенергия от тази, която им е необходима, и да понесат значителни загуби при препродажбата на тази електроенергия. Този риск теоретично присъства във форуърдните договори и дългосрочните договори, сключени от големи крайни потребители, но в много по-малка степен.
(232)
Продължителността на форуърдните договори е значително по-малка от тази на СИЕ. Купувачът има много по-добра видимост за своите нужди за тези времеви рамки отколкото за период, обхващащ от 15 до 27 години. Освен това купувачите имат тенденция да покриват само част от своите очаквани нужди с форуърдни договори, като купуват всякакви допълнителни количества, от които се нуждаят, на спотовите пазари.
(233)
Дългосрочните договори, сключени от големи крайни потребители, също водят само до ограничен риск от прекомерно изкупуване поради тяхната ограничена продължителност и също така защото потреблението на големи индустриални и бизнес крайни потребители, които сключват такива договори, по правило е стабилно и предвидимо, а случаят на MVM не е такъв поради причините, описани по-горе.
(234)
Освен това полезно е да се припомни, че в съответствие с форуърдните договори или дългосрочните договори за изкупуване, сключени от крайни потребители, купувачите се ангажират да купят определено количество електроенергия няколко месеца или години преди осъществяване на действителната доставка, тъй като техният договор за изкупуване осигурява хеджиране срещу промени в цените. Тази изгода не присъства в СИЕ, тъй като цените обхващат променливите разходи, които могат да се увеличат в непредвидим размер поради променливостта на цените на горивата.
(235)
Комисията заключава, че изгодите, получени от страна на публичните органи от СИЕ, не предвиждат хеджиране на цените на електроенергията, което средностатистическият оператор на пазара би очаквал от един дългосрочен договор, и водят до значителни рискове от принудително купуване електроенергия, която надвишава действителните нужди, и понасяне на загуби при препродажбата на излишните количества. Тези рискове са били добре известни на унгарските органи при присъединяването на Унгария към Европейския съюз. Сравнението между СИЕ и стандартните търговски практики на европейските пазари на електроенергия показва, че купувач, който действа от чисто търговски съображения, не би приел такива неблагоприятни последствия, би избрал други стратегии за купуване и би сключил различни видове споразумения в съответствие със стандартните търговски практики.
(236)
В контекста на горепосоченото Комисията заключава, че основните принципи на СИЕ водят до предимство за производителите на електроенергия отвъд нормалното търговско предимство. В това отношение е от изключителна важност да се подчертае, че основните принципи на СИЕ, т.e. дългосрочното запазване на капацитет, минималното гарантирано изкупуване и механизмите за определяне на цените, основани на такса за капацитет и такса за електроенергия, които покриват постоянни, променливи и капиталови разходи, не могат да се изолират и оценяват поотделно. Наличието на предимство е именно комбинацията от тези елементи. Както бе показано по-горе, голямата продължителност на СИЕ допринася в голяма степен за наличието на предимство.
3. Въздействието на СИЕ върху пазара в периода след присъединяването на Унгария към Европейския съюз
(237)
В своите мнения заинтересованите страни се аргументират, че цените, прилагани в съответствие със СИЕ, не са по-високи от пазарните цени на едро. Електроцентрала Mátra по-специално подчертава, че нейните цени са конкурентоспособни, защото разполага със собствена мина за въглища, поради което е с ниски миннодобивни разходи. Следователно те заключават, че не се облагодетелстват от никакво предимство.
(238)
Комисията не може да се съгласи с тази линия на аргументиране.
(239)
Първо, както бе подробно изложено по-горе, действително плащаната в съответствие със СИЕ цена е едно последствие от СИЕ, но не представлява същината на предимството, което се съдържа в тях. Мненията от страна на банковите институции, посочени по-горе (вж. по-специално съображения 175 и 176) също потвърждават, че всички елементи в СИЕ, които гарантират на съоръженията за производство възвръщаемост от инвестирането на активите и предпазват производителите от търговските рискове, присъщи на тяхната дейност, заедно съставляват същността на предимството на тези споразумения.
(240)
Второ, разликата в цената в сравнение с пазарните цени зависи до голяма степен от голям брой фактори, свързани с развитието на пазара, които са независими от СИЕ и които могат да бъдат оценени само a posteriori. Цените съгласно СИЕ са единични цени в определен момент; те не вземат под внимание предимството, произтичащо от всички други елементи на СИЕ, например капацитета и количествата, които производителите биха могли да продадат, ако техните продажби зависеха от търсенето на пазара. Както бе изложено по-горе, Комисията счита, че във всички оценявани СИЕ е налице присъщо икономическо предимство за производителите, независимо дали те в определен момент действително водят до цени над пазарните цени.
(241)
С цел пълнота на отговорите на Комисията на получените мнения и за по-добро разбиране на последствията от СИЕ в това отношение Комисията все пак сравни действително прилаганите цени съгласно СИЕ с цените, използвани в частта от пазара за търговия на едро, която не е обхваната от СИЕ.
(242)
В това сравнение Комисията не взема предвид цените за 2007 г., тъй като през тази година (по-точно от 9 декември 2006 г. до 31 декември 2007 г.) цените съгласно СИЕ са били замествани от официални цени. Следователно прилаганите цени не отразяват задължително точните цени, до които прилагането на ценовите формули съгласно СИЕ биха довели.
(243)
Следователно Комисията сравни прилаганите цени съгласно СИЕ с цените на свободния пазар за периода 2004-2006 г.
Таблица 10
Средната цена на електроенергията, продадена на MVM в съответствие със СИЕ (67)
HUF/kWh
Електроцентрала със СИЕ
2004 г.
2005 г.
2006 г.
Dunament, блокове F
[…]
[…]
[…]
Dunament, блок G2
[…]
[…]
[…]
Tisza II
[…]
[…]
[…]
Pécs
[…]
[…]
[…]
Csepel II
[…]
[…]
[…]
Kelenföld
[…]
[…]
[…]
Újpest
[…]
[…]
[…]
Kispest
[…]
[…]
[…]
Mátra
[…]
[…]
[…]
Paks
[…]
[…]
[…]
Таблица 11
Количество и средни цени на електроенергията, продадена от националните производители без СИЕ на свободния пазар (68)
Електроцентрала
2004 г.
2005 г.
2006 г.
Количество
(MWh)
Цена
(HUF/kWh)
Количество
(MWh)
Цена
(HUF/kWh)
Количество
(MWh)
Цена
(HUF/kWh)
Mátra (блокове […])
989 097
8,15
972 813
8,33
1 082 699
9,26
Vértes
157 701
8,02
942 999
8,79
1 213 622
10,51
Dunamenti, блок […]
215 647
8,57
805 381
9,85
814 702
13,29
EMA
133 439
11,07
129 252
11,83
101 607
12,92
AES Borsod
[…]
[…]
18 301
11,25
n.a. (69)
AES Tiszapalkonya
364 869
12,76
86 673
9,87
119 218
14,27
Таблица 12
Количество и средна цена на внесената електроенергия, купена от MVM (70)
Внос
2004 г.
2005 г.
2006 г.
Количество
(MWh)
Цена
(HUF/kWh)
Количество
(MWh)
Цена
(HUF/kWh)
Количество
(MWh)
Цена
(HUF/kWh)
Украйна чрез Словакия ([…] (71)
1 715 200
[…] (72)
1 525 600
[…] (72)
1 311 400
[…] (72)
Швейцария чрез Словакия ([…] (71))
1 768 100
[…] (72)
1 761 700
[…] (72)
1 709 200
[…] (72)
Швейцария ([…] (71))
631 700
[…] (72)
629 500
[…] (72)
626 200
[…] (72)
(244)
От 2003 г. насам в съответствие със Закон за енергетиката II (73) MVM е освобождавало излишната електроенергия (т.e. електроенергия, превишаваща нужното количество за сегмента на комунални услуги) за доставка на конкурентния пазар чрез три канала за освобождаване: i) публични търгове за производствен капацитет с явно наддаване за, ii) търгове за капацитет с подаване на оферти и iii) неговата виртуална онлайн платформа за търговия „Piactér“. Таблицата по-долу показва средните цени, постигнати при тези продажби:
Таблица 13
Средни цени, постигнати на търговете за капацитет с явно наддаване, търговете за капацитет с подаване на оферти и „пазара“ на MVM (74)
Година на доставка на продадения продукт (75)
Среднопретеглена цена на търговете за капацитет с явно наддаване
(HUF/kWh)
Година на търговете с подаване на оферти и продажбите на „пазара“
Средна цена на търговете с подаване на оферти и на „пазара“
(HUF/kWh)
2004 г.
4,7
2004 г.
6,5
Търг с явно наддаване от 17.6.2004 г.
Невърхово: 3,48
Базово: 8,4
2005 г.
5,4
2005 г.
8,1
Търг с явно наддаване от 9.12.2004 г.
Невърхово: 4,54
Базово: 8,32
Търг с явно наддаване от 10.6.2005 г.
Невърхово: 4,6
Базово: 8,5
Търг с явно наддаване от 21.7.2005 г.
Базово: 9,3
Върхово: 10,42
2006 г.
9,9
2006 г.
9,1
Търг с явно наддаване от 9.11.2005 г.
Невърхово: 6,02
Базово: 9,74
Върхово: 11,76
Търг с явно наддаване от 31.5.2006 г.
Базово: 11,33
(245)
Горепосочените стойности показват, че на нивото на търговията на едро средните цени, при които се е продавала електроенергия в конкурентния сектор в Унгария през 2004 г., са варирали между 4,7 и 12,76 HUF/kWh. От производителите със СИЕ атомната електроцентрала Paks и Mátra са продавали на MVM на цени в тези рамки. Dunament […] е продавала своята електроенергия съгласно СИЕ на цена от […], най-високата цена ([…]), постигана без СИЕ. Всички останали производители са получили от MVM средна цена между 13,86 и 25,46 HUF/kWh. Тези цени са с 10 % до 100 % по-високи от най-високата цена на свободния пазар.
(246)
През 2005 г. цените на продажбите извън оценяваните СИЕ са варирали между 5,4 и 12,91 HUF/kWh. От производителите със СИЕ единствено електроцентрали Paks и Mátra са продавали електроенергия съгласно техните СИЕ в рамките на този ценови обхват. Всички останали производители са получили за своята електроенергия съгласно СИЕ средна цена между 13,99 и 25,64 HUF/kWh. Тези цени са с 10 % до 100 % по-високи от най-високата цена на свободния пазар.
(247)
През 2006 г. цените на продажбите извън въпросните СИЕ са варирали между 9,1 и 14,27 HUF/kWh. От производителите със СИЕ единствено електроцентрали Paks и Mátra са продавали електроенергия съгласно техните СИЕ в рамките на този ценови обхват (при Paks в действителност под най-ниската цена на свободния пазар). Всички останали производители са получили за своята електроенергия съгласно СИЕ средна цена между 16,67 и 33,49 HUF/kWh. Тези цени са с 15 % до 135 % по-високи от най-високата цена на свободния пазар.
(248)
Изчисленията по-горе се основават на средни ценови стойности, т.e. те не изчисляват отделно невърхови, базови или върхови цени. Производителите, които продават основно продукти за върхово натоварване при отсъствие на СИЕ (76), се аргументират, че техните цени не следва да се сравняват с цените за базово натоварване. Действително, Комисията признава, че цените за електроенергия при върхово натоварване обикновено са по-високи от тези на електроенергията при базово натоварване. При сравнение на тези цени с цените на свободния пазар (напр. на търговете за електроенергия с явно наддаване от страна на MVM) продуктите за върхово натоварване показват средно ниво на цени около 10 %-30 % над цените за базово натоварване.
(249)
Когато обаче се сравняват цените на Csepel, Dunament F и […] с цените за върхово натоварване, постигнати на търговете за капацитет с явно наддаване, може да се види, че техните цени са били по-високи от цената на всеки друг продукт за върхово натоварване, получен на търговете с явно наддаване през тези години. Освен това сред производителите, продаващи електроенергия без СИЕ на свободния пазар и изброени в таблица 11 по-горе, има някои (напр. централа EMA), които са продавали също и продукти основно за върхово натоварване.
(250)
Сравнението по-горе показва, че цените съгласно СИЕ на производителите със СИЕ в периода между 2004 г. и 2006 г., с изключение на електроцентрали Paks и Mátra, в действителност са били по-високи от най-високите цени на свободния пазар.
(251)
Следователно Комисията изразява несъгласие с аргументите на заинтересованите страни, че цените по техните СИЕ не са били по-високи от цените на свободния пазар.
(252)
Що се отнася до електроцентрали Paks и Mátra, таблиците по-горе показват, че техните цени са били под най-високите цени, постигнати на свободния пазар. Цените на електроцентрала Mátra са били в сегмента с по-високи цени сред цените на свободния пазар. Макар че нейните цени в действителност вероятно са били по-конкурентоспособни от повечето цени по СИЕ, Комисията не може да изключи вероятността електроцентралата да не е била в състояние да постигне най-малкото същите цени без своето СИЕ. Комисията отбелязва, че цените, които Mátra е постигнала от продажби от своите блокове без СИЕ, са били значително по-ниски от цените съгласно нейното СИЕ.
(253)
Комисията осъзнава, че цените, постигнати в сектора на свободния пазар (без СИЕ), не могат да се считат за отговарящи на точната пазарна цена, която производителите биха постигнали без СИЕ, ако СИЕ не бяха съществували през въпросния период. СИЕ, които обхващат приблизително 60 % от пазара за производство, без съмнение оказват въздействие върху цените на останалата част от пазара. Това сравнение обаче дава представа за размера на разликата между цените съгласно СИЕ и действително наблюдаваните цени „не по СИЕ“.
(254)
Електроцентрали Budapest и Csepel се аргументираха, че СИЕ следва да се разглеждат като изпълняващи УОИИ с цел сигурност на доставките на електроенергия. Те считат, че изпълняват критериите, заложени в решението Altmark, което означава, че техните СИЕ не представляват държавна помощ по смисъла на член 87, параграф 1 от Договора за ЕО.
(255)
Комисията анализира тези аргументи и не може да се съгласи с тях поради следните причини.
(256)
В съответствие със законодателството на Общността държавите-членки разполагат с определени граници на свобода на действие по отношение на определянето на услуги, които считат за УОИИ. Определянето на обхвата на УОИИ в дадена държава-членка в определените от законодателството на Общността рамки е правомощие на самата държава и получателите на мерките за помощ не могат да определят тяхната собствена услуга като обществена услуга.
(257)
В хода на настоящата процедура обаче унгарските органи нито веднъж не представиха аргумента, че някой от производителите предоставя УОИИ, нито подкрепиха аргументите на производителите в тази насока.
(258)
Комисията също така счита, че СИЕ не отговарят на всички критерии, заложени в решението Altmark.
(259)
Първо, в съответствие с решението Altmark от предприятието получател всъщност се иска изпълнението на обществена услуга и задълженията, свързани с тази услуга, да са били ясно определени от държавата-членка.
(260)
MVM действително е имало задължение за сигурност на доставките в съответствие с унгарското законодателство в рамките на оценявания период, но това задължение е било общо задължение, при което единственият купувач в онзи момент е трябвало да гарантира необходимите доставки на електроенергия, за да покрие цялото търсене; то обаче не поверява на никой специфичен производител определена УОИИ.
(261)
Целта за сигурността на доставките е от много общо естество. До известна степен може да се счита, че всеки производител в сектора на електроенергията допринася към постигане на тази цел. Заинтересованите страни не представиха никакъв официален документ от унгарската държава, който ясно определя УОИИ и поверява на специфичен производител (или производители) предоставянето на тази специфична услуга.
(262)
Самите СИЕ са сходни в това отношение: те установяват задълженията на страните, но не определят специфично задължение за обществена услуга. Фактът, че всички десет електроцентрали със СИЕ трябва да запазят своя капацитет за MVM, сам по себе си не означава, че те специално са натоварени със задължение за обществена услуга. Отново, подобен подход може да доведе до заключението, че целият сектор за производство на електроенергия изпълнява УОИИ - което очевидно би било в противоречие с духа, който законодателството и практиката на Общността целят да дадат на понятието.
(263)
В настоящия случай предполагаемите задължения за обществена услуга не са били ясно определени и няма специфичен производител, от когото се изисква да изпълни подобно точно определено задължение за обществена услуга.
(264)
Заинтересованите страни се аргументират, че СИЕ са документи, които поверяват УОИИ на производителите. Но СИЕ не съдържат никакво конкретно определение на УОИИ и не се позовават на тези задължения или на правни разпоредби, които биха били основание държавата да повери УОИИ на други дружества.
(265)
В своите решения до днес (77) Комисията е изразявала становището, че сигурността на доставките би могла да бъде УОИИ, предмет на ограниченията, предвидени в член 8, параграф 4 от Директива 96/92/ЕО (който отговаря на член 11, параграф 4 от Директива 2003/54/ЕО), т.e. при условие че съответните производители използват местни източници на горива за първична енергия, за да произвеждат електроенергия, и че общият обем на енергията през никоя календарна година не превишава 15 % от общата първична енергия, необходима за производството на електроенергията, използвана от съответната държава-членка.
(266)
Единственият производител, който заяви, че използва местно гориво за първична енергия, бе електроцентрала Mátra. Електроцентрала Mátra обаче не представи никакви официални документи, показващи, че унгарската държава специфично ѝ е поверила ясно определена УОИИ.
(267)
В контекста на горепосоченото Комисията трябва да отхвърли твърдението, че СИЕ изпълняват задължение за обществена услуга в областта на сигурност на доставките.
(268)
Второ, параметрите, на чиято основа е изчислена компенсацията, е трябвало да бъдат установени предварително по обективен и прозрачен начин и компенсацията не трябва да надхвърля необходимата сума за покриване на всички или част от понесените разходи при изпълнение на задълженията за обществена услуга, като се вземат предвид съответните приходи и разумна печалба за изпълнение на тези задължения (78).
(269)
При отсъствието на ясно определение на УОИИ, които трябва да се предоставят, по-специално определение, демонстриращо ясна разлика между услугата, която трябва да се предостави, и обичайните бизнес дейности на електроцентралите, е невъзможно да се установят параметри за компенсация и/или да се определи дали компенсацията надвишава необходимата сума за покриване на разходите при изпълнение на тези задължения. Дори не е възможно да се определи точно каква е компенсацията.
(270)
Наличието на определени параметри за установяване на цените съгласно СИЕ не е еквивалентно на наличие на точни параметри за изчисляване на компенсацията за УОИИ, тъй като цената не е равна на компенсацията. Освен това фактът, че цената обхваща само разходите за производство на електроенергия плюс марж за печалба, не означава, че тя не включва никаква свръхкомпенсация, тъй като много от разходите за производство на електроенергия могат да бъдат нормални разходи, понасяни от всеки производител на електроенергия, за разлика от допълнителните разходи, свързани със УОИИ.
(271)
Трето, ако дружеството, което трябва да изпълнява задължения за обществена услуга, не е било избрано чрез процедура за обществена поръчка, необходимото ниво на компенсация трябва да се определи въз основа на анализ на разходите, които обичайно предприятие, добре управлявано и снабдено с адекватни средства за производство, за да отговори на изискванията за обществена услуга, би понесло при изпълнение на тези задължения, като се вземат предвид свързаните с това приходи и разумна печалба за изпълнение на неговите задължения.
(272)
Девет от десетте СИЕ са били сключени без тръжни процедури. Дори в единствената тръжна процедура за електроцентрала Kispest не е била определена специфична цел за УОИИ. Това затруднява точното определяне на частта от дейностите на електроцентралата, която би отговаряла на УОИИ, и следователно на нивото на компенсация, което не би превишило необходимата сума за покриване на разходите, понесени при изпълнение на задължението за обществена услуга.
(273)
Освен това нито унгарските органи, нито заинтересованите страни не предоставиха анализ на разходите на въпросните производители в подкрепа на твърдението, че те отговарят на разходите, понасяни от обичайно предприятие.
(274)
Накрая, Комисията отбелязва, че с изключение на СИЕ на Kispest, всички останали оценявани СИЕ са били сключени без тръжна процедура.
(275)
Следователно СИЕ не отговарят на критериите от решението Altmark.
(276)
Заинтересованите страни се аргументираха, че член 86, параграф 2 от Договора за ЕО може да се приложи към СИЕ дори ако не отговаря на критериите на решението Altmark. Съвместимостта на мярката с член 86, параграф 2 от Договора за ЕО се оценява в точка 7.7 от настоящото решение.
(277)
СИЕ са били сключени с редица дружества в определен сектор от икономиката. Дружествата, облагодетелствани от въпросните СИЕ, са изброени в таблица 1 по-горе.
(278)
AES-Tisza се аргументира, че СИЕ не са избирателни, тъй като в целия сектор на електроенергия съществуват дългосрочни споразумения: между MVM и производителите, между MVM и дружествата за разпределение и за внос на електроенергия. Те се аргументират, че в резултат от законодателните мерки в Унгария през онзи период всички производители са имали споразумения с MVM и само централи с възобновяеми енергийни източници и за комбинирано производство на топлинна и електрическа енергия са имали по-краткосрочни споразумения.
(279)
В представената от тях информация относно мненията на заинтересованите страни унгарските органи твърдят, че важни електроцентрали и блокове на електроцентрали продават електроенергия на свободния пазар без СИЕ и без задължително изкупуване (напр. блок G1 на Dunament, електроцентрала Vértes и блокове I-II на Mátra).
(280)
Действително, има важни електроцентрали и блокове, които функционират без СИЕ (вж. примерите, предоставени от унгарските органи). Самото дружество AES притежава две електроцентрали, които не функционират със СИЕ.
(281)
Комисията отбелязва, че фактът, че дадена мярка за помощ не е насочена към един или повече специфични, предварително определени получатели, а получателите се идентифицират въз основа на редица обективни критерии, не означава, че тази мярка не предоставя избирателно предимство на нейните получатели. Процедурата за идентифициране на получателите не засяга естеството на държавна помощ на мярката (79).
(282)
Освен това от съдебната практика на Съда се потвърждава, че дори дадена мярка, която облагодетелства цял сектор в сравнение с други сектори на икономиката в съпоставимо положение, трябва да се счита за предоставяща избирателно предимство на този сектор (80).
(283)
В контекста на горепосочените възгледи Комисията заключава, че СИЕ представляват избирателна мярка.
(284)
Комисията трябва да оцени дали СИЕ включват прехвърляне на държавни средства.
(285)
Основният принцип на всички оценявани СИЕ е задължението за изкупуване от страна на MVM на фиксиран капацитет за производство и фиксирани минимални количества на цена, обхващаща постоянните и променливи разходи на електроцентралата, за период от 15 до 27 години. От икономическа гледна точка това задължение за изкупуване създава постоянно задължение за MVM да плаща определена цена за определен капацитет (такса за капацитет) и определено количество електроенергия (такса за електроенергия) на производителите на електроенергия за цялата продължителност на договора. В отделните СИЕ са заложени допълнителни финансови задължения на MVM, както е описано в глава 2 по-горе. Това постоянно прехвърляне на финансови ресурси към производителите и плащането на посочените такси е присъщо за всички СИЕ и важи за цялата продължителност на договорите. Естествено, колко по-голяма е продължителността на СИЕ, толкова по-голям е размерът на прехвърлените ресурси.
(286)
За да установи дали ресурсите, прехвърляни от MVM на производителите, представляват държавни ресурси, Комисията оцени мярката по-специално въз основа на следните съображения:
(287)
В своето решение PreussenElektra Съдът на Европейските общности проучи механизъм, при който частни дружества са били принуждавани от държавата да купуват електроенергия от специфични производители на електроенергия, на цена, определена от държавата, и по-висока от пазарната цена. Съдът постанови, че в такъв случай не е имало прехвърляне на държавни ресурси и следователно не е имало държавна помощ.
(288)
Комисията счита, че унгарската схема е значително по-различна от системата, разгледана от Съда в горепосоченото решение, по-специално поради разликата в структурата на собственост на дружествата със задължение за изкупуване.
(289)
Дружеството, върху което държавата е наложила задължение за изкупуване, е било частно в делото PreussenElektra, докато MVM изцяло се притежава от държавата. Поради това използваните ресурси са ресурси, принадлежащи на и контролирани от дружество изцяло притежавано от държавата.
(290)
В делото PreussenElektra при проследяване на парите от получателя обратно към техния източник стана ясно, че те никога не са били под пряк или косвен контрол на държавата. В настоящия случай обаче те са под държавен контрол, тъй като при тяхното проследяване обратно към източника им, може да се види, че те отиват към държавно дружество.
(291)
Комисията също така счита, че поведението на MVM може да се вмени на унгарската държава. Трябва да се добави, че унгарските органи в нито един момент от настоящата процедура не са заявявали, че СИЕ не може да се вменят на държавата и следователно че не включват прехвърлянето на държавни ресурси.
(292)
Принципът в основата на задължението за изкупуване на MVM, изготвен, за да гарантира жизнеспособността на съответните електроцентрали, може да се вмени на унгарската държава. Тъй като този основен принцип, ръководещ СИЕ през цялата им продължителност, е бил установен при тяхното сключване, Комисията трябва да проучи условията на сключване на СИЕ (т.e. обстоятелствата около установяването на този основен принцип), за да разясни дали те могат да се вменят на унгарската държава.
(293)
В своята оценка на въпроса с вменяването на държавата Комисията взе предвид по-специално следните обстоятелства:
(294)
По времето на сключване на СИЕ в съответствие със Закон за енергетиката I MVM е имало правно задължение да се гарантира сигурността на доставките в Унгария на най-ниската възможна цена.
(295)
Същият Закон за енергетиката I е изисквал от MVM да оцени търсенето на електроенергия и да предприеме разширяване на производствения капацитет въз основа на прогнозата, получена от оценката. MVM е трябвало да изготви национален план за изграждане на електроцентрали („Országos Erőműépítési Terv“), който след това е трябвало да бъде представен на правителството и парламента за одобрение.
(296)
В своите мнения унгарското правителство и всички заинтересовани страни са съгласни, че по време на тяхното сключване СИЕ са представлявали инструмента, идентифициран от унгарското правителство за гарантиране на сигурността на доставките и други правителствени цели, напр. модернизацията на енергийния сектор, по-специално по отношение на съществуващите стандарти за опазване на околната среда и необходимото преструктуриране на сектора (83). Както електроцентрала Csepel заявява в своето мнение: „Затова СИЕ трябва да бъде оценено по своето естество: неразделна част от опита на унгарската държава чрез MVM да изгради разнообразено портфолио за производство в период, когато държавата не е имала финансовите средства сама да постигне това“ (84).
(297)
Унгарските органи уведомиха Комисията (85), че подготовката за сключване на СИЕ е започнала в контекста на процедурата за приватизация на електроцентралите, въз основа на Правителствен указ № 1114/1994 (XII.7.). Цялата процедура по изготвяне на СИЕ и приватизация се е характеризирала с тясно сътрудничество между унгарската Служба по енергетика (регулатора), Министерство на промишлеността и търговията, Министерство на финансите, „Allami Vagyonügynökség Rt“, т.e. правителственият орган, отговарящ за приватизациите, MVM и редица международни съветници.
(298)
В този контекст бе създаден работен комитет с представители от горепосочените органи, който прие насоки относно изготвянето inter alia на СИЕ и методите за определяне на цените.
(299)
По искане на унгарското правителство бе изготвено стандартно СИЕ от международна правна фирма. Унгарските органи потвърдиха, че СИЕ се основават на този стандартен модел. Те също така потвърдиха, че механизмът за определяне на цените на СИЕ е бил изготвен въз основа на Правителствен указ № 1074/1995 (III.4.) относно регулиране на цената на електроенергията, който включва подробни правила относно изчисляването на регулираните цени на електроенергията. СИЕ използват формулите и определенията на решението на правителството (86).
(300)
Решението за сключване на СИЕ е било взето от съвета на директорите на MVM, както в контекста на приватизацията, така и след това. Членовете на съвета на директорите се избират от общото събрание. Според информацията, получена от унгарските органи (87), „тъй като над 99 % от MVM се притежава от държавата, членовете на съвета на директорите се назначават, избират и отзовават както държавата счете за подходящо“.
(301)
В съответствие с Правителствен указ № 34/1995 (IV.5.) относно изпълнението на Закон за енергетиката I MVM е било длъжно да организира покана за представяне на оферти в рамките на деветдесет дни от одобряването на плана за изграждане на електроцентрали.
(302)
СИЕ на електроцентрала Kispest е било сключено след тръжна процедура в съответствие с правната процедура, определена по-долу.
(303)
През 1997 г. бяха издадени съвместни насоки на отговорното министерство и унгарската Служба по енергетика относно процедурата за упълномощаване за изграждане на електроцентрали и общите правила на тръжната процедура.
(304)
Съвместните насоки определят основните причини за необходимостта от преобразуване на структурата на собственост и създаване на нов капацитет за производство на електроенергия. Те ясно определят целите: сигурност на доставките на най-ниската възможна цена, модернизация с цел постигане на стандартите за опазване на околната среда, разнообразяване на източниците на първична енергия, по-гъвкав парк от електроцентрали, притежаващ необходимите запаси и с възможност за сътрудничество със западноевропейската система за електроенергия. В тях също така се подчертава, че дейността на бъдещия парк от електроцентрали „позволява функциониране и поддръжка, които носят печалба, при развитие на цените в съответствие с разпоредбите на законодателството“ (88).
(305)
В точка 2 съвместните насоки на министерството и унгарската Служба по енергетика също така добавят, че изпълнението на горепосочените цели следва да доведе до „модерна система за електроенергия, която удовлетворява изискванията за опазване на околната среда, гарантира европейското сътрудничество, възвръщаемостта на обосновани инвестиции и разходите, приети от ефикасно действащи притежатели на лицензи, както и цени, позволяващи необходимата печалба за дълготрайна дейност. Всички горепосочени цели се постигат по начин, гарантиращ … сигурността на доставките на първична енергия, позволяващ на лицата, които възнамеряват да инвестират в тази област, да имат видимост за своите инвестиции, сигурност за възвръщаемостта на инвестициите, …, гарантиращ сигурността на изпълнението на декларираните намерения на правителството.“
(306)
Съвместните насоки по-нататък уреждат конкурентната процедура във връзка с установяването на капацитет на електроцентралите.
(307)
Отговорен комитет по оценяването („Értékelő Főbizottság“) отправи окончателното предложение към избрания участник в търга. Членовете на този комитет бяха представители на Министерство на икономиката, Министерство на околната среда, унгарската Служба по енергетика, MVM и ERSTE Bank. Окончателното решение бе взето от съвета на директорите на MVM. В съответствие със съвместните насоки официалният резултат от търга трябваше да бъде публикуван (само) в официалния бюлетин на министерството.
(308)
Закон за енергетиката II е бил изготвен по начин, който предполага съществуването на СИЕ. Този закон на парламента, който е основната правна рамка за дейността на унгарския пазар на електроенергия в оценявания период, се позовава многобройни пъти на дългосрочните задължения за изкупуване на MVM.
(309)
Член 5, параграф 2 от Правителствен указ № 183/2002 (VIII.23.) относно невъзвръщаемите разходи установява задължение за MVM да започне предоговаряне на СИЕ с цел намаляване на купувания капацитет. Така указът задължава MVM да предложи изменението на СИЕ.
(310)
AES-Tisza се аргументира в своето мнение, че цените съгласно СИЕ не може да се вменят на държавата след периода на регулиране на цените (т.e. след 1 януари 2004 г., с изключение на новото регулиране на цените през 2007 г.), а са резултат от преговори между електроцентралата и MVM.
(311)
Комисията признава, че точният размер на прехвърлените на получателите ресурси не зависи само от клаузите, съдържащи се в СИЕ, които може да се вменят на държавата, а и от периодични двустранни преговори, извършвани от MVM с производителите. Всъщност, СИЕ предлагат определена свобода на страните да преговарят количествата електроенергия, действително изкупвана от MVM, както и определени компоненти от цената, най-вече по отношение на изчисляването на таксите за капацитет, които, както се посочва в съображение 356, зависят от редица фактори и налагат периодично адаптиране. Преговорите относно изкупваните количества обаче никога не могат да доведат до количества под минималното ниво на гарантирано изкупуване, установено в СИЕ. По подобен начин преговорите относно цените могат да се провеждат единствено в рамката на механизмите за определяне на цените, заложени в СИЕ, които могат да се вменят на държавата. Така преговорите относно цените не поставят под въпрос принципа на задължението за изкупуване, който обхваща обосновани разходи и ниво на печалба, необходимо за дейността на електроцентралата.
(312)
Освен това фактът, че СИЕ предвиждат запазване на по-голямата част от капацитета на електроцентралите съгласно СИЕ и плащане за този капацитет, сам по себе си води до прехвърляне на държавни ресурси на получателите, независимо от периодичните преговори между MVM и производителите.
(313)
В своите мнения (89) всички заинтересовани страни се съгласиха, че основните формули и определения, прилагани въз основа на СИЕ след 1 януари 2004 г., са следвали главните принципи на регулирането на цените. Самото […] (90) обяснява, както в горепосочените си мнения, така и в мненията си към решението за откриване на процедурата, че преговорите относно цените са „разяснявали“ прилагането на формулите за определяне на цените и са „тълкували“ неговото съдържание (91). То признава, че цените съгласно СИЕ винаги са били основани на разходите, като са покривали обоснованите разходи и че от самото начало те като цяло са вземали предвид метода за изчисляване на цените, прилаган от указите за цените.
(314)
[…] освен това обяснява, че ценовите формули на […] изменение към неговото СИЕ също се основават на правителствени укази: „Формулата в […] изменение (Програма […] приложение […]) за изчисляване на таксата за наличност е същата като включената в приложимите укази (препратка в бележка под линия към Указ № 55/1996 на Министерство на промишлеността, търговията и туризма (IKIM) и Указ № 46/2000 на Министерство на икономиката (GM) и последния приложим (относно производителите) преди 1 януари 2004 г. е бил Указ № 60/2002 на министъра на икономиката и транспорта (GKM)), в които се определят максималните такси за наличност (= капацитет) и електроенергия за изброените там производители.“
(315)
Изложеното по-горе показва, че нито преговорите относно цени, нито измененията на СИЕ не са засегнали основния принцип на СИЕ, както бе установен при описаните условия на сключване на СИЕ. Същият принцип на задължение за изкупуване с цел гарантиране на възвръщаемост на инвестициите ръководи СИЕ понастоящем.
(316)
От горепосочените условия е очевидно, че наличието на задължение за изкупуване от страна на MVM във връзка с производителите на електроенергия, с принципа за покриване на обосновани постоянни и променливи разходи, може да се вмени на унгарската държава.
(317)
Освен това в съдебната практика е установено, че дадена мярка не представлява държавна помощ само когато на предприятия се предоставя предимство чрез пряко и ясно мобилизиране на държавни ресурси, но и когато предоставянето на предимството може, при изпълнение на определени условия в бъдеще, да доведе до допълнителна финансова тежест за публичните органи, които не биха понесли такава тежест, ако предимството не бе предоставено (92). През 2004 г. е било ясно, че MVM би понесло такава допълнителна тежест при вероятния случай, че производителите и вносителите на електроенергия без СИЕ предложат по-ниски цени от цените съгласно СИЕ, тъй като развитието на такива оферти би създало стимул за MVM да измени своето портфолио за доставки и съответно да намали количествата, изкупвани от производителите на електроенергия, действително работещи със СИЕ, както и да получи намаления на цените от тях. Обаче поради своите задължения, произтичащи от СИЕ, MVM не може да взема такива решения, тъй като, както е показано по-горе, MVM не може да намали количествата, изкупвани от работещи със СИЕ производители под едно минимално ниво (количеството на гарантирано изкупуване) и не може да преговаря относно цени въз основа на алтернативни оферти, предложени от конкурентни производители, а само в рамките на основания на разходи механизъм за определяне на цените, заложен в СИЕ. Този факт, в комбинация със заключението, достигнато в съображения 315-316, води до заключението на Комисията, че условието за прехвърляне на държавни ресурси е присъствало в СИЕ от 1 май 2004 г. насам и ще присъства докато те са в действие, независимо от действителните условия на пазара, защото те възпрепятстват MVM от извършване на арбитражи, които могат да се окажат подходящи за свеждане до минимум на размера на ресурсите, изразходвани за купуването на електроенергията, необходима за покриване на неговите нужди.
(318)
От изложените по-горе съображения следва, че СИЕ водят до прехвърляне на държавни ресурси.
(319)
Пазарите на електроенергия са отворени за конкуренция и електроенергията се търгува между държавите-членки по-специално от влизането в сила на Директива 96/92/ЕО на Европейския парламент и на Съвета от 19 декември 1996 г. относно общите правила за вътрешния пазар на електроенергия (93).
(320)
Поради това, мерки, които облагодетелстват предприятия в сектора на електроенергията на една държава-членка, могат да попречат на възможността предприятия от друга държава-членка да изнася електроенергия към тази държава или да облагодетелстват износа на електроенергия от първата към втората държава-членка. Това е особено вярно за Унгария, която поради своето централно разположение в Европа е свързана или лесно може да се свърже към мрежите на многобройни настоящи или бъдещи държави-членки.
(321)
Това е особено вярно за Унгария, която е централно разположена държава в Европа, заобиколена от седем съседни държави, четири от които са членки на ЕС. От държавите-членки на ЕС тя разполага със системни връзки със Словакия, Австрия и Румъния. През 2004 г. е внесла почти 14 000 GWh и е изнесла 6 300 GWh. От 2005 г. насам, вносът се е увеличил с над 15 000 GWh, а износът с между 8 000 и 10 000 GWh.
(322)
В годините след присъединяването на Унгария към ЕС, приблизително 60 % от унгарския производствен капацитет е бил договарян от MVM съгласно СИЕ. СИЕ изтичат между края на 2010 г. и края на 2024 г. Горепосочените условия на задължението за изкупуване на MVM ще останат непроменени до края на споразуменията.
(323)
Първата стъпка от отварянето на пазара в Унгария бе извършена на 1 юли 2004 г., когато всички небитови потребители получиха право да превключат към свободния пазар. На 1 януари 2008 г. сегментът на комунални услуги престана да съществува и следователно всички потребители станаха „допустими“.
(324)
Независимо от отварянето на пазара от 2004 г. насам, значителен дял от отговарящите на критериите потребители не избраха сегмента на свободния пазар. Докладът на службата по икономическа конкуренция относно секторното проучване на унгарския пазар на електроенергия (94) изрично заключи, че липсата на наличен капацитет на свободния пазар поради значителния обем капацитет, запазен съгласно СИЕ, създава сериозна пречка пред избора на свободния пазар. Чрез СИЕ около 60 % от унгарския производствен капацитет е бил обвързан към сектора на комунални услуги, само към MVM, и единствено останалия капацитет би могъл действително да се конкурира за нови потребители.
(325)
Запазеният капацитет, т.e. гарантираните количества в рамките на дълъг период от време, също създава пречка за навлизане на нови производители на пазара за търговия на едро, тъй като 60 % от целия капацитет е обвързан към едно (притежавано от държавата) дружество с гаранция за изкупуване.
(326)
В това отношение, Комисията също така взе предвид резултатите от секторното проучване от унгарската служба по икономическа конкуренция, в които изрично бе заключено, че СИЕ водят до възпрепятстване на достъпа до конкурентния пазар като de facto се ограничава възможността на отговарящи на критериите потребители да превключат към този свободен пазар и обезкуражава потенциални търговци на едро да навлязат на пазара (95).
(327)
Липсата на наличен капацитет извън СИЕ освен това води до увеличаване на цените на конкурентния пазар. Значителният обем капацитет и количество електроенергия, запазени в съответствие със СИЕ, се отразяват на цените и на свободния пазар.
(328)
В съответствие с количествено проучване, проведено от регионалния център за изследвания на политиката в областта на енергетиката относно въздействието на СИЕ върху цените на едро на електроенергията в Унгария (96), СИЕ водят до по-високи цени на пазара за търговия на едро от тези, които могат да се постигнат без СИЕ. В по-общ план в това изследване също така се твърди, че СИЕ представляват един от основните фактори, водещи към пазарна структура, която е „несъвместима с принципите на свободен конкурентен пазар“ (97). Това изследване всъщност предлага прекратяването на СИЕ като решение за постигане на свободна конкуренция на унгарския пазар за търговия на едро на електроенергия.
(329)
В своето разследване на сектора на електроенергията (98), Комисията също така оценява ефектите от СИЕ върху конкуренцията и търговията. В съображения 467-473, тя заключава, че „Дългосрочните споразумения за изкупуване на електроенергия (СИЕ) са друг фактор, който може да оказва въздействие върху продавания при обичайни условия обем на пазарите за търговия на едро.“ По отношение на СИЕ в Полша, тя се аргументира, че „те биха могли да представляват значителна пречка пред развитието на полския пазар за търговия на едро.“ По-нататък тя продължава, че „Подобна ситуация е налице в Унгария, където Magyar Villamos Művek („MVM“) е дружеството за търговия на едро във връзка с комунална услуга и придобива електроенергия посредством дългосрочни СИЕ, която впоследствие се продава на местните търговци на дребно. Унгарските СИЕ обхващат по-голямата част от енергийните нужди на тази държава-членка, което може да оказва въздействие върху търговията на едро подобно на, или дори по-голямо от описаното по-горе в контекста на полския пазар за търговия на едро.“
(330)
Така всички различни проучвания, посочени по-горе, стигат до заключението, че СИЕ нарушават конкуренцията и могат да оказват въздействие върху търговията между държавите-членки.
(331)
По-нататък заинтересованите страни се аргументират, че не е вярно, че липсата на наличен свободен капацитет води до нарушаване на конкуренцията, тъй като търговете за капацитет с явно наддаване на MVM показват, че дори не са продадени всички предложени енергийни продукти.
(332)
Сравнение между предложените количества и успешно продадените на търг продукти (99) показва обаче, че MVM е продало всички предложени продукти на почти всеки търг с явно наддаване. Всъщност в повечето случаи то дори е трябвало да използва 10-те процента максимални допълнителни продукти, които по закон има право да използва.
(333)
Заинтересованите страни също така представиха мнения, в които подчертаха, че много други фактори оказват въздействие върху търговията и повлияват на успеха на развитието на свободната конкуренция на пазара за търговия на едро на електроенергия в Унгария. Комисията очевидно се съгласява, че СИЕ не са единствения фактор, оказващ въздействие върху конкуренцията и търговията. Всички горепосочени изследвания също признават, че огромен брой други елементи (законодателство, ограничен достъп до презграничен капацитет, значително влияние на развитието на цените на международните пазари на електроенергия и др.) оказват равностойно въздействие върху цялостния успех на отварянето на пазара и действителните нива на цените. Всички представени на Комисията проучвания в хода на настоящата процедура и достъпни за нея по друг начин, с изключение на представеното и поръчано от AES-Tisza (100), обаче ясно признават, че СИЕ действително оказват съществен ефект върху конкуренцията и търговията.
(334)
Запазеният капацитет, гарантираното изкупуване и механизмът за определяне на цените, предвидени от СИЕ, предпазват производителите на електроенергия със СИЕ, за цялата продължителност на СИЕ, от търговския риск, свързан с обслужването на електроцентралите. Както е посочено в съображение 211 по-горе, това включва риска, свързан с промени в разходите за производство на електроенергия и по-специално разходите за гориво, риска, свързан с промени в цените на електроенергия за крайните потребители, и риска, свързан с промени в търсенето на електроенергия от крайни потребители. Тъй като тези рискове са обичайни рискове, които биха понесли производители на електроенергия без СИЕ, СИЕ създават пречка за равно поле на изява в сектора за производство на електроенергия и нарушават конкуренцията на основата на качества.
(335)
Комисията също така отбелязва, че повечето производители, облагодетелствани от СИЕ, принадлежат към големи международни групи, които развиват дейност в няколко държави-членки. Предоставянето на конкурентно предимство на тези групи без съмнение оказва въздействие върху търговията и потенциала за нарушаване на конкуренцията на общия пазар.
(336)
Повечето от оценките на заинтересованите страни на критериите за въздействие върху търговията и нарушаване на конкуренцията се позовават на условия на пазара от периода на сключване на СИЕ и във всеки случай на пазарни условия преди присъединяването на Унгария към ЕС. Комисията не може да приеме тази линия на аргументиране и в тази връзка се позовава на съображения 156-172 по-горе.
(337)
Някои заинтересовани страни също така се аргументират, че разглеждани поотделно техните СИЕ не оказват въздействие върху търговията, тъй като производственият капацитет на тяхната електроцентрала е незначителен в сравнение с цялостния производствен капацитет на държавата. Тъй като основния принцип на СИЕ е еднакъв за всички тях (задължение за изкупуване на определено минимално количество произведена електроенергия, запазване на производствен капацитет, цена, която обхваща обоснованите постоянни и променливи разходи за период от 15 до 27 години), всяко СИЕ оказва въздействие върху пазара. По определение обаче степента на ефекта се умножава поради съвместното съществуване на десетте СИЕ на унгарския пазар. Колкото по-голям е капацитетът, обхванат от СИЕ, толкова по-големи са горепосочените ефекти.
(338)
В контекста на горепосоченото Комисията заключава, че условията на СИЕ, описани по-горе, оказват въздействие върху търговията и притежават потенциал да нарушат конкуренцията.
(339)
В точка 3.1 от своето решение за откриване на процедурата, Комисията изрази съмнения по отношение на естеството на държавна помощ във връзка с електроцентрала Paks поради разликите, които могат да съществуват между СИЕ на тази централа и другите СИЕ по отношение на ръководните му принципи. В резултат от своите разследвания обаче Комисията заключава, че горепосочената оценка на критериите за държавна помощ се прилага по същия начин към СИЕ на Paks, тъй като в него присъстват същите основни принципи заедно със специфичните характеристики, установени съгласно съответните критерии.
(340)
Въз основа на горепосочената оценка, Комисията счита, че главните условия на задължението за изкупуване, заложени в СИЕ, т.e. запазването на капацитет и гарантираното изкупуване от страна на MVM при условия, които гарантират възвръщаемостта на инвестициите на електроцентралите, като същевременно ги предпазват от търговските рискове от обслужването на техните централи, представляват държавна помощ по смисъла на член 87, параграф 1 от Договора за ЕО. Тази държавна помощ се постига чрез комбинацията от запазване на капацитет, минимално гарантирано изкупуване, механизъм за определяне на цените, основан на такса за капацитет и такса за електроенергия, която покрива постоянни, променливи и капиталови разходи, в рамките на дълъг период отвъд нормалните търговски практики.
7.4. Приложимост на СИЕ след присъединяването
(341)
Заинтересованите страни се аргументират, че в съответствие с общия принцип за недопускане на прилагане с обратна сила, мерки, които са били установени в съответствие със законодателството преди присъединяването, следва да не се проучват от Комисията след присъединяването.
(342)
Комисията не може да се съгласи с този аргумент. Всички мерки, независимо от тяхната законност в съответствие с националните правила преди присъединяването, става обект на правилата на достиженията на правото на Общността към датата на присъединяване. Специфичните правила за мерки за държавна помощ, изложени в приложение IV към Акта за присъединяване, се прилагат към мерки за помощ дори ако те са били установени в съответствие с националните законови правила преди присъединяването.
(343)
Приложение IV.3, параграф 1 от Акта за присъединяване определя като съществуваща помощ само три категории мерки: i) мерки, приведени в действие преди 10 декември 1994 г.; ii) мерки, които - след проучване от страна на Комисията - са били включени в списъка в приложение IV към Договора за присъединяване; и iii) мерки, одобрени от Комисията в съответствие с така наречения междинен механизъм. Всички мерки, които продължават да са приложими след датата на присъединяването, които представляват държавна помощ и които не попадат в една от тези три категории, се считат за нова помощ считано от момента на присъединяване; поради това Комисията има правомощия да забрани тези мерки, ако те са несъвместими с общия пазар. Това прилагане на правилата за държавна помощ към бъдещи ефекти на мерки, които продължават да са приложими след присъединяването, не включва прилагане с обратна сила на правилата на ЕО относно държавна помощ и във всеки случай е разрешено от Акта на присъединяване.
(344)
Приложение IV.3., параграф 2 от Акта за присъединяване определя „междинния механизъм“. То предоставя правна рамка за оценка на схеми за помощ и индивидуални мерки за помощ, приведени в действие в нова държава-членка преди датата на присъединяване, които продължават да са приложими след присъединяването.
(345)
Заинтересованите страни се аргументират, че, тъй като правилата на Общността относно държавна помощ се прилагат само от датата на присъединяване, единствено мерки за помощ, които предоставят допълнителна изгода след присъединяването, могат да се определят като приложими след присъединяването. Те се аргументират, че СИЕ не водят до никаква допълнителна изгода след присъединяването, тъй като техните формули за определяне на цените са определени преди присъединяването и съответно че финансовият риск за държавата е бил изцяло известен преди присъединяването.
(346)
Комисията стига до следните заключения. СИЕ изтичат между 2010 и 2024 г., т.e. след присъединяването. Комисията е считала само в извънредни случаи, че дадена мярка за помощ, която продължава да се прилага след присъединяването, не представлява помощ, приложима след присъединяването, по смисъла на Акта за присъединяване. Независимо от това, такава извънредна практика, както всички изключения в закона, следва да се тълкува stricto sensu, за да се избегне излизането извън контрола на държавна помощ от страна на Комисията на мерки, за които подписалите Акта за присъединяване страни са възнамерявали да бъдат подложени на такъв контрол.
(347)
В този контекст Комисията действително е считала в своята практика (101), че мерки за помощ, за които точният икономически риск за държавата е изцяло известен преди присъединяването, не са приложими след присъединяването по смисъла на приложение IV към Акта за присъединяване.
(348)
СИЕ не определят горна граница на размера на финансов риск за държавата, нито е възможно той да се изчисли точно преди присъединяването за цялата продължителност на СИЕ.
(349)
Напротив, икономическият риск за държавата в съответствие със СИЕ зависи от параметри, чието бъдещо развитие е било неизвестно при присъединяването. Освен това СИЕ са гарантирали на производителите защита от промените в разходите, които не са били свързани с трансакции или събития преди присъединяването, а са касаели бъдещи развития и поради това не са били известни към датата на присъединяването.
(350)
По-специално фактът, че рискът за държавата в съответствие със СИЕ не е бил известен към датата на присъединяване и че СИЕ са налагали задължения за държавата след присъединяването, се демонстрира от следните обстоятелства.
(351)
Първо, точните цени на електроенергията, на които производителите на електроенергия продават електроенергия на MVM, не са посочени в отделните СИЕ. Цените са резултат от изчисления, извършвани чрез формула, съставена от параметри, които се променят по непредвидим начин.
(352)
Формулите за определяне на цени на СИЕ включват такса за капацитет и такса за електроенергия заедно с други различни допълнителни такси в зависимост от съответните производители.
(353)
Формулите определят само допустимите разходи и плащания за всяка категория от такси, както и значението на тази категория от такси в цената.
(354)
Самите производители, както и MVM, признаха в своите мнения, че точното значение на определени категории от такси е трябвало допълнително да се разясни в преговори с MVM.
(355)
Голям брой категории на разходи, посочени в СИЕ, са променливи и не могат да бъдат известни с точност преди присъединяването. Например:
(356)
Такса за капацитет
Тази категория на разходи взема под внимание както гарантирания капацитет, така и действително използвания за MVM капацитет. Тази категория на разходи зависи, наред с други неща, от годишно, месечно и седмично планиране. Всяко СИЕ се позовава на правилата за периодичното планиране и точната крайна цена във всяко СИЕ зависи от годишните, месечните и седмичните планове. По определение, тези категории на разходи не могат да бъдат определени предварително с голяма точност. Страните могат например да предвидят „свръхкапацитет“ за даден период от време в своите планове. Цялостната цена, която трябва да се заплати от MVM, по необходимост ще зависи от други параметри, например времето, което оказва въздействие върху търсенето на електроенергия.
Тази категория на разходи също така зависи от обменния курс на HUF.
(357)
Такса на електроенергия
Тази категория на разходи зависи най-вече от разходите за гориво. Тези разходи се променят в съответствие с пазарни правила извън контрола на страните. Разходите, свързани с бъдещото развитие на цените на горивото, не са обект на конкретна горна граница в СИЕ.
Освен това точният размер на таксите за електроенергия, платими за определен период от време естествено зависи от точното количество на продажбите на MVM, които могат да се изчислят само a posteriori.
(358)
Допълнителни такси (където е приложимо)
Някои СИЕ предвиждат допълнителна такса за капацитет, който е бил запазен, но впоследствие не е бил използван. Точният размер на тази такса по определение не може да се посочи предварително.
(359)
В повечето СИЕ е налице система на бонус/малус, при която производителите имат право на бонус, ако оперират с по-голям капацитет в периоди на върхово натоварване от предвидения в СИЕ, или ако произвеждат повече електроенергия. Малус се предвижда за производител, който осигурява по-малко капацитет от прогнозирания в СИЕ и годишните/месечните планове.
(360)
Тези изчисления, като другите, посочени по-горе, се основават на периодични оперативни планове и също така зависят от поведението на самия производител. Те при никакви обстоятелства не могат да се определят предварително.
(361)
Всичко горепосочено показва, че фиксирането на точна крайна цена за изкупуване на електроенергия за договори с продължителност от 15 до 27 години е технически невъзможно. Точната цена взема предвид периодични производствени планове и зависи от търсенето на електроенергия, поведението на страните по договора, цените на горивата и др.
(362)
Дори ако не всички тези аргументи са приложими за всички СИЕ (тъй като категориите на допустими разходи се различават в известна степен в зависимост от СИЕ), всички СИЕ съдържат ценови елементи, които не може предварително да се определят с точност.
(363)
В този контекст, Комисията счита, че наличието на формула за определяне на цените не представлява достатъчна горна граница на икономическия риск за държавата. Самото наличие на редица променящи се фактори във формулата прави невъзможно определянето на бъдещото ниво на излагане на държавата с достатъчна точност.
(364)
Като второстепенен аргумент, финансовият риск за MVM в съответствие със СИЕ до голяма степен зависи от търсенето. Той се равнява на разликата между покупната цена в съответствие със СИЕ и приходите, които MVM може да генерира чрез продажба на електроенергия. Цената, на която MVM продава своята електроенергия обаче, не може да се предвиди. Тя зависи от точните приходи, генерирани от продажбите на MVM в съответствие с неговите споразумения с регионалните дистрибутори, резултата от неговите търгове с явно наддаване, търгове с подаване на оферти и продажби на „пазара“ („Piactér“). Тези цени също така се повлияват от периодичното официално регулиране на цените и промените на търсенето на пазара. Това увеличава непредвидимостта на риска за държавата в съответствие със СИЕ. Може дори да се окаже, че гарантираното изкупуване, предвидено в СИЕ, все повече превишава реалните нужди на MVM, особено след пълното либерализиране на пазара на електроенергия през януари 2008 г. Излишъкът на електроенергия може да доведе до дори по-високи неизвестни разходи, като увеличи още повече непредвидимостта на точния риск за държавата в съответствие със СИЕ.
(365)
Поради това плащанията от страна на MVM на производителите на електроенергия след присъединяването на са просто извършване на траншове в рамките на цялостна фиксирана горна граница, установена преди присъединяването.
(366)
Следователно оценяваните СИЕ в настоящото решение са приложими след присъединяването по смисъла на точка 3 от приложение IV към Акта за присъединяване.
7.5. СИЕ като „нова помощ“ за разлика от „съществуваща помощ“
(367)
В съответствие с точка 3 от приложение IV към Акта за присъединяване, „ако Комисията не възрази срещу съществуващата мярка за помощ на основание на сериозни съмнения за съответствието на мярката с Общия пазар, в рамките на три месеца от получаването на пълната информация за тази мярка или от получаването на изявлението на новата държава-членка, в която тя информира Комисията, че счита, че предоставената информация е пълна, поради това, че допълнително изисканата информация не е налице или че вече е била предоставена, счита се, че Комисията не е възразявала.“
(368)
Въз основа на този член, някои заинтересовани страни се аргументираха, че Комисията е изпуснала тримесечния срок след уведомлението на Унгария от 31 март 2004 г. и поради това имплицитно е одобрила мярката в съответствие с междинната процедура.
(369)
В това отношение Комисията изтъква, че предметът на уведомлението от 31 март 2004 г. в съответствие с междинната процедура е бил указ относно компенсации, предоставени на MVM, а не СИЕ. Уведомлението е било оттеглено от Унгария и впоследствие Комисията е отворила случай № относно самите СИЕ (вж. глава 1 по-горе).
(370)
Трябва да се отбележи също така, както е показано от таблицата по-долу, че Комисията в действителност не е изпуснала тримесечния срок, цитиран от заинтересованите страни:
Събитие
Дата
Краен срок след получаване на информацията
Уведомление от Унгария
31.3.2004 г.
Въпроси от Комисията
29.4.2004 г.
29 дни
Отговори от Унгария
4.6.2004 г.
Въпроси от Комисията
10.8.2004 г.
2 месеца и 6 дни
Отговори от Унгария
21.10.2004 г.
Въпроси от Комисията
17.1.2005 г.
2 месеца и 27 дни
Отговори от Унгария
7.4.2005 г.
Оттегляне на уведомлението от Унгария
15.4.2005 г.
8 дни
(371)
В допълнение към горепосочената кореспонденция бяха проведени лични срещи на Комисията и унгарските органи на 15 юли 2004 г., 30 ноември 2004 г. и 12 януари 2005 г.
(372)
Що се отнася до настоящата процедура, в нея Комисията оценява дали СИЕ съдържат съществуваща или нова помощ въз основа на разпоредбата на Акта за присъединяване и процедурния регламент.
(373)
В съответствие с глава 3 от приложение IV към Акта за присъединяване, всички мерки за държавна помощ, които са били приведени в действие преди присъединяването, които продължават да са приложими след тази дата и които не попадат в една от категориите на съществуваща помощ, посочени по-долу, се считат към момента на присъединяване за нова помощ по смисъла на член 88, параграф 3 от Договора за ЕО.
(374)
Обхванатите от настоящото решение СИЕ са влезли в сила между 1995 и 2001 г., т.e. преди Унгария да се присъедини към ЕС на 1 май 2004 г. Настоящото решение касае само СИЕ, които са били в сила към датата на присъединяване. То не обхваща никакви СИЕ, които са преустановени преди тази дата. Поради всички допълнителни причини, посочени в точка 7.4 по-горе, мярката продължава да е приложима след присъединяването по смисъла на Акта за присъединяване.
(375)
Трите категории на съществуваща помощ, посочени в Акта за присъединяване, обхващат:
1.
Мерки за помощ, приведени в действие преди 10 декември 1994 г.
Всички СИЕ са били сключени и приведени в действие след 10 декември 1994 г.
2.
Мерки за помощ, които са били включени в списъка със съществуващи мерки за държавна помощ, приложен към Акта за присъединяване.
Нито СИЕ като цяло, нито някое отделно СИЕ са били включени в допълнението към приложение IV от Акта за присъединяване, посочено в точка 1, буква б), глава 3, приложение IV, което съдържа списъка със съществуващи мерки за помощ.
3.
Мерки за помощ, които преди датата на присъединяване са били оценени от органа за държавна помощ в държавата-членка и са били счетени за съвместими с правото на Общността, и срещу които Комисията не е възразила въз основа на сериозни съмнения относно съвместимостта с общия пазар съгласно процедурата, изложена в Акта за присъединяване, така наречената „междинна процедура“ (вж. глава 3, параграф 2 от приложение IV към Акта за присъединяване).
На Комисията не са били представени СИЕ в съответствие с така наречената междинна процедура.
(376)
Тъй като СИЕ не принадлежат към нито една от категориите на съществуваща помощ, изброени в Акта за присъединяване, те представляват нова помощ считано от датата на присъединяване.
(377)
Комисията отбелязва, че тази класификация също така е в съответствие с последното изречение на член 1, буква б), тире v) от процедурния регламент. Този член гласи, че когато определени мерки станат помощ след либерализиране в съответствие с правото на Общността (в този случай либерализиране на енергийния пазар в съответствие с Директива 96/92/ЕО, която влезе в сила в Унгария при нейното присъединяване към Европейския съюз), такива мерки не се считат за съществуваща помощ след датата, определена за либерализиране, т.е. те трябва да се считат за нова помощ.
(378)
Електроцентрала Budapest се аргументира, че последното изречение на член 1, буква б), тире v) от процедурния регламент следва да не се прилага. Електроцентралата се позовава на решението Alzetta Mauro (102), като се аргументира, че помощ, предоставена на пазар, който е бил затворен за конкуренция преди неговото либерализиране, трябва да се счита за съществуваща помощ считано от датата на либерализиране.
(379)
Комисията не може да приеме този аргумент. Както вече бе посочено по-горе, Комисията счита, че целта на разпоредбите за държавна помощ, съдържащи се в Акта за присъединяване, е именно да се гарантира, че всички мерки, които могат да нарушат конкуренцията между държавите-членки считано от датата на присъединяване, се преглеждат от Комисията. За разлика от договорите за присъединяване преди 1 май 2004 г., Актът за присъединяване, подписан на 1 май 2004 г., е изготвен така че да ограничава мерки, считани за съществуваща помощ, до трите специфични случая, описани по-горе. Решението Alzetta Mauro не касае мярка в обхвата на Акта за присъединяване и поради това не може да се счита за приложимо в тази връзка към оценяваните СИЕ. Освен това решението Alzetta Mauro касае ситуация преди влизането в сила на Регламент (ЕО) № 659/1999.
(380)
Електроцентрала Budapest също така се аргументира, че член 1, буква б), тире v) не се прилага към индивидуални мерки за помощ „тъй като индивидуалните мерки са помощ не са посочени изрично“. Комисията не може да приеме този аргумент. Няма причина, поради която позоваването на „помощ“ и на „определени мерки“ да не касае както индивидуална помощ, така и схеми за помощ. Член 4 от Регламент (ЕО) № 659/1999 последователно се позовава на „мерки“, предмет на уведомление, но Комисията приема, че заинтересованата страна не би оспорила, че член 4 ръководи изключително предварителното проучване на схеми за помощ, предмет на уведомление.
(381)
Поради това, въз основа на Акта за присъединяване и процедурния регламент, Комисията заключава, че СИЕ представляват нова помощ.
7.6. Валидно сключени частни споразумения не могат да се прекратят от Комисията („pacta sunt servanda“) - Правна несигурност - Пропорционалност
(382)
Комисията желае да отговори на мненията, представени от заинтересованите страни, че частноправни договори не могат да се прекратяват от Комисията, тъй като този изход, според заинтересованите страни, би бил в противоречие с правилата относно държавна помощ на Договора за ЕО, принципа на правна сигурност и изискването за пропорционалност.
(383)
Комисията отхвърля тези аргументи. Формата на помощта (частноправен договор в случая на СИЕ) не е подходяща от гледна точка на държавната помощ; за анализа на Комисията е важен единствено ефектът на мярката. Ако условията на частноправен договор водят до неправомерна и несъвместима държавна помощ за една от страните, тези условия трябва да бъдат прекратени от държавата-членка. Прекратяването на незаконната и несъвместима мярка за държавна помощ трябва да се нареди от Комисията, дори ако държавната помощ представлява толкова съществена част от споразумението, че нейното прекратяване би засегнало действителността на самото споразумение.
(384)
Що се отнася до правната сигурност, Комисията стига до следните заключения. Европейското споразумение, създаващо асоциация между Европейските общности и държавите-членки от една страна, и Република Унгария от друга страна, което проправи пътя за присъединяването, бе подписано на 16 декември 1991 г. и влезе в сила 1 февруари 1994 г., т.e. преди сключването на СИЕ. Унгария официално кандидатства за присъединяване на 31 март 1994 г. По времето, когато страните са сключили СИЕ (между 1995 г. и 2001 г.), съгласно член 62 от Европейското споразумение, Унгария вече е била длъжна да хармонизира правилата за конкуренция с Договора за ЕО. Също така бе ясно, че СИЕ са сключени са толкова дълъг период, че няма да приключат преди присъединяването на Унгария към ЕС.
(385)
Република Унгария подписа Договора за присъединяване на 16 април 2003 г. (103). Договорът за присъединяване влезе в сила на 1 май 2004 г. Считано от датата на присъединяване, разпоредбите на оригиналните основни договори и тези от вторичното законодателство станаха задължителни за Унгария в съответствие с член 2 от Акта за присъединяване. Следователно така наречените достижения на правото на Общността се прилагат към всички договорни отношения в новите държави-членки и всякакви изключения от това правило могат да произтичат единствено от самия Акт за присъединяване. Актът за присъединяване, анексиран към Договора, и неговите приложения не предвиждат никакви изключения съгласно правилата за държавна помощ, които биха освободили СИЕ или енергийния сектор като цяло от прякото прилагане на законодателството на ЕО относно държавната помощ.
(386)
Така Комисията е длъжна да прилага законодателството на ЕС относно конкуренцията по отношение на Унгария по същия начин, както го прави по отношение на всички останали държави-членки що се отнася до енергийния сектор. За разлика от аргументите на заинтересованите страни, Комисията счита, че всъщност именно неприлагането на правилата за държавна помощ по отношение на СИЕ би довело до правна несигурност на общия енергиен пазар. Присъединяването на държава-членка може действително да доведе до ситуации, в които дадена мярка, която не нарушава никоя част от националното законодателство преди приемането, се квалифицира като държавна помощ считано от присъединяването и като така тя попада в обхвата на контрол на Комисията относно държавна помощ.
(387)
Поради това Комисията не откри основателни аргументи в мненията на заинтересованите страни за това, че настоящата процедура е несъвместима с принципа на правна сигурност.
7.7. Оценка на съвместимостта
(388)
Член 87, параграф 1 от Договора за ЕО предвижда обща забрана на държавната помощ в рамките на Общността.
(389)
Член 87, параграфи 2 и 3 от Договора за ЕО предвиждат изключения от общото правило, че такава помощ е несъвместима с общия пазар, както се заявява в член 87, параграф 1.
(390)
Изключенията в член 87, параграф 2 от Договора за ЕО не се прилагат в настоящия случай, тъй като мярката няма социален характер, не е била предоставена на индивидуални потребители, не е предвидена за отстраняване на щети, причинени от природни бедствия или извънредни събития и не е била предоставена на икономиката в отделни региони на Федерална република Германия, засегнати от разделянето на тази страна.
(391)
В член 87, параграф 3 от Договора за ЕО са предвидени допълнителни изключения.
(392)
Член 87, параграф 3, буква a) гласи, че „помощ за стимулиране на икономическото развитие на региони, където стандартът на живот е необичайно нисък или където има високо равнище на безработица“ може да се счита за съвместима с общия пазар. Цялата територия на Унгария може да бъде разглеждана като такъв регион по време на нейното присъединяване и повечето от нейните региони все още могат да се възползват от такава помощ (104).
(393)
Комисията прие насоки за оценката на такава помощ. Когато Унгария се присъедини към ЕС, насоките относно национална регионална помощ (105) („предишните насоки относно регионална помощ“) бяха в сила. Тези насоки също така ръководеха оценката на регионална помощ в контекста на член 87, параграф 3, буква в) от Договора за ЕО. За периода след 1 януари 2007 г. Комисията прие нови насоки относно регионална помощ (106) („новите насоки относно регионална помощ“).
(394)
И според двата вида насоки относно регионална помощ, държавната помощ може по принцип да се разреши само за инвестиционни разходи (107). В съответствие с двата вида насоки:
(395)
„Регионална помощ, предназначена за намаляване текущите разходи на дружеството (оперативна помощ), по принцип е забранена. Независимо от това такава помощ по изключение може да бъде предоставяна в региони, приемливи за подпомагане по член 87, параграф 3, буква а), ако i) помощта е оправдана с оглед приноса ѝ за регионалното развитие и предвид нейното естество, и ii) размерът ѝ е пропорционален на затрудненията, към чието облекчаване е насочена. Държавата-членка е тази, която трябва да докаже наличието и тежестта на евентуалните затруднения“ (108).
(396)
Помощта не може да се разглежда като инвестиционна помощ. Инвестиционната помощ се определя чрез използване на списък с потенциални отговарящи на критериите разходи, които се посочват и в двата вида насоки за регионална помощ. Плащанията в съответствие със СИЕ ясно покриват и други разходи. Най-очевидният пример е, че СИЕ гарантират разходите за гориво, свързани с дейността на електроцентралите. СИЕ покриват и разходи за персонал. Очевидно тези разходи не отговарят на критериите за инвестиционна помощ. Напротив, те са част от текущите разходи на оператора и като такива трябва да се включат в оперативните разходи, както са определени и от двата вида насоки за регионална помощ.
(397)
Що се отнася до оперативната помощ, по време на процедурата нито унгарските органи, нито заинтересованите страни не демонстрираха никакви регионални затруднения, свързани със специфичните региони, обхванати от СИЕ, нито показаха пропорционалността на нивото на помощ във връзка с такива затруднения.
(398)
Освен това и двата вида насоки за регионална помощ предвиждат оперативната помощ във всеки случай постепенно да се намалява и ограничава с течение на времето. Помощта, предоставена чрез СИЕ, не се намалява постепенно и за продължителността от 15 до 27 години отива далеч отвъд разрешеното и според двата вида насоки. СИЕ също така не попадат в обхвата на което и да е специфично изключение в насоките за регионална помощ, нито пък унгарските органи и заинтересованите страни са твърдели нещо такова.
(399)
В контекста на горепосоченото Комисията заключава, че помощта не отговаря на критериите за дерогацията, предвидена в член 87, параграф 3, буква а) от Договора за ЕО.
(400)
Член 87, параграф 3, буква б) от Договора за ЕО гласи, че „помощ за насърчаване изпълнението на важен проект от общоевропейски интерес или за преодоляването на сериозни затруднения в икономиката на държава-членка“ може да бъде обявена за съвместима с общия пазар.
(401)
Комисията отбелязва, че въпросната помощ не е предвидена за насърчаване изпълнението на важен проект от общоевропейски интерес.
(402)
Комисията също така не откри никакви доказателства, че помощта е предвидена за преодоляване на сериозно затруднение в унгарската икономика. Комисията признава, че електроенергията е важен продукт за икономиката на всяка държава-членка и че е имало необходимост от модернизиране на този сектор в Унгария през 90-те години на 20-ти век.
(403)
Комисията счита обаче, че понятието „сериозни затруднения в икономиката на държава-членка“ касае много по-сериозни случаи и не може да се прилага към споразумения, осигуряващи нормални доставки на електроенергия. Освен това Комисията отбелязва, че това понятие съдържа аспект на неотложност, който е несъвместим със СИЕ.
(404)
Нито унгарските органи, нито заинтересованите страни не заявиха, че СИЕ са съвместими с член 87, параграф 3, буква б) от Договора за ЕО.
(405)
С оглед на горепосоченото, Комисията заключава, че помощта не отговаря на изискванията за дерогацията, заложена в член 87, параграф 3, буква б) от Договора за ЕО.
(406)
Член 87, параграф 3, буква г) от Договора за ЕО гласи, че помощ за насърчаване на културата и опазване на наследството може да се счита за съвместима с Договора за ЕО, когато тази помощ не засяга условията на търговия и конкуренция в Общността в степен, противоречаща на общия интерес. Този член очевидно не се прилага към СИЕ.
(407)
Член 87, параграф 3, буква в) предвижда разрешаване на помощ за улесняване развитието на някои икономически дейности или на някои икономически региони, доколкото такава помощ не засяга по неблагоприятен начин условията на търговия до степен, която противоречи на общия интерес. Комисията е изготвила няколко насоки и съобщения, които обясняват как ще прилага дерогацията, съдържаща се в този член.
(408)
Що се отнася до старите и новите насоки относно регионална помощ, несъвместимостта на СИЕ с тези насоки е показана в съображения 393-398 по-горе.
(409)
Комисията отбелязва, че насоките относно околната среда, приложими по време на присъединяването на Унгария към ЕС (109), подобно на насоките относно регионална помощ, разрешават най-вече инвестиционна помощ. Оперативната помощ се ограничава до специфични цели. Първата от тях е помощ за управление на отпадъци и за спестяване на електроенергия (раздел Д.3.1), която е ограничена до максимална продължителност от 5 години. Втората е помощ под формата на намаляване или освобождаване от данъци (раздел Д.3.2). Третата е помощ за възобновяеми енергийни източници (раздел Д.3.3). Очевидно нито една от тези разпоредби не се прилага в настоящия случай.
(410)
Четвъртият и последен вид оперативна помощ, която може да бъде разрешена, е помощ за комбинираното производство на електрическа и топлинна енергия, наричано по-нататък „комбинирано производство“ (раздел Д.3.4). Някои от засегнатите производители произвеждат топлинна и електрическа енергия. Условията на точка 66 и следователно условията на вариантите в съответствие с точки 58-65 от насоките относно околната среда обаче, не са изпълнени от СИЕ. Едно от условията, заложени в точка 66, е, че мярката за помощ е полезна по отношение опазването на околната среда, тъй като ефективността при преобразуване е особено висока, защото мярката ще позволи намаляване на потреблението на електроенергия или защото производственият процес ще е по-безвреден за околната среда. Нищо в информацията, с която Комисията разполага, не показва, че това условие е изпълнено.
(411)
Трите варианта, които държавите-членки могат да използват, за да предоставят оперативна помощ за комбинирано производство, са както следва:
-
вариант 1: помощ за компенсиране на разликата между производствените разлики на централата за комбинирано производство и пазарната цена на произведената електроенергия;
-
вариант 2: въвеждане на пазарни механизми като екологосъобразни сертификати или търгове с подаване на оферти;
-
вариант 3: помощ за компенсиране на избегнатите външни разходи, представляващи разходите за околната среда, които обществото би понесло, ако същото количество електроенергия не бе произведено чрез комбинирано производство;
-
вариант 4: помощ, ограничена до 5 години, която или намалява, или е ограничена до 50 % от допустимите разходи.
(412)
Очевидно е, че СИЕ не отговарят на условията на вариант 2 и вариант 3. Условията на вариант 1 също не са изпълнени, тъй като пазарната цена на произвежданата електроенергия не се използва за изчисляване на размера на помощта. Размерът на помощта, прехвърлена в съответствие с дадено СИЕ, зависи не от цените, предлагани от който и да е друг производител на електроенергия, а единствено от инвестиционните и оперативни разходи, понесени от въпросния производител.
(413)
Освен това нито Унгария, нито който и да е от съответните производители, не заяви, че е налице съвместимост въз основа на тези членове, нито демонстрира, че плановете отговарят на критериите на насоките относно околната среда за оперативна помощ във връзка с комбинирано производство.
(414)
На 23 януари 2008 г. Комисията прие нови насоки относно държавна помощ за защита на околната среда (110). Тези нови насоки също позволяват оперативна помощ само в случай на спестяване на електроенергия, комбинирано производство, използване на възобновяеми енергийни източници и намаляване или освобождаване от данъци. Както е посочено по-горе, нито едно от тези не се прилага към СИЕ.
(415)
Що се отнася до комбинираното производство, има три варианта, от които държавите-членки могат да избират, когато предоставят такава помощ:
-
вариант 1: помощ за компенсиране на разликата между производствените разходи на централата за комбинирано производство и пазарната цена на произведената електроенергия;
-
вариант 2: въвеждане на пазарни механизми като екологосъобразни сертификати или търгове;
-
вариант 3: помощ, ограничена до 5 години, която или намалява, или е ограничена до 50 % от допустимите разходи.
Нито едно от условията на тези варианти не е изпълнено от СИЕ. Нито унгарските органи, нито производителите на електроенергия не предоставиха каквито и да е доказателства за изпълнението на тези критерии на новите насоки относно околната среда.
(416)
От насоките и съобщенията, които Комисията разработи, за да обясни как точно ще прилага дерогацията, съдържаща се в член 87, параграф 3, буква в), единственото, което би могло да се приложи в настоящия случай, е методологията за невъзвръщаемите разходи (вж. съображение 26 по-горе).
(417)
Методологията на невъзвращаемите разходи касае помощ, предоставена на дружества на пазара, които са инвестирали в електроцентрали преди либерализирането на сектора на електроенергия и които могат да изпитват затруднения при възстановяването на техните инвестиционни разходи в условията на либерализиран пазар. Тъй като една от основните характеристики на СИЕ е да позволи на определени дружества, които са инвестирали в активи за производство на електроенергия преди либерализирането на сектора на електроенергия, да продължат да извличат изгода от гарантиране на приходите, което обезпечава възвръщаемост на инвестициите, методологията трябва да се счита за подходяща основа за оценка на съвместимостта на СИЕ.
(418)
Комисията отбелязва, че нито унгарските органи, нито който и да е от засегнатите производители на електроенергия не се аргументират в своите мнения, че самите СИЕ са съвместими с критериите на методологията. Всъщност повечето производителите заключават, че СИЕ са търговски споразумения, сключени дълго преди появата на методологията, и критериите на механизъм на компенсация просто не са адекватни за оценка на СИЕ.
(419)
Основната цел на методологията за невъзвръщаеми разходи е да подпомогне прехода на енергийния сектор към либерализиран пазар, като позволи на предприятия за електроенергия на пазара да се адаптират към въвеждането на конкуренция (111).
(420)
Методологията излага принципите, прилагани от Комисията при оценяване на мерки за помощ, предвидени да компенсират разходите от ангажиментите или гаранциите, чието спазване може вече да е невъзможно поради либерализирането на пазара на електроенергия. Такива ангажименти или гаранции се наричат „невъзвръщаеми разходи“ и те могат да приемат разнообразни форми, най-вече инвестиции, осъществени при скрита или явна гаранция за продажба.
(421)
Тъй като самите СИЕ представляват явна гаранция за продажба от преди либерализирането, електроцентралите със СИЕ могат да се разглеждат като попадащи в обхвата на методологията.
(422)
Комисията отбелязва обаче, че няколко елемента от основните принципи, които съставляват СИЕ, не отговарят на условията, заложени в раздел 4 от методологията. Първо, те не отговарят на условието, заложено в параграф 4.2 от методологията, което изисква спогодбите за плащане на помощта да вземат предвид бъдещото развитие на конкуренцията. Механизмите за определяне на цените на СИЕ са съставени по начин, който взема предвид само специфични параметри на съответната електроцентрала при образуването на цената. Цените, предлагани от конкурентни производители, и техният производствен капацитет не се вземат под внимание.
(423)
В съответствие с точка 4.9 от методологията, Комисията изпитва много сериозни съмнения, когато е малко вероятно размерът на помощта да бъде адаптиран така че да вземе надлежно под внимание разликите между икономическите и пазарни предположения, направени първоначално при определяне на невъзвръщаемите разходи, и действителните промени в тях с течение на времето. СИЕ попадат в рамките на тази категория, тъй като при изготвянето на мярката за помощ не е било използвано нито едно пазарно предположение. Освен това фактът, че основните принципи на СИЕ са останали непроменени въпреки постепенното отваряне на пазара на електроенергия и поради това водят до задължението от страна на MVM да купува електроенергия, която надвишава неговите нужди, и да я освобождава на свободния пазар, ясно показва, че СИЕ не вземат под внимание действителното развитие на пазара.
(424)
Освен това както е показано в глава 3 по-горе, едно от основните предимства на СИЕ за производителите на електроенергия е задължението за изкупуване от страна на MVM на фиксиран капацитет и гарантирани количества на цена, която обхваща постоянни, променливи и капиталови разходи, в рамките на период, отговарящ приблизително на жизнения цикъл или времето за амортизиране на активите. Като последствие, СИЕ водят до задължаване на една от страните да купува своята електроенергия от другата страна независимо от действителното развитие на оферти от конкуренти.
(425)
Няколко държави-членки са въвели механизми за компенсация, според които предварително се определя максимален размер на помощта въз основа на анализ на бъдещия конкурентен пазар и по-специално бъдещите пазарни цени в резултат от конфронтацията на търсене и предлагане. Ако действителните приходи, получавани от засегнатите производители, се окажат по-високи от предвидените, действителните субсидии се преизчисляват и се установяват на по-ниско ниво от максималната сума. Поради това въздействието на компенсацията върху пазара е ограничено до минимум, най-вече защото не гарантира минимално ниво на производство и продажби на получателите.
(426)
В това отношение, вместо да подпомага прехода към конкурентен пазар, СИЕ всъщност създават пречка пред развитието на действителна конкуренция в съществена част от пазара за производство на електроенергия. Поради това, спогодбите за изплащане на помощта не дават възможност за вземане под внимание на бъдещото развитие на конкуренцията и размерът на помощта не зависи от развитието на действителна конкуренция.
(427)
Следователно те също така са в противоречие с принципите, заложени в раздел 5 от методологията, според който спогодбите за финансиране не трябва да са в разрез с интереса на Общността, особено по отношение на конкуренцията. В съответствие с раздел 5, спогодбите за финансиране не трябва да водят до възпиране на външни предприятия или нови участници да навлязат на определени национални или регионални пазари. Както обаче е подчертано inter alia в съображение 220, системата на запазване на капацитет и такса за капацитет е с тенденция да възпира MVM - който определено е най-големият купувач на пазара за търговия на едро - да се обърне към други производители, различни от тези със СИЕ. Освен това отварянето на пазара и условията, заложени в СИЕ, принуждават MVM да купува повече електроенергия от тази, от която се нуждае, и това го принуждава да препродава тази електроенергия на свободния пазар чрез механизмите за освобождаване. Това само по себе си възпрепятства ново навлизане на пазара за търговия на едро. Накрая, Комисията счита, че СИЕ води до нарушения на конкуренцията на унгарския пазар за търговия на едро на електроенергия за период, който много превишава времето, необходимо за разумен преход към конкурентен пазар.
(428)
Правилата, съставляващи СИЕ, не отговарят на критериите, заложени в параграф 4.5 от методологията, тъй като максималният размер на помощта, която трябва да се изплати на производителите между 1 май 2004 г. и изтичането на СИЕ, не е посочен предварително.
(429)
Освен това точка 4.8 от методологията посочва, че Комисията изпитва много сериозни съмнения относно помощ, чиято цел е да предпазва всички и част от приходите с дата преди влизането в сила на Директива 96/92/ЕО (112), без да се вземат строго под внимание допустимите невъзвръщаеми разходи, които могат да бъдат понесени поради отварянето на пазара.
(430)
Фактът, че СИЕ са били поддържани при присъединяването на Унгария към Европейския съюз, е целял именно предпазване на по-голямата част от приходите, получавани от въпросните производители на електроенергия преди влизането в сила на Директива 96/92/ЕО. Освен това електроцентралите със СИЕ обхващат много важен дял от пазара и за много дълъг период, който значително надвишава времето, необходимо за разумен преход към пазара.
(431)
Освен това в рамките на основните разпоредби, съставляващи СИЕ, Комисията не може да изолира набор от елементи, който може да се счита за съвместим с общия пазар в съответствие с методологията. По-специално, намаляване на продължителността на СИЕ не би било достатъчно, за да направи СИЕ съвместими, тъй като методът на финансиране, основан на запазен капацитет и гарантирани изкупвани количества, би продължил да възпрепятства развитието на действителна конкуренция. Механизмите за образуване на цените също биха продължили да противоречат на целта да се насърчи появата на един наистина конкурентен пазар, при който цените се определят от взаимодействието между търсене и предлагане.
(432)
В контекста на горепосочените съображения Комисията заключава, че СИЕ са несъвместими с критериите, заложени в методологията.
(433)
Някои заинтересовани страни също така се аргументираха, че член 86, параграф 2 от Договора за ЕО би могъл да се прилага към СИЕ дори ако не отговарят на критериите на решението Altmark.
(434)
Комисията счита, че изложените доводи в съображения 255-275 доводи по отношение на критериите на решението Altmark също така водят до заключението, че член 86, параграф 2 не може да се прилага към СИЕ.
(435)
Член 86, параграф 2 може да се прилага само към дружества, които осигуряват конкретно определени услуги от общ икономически интерес, а настоящият случай не е такъв, както бе демонстрирано в съображения 256-267 по-горе. Освен това компенсацията за осигуряване на УОИИ трябва да бъде пропорционална на понесените допълнителни разходи; с други думи, трябва да е възможно да се определи обхвата на УОИИ, за да може да се изчислят съответните разходи. Случаят тук не е такъв, както бе демонстрирано в съображения 268-270 по-горе.
(436)
Следователно оценяваната помощ представлява несъвместима държавна помощ.
7.8. Възстановяване
(437)
В съответствие с Договора за ЕО и установената съдебна практика на Съда на Европейските общности, Комисията е компетентна да реши дали въпросната държава трябва да отмени или измени помощта (113), когато е било установено, че тя е несъвместима с общия пазар. Съдът също така нееднократно е постановявал, че задължението на дадена държава да отмени помощ, счетена от Комисията за несъвместима с общия пазар, цели да възстанови съществувалото преди това положение (114). В този контекст, Съдът постанови, че тази цел е постигната след като получателят е изплатил сумите, предоставени посредством неправомерна помощ, като така се е отказал от предимството, което е имал над своите конкуренти на пазара, и положението от преди предоставянето на помощта е възстановено (115).
(438)
След установяването на тази съдебна практика, в член 14 от Регламент (ЕО) № 659/99 бе записано, че „когато са взети отрицателни решения в случаи с неправомерна помощ, Комисията решава съответната държава-членка да вземе всички необходими мерки за възстановяване на помощта от получателя. Комисията не изисква възстановяване на помощта, ако това противоречи на общ принцип на правото на Общността.“
(439)
Някои заинтересовани страни се аргументираха, че прекратяването на частноправни договори с решение на Комисията би било в противоречие с принципа на правна сигурност, тъй като СИЕ са частноправни договори, които производителите са сключили добросъвестно при съществуващите условия на пазара в онзи период. Те също така се аргументират, че такова решение би противоречало на принципа на пропорционалност. Комисията отхвърля тези аргументи поради причините, изложени в съображения 382-387.
(440)
По отношение на пропорционалността, Съдът постанови, че възстановяването на неправомерно предоставена държавна помощ с цел възстановяване на предишното положение по принцип не може да бъде считано за непропорционално на целите на разпоредбите на Договора относно държавна помощ (116).
(441)
Поради това Комисията счита, че има достатъчно основания за възстановяване на помощта, предоставена чрез СИЕ, за да се върнат условията на конкуренция.
(442)
В съображения 176-236 бе показано, че предимството, произтичащо от СИЕ отива отвъд всяка положителна разлика между цените съгласно СИЕ и цените, които биха могли да се постигнат на пазара без СИЕ.
(443)
Комисията счита обаче, че цялостната стойност на всички условия, съдържащи се в дългосрочните задължения за изкупуване на MVM, изложени в съображения 174-236, за периода от 1 май 2004 г. и прекратяването на СИЕ, не може да бъде точно изчислена. Следователно при нареждане неправомерната помощ да бъде възстановена, Комисията ще ограничи своето нареждане за възстановяване до разликата, която може да е съществувала между приходите на производителите на електроенергия в съответствие с техните СИЕ и приходите, които биха могли да получават на пазара без СИЕ в рамките на този период.
(444)
При определяне на сумата, която трябва да бъде възстановена от производителите, Комисията признава, че точното изчисляване на размера на държавната помощ, от която получателите действително са се възползвали, е доста сложно, тъй като зависи от това какви биха били цените и количеството на произведена и продадена електроенергия на унгарския пазар за търговия на едро на електроенергия между 1 май 2004 г. и датата на прекратяване на СИЕ, ако нито едно от СИЕ не е било в сила през този период. Тъй като СИЕ обхващат по-голямата част от унгарския производствен капацитет, пазарът е щял да бъде значително по-различен при „съпоставителния сценарий“ (117) отколкото е бил в действителност.
(445)
Специфична характеристика на електроенергията е, че тя не може да бъде съхранявана икономично след като е била произведена. За да се гарантира стабилност на мрежата, търсенето и предлагането на електроенергия трябва да бъдат балансирани във всеки един момент. Следователно количеството електроенергия, която производителите и вносителите на електроенергия могат да продадат на пазара за търговия на едро в рамките на определен период, и цената, която могат да получат за тази електроенергия, не зависят от цялостното количество електроенергия, която купувачите търсят през този период, а от количеството електроенергия, което се търси във всеки един момент (118). Освен това търсенето на електроенергия варира значително в рамките на деня и в зависимост от сезона, което означава, че капацитетът на производство и внос, необходим за задоволяване на търсенето във всеки един момент, също варира и че определени съоръжения за производство на електроенергия осигуряват електроенергия само в период на голямо търсене (119). Следователно дейността на пазара не може да бъде оценена с абсолютна точност въз основа на годишните данни за потребление, производство и цени, с които Комисията разполага.
(446)
В съответствие със съдебната практика на Съда обаче, нито една разпоредба от законодателството на Общността не изисква от Комисията при нареждане за възстановяване на помощ, обявена за несъвместима с общия пазар, да определи точния размер на помощта, която трябва да се възстанови. Достатъчно е решението на Комисията да включва информация, която позволява на получателя самостоятелно да определи сумата без големи затруднения (120).
(447)
Следователно Комисията предоставя насоки за количествено определяне на сумата, която трябва да бъде възстановена. Както бе посочено по-горе, СИЕ обхващат толкова значителен дял от унгарския пазар за производство на електроенергия, че цените без СИЕ биха били съвсем различни от действително наблюдаваните цени в частта на пазара, на която отсъстват СИЕ. Следователно цената, която производителите биха могли да получат при отсъствие на СИЕ, може да бъде изчислена въз основа на пазарна симулация, състояща се в анализиране на дейността на пазара за търговия на едро на електроенергия в рамките на „съпоставителния сценарий“. Целта на симулацията е да се определи какви продажби и цени биха били постигнати в рамките на съпоставителния сценарий, за да се установят надеждни прогнози за сумите, които MVM би платило на въпросните производители за купената електроенергия от тях в съответствие с този сценарий. Симулацията трябва да отговаря на условията, изложени в следващите съображения.
(448)
Първо, предвид факта, че електроенергията има много ниска ценова еластичност на търсенето, симулацията следва да се извърши с предположението, че във всеки момент натоварването на системата в съпоставителния сценарий е идентично с действително наблюдаваното натоварване в онзи период.
(449)
Второ, както бе отбелязано в съображение 196, по-голямата част от електроенергията се продава на конкурентни пазари за търговия на едро чрез спотови и форуърдни договори. Разследването на сектора на електроенергията показа, че нивото на форуърдните цени зависи от индивидуални очаквания във връзка с развитието на цените на спотовия пазар. За разлика от спотовите пазари, за които икономическата теория показва, че при съвършено конкурентни условия цената във всеки един момент е най-високият краткосрочен пределен разход от всички съоръжения за производство, нужни за отговаряне на търсенето (121), при форуърдните пазари няма изричен критерий за цените, който да може да се изчисли чрез икономическата теория. Освен това не е възможно да се симулира въздействието на стратегиите, разработени от продавачи и купувачи, по отношение на арбитража между спотови и форуърдни договори. Този факт се демонстрира от голямото разнообразие ситуации, наблюдавани на пазарите за търговия на едро в Европа. Разследването на сектора на електроенергията показа, че съотношението между обема, търгуван под формата на спотови продукти, и националното потребление на електроенергия се различава значително между държавите-членки (122).
(450)
Както е посочено в съображение 198, спотовите цени, най-вече тези на спотовите енергийни борси, обикновено определят референтни стойности за целия пазар за търговия на едро, включително за форуърдните продукти. Поради това Комисията счита, че за да се установи размерът на помощта, която трябва да бъде възстановена, пазарът за търговия на едро следва да бъде симулиран при предположението, че цялата електроенергия би била търгувана чрез спотови договори с изключение на конкретните елементи, посочени в съображения 453-456.
(451)
Симулацията следва да бъде извършена въз основа на краткосрочните пределни разходи на съответните съоръжения за производство. Следователно симулацията следва да вземе предвид съответните данни, специфични за всяко съоръжение за производство на електроенергия, работило в Унгария (123) между 1 май 2004 г. и действителната дата на прекратяване на СИЕ, най-вече по отношение на инсталиран капацитет, топлинна ефикасност, разходи за гориво и други основни компоненти на променливите разходи, както и периоди на планирано и принудително спиране на електричеството. Освен това симулацията следва да се проведе при основното предположение, че във всеки един момент има една единствена цена на симулирания спотов пазар, която е резултат от механизмите за предлагане и търсене. Тази единствена цена се променя с течение на времето поради промени в търсенето и променливите разходи.
(452)
Симулацията следва да вземе предвид факта, че в съпоставителния сценарий MVM не би било длъжно да купува електроенергия, превишаваща неговите нужди за покриване на нуждите на сегмента на пазара за комунални услуги (124). Следователно механизмите за освобождаване, посочени в съображение 226 не биха съществували в съпоставителния сценарий и нуждите на MVM биха били ограничени до количествата, необходими за задоволяване на търсенето в сегмента за комунални услуги.
(453)
Симулацията следва също така да вземе предвид някои специфични, надлежно обосновани ситуации, които могат да доведат до отклонения от принципа на пределни разходи, лежащ в основата на цялата симулация. Съоръженията за комбинирано производство могат да се окажат в такива специфични ситуации. В зависимост от техните договорни или законови задължения по отношение на доставките на топлинна енергия, тези съоръжения могат да бъдат принудени да продават електроенергия на цена, по-ниска от техните краткосрочни пределни разходи.
(454)
Такива ситуации могат да засегнат и съоръжения за производство, облагодетелствани от схема за публична подкрепа на основание, че са базирани на технологии, щадящи околната среда. Такъв е случаят в Унгария, където законодателството налага на MVM и регионалните разпределителни дружества задължително изкупуване на електроенергия, произведена чрез комбинирано производство на топлинна и електрическа енергия, от отпадъци или от възобновяеми енергийни източници, при официално регулирани цени, които обикновено са по-високи от цените в конкурентния сектор на пазара за търговия на едро. Симулацията трябва да взема предвид, че в съпоставителния сценарий тази схема за задължително изкупуване също би била в действие. Поради това количествата, изкупвани от MVM съгласно режима за задължително изкупуване, и цените, плащани за тази електроенергия, биха били идентични с тези в действителния сценарий (125).
(455)
Симулацията също така следва да вземе под внимание факта, че известна част от физически наличния капацитет не е достъпен за доставяне на електроенергия на пазара за търговия на едро, тъй като той е запазен за осигуряване на балансиращи услуги за оператора на преносна система. В действителния сценарий балансиращите услуги са били осигурявани както от производители, работещи по СИЕ, така и от други производители. Симулацията следва да бъде извършена при предположението, че в „съпоставителния сценарий“ запазеният капацитет за осигуряване на балансиращи услуги на ОПС, осигуряваната въз основа на този капацитет електроенергия и получаваната за нея цена са същите като тези в действителния сценарий.
(456)
В съпоставителния сценарий количествата на внесена и изнесена електроенергия и цените, получени за тях, може да са били различни от тези в действителния сценарий. Не би било възможно обаче точно да се определи ефекта без разширяване на обхвата на симулацията, така че да обхване пазарите на изнасящите и внасящите държави, тъй като решенията на участниците на пазара по отношение на износ или внос от една държава към друга се повлияват от съществуващите на пазара условия както в изнасящата, така и във внасящата държава. Като се вземе предвид, че количеството на внесена в и изнесена от Унгария електроенергия е ограничено в сравнение с произведената и употребена в рамките на държавата електроенергия и като се вземе под внимание факта, че една трета от целия внос е обхваната от дългосрочни договори (126), Комисията счита, че такова разширяване на обхвата на симулацията може да изисква непропорционални усилия. Следователно Унгария може да счете, че в съпоставителния сценарий внесените и изнесени количества електроенергия и съответните цени са били същите като тези в действителния сценарий.
(457)
Комисията осъзнава, че някои производители без СИЕ с MVM са сключили дългосрочни или средносрочни договори за доставяне на електроенергия с други потребители. Комисията счита обаче, че такива договори следва да не се вземат предвид за целите на симулацията, тъй като прекратяването на СИЕ на 1 май 2004 г. или по-рано, каквото е основното предположение на съпоставителния сценарий, по необходимост би изменило търговските стратегии на всички производители, предвид големия дял на инсталиран капацитет, запазен в съответствие със СИЕ. Както бе доказано в съображение 449, не е възможно да се изчисли дяла на електроенергия, продаден под формата на спотови и форуърдни продукти. Поради това е разумно да се счете, че всички производители биха продавали цялата си продукция под формата на спотови договори, освен ако не попадат в една от ситуациите, посочени в съображения 453-456.
(458)
Най-точният начин за симулиране на пазар за търговия на едро на електроенергия е това да се направи на почасова основа, като се вземат предвид всички параметри, специфични за всеки отделен час. Комисията ще приеме обаче, че симулацията ще бъде ограничена до представителни времеви извадки и че резултатите от симулациите, проведени във всяка представителна времева извадка, ще бъдат екстраполирани към целия оценяван период.
(459)
Симулацията следва да доведе до надеждни прогнози за количеството електроенергия, доставенo от всяко съоръжение за производство, и цената, получена за него в съответствие със съпоставителния сценарий. Съотношението между електроенергията, нужна на MVM за задоволяване на нуждите на регулирания сегмент (127), и цялостното количество електроенергия, доставяно на пазара за търговия на едро във всеки един момент, следва да се изчисли въз основа на данни от минали периоди, касаещи цялостното потребление на крайните потребители в регулирания сегмент и цялостното потребление на всички крайни потребители в действителния сценарий.
(460)
Този дял следва да се използва за изчисляване на количеството електроенергия, което всеки производител би продавал на MVM във всеки един момент в съответствие със съпоставителния сценарий. Въз основа на тези изчисления, цялостните суми, които MVM би трябвало да плати на всеки производител за електроенергията, купена за задоволяване на търсенето в регулирания сегмент в съответствие със съпоставителния сценарий, следва да се изчислят за целия оценяван период (128).
(461)
Последната стъпка от изчисляването на сумата за възстановяване следва да вземе предвид факта, че в съответствие с действителния сценарий, производителите не са продавали цялата продукция на производствените блокове, обхванати от СИЕ, на MVM, а са продавали неизползваната част от капацитета на потребители, различни от MVM. За всеки съответен производствен блок, размерът на помощта, която трябва да бъде възстановена, следва да се изчисли на годишна основа в съответствие с разликата между получените приходи от продажбата на електроенергия на MVM съгласно СИЕ (129) в действителния сценарий и сумите, които биха били платени от MVM в съпоставителния сценарий, както е изчислено в съответствие с изложените по-горе принципи.
(462)
Комисията признава обаче, че според съпоставителния сценарий въпросните производители може да получат по-високи приходи от потребители, различни от MVM, в сравнение с получените от тези потребители в действителния сценарий. Това се дължи най-вече на факта, че в съпоставителния сценарий MVM не запазва капацитет, което предлага на производителите допълнителни възможности да продават своята продукция на потребители, различни от MVM. Следователно Унгария може да приспадне от сумите, изчислени в съответствие със съображение 461, разликата между приходите, които производителите биха получили от потребителите, различни от MVM, в съпоставителния сценарий, и приходите, които са получили от потребители, различни от MVM, в действителния сценарий, ако тази разлика е положителна.
(463)
Лихвата, която трябва да се възстанови в съответствие с член 14, параграф 2 от Регламент (ЕО) № 659/1999, също следва да се изчисли на годишна основа.
(464)
За да може Комисията да оцени точността и надеждността на симулацията, извършена от Унгария, последната следва да ѝ предостави подробно описание на лежащата в основата методология и набора от данни, използван за симулацията.
(465)
Комисията осъзнава наличието на подходящи инструменти, с които може да се извърши необходимата симулация. Такъв инструмент в действителност бе използван от Комисията в контекста на разследването на сектора на електроенергията, за да оцени структурата и представянето на шест европейски пазара за търговия на едро (130). Такива инструменти се използват и от редица производители и търговци на електроенергия, за да изготвят дългосрочни прогнози за електроенергията, да провеждат проучвания за планиране на ресурсите и да оптимизират конфигурацията на генериращите мощности. Освен това, както бе посочено по-горе, Комисията желае да приеме определено опростяване, а именно използването на представителни времеви извадки, вместо симулация на почасова основа. Поради това, въз основа на принципа на лоялно сътрудничество, установен в член 10 от Договора, Унгария е длъжна да извърши симулация в съответствие с принципите, изложени по-горе, и да изчисли размера на помощта, която трябва да се възстанови въз основа на тази симулация в рамките на разумен срок.
(466)
Съдът на Европейските общности счита, че държава-членка, която е изправена пред непредвидени или непредвидими затруднения или последствия, останали незабелязани от Комисията, може да представи тези проблеми за проучване от страна на Комисията заедно с предложения за подходящи изменения. В такъв случай, Комисията и въпросната държава-членка трябва добросъвестно да си сътрудничат с оглед преодоляване на затрудненията при пълно спазване на разпоредбите на Договора за ЕО (131).
(467)
Поради това Комисията приканва Унгария да представи на Комисията за проучване всякакви проблеми, които могат да възникнат при изпълнение на настоящото решение.
8. ЗАКЛЮЧЕНИЕ
(468)
Комисията заключава, че СИЕ предоставят незаконна държавна помощ на производителите на електроенергия по смисъла на член 87, параграф 1 от Договора за ЕО и че тази държавна помощ е несъвместима с общия пазар.
(469)
Както е обяснено в точка 7.3, елементът на държавна помощ, предвиден в СИЕ, се състои в задължението за изкупуване от страна на MVM на определен капацитет и гарантирано минимално количество електроенергия на цена, която обхваща капиталови, постоянни и променливи разходи за значителна част от жизнения цикъл на съоръженията за производство, като така им гарантира възвръщаемост на инвестициите.
(470)
Тъй като тази държавна помощ е несъвместима с Договора за ЕО, тя трябва да бъде прекратена.
ПРИЕ НАСТОЯЩОТО РЕШЕНИЕ:
Член 1
1. Задълженията за изкупуване, установени в споразуменията за изкупуване на електроенергия между Magyar Villamos Művek Rt. и Budapesti Erőmű Rt., Dunamenti Erőmű Rt., Mátrai Erőmű Rt., AES-Tisza Erőmű Kft, Csepeli Áramtermelő Kft., Paksi Atomerőmű Rt. и Pécsi Erőmű Rt. (страна по първоначалното СИЕ и предшественик на Pannon Hőerőmű Rt.) (132) представляват държавна помощ по смисъла на член 87, параграф 1 от Договора за ЕО за производителите на електроенергия.
2. Държавната помощ, посочена в член 1, параграф 1, е несъвместима с общия пазар.
3. Унгария прекратява предоставянето на държавната помощ, посочена в параграф 1 в рамките на шест месеца след датата на уведомление на настоящото решение.
Член 2
1. Унгария възстановява помощта, посочена в член 1, от получателите.
2. Сумите, които следва да се възстановят, включват лихви от датата, на която са били предоставени на разположение на получателя, до датата на действителното им възстановяване.
3. Лихвата се изчислява с натрупване в съответствие с глава V от Регламент (ЕО) № 794/2004 на Комисията (133), изменен с Регламент (ЕО) № 271/2008 на Комисията (134).
Член 3
1. В срок от два месеца от датата на уведомяване за настоящото решение Унгария предоставя на Комисията информация относно предприетите и планирани мерки за изпълнение на настоящото решение и най-вече предприетите стъпки за извършване на подходяща симулация на пазара за търговия на едро с цел изчисляване на сумите, които трябва да се възстановят, подробната методология, която ще се приложи, и подробно описание на набора от данни, които възнамерява да използва за тази цел.
2. Унгария информира Комисията за напредъка на националните мерки, предприети за изпълнение на настоящото решение, до окончателното възстановяване на помощта, посочена в член 1. При поискване от Комисията тя предоставя незабавно информация за предприетите и планирани мерки за изпълнение на настоящото решение. Освен това тя предоставя подробна информация за размера на помощта и лихвите по възстановяване, които са вече възстановени от получателите.
Член 4
1. Точният размер на помощта, която трябва да се възстанови, следва да се изчисли от Унгария въз основа на подходяща симулация на пазара за търговия на едро на електроенергия в неговия вид, ако нито едно от споразуменията за изкупуване на електроенергия, посочени в член 1, параграф 1, не е било в сила от 1 май 2004 г. насам.
2. В рамките на шест месеца след уведомяване за настоящото решение, Унгария изчислява сумите, които трябва да се възстановят, въз основа на метода, посочен в параграф 1, и представя на Комисията цялата информацията, която има значение за симулацията, и най-вече резултатите от нея, подробно описание на приложената методология и набора от данни, използван за извършване на симулацията.
Член 5
Унгария гарантира, че възстановяването на помощта, посочена в член 1, се изпълнява в рамките на десет месеца, считано от датата на уведомяване за настоящото решение.
Член 6
Адресат на настоящото решение е Република Унгария.
Съставено в Брюксел на 4 юни 2008 година.
COMMISSION DECISION
of 4 June 2008
on the State aid C 41/05 awarded by Hungary through Power Purchase Agreements
(notified under document C(2008) 2223)
(Only the Hungarian text is authentic)
(Text with EEA relevance)
(2009/609/EC)
THE COMMISSION OF THE EUROPEAN COMMUNITIES,
Having regard to the Treaty establishing the European Community, and in particular the first subparagraph of Article 88(2) thereof,
Having regard to the Agreement on the European Economic Area, and in particular Article 62(1)(a) thereof,
Having called on interested parties to submit their comments pursuant to the provisions cited above (1), and having regard to those comments,
Whereas
1. PROCEDURE
(1)
By letter dated 31 March 2004, registered on the same day, the Hungarian authorities notified the Commission of Government Decree 183/2002 (VIII.23) (2) under the procedure referred to in Annex IV, paragraph 3, subparagraph 1(c) to the Treaty of Accession of the Czech Republic, Estonia, Cyprus, Latvia, Lithuania, Hungary, Malta, Poland, Slovenia and Slovakia to the European Union (interim procedure). The notified Decree provides for a system of compensation of the costs borne by the State-owned electricity wholesaler (közüzemi nagykereskedelmi engedélyes), the company Magyar Villamos Művek Zrt. (hereinafter referred to as MVM). The Commission registered the notification under State aid case number HU 1/04.
(2)
A number of official letters were exchanged between the Hungarian authorities and the Commission concerning the measure (3). The Commission also received comments from third parties (4). In the course of the interim procedure, the Commission discovered that the Hungarian electricity wholesale market was essentially structured around long-term Power Purchase Agreements (hereinafter referred to as PPAs) between MVM and certain power generators. Based on the information available to it at that time, the Commission suspected that the PPAs contained unlawful State aid elements.
(3)
By letter dated 13 April 2005, registered on 15 April 2005, the Hungarian authorities withdrew the notification of Government Decree 183/2002. On 4 May 2005, in line with Council Regulation (EC) No 659/1999 of 22 March 1999 laying down detailed rules for the application of Article 93 of the EC Treaty (5), (hereinafter the ‘Procedural Regulation’) the Commission registered a State aid file on its own initiative (case number NN 49/05) concerning the PPAs.
(4)
By letter dated 24 May 2005 (D/54013), the Commission requested additional information from the Hungarian authorities. The reply, dated 20 July 2005, was registered by the Commission on 25 July 2005. Further information was provided by the Hungarian authorities by letter dated 28 September 2005, registered on 30 September 2005.
(5)
By letter dated 9 November 2005, the Commission informed Hungary that it had decided to open the procedure laid down in Article 88(2) of the EC Treaty in respect of the PPAs (hereinafter referred to as the ‘Opening Decision’). The Opening Decision was published in the Official Journal of the European Union (6).
(6)
In the Opening Decision, the Commission expressed its doubts as to the compatibility of the PPAs with the common market and called on interested parties to submit their comments.
(7)
Following a request for an extension of the deadline for comments, accepted by the Commission (7), Hungary submitted its comments on the Opening Decision on 31 January 2006, registered by the Commission on 1 February 2006.
(8)
Following a number of requests for an extension of the deadline for comments, accepted by the Commission (8), the comments of third parties were registered by the Commission as follows: comments submitted by MVM on 11 January 2006; by a third party that requested its identity to be withheld on 20 January 2006; by Marta power plant on 20 January and 6 March 2006; by the bank […] on 10 February 2006; by AES-Tisza power plant on 13 and 14 February 2006; by the bank […] on 13 February 2006; by Electrabel S.A. and its subsidiary Dunament power plant on 14 February 2006; by Budapest power plant on 21 February 2006; and by Csepel power plant on 21 February 2006.
(9)
Following confirmation by the Hungarian authorities of the confidential treatment of information provided by third parties in the context of this procedure (10), the Commission forwarded the above comments to Hungary by letter of 25 April 2006.
(10)
The Hungarian authorities submitted the first part of their observations on the third parties’ comments by letter of 28 June 2006, registered on 29 June 2006, and the second part by letter of 24 July 2006, registered on 25 July 2006.
(11)
Aware of the planned legislative changes in the energy sector in Hungary, Commissioner Kroes sent a letter to Minister Kóka on 17 October 2006 urging the Hungarian Government to settle in the new legislation the question of the PPAs and potential compensatory measures in line with EU law.
(12)
The company AES-Tisza submitted further comments complaining about several aspects of the Commission’s procedure on 19 December 2006.
(13)
By letters of 21 November 2006 (registered on 23 November 2006) and 15 January 2007 (registered on the same day) and at meetings on 18 December 2006 and 8 March 2007 with the Commission, the Hungarian authorities confirmed their intention of making legislative amendments in connection with the liberalisation of the energy sector and thereby also changing the existing situation on the wholesale electricity market.
(14)
The Commission sent a request for further information on 23 April 2007. Hungary replied on 5 June 2007 and sent additional information on 6 August 2007.
(15)
By letter dated 4 May 2007 the Hungarian authorities informed the Commission that it was setting up a working committee to conduct negotiations with all the generators concerned regarding the termination or substantial amendment of the PPAs. Accordingly, on 11 May 2007 the government adopted Decision No 2080/2007 (V.11) on the long-term power purchase agreements in the energy sector (11), thereby establishing the aforementioned working committee (governed by the Prime Minister's Office) with a view to resolving without delay the matter of the PPAs in accordance with EU State aid rules and ordering the opening of official negotiations in this regard with the power generators concerned. By letter of 3 July 2007 the Hungarian Government informed the Commission of the outcome of the first negotiations that took place in June 2007.
(16)
In the context of the liberalisation process, the new Act on Electric Energy (12) was published on 2 July 2007 and entered into force partially on 15 October 2007 and partially on 1 January 2008. By letter of 25 July 2007, the Hungarian Government informed the Commission of the achievements of the new Electricity Act as regards the opening up of the Hungarian electricity market. However, the new Act did not alter the PPAs themselves, which remained in force, unchanged, between MVM and the power generators listed in the Opening Decision.
(17)
By letter dated 26 July 2007, the Commission put further questions to the Hungarian authorities.
(18)
On 7 September 2007, the Commission registered a letter from the Hungarian Government requesting more time to bring the negotiations with the generators to a successful conclusion.
(19)
On 24 September and 31 October 2007 the Commission registered Hungary's replies to its questions of 26 July 2007.
(20)
On 14 December 2007, pursuant to Article 5(2) of Regulation (EC) No 659/1999, the Commission sent a reminder to the Hungarian authorities listing the questions for which the information provided was still incomplete. The Hungarian authorities replied by letter dated 16 January 2008.
(21)
As the companies Dunament and AES-Tisza did not provide the requested data, the Hungarian authorities argued they were not able to furnish a complete answer to the Commission's questions.
(22)
Accordingly, on 15 February 2008, the Commission adopted an information injunction enjoining Hungary to supply the data listed in the decision within a period of fifteen days.
(23)
On 27 February, Dunament power plant sent to the Commission a copy of its reply to the Hungarian authorities’ questions and explained the reasons why it could not answer the questions put to it. The Hungarian authorities replied on 4 and 13 March 2008. In response to Dunament power plant's explicit request, the Hungarian authorities attached to their reply letters sent by Dunament to the Ministry of Finance and to the Hungarian Energy Office dated 14 May 2007, 21 August 2007, 13 September 2007, 7 December 2007, 14 January 2008 and 20 February 2008. The Hungarian authorities had not forwarded a copy of these letters to the Commission at an earlier stage (13); however, in their replies to the Commission's questions throughout the procedure they had included the information they found relevant.
(24)
It appears from the Hungarian authorities’ replies that AES-Tisza did not give Hungary any reply. By fax dated 10 March 2008, AES-Tisza sent a letter to Commissioner Kroes expressing its view that the Hungarian authorities were already in possession of all the data that had been requested by the Commission.
(25)
In their answer dated 13 March 2008, on the basis of the information available to them the Hungarian authorities provided the Commission with the relevant data for questions (1)(a) to (d) of Chapter III of the information injunction. However, they did not give any additional data relating to the question asked under point (1)(e) of Chapter III of the information injunction concerning the investments of the two abovementioned power generators.
(26)
A substantial part of the information exchanged since the registration of case HU 1/04 concerned the interpretation and concrete application of the Commission Communication relating to the methodology for analysing State aid linked to stranded costs (the Stranded Costs Methodology) (14). On the basis of the documents submitted in the present procedure, it seemed that the Hungarian authorities planned to introduce a system of stranded cost compensations, the assessment of which could have been included in this Decision. Consequently, substantial discussions took place throughout the present procedure between the Commission and the Hungarian authorities on the details of a compensation system which Hungary could adopt in order for such a system to meet the criteria of the Methodology.
(27)
Notwithstanding the technical discussions about a potential future compensation mechanism, the Hungarian authorities, until the date of this Decision, have not submitted to the Commission a comprehensive compensation mechanism officially confirmed by the Hungarian Government. In their letter of 13 March 2008, the Hungarian authorities explicitly confirmed that, at present, they did not wish to grant stranded costs compensation; however, they reserved their right to grant such compensation to certain power generators at a later stage.
(28)
The Commission asked for the confirmation of certain data by the Hungarian Government in a letter dated 7 April 2008. The Hungarian authorities provided the requested information by letter registered on 22 April 2008.
(29)
In their letter of 20 May 2008, the Hungarian authorities informed the Commission that the PPA of the Paks power plant had been terminated by the parties on 31 March 2008. Although the Csepel and Pannon power plants signed termination agreements in April 2008, the entry into force of the agreements is, at the date of this Decision, still dependent on approval by shareholders and banking institutions.
(30)
The Opening Decision was challenged by Budapest power plant before the Court of First Instance by way of an application lodged on 3 March 2006 and registered as case T-80/06. On 6 June 2006, Csepel power plant requested leave to intervene in the procedure in support of Budapest power plant and this was granted by an order of the Court dated 11 March 2008.
(31)
Furthermore, two international arbitrage procedures are pending before the International Centre for the Settlement of Investment Disputes in Washington, D.C, launched against the Republic of Hungary by the electricity generation companies […] and […], both shareholders of power plants under PPA in Hungary. The proceedings are based on the investment protection provisions contained in the Energy Charter Treaty.
2. DESCRIPTION OF THE MEASURE
(32)
From 31 December 1991 to 31 December 2002 the Hungarian electricity market was structured around a ‘Single Buyer’, the company Magyar Villamos Művek (MVM). MVM is a 99,9 % State-owned entity whose activities comprise power generation, wholesale, transmission and retail. Under the ‘Single Buyer’ model, the power generators could supply energy directly to MVM only (unless MVM cancelled the regional distribution companies’ contracts) and MVM was the only company authorised to supply electricity to the regional distribution companies. Under Act XLVIII of 1994 on Electric Energy (Energy Act I), MVM was required to ensure security of energy supply in Hungary at the lowest possible cost.
(33)
Act CX of 2001 on Electric Energy (‘Energy Act II’, replacing Energy Act I) entered into force on 1 January 2003. It established a dual model of the Hungarian electricity market which remained in force until 1 January 2008, when Act LXXXVI of 2007 on Electric Energy (‘Energy Act III’, replacing Energy Act II) entered into force. Under this dual model there was a public utility segment and a competitive segment, and eligible customers (the scope of which gradually enlarged) were allowed to switch to the competitive segment. On the public utility segment, MVM remained the only wholesaler, whereas in the free market segment other traders appeared. Energy Act III put an end to the existence of the public utility segment but nevertheless kept household customers and some commercial customers - as permitted by the second Electricity Directive (15) - under a universal service obligation.
(34)
Energy Act I required MVM to assess the country's total energy demand and to prepare, every two years, a National Power Plant Construction Plan (Országos Erőműépítési Terv). This Plan had then to be submitted to and accepted by the Hungarian Government and the Parliament.
(35)
It appears from Energy Act I and from the submissions of the Hungarian government (16) that the most urgent objectives on the Hungarian energy market in the mid-1990s were security of supply at the lowest possible cost, modernisation of the infrastructure with particular regard to the prevailing standards of environmental protection, and the necessary restructuring of the power sector. With a view to achieving these general objectives, long-term power purchase agreements were proposed to foreign investors that would undertake to invest in the construction and modernisation of power plants in Hungary. The PPAs were signed by the power generators on the one hand and by the company MVM on the other hand.
(36)
The PPAs entered into between MVM and individual power plants (17) established a balanced production portfolio enabling MVM to meet its obligation of ensuring security of supply. They allow MVM to satisfy both base load demand (with lignite-fired and nuclear power stations) and peak load demand (with gas-fired power plants).
(37)
The PPAs require the power generators to duly maintain and operate their generation facilities. They reserve all or the bulk of the power plants’ generation capacities (MW) for MVM. This capacity allocation is independent of the actual use of the power plant. Beyond the reserved capacities, the PPA requires MVM to purchase a specific minimum quantity of electricity (MWh) from each power plant.
(38)
Some PPAs include so-called ‘system services’ (18) in the case of power plants technically capable of providing them, which MVM provides to the system operator, MAVIR.
(39)
The PPAs signed in 1995-1996 (seven of the ten PPAs under assessment) were awarded in view of the privatisation of the power plants. These PPAs followed a model agreement drafted by an international law firm at the Hungarian Government's request. There was no tendering procedure for the signature of these PPAs. There was, however, a tendering procedure for the privatisation of the power plants. The PPAs (signed before privatisation) formed part of the privatisation package. Some of these agreements (mainly the Mátra, Tisza and Dunament agreements) were partially amended by the parties after privatisation.
(40)
The PPA of Csepel power plant was signed in 1997 and followed a somewhat different model. However, there was no tendering procedure in this case either and the signature of the PPA was similarly linked to the power plant's privatisation.
(41)
The PPA of Ujpest power plant (one of the three plants of Budapest power plant) was signed with Budapest power plant in 1997, likewise without a specific tendering procedure.
(42)
Only the PPA of the Kispest plant (another - aging - plant of Budapest power plant which was essentially rebuilt at the time) was signed in 2001 as a result of an open tendering procedure.
(43)
From 2000 to 2004, the capacities reserved by the PPAs covered approximately 80 % of total Hungarian electricity demand (MW). From 2005 to the date of this Decision, the share has been around 60-70 %. It was expected that this would gradually decrease in the period between 2011 and 2024 (19).
(44)
Of the nearly twenty PPAs signed between 1995 and 2001, ten were still in force at the date of Hungary's accession to the EU (1 May 2004).
(45)
This Decision concerns only those PPAs that were in force on 1 May 2004. It does not cover PPAs that ended before that date. Although some PPAs (see recital 28 above) were ended by the parties in April 2008, this Decision covers these and assesses their State aid nature and compatibility with the common market in the period between 1 May 2004 and their end date (April 2008).
(46)
The power plants under PPA covered by this Decision are listed in the table below. The duration shown refers to the initially scheduled end date of the PPAs as established in the PPAs themselves.
Table 1
Overview of the generation companies under PPA, the main shareholders and the duration of the PPAs
Name of generation company
Majority shareholder group
Power plant under PPA
Duration of PPA
Budapesti Erőmű Rt.
EDF
Kelenföldi Erőmű
1996-2011
Újpesti Erőmű
1997-2021
Kispesti Erőmű
2001-2024
Dunamenti Erőmű Rt.
Electrabel
Dunament F blocks
1995-2010
(signed in 1995, entered into force in 1996)
Dunament G2 block
1995-2015
(signed in 1995, entered into force in 1996)
Mátrai Erőmű Rt.
RWE
Mátrai Erőmű
1995-2022
(initial duration until 2015, extended to 2022 in 2005)
AES-Tisza Erőmű Kft.
AES
Tisza II Erőmű
1995-2016
(signed in 1995, entered into force in 1996)
([…])
Csepeli Áramtermelő Kft.
ATEL
Csepel II Erőmű
1997-2020
(signed in 1997, entered into force in 2000)
Paksi Atomerőmű Rt.
MVM
Paksi Atomerőmű
1995-2017 (20)
(signed in 1995, entered into force in 1996)
Pannonpower Holding Rt.
Dalkia
Pécsi Erőmű
1995-2010
(signed in 1995, entered into force in 1996)
(47)
In Government Decree 1074/1995 (VIII.4) on electricity price regulation, the government made a commitment that, as of 1 January 1997 (the beginning of the so-called first price regulation cycle), ‘in addition to covering the justified operating costs, wholesale and retail prices shall ensure 8 % return on equity’. The government thereby guaranteed an 8 % rate of return on capital to the power plants under PPA.
(48)
As of 1 January 2001 (the beginning of the second price regulation cycle), the official prices included 9,8 % profit on assets (eszközarányos megtérülés) for the power plants. The increase in percentage did not necessarily mean a change in actual amounts, as the bases of the two rates of return were different (the first one was calculated on equity while the second one was calculated on assets). The prices reflected changes in inflation.
(49)
The regulated prices remained in place for the power plants until 31 December 2003.
(50)
During this period of price regulation, the Hungarian Energy Office analysed the cost structure of each power plant and fixed the price for the purchase of electricity by MVM at a value that ensured guaranteed profitability.
(51)
The list of costs covered by this price-setting mechanism included the following main cost items (21):
- fixed costs: depreciation, insurance, certain fixed maintenance and operating costs, loan interest [‘hitelkamatok’], decommissioning [‘rekultivációs költségek’], fiscal costs (taxes), personnel expenditure [‘személyi jellegű költségek’], environmental protection costs, expenditures to the Central Nuclear Fund [‘Központi Nukleáris Alap befizetések’] for the nuclear power plant and extraordinary expenses [‘rendkívüli ráfordítások’];
- variable costs: fuel costs.
(52)
The Hungarian Energy Office had the task of ensuring that the costs covered were reasonable and necessary.
(53)
The official price overwrote the price established by the PPAs.
(54)
As of 1 January 2004, the prices were determined on the basis of the PPAs’ price formulae. The exact meaning of the formulae was clarified in the context of the yearly price negotiations between MVM and the power generators.
(55)
The price formulae applied in the PPAs are extremely complex; however, they follow the same principles as the methodology applied by the Hungarian Energy Office before January 2004. According to the submissions of the Hungarian authorities (22), the annex to the PPAs concerning price definition was drawn up using the formulae and definitions of the above-mentioned Government Decree 1074/1995 on electricity price regulation. (According to the submission, ‘the agreements copied in the formulae and definitions contained in the decree’.) Consequently, the price-fixing principles of the PPAs are based, similarly to the mechanism used for setting regulated prices, on the justified cost categories.
(56)
Each PPA contains two main types of fee components: the capacity fee (or fee for making capacity available) for the reserved capacities (MW) covering fixed costs + profit (cost of capital), and the electricity fee covering variable costs. The different PPAs provide for different additional charges. Depending on the PPAs, these additional fees can be bonus/malus fees applied as an incentive for the power generators to operate in accordance with the lowest cost principle, and supplementary fees for maintaining generating reserves, rescheduling maintenance at MVM's request, increasing load in peak periods and minimising load below that contracted during the minimum demand period, etc. The periodical (annual, quarterly, monthly) changes of capacity fees depend on a number of factors: activation of implemented retrofit projects, various interest categories, foreign exchange rates, inflation indices, etc. The capacity fee and the supplementary fees also cover the system services (covered by the PPA). Essentially, electricity fees are related to fuel costs and specific fuel heat utilisations (fajlagos tüzelőhő felhasználása). They are calculated on the basis of the principle of pass-through of the variable costs.
(57)
It must be noted that the definition of the covered cost categories was not necessarily identical in the price regulation before 1 January 2004 and in the PPAs. Hungary's submissions (23) show that, for example, the capacity fee of […] and Dunament power plants were higher in their PPA than under price regulation. This was because these PPAs took retrofitting into account, thereby leading to higher fixed costs. These higher fixed costs appeared gradually (following the gradual retrofitting) in higher capacity fees under the PPAs than under price regulation. Other differences due to bilateral negotiations between MVM and the generators could also be observed between regulated prices and PPA prices.
(58)
Notwithstanding such differences, in Hungary's submissions of 20 October 2004 and 20 July 2005 each power plant under PPA confirmed that the price calculation method as well as the cost categories applied after the end of price regulation were largely similar to those applied by the Hungarian Energy Office before that date.
(59)
The prices under the PPAs applied after 1 January 2004 thus remained based on the calculation of justified (fixed and variable) costs + profit.
(60)
It follows from the above that although price regulation ended on 31 December 2003, prices were not genuinely liberalised as the wholesale pricing of electricity remained driven by the principle of return on investments enshrined in the PPAs (24).
(61)
On 6 February 2006, the Hungarian Parliament adopted Act XXXV of 2006 (25) which reinstated governmental price regulation for the electricity sold to MVM under the PPAs. The first new price decree entered into force on 9 December 2006. As of that date, the price regulation of the PPAs was again overwritten by the governmental price formula for a period of approximately one year (until 31 December 2007).
(62)
As of 1 January 2008, in the context of the liberalisation of the market, Energy Act III put an end to the regulated generation prices as well as to the existence of the dual public utility and free market segments.
(63)
Consequently, as of 1 January 2008 the price of the electricity sold by the power generators to MVM under the PPAs is again defined by the price formulae of the PPAs. The underlying principles of these formulae have not been altered since their last application: they thus follow the same principles as in the period between 1 January 2004 and 8 December 2006 (see recitals 54 to 59 above).
(64)
Accordingly, pricing under PPA remains driven by the principle of return on investment.
(65)
The PPAs reserve for MVM all or a substantial part of the capacities of the generating units under PPA.
Table 2
Hungary's domestic generation capacity (26)
(MW)
Capacity
2004
2005
2006
2007
Installed total generation capacity (27)
8 777
8 595
8 691
8 986
Gross available capacity (28)
8 117
8 189
8 097
8 391
Net available capacity (29)
7 252
7 792
7 186
7 945
Peak load of the Hungarian electricity system
6 356
6 409
6 432
6 605
Table 3
Generation capacity of the power plants under PPA (30)
(MW)
Power plant
Capacity
2004
2005
2006
2007
Kelenföld
Net available capacity
90,1
97,6
97,2
78,0
Contracted capacity (31)
83,3
89,8
89,4
71,9
Ujpest
Net available capacity
106,3
106,1
106,2
106,0
Contracted capacity
99
98,8
98,9
98,7
Kispest
Net available capacity
46,1
110,2
110,2
109,6
Contracted capacity
43
102,6
102,6
102,3
Dunament F
Net available capacity
1 020
1 020
1 020
1 020
Contracted capacity
928,2
923,1
923,1
923,1
Dunament G2
Net available capacity
187,6
223,1
223,1
223,7
Contracted capacity
178,4
212,4
212,4
213
AES-Tisza
Net available capacity
638,0
824,7
824,7
824,7
Contracted capacity
[…] (32)
[…] (33)
[…] (33)
[…] (33)
Csepel
Net available capacity
348,9
331
355
349,5
Contracted capacity
323
307
329
324
Pannon
Net available capacity
25,9
25,9
25,9
25,9
Contracted capacity
20,1
20,1
20,1
20,1
Mátra
Net available capacity
593
552
552
552
Contracted capacity
496
460
460
460
Paks
Net available capacity
1 597
1 596
1 596
1 596
Contracted capacity
1 486
1 486
1 485
1 485
Total net available capacity of the power plants under PPA
4 652,0
4 886,6
4 910,3
4 885,4
Total contracted capacity
[…] (34)
[…] (35)
[…] (36)
[…] (37)
(66)
The above figures show that in the period under assessment, around 60 % of Hungarian net available generation capacity is contracted by MVM under PPAs. If the actually available capacities of the power plants (Ténylegesen igénybevehető teljesítőképesség) minus their own consumption (Önfogyasztás) are taken into account, the ratio is higher than the above.
(67)
The above tables also show that the capacity reserved under the PPAs for MVM cover all or the bulk of the respective plants’ available capacities.
(68)
MVM pays a capacity fee for these capacity reservations (recital 56 above), irrespective of the actual use of the plant.
(69)
Import capacity in Hungary is around 1 000-1 300 MW. Around 600 MW of this import capacity is reserved for MVM under other long-term agreements.
(70)
When MVM actually makes use of its reserved capacity and buys electricity from the power plant, it then pays the energy fee for the off-taken electricity (see recital 56 above).
(71)
There is a certain minimum off-take guaranteed by the PPAs for each power plant.
(72)
The overall domestic electricity production in Hungary is between 32 and 36 TWh (= 32 - 36 000 000 GWh) a year.
Table 4
Electricity produced under PPAs (38)
(GWh)
Power plant
Produced electricity
2004
2005
2006
2007
Budapest
(including Kelenföld, Újpest and Kispest)
Total generated electricity
1 228
1 510
1 643
1 742
Own consumption
87
89
91
84
Minimum guaranteed off-take
Kelenfold:
[…]
Ujpest:
[…]
Kispest:
[…]
Kelenfold:
[…]
Ujpest:
[…]
Kispest:
[…]
Kelenfold:
[…]
Ujpest:
[…]
Kispest:
[…]
Kelenfold:
[…]
Ujpest:
[…]
Kispest:
[…]
Actual off-take
939
1 302
1 451
1 538
Dunament (39) (F + G2)
Total generated electricity
4 622
3 842
3 450
4 300
Own consumption
174
148
147
188
Minimum guaranteed off-take
F: […]
G2: […]
F: […]
G2: […]
F: […]
G2: […]
F: […]
G2: […]
Actual off-take
4 232
2 888
2 495
3 296
AES-Tisza
Total generated electricity
1 621
1 504
1 913
2 100
Own consumption
96
97
117
116
Minimum guaranteed off-take
[…]
[…]
[…]
[…]
Actual off-take
1 525
1 407
1 796
1 984
Csepel
Total generated electricity
1 711
1 764
1 710
2 220
Own consumption
48
49
48
53
Minimum guaranteed off-take
[…]
[…]
[…]
[…]
Actual off-take
1 662
1 715
1 661
2 166
Pannon (39)
Total generated electricity
673
266
237
232
Own consumption
116
52
34
29
Minimum guaranteed off-take
[…]
[…]
[…]
[…]
Actual off-take
361
206
203
203
Mátra (39)
Total generated electricity
5 688
5 698
5 621
6 170
Own consumption
675
670
667
710
Minimum guaranteed off-take
[…]
[…]
[…]
[…]
Actual off-take
3 730
3 762
3 587
4 082
Paks
Total generated electricity
11 915
13 833
13 460
14 677
Own consumption of the plant
750
821
800
848
Minimum guaranteed off-take
[…]
[…]
[…]
[…]
Actual off-take
11 112
13 012
12 661
13 828
(73)
The minimum guaranteed off-take is the quantity MVM is required to purchase irrespective of market demand. Should MVM not purchase the fixed minimum quantities, it still has to pay for the fuel costs incurred (Dunament, Kelenfold, Pécs and […]), all costs or compensation incurred by the generator on the basis of its Fuel Supply Agreement (Csepel), and all justified costs (Kispest and Ujpest).
3. GROUNDS FOR INITIATING THE PROCEDURE
3.1. The PPAs
(74)
In its Opening Decision, the Commission reached the preliminary conclusion that the PPAs constituted State aid within the meaning of Article 87(1) of the EC Treaty to the power generators parties to a PPA with MVM.
(75)
It expressed the view that PPAs were applicable after accession within the meaning of Annex IV, paragraph 3, subparagraph 1(c) to the Accession Act (40) and that they did not constitute existing aid, since they do not come under the aid categories that were regarded, as of accession, as existing aid within the meaning of Article 88(1) of the EC Treaty.
(76)
Firstly, none of the PPAs entered into force before 10 December 1994. Secondly, none of the PPAs had been included on the existing aid list annexed to Annex IV to the Accession Act. Thirdly, the Commission had not been given notice of the PPAs under the so-called ‘interim procedure’.
(77)
The Commission expressed the view that the guaranteed return on investment and the high purchase price secured by the PPAs put power generators operating under a PPA in a more advantageous economic situation than other power generators not parties to a PPA, including possible new entrants on the market and companies in other, comparable sectors in which such long-term agreements have not even been offered to market players. The measure was therefore found, on a preliminary basis, to confer a selective advantage on those power generators.
(78)
The Commission also noted that the electricity markets had been opened to competition and that electricity had been traded between Member States at least since the entry into force of Directive 96/92/EC of the European Parliament and of the Council of 19 December 1996 concerning common rules for the internal market in electricity (41). Measures favouring particular companies in the energy sector in one Member State were therefore regarded as potentially impeding the scope for companies from other Member States to export electricity to that Member State, or favouring exports of electricity from that Member State to other Member States.
(79)
The Commission also expressed the view that this advantage stemmed from the use of state resources, because the decision to sign the PPAs was a consequence of state policy implemented via the State-owned public utility wholesaler MVM. Under the case law of the Court of Justice of the European Communities (Court of Justice), when a State-owned company uses its funds in a way that is imputable to the State, these funds should be regarded as State resources within the meaning of Article 87(1) of the EC Treaty (42).
(80)
The Commission therefore came to the preliminary conclusion that the PPAs constituted State aid to the power generators within the meaning of Article 87(1) of the EC Treaty, such aid being ‘still applicable after’ within the meaning of Annex IV, paragraph 3, subparagraph 1(c) to the Accession Act.
(81)
The Commission went on to state that the Stranded Costs Methodology should be used to analyse the State aid received by the power generators. On the basis of the documents in its possession at the time of the Opening Decision, the Commission had doubts as to the PPAs’ compatibility with the criteria set out in the Methodology.
(82)
Firstly, the Commission had doubts that the very principles governing a PPA which create a barrier to free competition on the market could be deemed compatible with the fundamental objective of the Methodology, i.e. to assist by means of State aid the liberalisation of the sector by granting adequate compensation to incumbents facing new conditions of competition.
(83)
Secondly, the Commission doubted that the State aid element included in the PPAs was compatible with the detailed criteria of the Methodology as regards the calculation of eligible stranded costs and the determination of adequate compensation.
3.2. Government Decree No 183/2002 (VIII.23) on stranded costs
(84)
In order to enable MVM to honour its PPAs and, at the same time, keep the resale prices on the public utility segment approximately at the level of the free market price, Government Decree 183/2002 (VIII.23) provided for the payment of State compensation to MVM in certain circumstances.
(85)
In their initial notification of case HU 1/04 (withdrawn on 13 April 2005), the Hungarian authorities considered that this compensation constituted State aid to MVM.
(86)
In its Opening Decision, however, the Commission concluded that the compensation payments did not constitute State aid to MVM, but that the amount received under Government Decree 183/2002 (VIII.23) formed part of the purchase price paid by MVM to the power stations under PPA and thus constituted part of the advantage the generators received from the PPAs.
(87)
Consequently, the Opening Decision opens the formal investigation procedure on the PPAs only and not on Government Decree 183/2002 (VIII.23).
4. COMMENTS BY HUNGARY ON THE OPENING DECISION
(88)
Hungary expresses its view that individual assessment of the PPAs would seem to be justified given the differences in their exact terms and conditions.
(89)
With regard to the opening of the Hungarian electricity market, Hungary takes the view that it was successful (i.e. in line with the European average) in terms of the number of consumers switching to the free market. Hungary concludes that the PPAs did not create a barrier for consumers to switch to the free market. Such a barrier would be much more likely to be constituted by Hungary's limited cross-border capacities and the consequently high prices.
(90)
Hungary furthermore considers that the long-term nature of the PPAs cannot in itself constitute a competitive advantage to generators as such long-term contracts are widespread in the electricity sector both in Europe and on other continents.
(91)
With regard to the reference price referred to in the Opening Decision, the Hungarian authorities suggest that the Commission should take into account the regional specificities of Hungary and the recent increase in fuel prices when establishing a reference price.
(92)
With regard to new entrants on the electricity market, Hungary informs the Commission that there have been none since 1 May 2004 (the date Hungary joined the EU and the date the energy market was liberalised). The Hungarian authorities point to the time-consuming nature of any such investment and, as a result, to the unlikelihood of any investment being operational before 2011.
(93)
Finally, in response to the Commission's doubts as to the compatibility of the PPAs with point 4.6 of the Methodology, Hungary confirms that it will grant no State aid for the rescue and restructuring of the companies benefitting from the PPAs under assessment.
5. COMMENTS FROM INTERESTED PARTIES
(94)
Following the publication of the decision to initiate the procedure (21 December 2005), and within the relevant deadline (in most cases following a deadline extension requested by the interested parties and accepted by the Commission), the Commission received comments from:
-
the following electricity generating companies: AES-Tisza Erőmű Rt., Budapesti Erőmű Zrt., Csepeli Áramtermelő Rt., Dunamenti Erőmű Zrt. and its main shareholder, Electrabel S.A., and Mátrai Erőmű Rt.,
-
the following banks that provided financing to the electricity generators: […] Bank, acting as Facilities Agent on behalf of twelve banks, lenders to Csepeli Áramtermelő Kft. and […] Bank acting as Facilities Agent on behalf of nine banking institutions, lenders to AES-Tisza Erőmű Kft. and
-
MVM and,
-
a third party that requested its identity to be withheld.
(95)
Most of the comments submitted to the Commission by the parties follow very similar lines of argument. For that reason, instead of describing the comments of each interested party separately, the Commission has grouped them into general categories (see points 5.1 to 5.7 below).
5.1. Comments on the individual assessment of the PPAs
(96)
The Mátra power plant and another interested party that requested its identity to be withheld expressed the view that the PPAs should be assessed individually by the Commission given the differences that exist between their exact content. Other power generators implicitly requested individual assessment of their PPA by giving the Commission details of the specific terms and conditions of their own PPA.
5.2. Comments on the existence of State aid
(97)
AES-Tisza Erőmű, Budapesti Erőmű, Csepeli Áramtermelő and Dunamenti Erőmű argue that the criteria for the existence of State aid at the time of the conclusion of the PPAs should be assessed in the context of the market conditions that prevailed at that time. Some of the comments state this requirement explicitly, while others imply it by referring to the circumstances of the conclusion of the PPAs in their assessment of the existence of State aid. Reference is made to the Court's case law in this regard (43).
(i) Wrong reference price/No advantageous prices
(98)
All the power generators argue that the PPAs do not confer any economic advantage.
(99)
They criticise the Commission's preliminary finding that the prices established under the PPAs are higher than generators’ market prices.
(100)
They argue that the reference price of EUR 36/MWh used in other decisions and referred to in the Opening Decision is inappropriate in this procedure as it originates from a completely different geographical and temporal context. They argue that the price assessment should take into account the circumstances that prevailed at the time of conclusion of the PPAs. They also stress that prices under any long-term agreement will always be lower than spot market prices. Moreover, generators that provide MVM with mainly peak load electricity also argue that their prices cannot be compared to base load prices. Most of them suggest that the Commission should take into account the substantial increase in fuel prices in recent years.
(101)
Many of the generators argue that their actual rate of return was below the rates mentioned in the Opening Decision.
(102)
The generators also emphasize that they do bear important risks (contrary to what is suggested in the Opening Decision), in particular construction, regulatory, environmental, maintenance and fiscal/financial risks. Price regulation was mentioned as one of the principal categories of regulatory risks. Generators also consider that the reservation of a significant share of their generation capacities by MVM constitutes a disadvantage, as it prevents them from using these capacities to produce energy for other potential customers. Moreover, the PPAs provide for clear obligations on the generators which, if the generators do not meet them, lead to lower payments or to damage claims.
(103)
[…] maintained that one of the advantages gained by Hungary as a result of the PPAs were the reliable balancing services which could only be offered by itself and Dunamenti Erőmű. This generator argued that it would not have entered the market and offered these services without a PPA.
(104)
The Mátra power plant argues that it has cheap mining costs because it has its own coal mine, enabling it to offer very competitive prices. It argues that its prices are even below MVM's resale prices, contrary to other PPA prices.
(ii) Privatisation price
(105)
The Dunament power plant argues that it obtained no advantage from the PPA as it paid the market value for the privatisation of the power plants and the purchase price took into account its rights and obligations under the PPA. Consequently, it paid for the PPA (and for any advantage it might confer on it) in the privatisation price.
(iii) Market investor principle
(106)
The Budapest, AES-Tisza, Mátra and Csepel power plants argue that the PPAs reflect market conditions at the time of their conclusion, both for MVM and for the generators. With regard to MVM, they argue that any private operator in MVM's position (legal obligation of security of supply as single buyer, etc.) would have chosen to enter into the PPAs. With regard to the generators themselves, they argue that their ‘advantage’ from the PPAs does not go beyond what should be considered as normal commercial advantage for any party in any commercial agreement. At the time of their conclusion, in the sector concerned, the PPAs reflected normal market conditions. Furthermore, PPAs represent normal commercial business methods and a standard form of risk allocation and management.
(107)
The PPAs were the only way to secure investments which met the requirements of the electricity sector in Hungary (in particular, modernisation of the whole system, environmental protection and security of supply). Applying the private investor principle should lead to take account of those requirements, and the only way of meeting the requirements was PPAs. The interested parties note that PPAs impose investment and availability obligations on power generators.
(iv) Service of general economic interest
(108)
The Budapest and Csepel power plants argue that generators party to PPAs provide services of general economic interest (SGEI). In their view, the PPAs serve as a tool for MVM to meet its obligation of security of supply and therefore fulfil a public service obligation. Budapest power plant argues that it can also be considered that it is actually the Budapest power plant itself that has to discharge a public service obligation imposed on it by its PPAs. Both interested parties refer to the Commission's decision of 16 December 2003 in State aid case N 475/03 (Ireland) (44) whereby the Commission accepted that the construction of new generation capacity to ensure security of supply could be considered a service of general economic interest.
(109)
The interested parties are of the opinion that, as in to the Irish case, State aid under the PPAs - if it exists - meets the four cumulative criteria laid down by the Court in its judgment in case C-280/00 (the Altmark judgment) (45). They argue as follows.
(110)
Firstly, it followed from the Hungarian Energy Acts that MVM had several public service obligations, such as security of supply at the lowest possible cost, environmental protection and efficiency. MVM's public service obligations are thus clearly defined by law and the power generators parties to the PPAs are entrusted with providing the SGEI.
(111)
Secondly, the compensations were set in advance by the government price decrees and by the price formulae of the PPAs. The compensations could thus be calculated on the basis of objective and transparent parameters.
(112)
Thirdly, the compensation paid on the basis of PPAs does not exceed the costs of the SGEI provided. PPAs are strictly cost-based and the profit margins do not exceed usual profit margins on the market. This is ensured by the fact that, as Budapest power plant argues, its PPAs were openly and transparently tendered (see below). The power plants were sold to the tenderer with the highest bid and the best business plan. It follows from the tendering procedure that the compensation under the PPAs cannot exceed what is necessary to cover all costs incurred in the discharge of the public service obligation and a reasonable profit margin.
(113)
Fourthly, Budapest power plant argues that its PPAs were all openly and transparently tendered, either as an essential part of the privatisation package or separately. Csepel power plant argues that although the plant was not chosen on the basis of a public tender, it still receives a compensation that is limited to cover costs and a reasonable profit margin. The pricing mechanisms ensure that overcompensation is avoided.
(114)
In the light of the above, the interested parties conclude that the PPAs fulfil the four cumulative criteria referred to in the Altmark judgment and do not therefore constitute aid within the meaning of Article 87(1) of the EC Treaty.
(115)
The Budapest power plant also argues that even if PPAs were deemed not to fulfil the four cumulative criteria of the Altmark judgment, they could still be declared compatible with the common market under Article 86(2) of the EC Treaty. The interested party expresses its view that the impact of its PPAs on the alleged foreclosure of the Hungarian electricity market is negligible, since they cover only 3 % of Hungarian electricity consumption. Moreover, for technical reasons, an increase in electricity imports was impossible at the time the PPAs were concluded. Consequently, its PPAs would not have any adverse effect on trade. The interested party also stresses in its comments the importance of its cogeneration technology for district heating, which meets the objectives of EU energy and environmental policy.
(116)
The Mátra power plant argues that it was required to reserve a certain minimum capacity for MVM in order to secure the energy supply in the Hungarian market using indigenous coal resources. It argues that, in line with Article 11(4) of the Electricity Directive (46), State aid should be considered as compatible with the common market when, for reasons of security of supply, it finances the generation of electricity from indigenous coal.
(v) No advantage in long duration
(117)
Csepel, Mátra and Budapest power plants argue that the long duration of a contract should not be construed as an advantage per se. The Csepel power plant argues that in a long-term agreement both parties pay a price for the certainty the long term offers. The power generators agree to offer a lower price than the spot market price and to be bound by the agreed price, whatever the spot prices are. They also agree to reserve their capacities for one company for the entire duration of the agreement. It is argued that long-term agreements therefore represent a balancing of economic risks and opportunities for both parties and cannot be seen as a pure advantage.
(118)
On the basis of the above arguments, all power generators conclude that the PPAs do not provide them with an economic advantage and that consequently they do not constitute State aid within the meaning of Article 87(1) of the EC Treaty.
(119)
AES-Tisza argues that the PPAs do not provide a selective advantage. The interested party refers to the existence of long-term agreements in the entire electricity sector, not only between the generators and MVM but also between MVM and the distribution companies and between fuel suppliers and electricity generators, as well as for the import of electricity. As far as the generators are concerned, the Energy Act I (from 1994) and Government Decree 34/1995 explicitly required generators to conclude a power purchase agreement with MVM in order to obtain a construction and operation licence. Consequently, all generators had agreements with MVM and only renewable and cogeneration plants could have shorter term agreements, as these generators have different legal guarantees (e.g. mandatory off-take).
(120)
Mátra power plant submits that only the price can be considered State aid in the PPAs. The duration of the PPAs and the guaranteed sales volumes cannot be viewed as State aid because even if they confer an advantage, they do not lead to the transfer of State resources. The third party concludes that given Mátra power plant's very competitive prices (see (i) above), there is no State aid element whatsoever in its PPA.
(121)
The company AES-Tisza argues that the PPA prices are imputable not to the State but to the parties to the PPAs. AES-Tisza criticises the imputability assessment of the Opening Decision in that it concentrates only on the imputability to the State of the actual conclusion of the PPAs and not on the imputability of the price setting, whereas at the same time the Commission argues that the unfair advantage is secured by the advantageous prices. After the period of central price setting (i.e. after January 2004, and with the exception of 2007), the prices were negotiated between MVM and the power generators and cannot be attributed to the State.
(122)
AES-Tisza, Budapest and Csepel power plants contest the distorting effects of the PPAs and their potential to impact trade between Member States.
(123)
Firstly, the power plants in question submit that this criterion should also be assessed in the light of the time the PPAs were concluded. At that time Hungary was not part of the EU and its electricity market was not liberalised. Consequently, it is argued that the PPAs could not by definition distort competition in the common market.
(124)
Secondly, they argue that competition and trade between Member States are influenced by factors other than the PPAs. Specifically, they contend that Hungary's cross-border capacities are the main factor influencing trade between Hungary and other countries. These cross-border capacities are used at their maximum. Clearly, then, trade in electricity is limited because of Hungary's restricted cross-border capacities and not because of the PPAs. Legislation is argued to be the other factor influencing trade between Member States. Under Hungarian legislation, the power generators were in any event not authorised to sell electricity abroad directly.
(125)
Csepel power plant argues that in any event it sells electricity in Hungary only, so its PPA cannot have any de facto effect on trade between Member States.
(126)
It is also argued that the Hungarian electricity market has been gradually opened up to competition in line with EU obligations. A significant percentage of consumers had switched to the free market segment within a short time. New players would be deterred from entering the Hungarian electricity market or extending their presence in that market by the unpredictability of returns, not the existence of the PPAs. Csepel power plant argues that in recent years power stations have been built in Hungary only when the State has offered some form of stability and predictability of project returns through long-term agreements or in the form of compulsory off-take, or where the use of new capacities was guaranteed by demand for the vertically integrated distribution activity. In any event, the existing PPAs were not a factor deterring new entry.
(127)
It is furthermore argued that there is no market demand in Hungary for additional capacities. This is evidenced by the fact that at electricity auctions by MVM a huge majority of the capacities offered for sale remained unsold.
5.3. Applicability after accession
(128)
This observation was submitted by Budapest power plant.
(129)
Budapest power plant argues that the PPAs cannot be regarded as ‘still applicable after accession’ within the meaning of Annex IV, paragraph 3, subparagraph 1(c) to the Accession Act.
(130)
The interested party argues that in line with the general principle of non-retroactivity, measures that were established in accordance with the law prior to accession should not be reviewed by the Commission after accession. As Community State aid rules apply only from the date of accession, only aid measures that provide an additional benefit after accession can be defined as applicable after accession. They argue that the PPAs do not provide any additional benefit after accession as their price formulae were defined before accession, and consequently the State's financial exposure was entirely known prior to accession.
5.4. Existing aid
(131)
This argument was submitted by Budapest, Csepel, AES-Tisza and Mátra power plants and by […] Bank.
(132)
The interested parties argue that even if one were to accept that the PPAs constituted State aid within the meaning of Article 87(1) of the EC Treaty, such State aid should be regarded as existing aid within the meaning of Annex IV, paragraph 3, subparagraph 1(c) to the Accession Act. They are of the view that the Commission did not object to the measure within the period of 3 months required by the Accession Act. The Hungarian authorities notified the measure on 31 March 2004. After an exchange of information, the Commission did not, the parties claim, react to Hungary's letter of 19 October 2004 within a period of 3 months, thereby ruling out classification of the measure as ‘new aid’.
(133)
Budapest power plant also takes the view that a decision determining whether aid awarded prior to accession and continued after accession should be regarded as ‘new aid’ or ‘existing aid’ should not be based solely on Annex IV to the Accession Act. According to Budapest power plant, if such aid does not qualify as existing aid under Annex IV to the Accession Act, it should still be examined in the light of Article 1(b)(ii)-(v) of Regulation (EC) No 659/1999.
(134)
Budapest power plant further argues that Article 1(b)(v) of Regulation (EC) No 659/1999 applies to the PPAs and that the PPAs therefore constitute ‘existing aid’. In its view, the last sentence of Article 1(b)(v) of Regulation (EC) No 659/1999 referring to new aid does not apply to the PPAs for three reasons.
(135)
First, in the Alzetta Mauro judgment (47), the Court ruled that aid that existed in a certain market which was initially closed to competition before its liberalisation is to be regarded as existing aid from the time of liberalisation. According to the interested party, this judgment is based directly on an interpretation of Article 88(1) of the EC Treaty, and therefore takes precedence over Regulation (EC) No 659/1999.
(136)
Second, in any event, given that Regulation (EC) No 659/1999 had not yet entered into force when the electricity market was liberalised under Directive 96/92/EC or when the PPAs were signed, the rules as set out in the Alzetta Mauro judgment applied, not Regulation (EC) No 659/1999.
(137)
Third, a comparison of the wording of the different categories in Article 1(b) of Regulation (EC) No 659/1999 leads to the conclusion that Article 1(b)(v) applies only to State aid schemes, since individual aid is not explicitly mentioned.
(138)
Conversely, AES-Tisza argues that if the PPAs were to be classified as new aid, then such classification should be based on Article 1(b)(v) of Regulation (EC) No 659/1999.
5.5. Validly concluded private agreements cannot be ended by the Commission (pacta sunt servanda) - Legal uncertainty
(139)
These arguments were submitted by Budapest and AES-Tisza power plants and […] Bank.
(140)
The parties stress that they entered into the PPAs in good faith in the market circumstances that prevailed at the time. They accepted major investment obligations borne by credit institutions through financing agreements. In their view, the Commission's investigations lead to significant legal uncertainty which should be avoided. AES-Tisza questions the Commission's right to terminate, on the basis of the State aid rules and, more generally, the EC Treaty's competition rules, validly concluded commercial agreements (48).
5.6. Proportionality
(141)
The AES-Tisza power plant expresses its concerns regarding the proportionality of the Commission's request to terminate the PPAs and refers to the possibility of renegotiation of the agreements by the parties.
5.7. Comments on the compatibility of PPAs with the common market
(142)
The companies Csepel and AES-Tisza submit that the PPAs were not designed to be a compensation scheme and it is therefore inappropriate to compare them to the Stranded Costs Methodology. At the time of their conclusion, the PPAs could not be construed as a stranded cost compensation as the Methodology did not even exist at that time. In their view, the use of the Methodology is only appropriate in a situation where the PPAs were ended previously.
(143)
Conversely, […] Bank argues with regard to the Csepel PPA that the consideration paid under the PPA is limited to covering costs that are actually eligible under the Methodology (i.e. fixed costs, variable costs and a reasonable profit margin). It maintains that the Csepel PPA does not provide for compensation exceeding eligible stranded costs.
(144)
Csepel furthermore argues that the PPAs fulfil the criteria of Article 87(3) of the EC Treaty in that they significantly contribute to the security of electricity supply in Hungary and, more generally, to the overall development of the Hungarian economy.
(145)
The company AES-Tisza suggests (without giving detailed reasons) that the PPAs should be regarded as securing investment in an Article 87(3)(a) region.
(146)
Moreover, AES-Tisza notes the Opening Decision's lack of clarity with regard to the ‘benchmark’ market price to be used, the meaning of ‘inefficient investment’ and the economic scenarios and time periods applied for the Commission's assessment of compatibility with the common market.
6. REPLY FROM HUNGARY ON COMMENTS FROM INTERESTED PARTIES
(147)
In reaction to the comments of Csepel power plant, Hungary submits that, contrary to what might be inferred from Csepel's comments, its PPA also contains guaranteed minimum off-take quantities.
(148)
As regards Dunament's argument that it cannot refuse generation under conditions dictated by MVM even to the detriment of Dunament's free market sales, the Hungarian authorities point out that in 2006, MVM initiated the termination of the PPAs with regard to 4 F blocks which, as a result, could have competed directly on the free market for system services. However, Dunament refused to take this opportunity.
(149)
On the comments of AES-Tisza whereby generators without PPA mainly invested if they fell under the guarantee of mandatory off-take, the Hungarian authorities submit that important power plants and power plant blocks sell electricity on the free market without both PPAs and mandatory off-take (for instance the Dunament G1 block, the Vértes power plant and the Mátra I-II blocks).
(150)
Hungary also stresses that, contrary to AES-Tisza's comments, MVM's negotiating position is also limited by the PPAs themselves (price formulae and guaranteed off-take quantities).
7. ASSESSMENT BY THE COMMISSION
7.1. Unlawful aid
(151)
The aid contained in the PPAs was not notified to the Commission in accordance with the State aid procedural rules. The aid thus constitutes unlawful aid.
7.2. General comment on the individual assessment of the PPAs
(152)
In their comments, certain interested parties and the Hungarian authorities suggested that the PPAs should be assessed individually given the differences in their exact terms and conditions.
(153)
This Decision covers all PPAs between MVM and power generators that were in force when Hungary joined the EU (see recitals 44 and 45 above). The Commission considers that the governing principles of the PPAs present similarities which, in a State aid procedure, justify their common assessment. As shown below, the Commission is of the view that the main advantage flowing from the PPAs is common to all of them, and that the decision on their conclusion in the period 1995-2001 followed the same policy objectives and the same type of solution. In concrete terms, they all provide for a purchase obligation on the part of MVM - for a duration covering a substantial part of the lifetime of the assets - of reserved capacities and a guaranteed quantity, with a pricing mechanism allowing the generators to cover their fixed and variable costs. Furthermore, the other criteria for the existence of State aid also present similarities that justify their common assessment. Their selectivity is based on the same principles; the question of whether the PPAs lead to a transfer of State resources requires largely the same assessment for each of them; and their affect on competition and trade also follows the same economic assessment and must also take into account the coexistence of the PPAs on the Hungarian market. The Commission is thus of the view that in order for this State aid decision to accurately reflect the reality of the Hungarian power generation market, the PPAs must be assessed jointly, with a single decision closing the procedure.
(154)
This comprehensive approach does not prevent the Commission from taking into account the differences that indeed exist between the PPAs in question. This Decision thus sets out the differences between the PPAs where such differences are relevant for the purpose of this Decision.
7.3. Existence of State aid within the meaning of Article 87(1) of the EC Treaty
(155)
Below the Commission analyses each of the four cumulative criteria which comprise the definition of State aid within the meaning of Article 87(1) of the EC Treaty: the involvement of state resources, the existence of an economic advantage, the selectivity of the advantage, and the impact on trade.
(156)
In their comments, the interested parties argued (with reference to several assessment criteria) that the Commission should consider only the situation that prevailed when the PPAs were signed. The findings of this analysis should then extend to the whole duration of the PPAs. In this regard, Budapest power plant refers to the Commission notice on the determination of the applicable rules for the assessment of unlawful State aid (49).
(157)
In establishing the relevant time of assessment, the Commission must first take into account the Accession Act of Hungary to the EU, the Procedural Regulation and the Court's case law.
(158)
The relevant part of Annex IV to the Accession Act reads as follows:
‘ANNEX IV
List referred to in Article 22 of the Act of Accession
[…]
3. Competition policy
1.
The following aid schemes and individual aid put into effect in a new Member State before the date of accession and still applicable after that date shall be regarded upon accession as existing aid within the meaning of Article 88(1) of the EC Treaty:
(a)
aid measures put into effect before 10 December 1994;
(b)
aid measures listed in the Appendix to this Annex;
(c)
aid measures which prior to the date of accession were assessed by the State aid monitoring authority of the new Member State and found to be compatible with the acquis, and to which the Commission did not raise an objection on the ground of serious doubts as to the compatibility of the measure with the common market, pursuant to the procedure set out in paragraph 2.
All measures still applicable after the date of accession which constitute State aid and which do not fulfil the conditions set out above shall be considered as new aid upon accession for the purpose of the application of Article 88(3) of the EC Treaty.
The above provisions do not apply to aid to the transport sector, nor to activities linked to the production, processing or marketing of products listed in Annex I to the EC Treaty with the exception of fisheries products and products derived thereof.
The above provisions shall also be without prejudice to the transitional measures regarding Competition Policy set out in this Act.’
(159)
The relevant part of Article 1 of the Procedural Regulation reads as follows:
‘(b)
“existing aid” shall mean:
[…]
(v)
aid which is deemed to be an existing aid because it can be established that at the time it was put into effect it did not constitute an aid, and subsequently became an aid due to the evolution of the common market and without having been altered by the Member State. Where certain measures become aid following the liberalisation of an activity by Community law, such measures shall not be considered as existing aid after the date fixed for liberalisation.
(c)
“new aid” shall mean all aid, that is to say, aid schemes and individual aid, which is not existing aid, including alterations to existing aid’.
(160)
It follows from the above provisions that measures which did not constitute State aid at the time they were granted can, in certain circumstances, become State aid measures within the meaning of Article 87 of the EC Treaty. This is without prejudice to the classification of the measure becoming State aid as existing or new aid.
(161)
Although it is true that, in analysing the existence of State aid in a specific case, the Commission must assess the situation prevailing at the time the measure entered into force, this does not mean that the assessment of the four criteria in the definition of State aid should in all circumstances be limited only to the time at which the aid was granted.
(162)
From Article 1(b)(v) of the Procedural Regulation, it clearly appears that there are exceptional circumstances, such as the evolution of the common market or the liberalisation of a sector, where substantial economic and legal changes take place in a sector or several sectors of the economy and where, owing to these changes, a measure that initially did not come within the scope of Article 87 of the Treaty may fall under State aid control. When liberalising a sector of the economy, to keep all measures which did not qualify as State aid owing to the substantially different market conditions at the time they were granted, but which as of liberalisation meet all the criteria of State aid, would de facto perpetuate a large part of the pre-competitive market circumstances. This would go against the precise intention of putting an end to such an uncompetitive situation on a market, i.e. the decision of the Member States to liberalise the given sector. The purpose of special provisions whereby a measure can become State aid is to avoid prolonging any measures which, although not constituting aid under previous economic and legal circumstances, might harm the interests of players in the new market conditions (50).
(163)
The question of whether such State aid is to be classified as existing or new aid should be assessed separately once the Commission has established the existence or otherwise of State aid.
(164)
Hungary's economy underwent a drastic change in the 1990s. The country took the decision to join the European Union, becoming a full Member State on 1 May 2004. It was well aware of its obligation to bring its existing measures into line with the competition rules of the internal market it wished to join, since the Europe Agreement (51), signed by Hungary in 1991, explicitly refers to that obligation.
(165)
In joining the European Union, Hungary also joined the liberalised internal energy market. The competition rules of the Accession Act do not provide for any exception as regards the Hungarian energy market. In the light of this, contrary to the interested parties’ comments, the Commission is of the view that the PPAs, entered into in substantially different economic conditions (as recognised by the interested parties) before accession to the liberalised internal energy market, may very well become State aid in the new legal and economic circumstances. To establish the existence of such aid, the four criteria of the existence of State aid within the measure should be assessed under the new economic and legal circumstances.
(166)
The question of the relevant time of assessment should furthermore be assessed in the light of the Accession Act. Unlike in previous accessions, the Member States agreed to introduce specific provisions to the Accession Act whereby all aid measures applicable after accession and concluded after 10 December 1994 were to be notified to the Commission before accession and reviewed by it on the basis of the acquis communautaire.
(167)
The vast majority of the countries that joined the EU on 1 May 2004 had, for historical reasons, a strong tradition of State interventionism. However, there may be measures that could not fulfil the four criteria of State aid before accession owing to the very different market conditions then prevailing. However, with the new legal and economic conditions of post-accession, these conditions may very well become fulfilled.
(168)
The relevant articles of the Accession Act aim at ensuring undistorted competition on the internal market for the period after the date of entry into force of the Treaty. Consequently, the purpose of the relevant articles of the Accession Act is to avoid distortions of competition on the common market due to incompatible State aid measures after accession. In this regard, it is irrelevant whether in the 1990s when the measure was granted, it actually fulfilled all the criteria of State aid or not. Consequently, the relevant time for the assessment of the criteria for the existence of aid as to be the time period following the date Hungary joined the EU and the liberalised internal energy market.
(169)
Any other approach would lead to a situation where the economic conditions of the pre-accession and pre-liberalisation period (corresponding, in the case of most new Member States, to a transition period following the communist regime) could be perpetuated long after the country's accession to the European Union. Measures which might not have constituted State aid before accession could be maintained and even prolonged as long as the Member State wished, even if they constituted State aid under post-accession conditions, as they would not fall under the Commission's State aid control.
(170)
This is precisely the intention of the interested parties’ comments in this regard. All the interested parties’ arguments concerning the relevant time of assessment aim to show that the economic and legal assessment of the PPAs in the context of the present State aid procedure should be based only on the circumstances that prevailed at the time of the signature of the PPAs (i.e. between 1995 and 2001), and to lead to the conclusion that the PPAs, because of those legal and economic circumstances, do not constitute State aid. They argue that the market economy operator test and the criteria of distortion of competition and effect on trade should be analysed in the economic context of the mid-1990s, that the Commission should take into account MVM's obligations at that time (security of supply) and the model of the energy sector prevailing at that time (‘Single Buyer’ model, etc.). In their view, the result of the assessment under these circumstances should prevail until the end date of the PPAs (2024 for the longest contract), irrespective of such changes as Hungary's accession to the EU and the subsequent mandatory liberalisation of the energy market.
(171)
The Commission cannot agree with this line of argument. The Commission is of the view that the relevant articles of the Accession Act aim precisely at avoiding such situations, by requiring the immediate application of State aid rules to the players of the economy. The Accession Act does provide for exceptions for certain sectors of the economy (e.g. provisions on transport), but no exception whatsoever is provided for operators on the electricity market. The acquis communautaire, including Directive 96/92/EC, thus applies to all contractual conditions of the Hungarian electricity market immediately as of accession.
(172)
In its assessment of the PPAs, the Commission thus takes the view that, by joining the liberalised internal energy market, Hungary agreed to apply the principles of that market's economy to all the players on its existing market, including all existing commercial relations.
(173)
The Commission must therefore assess whether, as of the day on which Hungary joined the European Union, the measure meets the criteria for the existence of State aid.
(174)
As an introduction to the assessment of the existence of an advantage, it is useful to note that most of the power generators acknowledged in their comments that they could not have invested in those plants without the guarantees offered by the PPAs. […] power plant argues in its comments that ‘The PPAs are an important element for the banks to agree to finance the investment and pre-finance the operating costs on a continuous basis. […] On […], […] asked for the consortium's [i.e. the financial institutions’] view on a potential amendment of the PPAs. However, the banks refused the decrease of both the reserved capacities and the guaranteed off-take’ (52).
(175)
In this regard, […] (as facility agent for the twelve banks, lenders of nearly […] to Csepel power plant) argues that ‘The view of the Banks is that the PPA is part of a package of closely related commercial agreements that secured and still secure the Facility Agreement that provides the financing for the project at market conditions. Thus, any change of the PPAs would automatically affect the Banks and, owing to the contractual mechanisms available to the Banks to protect their financial interests, in turn endanger the Csepel II Project as a whole’.
(176)
[…] (as facility agent for the nine banks, lenders of nearly […] to AES-Tisza) argues that ‘The principal basis for this financing was the existence of the PPA along with the other pertinent project documents (e.g. the Fuel Supply Agreement). […] The PPAs provide stability to demand risk (volume of electricity sold and pricing).’‘The demand stability feature […] is critical in giving banks the necessary security to provide long-term financing in an immature market’.
(177)
In order to assess the existence of an advantage under the PPAs, the Commission first carried out a preliminary analysis to determine what line of reasoning to follow in the assessment. As a result of the preliminary analysis, outlined in recitals 180 to 190, the Commission concluded that in order to establish whether an advantage existed, it should be ascertained whether under the conditions prevailing when Hungary joined the European Union, a market operator would have granted the generators a similar guarantee as that enshrined in the PPAs, namely a purchase obligation on the part of MVM of the capacities reserved in the PPAs (corresponding to a substantial proportion and, in many cases, to all the power plant's available capacities), a guaranteed minimum quantity of generated power over a period of 15 to 27 years corresponding to the typical expected lifetime of the assets concerned or their depreciation, at a price covering the plant's fixed and variable costs (including fuel costs) (53).
(178)
As a second step, the Commission analysed the answer to this question in the light of standard commercial practices on European electricity markets.
(179)
Finally, the Commission briefly assessed the impact of the PPAs on the market in the period following Hungary's accession to the European Union. Although this analysis is not necessary to determine the existence or otherwise of an economic advantage within the PPAs, it is useful in order to duly address certain comments submitted by interested parties.
(1) Preliminary analysis: the reasoning that should be followed in order to assess the existence or otherwise of an advantage
(180)
In the comments submitted in the course of the procedure, third parties analysed the existence or otherwise of an advantage in the light of the conditions under which the PPAs were signed in the mid-1990s. In essence, they concluded that in that period, and in the context of the privatisation of the generating companies, an average market operator would have granted similar guarantees to the generators as those enshrined in the PPAs in order to attract investors and thereby ensure security of supply in Hungary.
(181)
The Commission analysed the merits of this approach and came to the conclusion that it was inappropriate for two reasons. First, it does not take into consideration the actual beneficiaries of the measure under assessment. Second, the period considered under the approach is not relevant in assessing the existence of an advantage.
(182)
The Dunament power plant argues that it received no advantage through its PPA as it paid the market value for the privatisation of its power plants, and the purchase price took into account its rights and obligations under the PPA. Consequently, it paid for any advantage the PPA may have conferred on it in the privatisation price.
(183)
The Commission considers that this reasoning is unsound in the present case. In the case at issue, the beneficiaries of the aid are the privatised power plants (for those which were indeed privatised) and not the shareholders of those plants. The privatisation of the power plants took the form of share deals.
(184)
The Court of Justice has analysed how a change in the ownership of a company during a share deal affects the existence of unlawful aid granted to the company and its recipient. It ruled that the unlawful aid remains with the company that benefited from the aid, despite the change in its ownership (54). The transfer of shares at the market price merely ensures that the buyer itself does not benefit from State aid. However, this does not affect the existence of an advantage for the activity of the beneficiary power plant.
(185)
In the case under assessment, the beneficiaries of the aid are the Hungarian companies that operate the power plants and signed the PPAs, and not the shareholders of the power plants. Furthermore, the change in the ownership of the power plants occurred before the date from which the existence of State aid is to be assessed and is of no relevance in assessing the existence of State aid to the companies operating the power plant. The companies that signed the PPAs thus benefited from the advantages contained in the PPAs regardless of their ownership structure.
(186)
The Commission is aware that in the market circumstances of the mid-1990s in Hungary, the governing principle of the PPAs, that is the guarantee of the return on investment, was the essential condition under which the necessary investments could take place.
(187)
The fact that, owing to the characteristics of the generation sector and the political and economic context of that period in Hungary, there was the need for the State to intervene in the common interest and the best solution was to award PPAs to a number of generators, does not in any way contradict the fact that the PPAs do confer an advantage on the generators.
(188)
Most generators argue that the PPAs do not confer any advantage on the generators as they correspond to the normal market behaviour of any market economy operator in both MVM's and the generators’ position. They argue that any private actor in the position of MVM (with legal obligation of security of supply, as a single buyer) would have chosen to enter into the PPAs, and that the economic advantage from the PPAs does not go beyond what, in the circumstances of the immature energy market of the 1990s in Hungary, was a normal commercial advantage for the parties. Moreover, generators had the legal obligation to enter into an agreement with MVM in order to obtain their operating licence. The generators argue that applying the private investor principle should lead the Commission to take account of the legal requirements and economic reality of the time of conclusion of the PPAs.
(189)
With regard to the interested parties’ arguments on the private investor principle, the Commission refers to the recitals of this Decision concerning the time to be established as relevant for the assessment of the existence or otherwise of State aid under the PPAs. The Commission reiterates that it does not intend to call into question the fact that it was necessary to enter into PPAs in the circumstances prevailing at the time those agreements were concluded. However, as explained above, this does not in any way mean that the PPAs did not confer an advantage on the generators. The interested parties in fact argue only that these agreements corresponded to the market conditions prevailing at the time of their conclusion. None of the interested parties argues that they correspond to current market conditions on the internal market.
(190)
The Commission concludes that in order to assess the existence of an advantage within the PPAs, it should be ascertained whether, under the conditions prevailing when Hungary joined the European Union, the average market operator would have granted generating companies a similar guarantee to that enshrined in the PPAs, as described in recital 177.
(2) Assessment of the existence of an advantage to the power generators when Hungary joined the European Union
(191)
To answer the question referred to in the previous recital, the Commission identified the main practices of commercial operators on European electricity markets that are relevant for the purpose of this analysis, and assessed whether PPAs are in line with these practices or provide generators with guarantees that a buyer would not accept if it acted on purely commercial grounds.
(192)
As a preliminary remark, it is useful to note that traditionally, electricity markets are divided into four markets: (i) generation/import and wholesale supply, (ii) transmission/distribution, (iii) retail, and (iv) balancing services. The relevant markets for the assessment of the PPAs are the first and fourth category, as MVM purchases electricity from domestic generators, imports electricity and sells it to regional distribution companies and commercial suppliers (suppliers on the retail market). MVM also provides reserved capacities to the Transmission System Operator in order to ensure the balancing of the system.
(193)
In Hungary, the retail market is divided into two segments in the period under assessment: (i) a public-utility segment where regional distribution companies supply power at regulated prices to non-eligible consumers and consumers that do not make use of their eligibility; (ii) a free market segment where commercial suppliers provide power to eligible consumers at prices resulting from market mechanisms. Under the regime introduced by Energy Act III, the public utility segment is limited to the household and commercial consumers that are covered by a universal supply obligation.
(194)
In the period of assessment, MVM supplied power to both the regional distribution companies (suppliers on the public utility segment) and to suppliers on the free market segment. However, as outlined in recitals 221 to 231, MVM's sales to suppliers on the free segment were only intended to release the surplus quantities purchased under the PPAs and not needed by the public utility segment. It is a consequence of the PPAs themselves rather than an autonomous commercial activity. Therefore, the existence of an advantage must be analysed against the primary objective assigned to MVM, which was to supply enough power to the regional distribution companies to fulfil the needs of the public utility segment. Consequently, what needs to be verified is whether, in the absence of PPAs, a market operator entrusted with supplying the regional distribution companies with sufficient amounts of electricity, and acting on purely commercial grounds, would have offered the same guarantee as that enshrined in the PPAs. This assessment has to be carried out in the light of the operation of competitive wholesale markets. The recitals below provide first, an overview of typical commercial practices relevant for this analysis and second, a comparison between the PPAs and these practices. Finally, in the light of this comparison the Commission analysed the consequences of the PPAs that the public authorities could expect when Hungary joined the European Union, and whether they could have expected a better balance between positive and negative consequences from other types of agreements.
(2)(a) Short description of commercial practices on European electricity markets relevant for the assessment of the existence of an advantage within the PPAs
(195)
In its Sector Inquiry on electricity markets in Europe (55), the Commission examined in detail the conditions governing trade in electricity on European wholesale markets.
(196)
Depending on the delivery period, bulk electricity can be traded on spot and forward markets. Spot markets are mainly day-ahead markets, on which electricity is traded one day before physical delivery takes place. Trade in power on spot market exchanges is always based on marginal pricing, which guarantees only that short-run marginal costs are covered (56).
(197)
On forward markets, power is traded for delivery further ahead in time. Forward products include weekly, monthly, quarterly and yearly products. Both spot and forward products can be traded on power exchanges or over-the-counter (OTC) markets. As a result of continuous arbitrages, prices of identical products on power exchanges and OTC markets tend to converge. Therefore, power exchanges tend to set reference prices for all spot and forward products, and therefore for the entire wholesale market.
(198)
Furthermore, the price of forward products results from the expectations of market players with regard to future price development on spot markets. Since market players engage in forward contracts because they prefer price certainty to unknown spot prices in the future, forward prices also include a risk element. In practice, prices of forward products include a central element which reflects market players’ expectations with regard to the development of spot prices and, depending on whether they attach a high value to price certainty, a risk premium or discount, though in practice it often appears to be a premium. Consequently, spot prices constitute references for all electricity prices. If a spot market exchange is in place, prices on that exchange constitute references for the whole market. In many wholesale markets, buyers usually try to cover a large share of their expected needs with forward contracts in order to have visibility over their costs. The needs additional to those met with forward contracts are covered by purchases on spot markets.
(199)
The Energy Sector Inquiry noted that apart from standardised exchange and OTC trading there are also ‘bespoke bilateral transactions’. These contracts can be very different in terms of products delivered or services and the prices of such transactions are usually not reported. However, in competitive market conditions, the existence of standardised power exchanges and OTC trading necessarily influence such transactions, as a generator or importer would not agree to engage in a bespoke bilateral contract that would offer clearly worse conditions than a standardised spot or forward contract. Therefore, standardised spot and forward contracts on European wholesale markets constitute a relevant basis for comparison in assessing the existence of an advantage conferred on generators by PPAs.
(200)
On forward markets the longest delivery period is one year. The longest duration between the conclusion of the contract and the beginning of the actual delivery period is four years in NordPool (Scandinavian countries), three years in Powernext (France), five years in UKPX (United Kingdom) and six years in EEX (Germany). On some exchanges, like OMEL in Spain, no forward contracts are concluded. A standardised forward contract places on the supplier the obligation to provide a certain amount of energy at a price agreed in advance, over a maximum period of one year starting within at maximum 6 years of the conclusion of the contract. The order of magnitude of these timeframes is significantly below the usual depreciation and lifetime of any power generation station. Consequently, in normal market conditions and even if they trade most of their output in the form of forward contracts, generators have no visibility on prices and sales volumes over the depreciation and lifetime of power generation assets. Furthermore, as prices are fixed in advance, generators run the risk that their costs will exceed the agreed prices. This risk is not negligible, owing in particular to the volatility of fuel costs, which is for most generation technologies the main component of variable costs. Furthermore, generators are faced with competitive pressure as they have to renew their forward contracts a significant number of times during the lifetime of their generation assets, and therefore adapt their offers to evolving competitive conditions.
(201)
Contracts involving the reservation of generation capacities may also be encountered on wholesale markets in the form of ‘drawing rights’, which are therefore worth comparing with the PPAs. Acquiring drawing rights consists in reserving part of the generation capacities of a given power plant, usually for the expected lifetime of the power station, and paying a ‘capacity fee’ to the plant operator, corresponding to the capital and fixed costs linked to the reserved capacities. The technical risks are borne by the operator of the plant. The holder of the drawing rights can decide on the level of use of the reserved capacities and pays to the power plant operator a price corresponding to the variable costs incurred for the energy generated from the reserved capacities.
(202)
In order to further assess the existence or otherwise of an advantage within the PPAs, it is also useful to consider the situation of large business or industrial end-consumers, even though they act not on wholesale markets but on retail (downstream) markets. As generators sometimes directly supply power to large business or industrial consumers, the comparison with the PPAs is relevant.
(203)
The Energy Sector Inquiry has shown that it was common practice for electricity suppliers to sign fixed-price contracts with large business or industrial consumers. The duration of such contracts is usually limited to one to two years. They usually provide for a delivery schedule based on historical consumption. The price is derived from wholesale prices on forward markets and contains other cost components such as expected costs of balancing or the supplier's margin. Deviation from the delivery schedule entails the application of a ‘take or pay’ clause, which compels the buyer to pay for energy which it does not need, or to pay an excess charge. In this respect, such contracts may be regarded as based on a minimum guaranteed off-take combined with the reservation of capacity (57).
(204)
Another type of agreement has to be considered for the purpose of assessing the advantage within the PPAs, namely contracts concluded for the provision of balancing services to the Transmission System Operators (TSOs). As electricity cannot be stored, demand and supply must be matched at each point in time. If demand or supply deviate from forecasts and result in a need for additional generation, it is the responsibility of the Transmission System Operator to call on certain generators to increase production at short notice. In order to ensure the availability of generation capacities to face such situations, TSOs reserve capacities in generation units which are capable of modifying their production level at short notice. In Hungary, as there is no pump storage plant, natural gas fired plants have the most appropriate technical characteristics to provide these services.
(205)
The Energy Sector Inquiry has provided an overview of European TSOs’ practice with respect to capacity reservation contracts for the provision of balancing services. This overview shows that capacities are reserved by means of tenders. One year may be regarded as a standard duration, which grants flexibility to TSOs to adjust the amounts of reserved capacities to their actual needs. The contracts generally specify the technical characteristics of the required service, the reserved capacity and a price either for the energy provided or for both energy and capacity.
(2)(b) Comparison of the PPAs with standard commercial practices
(206)
The Commission has compared the purchase obligation enshrined in the PPAs with the main features of standard forward and spot contracts, ‘drawing rights’ contracts, long-term contracts concluded by large end-consumers, and contracts concluded between generators and TSOs for the provision of balancing services.
(207)
It follows from the description presented in recitals 195 to 200 that the combination of long-term capacity reservation, a minimum guaranteed off-take and price-setting mechanisms covering variable, fixed and capital costs do not correspond to usual contracts on European wholesale markets and that they shield generators from more risks than standard forward and spot contracts.
(208)
Trade in power on spot-market exchanges is always based on marginal pricing, which guarantees only that short-run marginal costs, and not all fixed and capital costs are covered. Furthermore, on spot markets, a power generating company has no assurance as regards the level of utilisation of its generating capacities. This risk is much higher than for most manufacturing sectors and is due to the fact that it is impossible to store electricity economically, a very specific feature of that industry. If at a given point in time enough power to meet demand is offered at lower prices than those offered by a given generator for one of its power generation units, that unit will not be despatched, which means that its generation capacities will be lost for the concerned period of time.
(209)
Therefore, sales on spot markets entail a significant degree of uncertainty concerning the remuneration of fixed and capital costs and the level of utilisation of generation capacities.
(210)
Nor do forward markets, whose prices are derived from spot prices, provide assurance to generators that all their fixed and capital costs are covered by their sales, because prices are fixed in advance. If fuel costs increase unexpectedly over the period of delivery, the costs of producing electricity may exceed the price set in advance. On forward markets, the risk concerning the use of the production capacities is lower than in the case of spot products owing to the longer time horizon of forward contracts. However, even if a generator is able to sell most of its output through forward contracts, it enjoys visibility over the utilisation rate of its power generation units over a limited period of time compared to their lifetime.
(211)
Interested parties emphasize that the generators do bear important risks under their PPAs, in particular constructional, regulatory, environmental, maintenance and fiscal/financial risks. The Commission recognises that the PPAs do not eliminate all risks linked to the operation of a power plant. Indeed, these risk elements listed by the generators in their comments are certainly borne by the generators themselves. However, this corresponds to normal risks any market player on the electricity generation market would need to bear, including in the case of sales in the form of standard spot or forward markets. However, the commercial risks associated with fluctuations in electricity generation costs and, in particular, fuel costs, the risk associated with fluctuations in end-user electricity prices, and the risk associated with fluctuation in end-user electricity demand are born by MVM on a substantial part (or entirety) of the lifetime of the assets under PPA.
(212)
Interested parties also argued in their comments that the reservation of capacities for MVM entailed a disadvantage for them, because they could not use these capacities for other purposes than for sales to MVM. However, the system of guaranteed minimum off-take mitigates that constraint to a large extent. The system of minimum guaranteed off-take should be regarded as a guarantee for generators that they will not be prevented from using their capacities for energy production and sale should MVM not make use of its reserved capacities. As a matter of fact, as shown by the following table, the minimum guaranteed off-take corresponded to a utilisation rate of the reserved capacities exceeding the average utilisation rate of the total available capacities in Hungary.
Table 5
Minimum guaranteed off-take and reserved capacities
2004
2005
2006
Guaranteed off-take (GWh)
23 234
23 528
23 516
Reserved capacities (MW)
4 242
4 460
4 481
Ratio between minimum guaranteed off-take and reserved capacities (number of hours per year)
5 477
5 275
5 248
Ratio between net electricity generation and net available generation capacities for all Hungarian power generation units (number of hours per year)
4 272
4 225
4 601
(213)
Therefore, spot and forward contracts entail a much higher level of risk for generators than the PPAs, which provide certainty both as regards the remuneration of fixed and capital costs and the level of use of the generation capacities.
(214)
As regards drawing rights, the main difference between this form of agreement and the PPAs is that drawing rights are normally not associated with minimum guaranteed off-take. The holder of the drawing rights bears commercial risks linked to the sale of the energy produced out of the reserved capacities. However, it has the assurance that it will be able to sell all that energy at prices covering at least variable costs, because it can decide not to generate energy if prices fall below variable costs. That assurance is not provided by the PPAs to MVM, owing to the existence of the minimum off-take obligations on MVM for the benefit of the generators.
(215)
As regards standard long-term purchase contracts concluded by large consumers, it is clear that they are much more advantageous for the buyer than the PPAs are to MVM because the price, which is usually fixed for the whole duration of the contract, is normally not indexed on parameters such as fuel costs whose development over the duration of the contract is unpredictable, and is not designed in such a way as to cover fixed and capital costs, as it depends on price quotations on wholesale markets. Indeed, buyers have an interest in concluding long-term contracts only if these contracts provide them with some hedging against fluctuations in the electricity market, and in particular against changes linked to fluctuations in fuel costs. For this reason a buyer would have an economic interest in a long-term contract of this type only if the seller offered to take part of the risk associated with fluctuations in fuel costs or if the generating technology ensured stable fuel costs, as is the case with hydropower plants and, in certain conditions, nuclear plants. Furthermore, these contracts are usually concluded for much shorter periods than the PPAs and therefore give buyers the option to change suppliers if better prices are offered by competitors. In order to obtain the lowest prices possible, buyers often use tendering procedures.
(216)
Balancing services contracts are relevant to the assessment of the existence of an advantage between the PPAs because a minor part of the capacities reserved under PPAs is assigned by MVM for the provision of balancing services to the TSO (58). In practice, MVM sells capacities to the TSO on an annual basis as a package and uses part of the capacities reserved under the PPAs for that purpose. In practice, it means that the generators do not bear the risk attached to the annual tenders (59) and to the uncertainty concerning the amount of energy that they will provide. From their point of view, the contractual conditions governing the provision of balancing services are those of the PPAs. However, as shown in recital 204, the specifications of the PPAs, especially their long duration and the existence of minimum guaranteed off-take, cannot be justified on commercial grounds even for the provision of balancing services. The Commission recognises that in Hungary, few generation units may be able to provide the necessary balancing services to the TSO, as claimed by interested parties, but has come to the conclusion that even in such circumstances the conditions offered by the PPAs go further than what a TSO may consider acceptable on commercial grounds.
(217)
This comparison shows that PPAs structurally provide more guarantees to generators than standard commercial contracts. The generators are thus in a more advantageous situation that the one they would face on the free market without their PPA. In order to complete the assessment of the existence of an advantage, it is necessary to assess the positive and negative effects that the public authorities could expect from the PPAs when Hungary joined the European Union and to verify whether they could have expected a better balance between the positive and negative effects from other approaches based on standard commercial practices.
(2)(c) Foreseeable consequences of the PPAs for the public authorities in the light of the comparison with buyers’ standard commercial practices on European electricity markets
(218)
The public authorities could expect from the PPAs that MVM would be able to find enough energy to fulfil the needs of the public utility market over a long period of time.
(219)
However, they had no assurance concerning the level of price that would have to be paid by MVM over that same period because the PPAs do not provide hedging against risks of price fluctuations, which are due in particular to fluctuation in fuel costs.
(220)
Furthermore, the combination of long-term capacity reservation and the associated minimum guaranteed off-take deprives the public authorities of the possibility of benefiting from more attractive prices offered by other generators and importers. The capacities and minimum guaranteed off-take of the PPAs, the long-term import contracts concluded by MVM and the quantities purchased by it under the mandatory off-take system (60) were sufficient to cover its needs. MVM could thus not diversify its supply portfolio, although alternative generation capacities were available. In 2004, several power generators were not engaged in long-term power purchase agreements. The PPAs of two power plants accounting for 470 MW of installed capacity expired at the end of 2003, which significantly increased the supply capacity outside PPAs. Around 700 MW of import capacities are not covered by long-term import contracts and could have been used by MVM to import electricity if it had not been bound by the system of reserved capacities and minimum guaranteed off-take.
(221)
As shown in the following recitals, it was clear when Hungary joined the European Union in 2003 and 2004 that the system of reserved capacities and minimum guaranteed off-take, which was designed under a Single Buyer Model whereby all electricity consumed in Hungary transited through MVM, entailed significant risks that the PPAs would require MVM to purchase energy beyond its needs.
(222)
An important element to be taken into consideration in this respect is the partial opening of the electricity market in 2003. On 18 December 2001 the Hungarian Parliament adopted Energy Act II, which allowed large consumers, defined as those which consumed more than 6,5 GW/year, to become ‘eligible consumers’ and therefore be allowed to choose their supplier of electricity. This legislative measure, which came into force on 1 January 2003, led to the creation, alongside the pre-existing public utility segment, of a free market where prices resulted from the confrontation of supply and demand. The foreseeable effect of that measure was to reduce the quantities needed by MVM for supply to the regional distribution companies for the fulfilment of demand on the public utility segment. The following table shows the continuous increase in quantities actually sold on the free market between 2003 and 2006 and the corresponding decrease in quantities actually sold on the public utility segment through regional distribution companies.
Table 6
Sales on the retail market (regulated segment and free segment)
(GWh)
2003
2004
2005
2006
Total consumption
33 584
33 836
34 596
35 223
Sales on the free segment
3 883
7 212
11 685
13 057
Sales on the regulated segment
29 701
26 624
22 911
22 166
Source: Statistical data of the Hungarian power system, 2006 ().
(223)
Between 2003 and 2006 the quantities sold on the public utility segment, which correspond to MVM's actual purchase needs, decreased by 25 %. The decrease of MVM's needs was largely foreseeable at the time when Hungary joined the European Union, particularly in the light of the significant difference between the official prices on the public utility segment (prices paid by consumers to regional distribution companies) and the prices observed on the free segment in 2003 and 2004.
Table 7
Price differences between the regulated segment and the free segment on the retail market in 2003 and 2004
(HUF/kWh)
2003
2004
Average price on the free market
11,1
12,7
Average prices on the public utility sector (62)
19
21,1
Source: Statistical data on the Hungarian power system, 2006
(224)
Prices on the free market indeed constituted clear incentives for eligible consumers to make use of their eligibility rights. It was also well known in 2003 and 2004 that the forthcoming accession of Hungary to the European Union would entail the entry into force of the Second Electricity Directive (63), and consequently the rights of all consumers to become eligible as from 1 July 2007, which would lead to a further reduction of MVM's needs over a much shorter period of time than the remaining validity of the PPAs.
(225)
Consequently, it was clear in 2003 and 2004 that the PPAs, which had been designed in the context of a Single Buyer Model whereby all electricity needed by the Hungarian market transited through MVM, would not only prevent MVM from diversifying its supply portfolio and obtaining more favourable prices by fostering competition between its suppliers, but was also likely to result in the obligation on MVM to purchase more energy than it actually needed.
(226)
This risk had actually been identified by the public authorities. In 2002, the Hungarian Government issued a Decree (64) which required MVM to initiate a renegotiation of the PPAs with all generators with a view to adjusting the amount of reserved capacity. Although that Decree did not require the termination of the PPAs, it is in itself a clear indication that the amounts of capacity reserved under the PPAs (and subsequently, the minimum guaranteed off-take) were too high in the light of the gradual liberalisation of the retail market. That Decree also introduced the possibility for MVM, in the event of failure to complete negotiations with generators, to sell capacities and energy which prove to be in excess of the amounts actually needed to supply the regulated segment, through three ‘release mechanisms’: capacity auctions, capacity tenders and sales on a virtual Internet-based trading platform called ‘the Marketplace’ (Piactér). Although the form of these three mechanisms vary, all three of them in essence consist in MVM offering for sale on the free market, in the form of a variety of forward delivery products, the surplus energy that it does not need to supply the public utility sector but that it has to purchase in accordance with the terms of the PPAs.
(227)
The following table displays data concerning the first three auctions carried out by MVM. It shows that the prices received by MVM for the energy sold through the release mechanisms were significantly below the prices paid for that same energy under the PPAs.
Table 8
MVM's three first auctions
First auction June 2003
Second auction December 2003
Third auction June 2004
Baseload products
Quantities of electricity sold (GWh)
375
240
133
Sale prices on auctions (HUF/kWh)
8,02
9,5
8,4
Off-peak load products
Quantities of electricity sold (GWh)
259
421
Sale price on auctions
5,6
3,5
Average annual PPA prices
2003
2004
11,3
11,7
(228)
The Hungarian legislation had actually anticipated that effect and provided for a compensation to be paid by the Hungarian State to MVM for the losses incurred owing to the difference between the price paid for the quantities released through capacity auctions and the sales prices obtained on the market. The compensation paid to MVM amounted to 3,8 billion HUF in 2003 (65). According to MVM's annual report for 2004, the compensation increased by HUF 2,4 billion in 2004.
(229)
From the point of view of the public authorities, it is clear that such a system cannot be justified on commercial grounds as it amounts to subsidising the sales of generators for supply to the free market segment.
(230)
The following table shows the total quantities of energy sold by MVM through the release channels between 2003 and 2004 on the basis of the information provided by Hungary on 24 September 2007 and 21 April 2008.
Table 9
Quantities sold by MVM through the release mechanisms
(TWh)
Year
2003
2004
2005
2006
Total sales by MVM through the release mechanisms (66)
0,6
1,9
6,5
6,5
(231)
It is clear that under normal market circumstances buyers do not engage in contracts which entail a significant risk of being compelled to buy more electricity than needed and incurring substantial losses when reselling that energy. This risk is theoretically present in forward contracts and long-term contracts concluded by large end-consumers, but to a much lower degree.
(232)
The duration of forward contracts is significantly less than that of the PPAs. The buyer has a much better overview of its needs for such timeframes than for a period ranging from 15 to 27 years. Furthermore, buyers tend to cover only part of their expected needs with forward contracts, buying any additional quantities needed on spot markets.
(233)
Long-term contracts concluded by large end-consumers also entail only a limited risk of excess purchase because of their limited duration, and also because the consumption of large industrial and business end-consumers entering into such contracts is as a rule stable and predictable, which is not the case for MVM for the reasons outlined above.
(234)
Furthermore, it is useful to recall that under forward contracts or long-term purchase contracts concluded by end-consumers, buyers commit to buying a certain amount of energy several months or years before actual delivery takes place because their purchase contract provides hedging against price fluctuations. This benefit is not present in the PPAs because prices cover variable costs, which owing to variation in fuel costs may increase in unpredictable proportions.
(235)
The Commission concludes that the benefits obtained by the public authorities from the PPAs do not provide the hedging on energy prices that the average market operator would expect from a long-term contract and entail significant risks of being compelled to purchase energy in excess of actual needs and incurring losses when reselling the surplus quantities. These risks were well known by the Hungarian authorities when Hungary joined the European Union. The comparison between PPAs and standard commercial practices on European electricity markets shows that a buyer acting on purely commercial grounds would not have accepted such detrimental effects and would have adopted other purchase strategies and entered into different types of agreements in line with standard commercial practice.
(236)
In the light of the above, the Commission concludes that the core principles of the PPAs entail an advantage to the power generators beyond normal commercial advantage. In this respect, it is essential to stress that the main principles of the PPAs, i.e. the long-time capacity reservation, minimum guaranteed off-take and pricing mechanisms based on a capacity fee and an energy fee to cover fixed, variable and capital costs, cannot be isolated and assessed separately. The existence of an advantage lies in the combination of these elements. As shown above, the long duration of the PPAs contributes to a great extent to the existence of an advantage.
(3) The impact of the PPAs on the market in the period following Hungary's accession to the European Union
(237)
Interested parties argue in their comments that the prices applied under the PPAs are not higher than wholesale market prices. The Mátra power plant especially stresses that is prices are competitive because it has its own coal mine, so it has low mining costs. Consequently, they conclude that they do not benefit from any advantage.
(238)
The Commission cannot agree with this line of argument.
(239)
First, as discussed in detail above, the price actually paid under the PPAs is one consequence of the PPAs but it does not constitute the core of the advantage entailed in them. The comments by the banking institutions referred to above (see in particular recitals 175 and 176) also confirm that all the elements of the PPAs guaranteeing the generating units the return on the investment of the assets and shielding the generators from the commercial risks of their operation constitute together the core of the advantage of these agreements.
(240)
Second, the price difference compared to market prices depends on a great number of factors linked to market evolution which are independent of the PPAs and can only be assessed a posteriori. The PPA prices are unit prices at a certain point in time; they do not take into consideration the advantage flowing from all other elements of the PPAs, such as the capacities and quantities which the generators could have sold if their sales depended on market demand. As discussed above, the Commission is of the view that there is an economic advantage for generators inherent to all PPAs under assessment, whether or not they actually lead, at a given period of time, to prices above market prices.
(241)
For the sake of completeness of the Commission's answers to the comments received and to better understand the consequences of the PPAs in this regard, the Commission nevertheless compared the PPA prices actually applied with prices achieved on the part of the wholesale market not covered by PPAs.
(242)
In this comparison, the Commission does not take into account 2007 prices as in that year (more precisely, from 9 December 2006 to 31 December 2007) the PPA prices were overwritten by official prices. Accordingly, the applied prices do not necessarily reflect the exact prices to which the application of the PPA price formulae would have led.
(243)
Consequently, the Commission compared the applied PPA prices with free market prices for 2004 to 2006.
Table 10
The average price of electricity sold to MVM under the PPAs (67)
HUF/kWh
Power plant under PPA
2004
2005
2006
Dunament F blocks
[…]
[…]
[…]
Dunament G2 block
[…]
[…]
[…]
Tisza II
[…]
[…]
[…]
Pécs
[…]
[…]
[…]
Csepel II
[…]
[…]
[…]
Kelenföld
[…]
[…]
[…]
Újpest
[…]
[…]
[…]
Kispest
[…]
[…]
[…]
Mátra
[…]
[…]
[…]
Paks
[…]
[…]
[…]
Table 11
The quantity and average price of electricity sold by domestic generators without PPA to the free market (68)
Power plant
2004
2005
2006
Quantity
(MWh)
Price
(HUF/kWh)
Quantity
(MWh)
Price
(HUF/kWh)
Quantity
(MWh)
Price
(HUF/kWh)
Mátra ([…] blocks)
989 097
8,15
972 813
8,33
1 082 699
9,26
Vértes
157 701
8,02
942 999
8,79
1 213 622
10,51
Dunamenti […] block
215 647
8,57
805 381
9,85
814 702
13,29
EMA
133 439
11,07
129 252
11,83
101 607
12,92
AES Borsod
[…]
[…]
18 301
11,25
n.a. (69)
AES Tiszapalkonya
364 869
12,76
86 673
9,87
119 218
14,27
Table 12
The quantity and average price of electricity imports purchased by MVM (70)
Import
2004
2005
2006
Quantity
(MWh)
Price
(HUF/kWh)
Quantity
(MWh)
Price
(HUF/kWh)
Quantity
(MWh)
Price
(HUF/kWh)
Ukrainethrough Slovakia ([…] (71))
1 715 200
[…] (72)
1 525 600
[…] (72)
1 311 400
[…] (72)
Switzerland through Slovakia ([…] (71))
1 768 100
[…] (72)
1 761 700
[…] (72)
1 709 200
[…] (72)
Switzerland ([…] (71))
631 700
[…] (72)
629 500
[…] (72)
626 200
[…] (72)
(244)
Since 2003, in line with Energy Act II (73), MVM has been releasing surplus power (i.e. power in excess of what it needed for the public utility segment) for supply to the competitive market through three release channels: (i) public generation capacity auctions, (ii) capacity tenders and (iii) its virtual on-line trading platform, the ‘Piactér’. The table below presents the average prices achieved at these sales:
Table 13
Average price achieved by MVM capacity auctions, tenders and Marketplace (74)
Year of delivery of auctioned product (75)
Weighted average price at capacity auctions
(HUF/kWh)
Year of Tenders and Marketplace sales
Average price at tenders and Marketplace
(HUF/kWh)
2004
4,7
2004
6,5
Auction of 17 June 2004
Off peak: 3,48
Base: 8,4
2005
5,4
2005
8,1
Auction of 9 December 2004
Off peak: 4,54
Base: 8,32
Auction of 10 June 2005
Off peak: 4,6
Base: 8,5
Auction of 21 July 2005
Base: 9,3
Peak: 10,42
2006
9,9
2006
9,1
Auction of 9 November 2005
Off peak: 6,02
Base: 9,74
Peak: 11,76
Auction of 31 May 2006
Base: 11,33
(245)
The above figures show that the average prices at which electricity was sold in Hungary on the competitive sector in 2004 at the wholesale level varied between 4,7 and 12,76 HUF/kWh. Of the generators with PPAs, the Paks nuclear power plant and Mátra sold to MVM at prices in that range. Dunament […] sold its electricity under PPA at […], the highest price ([…]) achieved without PPA. All other generators charged MVM an average price between 13,86 and 25,46 HUF/kWh. This pricing is 10 % to 100 % higher than the highest free market price.
(246)
In 2005, the prices of sales outside the PPAs under assessment varied between 5,4 and 12,91 HUF/kWh. Of the generators with PPA, only the Paks and Mátra power plants sold electricity under their PPAs within this price range. All other generators charged their electricity under PPA at an average price between 13,99 and 25,64 HUF/kWh. This pricing is between 10 and 100 % higher than the highest free market price.
(247)
In 2006, sales prices outside the PPAs in question varied between 9,1 and 14,27 HUF/kWh. Of the generators with PPA, only the Paks and Mátra power plants sold electricity under their PPAs within this price range (in the case of Paks, actually below the lowest free market price). All other generators charged their electricity under PPA at an average price between 16,67 and 33,49 HUF/kWh. This is between 15 % and 135 % higher than the highest free market price.
(248)
The above calculations are based on average price figures, i.e. they do not calculate separately with off peak, base or peak prices. Generators that would mainly sell peak load products in the absence of PPAs (76) argue that their prices should not be compared to base load prices. Indeed, the Commission recognises that peak electricity prices are normally higher than those of base load electricity. When comparing those prices with free market sales (for instance, at the electricity auctions by MVM), peak products show an average price level around 10-30 % above base load prices.
(249)
However, when comparing the prices of Csepel, Dunament F and […] with peak prices achieved at the capacity auctions, it can be seen that their prices were higher than the price of any peak product obtained at the auctions during these years. Moreover, amongst the generators selling electricity without PPA to the free market and listed in Table 11 above, there are some (for instance the EMA plant) which also sold mainly peak products.
(250)
The above comparison shows that the PPA prices of the generators under PPA in years 2004 to 2006, with the exception of the Paks and Mátra power plants, were actually higher than the highest free market prices.
(251)
Accordingly, the Commission disagrees with the arguments of interested parties that their PPA prices were not higher than free market prices.
(252)
As far as the Paks and Mátra power plants are concerned, the above tables show that their prices were below the highest price achieved on the free market. Mátra plant's prices were in the higher range of free market prices. Although its prices are indeed likely to be more competitive than most PPA prices, the Commission cannot exclude that it could not have achieved at least the same prices without its PPA. The Commission notes that the prices Mátra achieved from sales of its blocks without PPA were significantly below its PPA prices.
(253)
The Commission is aware that the prices achieved in the free market sector (without PPAs) cannot be considered as corresponding to the exact market price the generators would have achieved without PPAs if the PPAs had not existed in the period in question. PPAs covering approximately 60 % of the generation market undoubtedly impact prices on the rest of the market. However, this comparison gives an indication of the order of magnitude of the difference between the PPA and the actually observed ‘non-PPA’ prices.
(254)
The Budapest and Csepel power plants have argued that the PPAs should be regarded as implementing SGEIs for the purpose of securing electricity supplies. They considered that they fulfil the criteria laid down in the Altmark judgment, which means that their PPAs do not constitute State aid within the meaning of Article 87(1) of the EC Treaty.
(255)
The Commission has analysed these arguments and cannot agree with them for the following reasons.
(256)
Under Community legislation, Member States have a certain margin of discretion to define services they consider to be SGEIs. Defining the scope of SGEIs in a Member State is, within the limits defined by Community legislation, a prerogative of the State itself and it is not for the beneficiaries of aid measures to qualify their own service as a public service.
(257)
In the course of the present procedure, however, the Hungarian authorities never submitted the argument that any of the generators provided an SGEI, nor did they support the generators’ arguments to that effect.
(258)
The Commission also considers that the PPAs do not fulfil all the criteria laid down in the Altmark judgment.
(259)
First, under the Altmark judgment, the recipient undertaking is actually required to discharge a public service and the obligations connected with that service are to have been clearly defined by the Member State.
(260)
MVM did have an obligation of security of supply under Hungarian legislation in the time period under assessment, but this obligation was a general obligation whereby the Single Buyer at the time had to ensure the necessary supply of energy to cover total demand; however, it does not entrust any specific generator with a defined SGEI.
(261)
The objective of security of supply is of a very general nature. To some extent, the view could be taken that any generator in the electricity sector contributes towards achieving this objective. The interested parties failed to submit any official document of the Hungarian State clearly defining an SGEI and entrusting a specific generator (or generators) with providing that specific service.
(262)
The PPAs themselves are similar in this respect: they fix the obligations of the parties but do not define a specific public service obligation. The fact that all of the ten power plants under PPAs have to reserve their capacities to MVM does not in itself mean that they are specifically entrusted with a public service obligation. Again, such an approach could lead to the conclusion that the whole power generation sector fulfils an SGEI - which would clearly be in breach of the spirit Community legislation and practice means to give to the concept.
(263)
In the present case, the alleged public service obligations have not been clearly defined and there is no specific generator required to discharge any such concretely defined public service obligation.
(264)
The interested parties argue that PPAs are documents that entrust generators with SGEIs. But PPAs do not contain any specific definition of SGEIs and do not refer to these obligations or to legal provisions that would be a basis for the State to entrust SGEIs to other entities.
(265)
In its decisions to date (77), the Commission has taken the view that security of supply could be an SGEI subject to the restrictions provided for in Article 8(4) of Directive 96/92/EC (which corresponds to Article 11(4) of Directive 2003/54/EC), i.e. provided that the generators concerned use indigenous primary energy fuel sources to produce energy and that the total volume of energy does not exceed in any calendar year 15 % of the total primary energy necessary to produce the electricity consumed in the Member State concerned.
(266)
The only generator that submitted that it used indigenous primary energy fuel was Mátra power plant. However, Mátra power plant did not produce any official documents showing that the Hungarian State had specifically entrusted it with a clearly defined SGEI.
(267)
In the light of the above, the Commission must reject the claim that the PPAs discharge a public service obligation in the field of security of supply.
(268)
Second, the parameters on the basis of which the compensation is calculated should have been established beforehand in an objective and transparent manner, and the compensation should not exceed what is necessary to cover all or part of the costs incurred in discharging the public service obligations, taking into account the relevant revenue and a reasonable profit for discharging those obligations (78).
(269)
In the absence of a clear definition of the SGEIs to be provided, in particular one making a clear distinction between the services to be rendered and the power plants’ normal business operations, it is impossible to establish parameters for compensation and/or to determine whether the compensation exceeds the amount necessary to cover the costs incurred in discharging these obligations. It is not even possible to define exactly what the compensation is.
(270)
The existence of certain parameters for establishing the PPA prices is not equivalent to the existence of precise parameters for calculating compensation for SGEIs, since the price is not equal to the compensation. Furthermore, the fact that the price covers only the costs of generating electricity plus a margin for profit does not mean that it does not include any excess compensation, since many of the costs of generating electricity may be the normal costs covered by any electricity generator as opposed to the surplus costs associated with SGEIs.
(271)
Third, where the company which is to discharge public service obligations has not been selected via a public procurement procedure, the level of compensation needed must be determined on the basis of an analysis of the costs which a typical undertaking, well run and provided with adequate means of production to meet the public service requirements, would have incurred in discharging those obligations, taking into account the associated revenue and a reasonable profit for discharging its obligations.
(272)
Nine of the ten PPAs were signed without tendering procedures. Even in the one tendering procedure for Kispest power plant, no specific objective for the SGEIs was defined. This makes it difficult to assess what exact part of the power plant's activities would correspond to the SGEI and thus what the level of compensation would be that would not exceed what is necessary to cover the costs incurred in the discharge of the public service obligation.
(273)
Furthermore, neither the Hungarian authorities nor the interested parties provided an analysis of the costs of the generators in question to support the contention that they correspond to the costs incurred by a typical undertaking.
(274)
Finally, the Commission notes that, with the exception of the Kispest PPA, all of the other PPAs under assessment were signed without a tender procedure.
(275)
The PPAs thus do not fulfil the criteria of the Altmark judgment.
(276)
The interested parties argued that Article 86(2) of the EC Treaty might apply to the PPAs even where they do not fulfil the criteria of the Altmark judgment. The compatibility of the measure with Article 86(2) of the EC Treaty is assessed under point 7.7 of this Decision.
(277)
The PPAs were concluded with a number of companies in a certain sector of the economy. The companies benefiting from the PPAs at stake are listed in Table 1 above.
(278)
AES-Tisza argues that the PPAs are not selective as long-term agreements exist in the entire electricity sector: between MVM and the generators, between MVM and the distribution companies, and for the import of electricity. They argue that, as a result of the legislative measures at that time in Hungary, all generators had agreements with MVM and only renewable and cogeneration plants had shorter term agreements.
(279)
The Hungarian authorities observe in their submissions relating to the interested parties’ comments that important power plants and blocks of power plants sell electricity on the free market without PPAs and mandatory off-take (e.g. the Dunament G1 block, the Vértes power plant and the Mátra I-II blocks).
(280)
Indeed, there are important power plants and blocks which operate without PPAs (see the examples provided by the Hungarian authorities). The company AES itself owns two power plants which do not operate under PPAs.
(281)
The Commission notes that the fact that an aid measure is not aimed at one or more specific recipients defined in advance, but that the beneficiaries are identified on the basis of a number of objective criteria, does not mean that this measure does not confer a selective advantage on its beneficiaries. The procedure for identifying beneficiaries does not affect the State aid nature of the measure (79).
(282)
Furthermore, it is also confirmed by the case law of the Court that even a measure that would favour an entire sector compared to other sectors of the economy in a comparable situation must be considered as conferring a selective advantage on that sector (80).
(283)
In the light of the above considerations, the Commission concludes that the PPAs constitute a selective measure.
(284)
The Commission needs to assess whether the PPAs involve the transfer of State resources.
(285)
The core principle of all the PPAs under assessment is the purchase obligation by MVM of a fixed generation capacity and fixed minimum quantities of generated power at a price covering the fixed and variable costs of the power plant, over a duration of 15 to 27 years. In economic terms, this purchase obligation creates a continuous obligation for MVM to pay a certain price for a certain capacity (capacity fee) and a certain quantity of energy (energy fee) to the power generators over the entire duration of the contract. Further financial obligations of MVM are laid down in the individual PPAs, as described under Chapter 2 above. This ongoing transfer of financial resources to the generators and the payment of the fees referred to is inherent in all the PPAs and is present for the entire duration of the contracts. Naturally, the longer the duration of the PPA, the higher the amount of resources transferred.
(286)
In order to establish whether the resources transferred by MVM to the generators constitute State resources, the Commission has assessed the measure on the basis of the following considerations in particular:
(287)
In its PreussenElektra ruling, the Court of Justice examined a mechanism under which privately owned companies were compelled by the State to purchase electricity from specific electricity producers at a price fixed by the State and higher than the market price. The Court ruled that, in such a case, there was no transfer of public resources and therefore no State aid.
(288)
The Commission considers that the Hungarian scheme is significantly different from the system examined by the Court in the aforementioned ruling, owing in particular to the difference in the ownership structure of the companies under a purchase obligation.
(289)
The company on which the State imposed the purchase obligation was privately owned in the PreussenElektra case, while MVM is entirely State-owned. The resources used are therefore resources belonging to and controlled by a fully State-owned company.
(290)
In the PreussenElektra case, when tracing the monies from the beneficiary back to their origin it transpired that they never came under the direct or indirect control of the State. However, in the present case they do come under State control since, in tracing them back to their origin, it can be seen that they go to a state company.
(291)
The Commission also considers that the behaviour of MVM is imputable to the Hungarian State. It must be added that the Hungarian authorities never argued during the present procedure that the PPAs were not imputable to the State and thus did not involve the transfer of State resources.
(292)
The underlying principle of MVM's purchase obligation designed to guarantee the viability of the power plants concerned is imputable to the Hungarian State. As this core principle governing the PPAs throughout their entire duration was established when the PPAs were entered into, the Commission needs to examine the conditions of the signing of the PPAs (i.e. the circumstances of the establishment of this core principle) in order to clarify whether it is imputable to the Hungarian State.
(293)
In its assessment of the imputability question, the Commission took into consideration, in particular, the following circumstances.
(294)
At the time the PPAs were entered into, under Energy Act I MVM had the legal obligation to ensure security of supply in Hungary at the lowest possible cost.
(295)
The same Energy Act I required MVM to assess electric energy demands and initiate the extension of production capacities based on the prognosis resulting from the assessment. MVM had to prepare a National Power Plant Construction Plan (Országos Erőműépítési Terv) which then had to be submitted to the Government and the Parliament for approval.
(296)
The Hungarian Government and all interested parties agreed in their comments that at the time of their conclusion the PPAs constituted the tool identified by the Hungarian Government to ensure security of supply and other governmental objectives, such as the modernisation of the energy sector with particular regard to the prevailing standards of environmental protection, and the necessary restructuring of the sector (83). As Csepel power plant states in its comments: ‘The PPA must thus be assessed as what it is: an integral part of the Hungarian State's attempt through MVM to build a diversified generation portfolio at a time when the State did not have the financial means to achieve this on its own’ (84).
(297)
The Hungarian authorities informed the Commission (85) that preparation for the signature of the PPAs had started in the context of the privatisation procedure for the power plants, on the basis of Governmental Decree 1114/1994 (XII.7). The entire procedure of drawing up the PPAs and privatisation was characterised by strong cooperation between the Hungarian Energy Office (the regulator), the Ministry of Industry and Trade, the Ministry of Finance, the ‘Allami Vagyonügynökség Rt’ i.e. the governmental body responsible for the privatisations, MVM, and a number of international advisors.
(298)
A working committee was set up in this context with representatives from the above bodies, which adopted guidelines on the drafting of, inter alia, the PPAs and the pricing methods.
(299)
At the request of the Hungarian Government, a standard PPA was drafted by an international law firm. The Hungarian authorities confirmed that the PPAs were based on this standard model. They also confirmed that the price setting mechanism of the PPAs had been prepared on the basis of the Government Decision of 1074/1995 (III.4) on the price regulation of electric energy, which included detailed rules on the calculation of regulated electricity prices. The PPAs took over the formulae and definitions of the Government Decision (86).
(300)
The decision on the signature of the PPAs was taken by the Board of Directors of MVM, both in the context of the privatisation and after. The members of the Board of Directors are elected by the General Meeting. According to the information received from the Hungarian authorities (87), ‘as MVM is more than 99 % State-owned, the members of the Board of Directors are appointed, elected and recalled as seen fit by the State’.
(301)
Under Government Decree 34/1995 (IV.5) on the implementation of Energy Act I, MVM was required to organise a call for tenders within ninety days following the approval of the Power Plant Construction Plan.
(302)
The PPA of Kispest power plant was signed following a tendering procedure in accordance with the legal procedure set out below
(303)
Joint Guidelines of the responsible Ministry and the Hungarian Energy Office were issued in 1997 on the authorisation procedure for power plant construction and the general rules of the tender procedure.
(304)
The Joint Guidelines set out the main reasons for the need to transform the ownership structure and establish new power generation capacities. It clearly identifies the targets: security of supply at the lowest possible cost, modernisation to meet environmental protection standards, diversification of the primary energy sources, more flexible power plant park possessing the necessary reserve and able to cooperate with the western European electricity system. It also stresses that the operation of the future power plant park ‘shall allow profitable operation and maintenance, at a development of prices being in accordance with the provisions of the law’ (88).
(305)
Under point 2, the Joint Guidelines of the Ministry and the Hungarian Energy Office also add that the implementation of the above targets should result in ‘a modern electricity system satisfying the requirements of environment protection, guaranteeing the European cooperation, the return of justified investments and the costs assumed by efficiently operating license holders, as well as prices containing a profit necessary for a durable operation. All the above aims shall be achieved in a way guaranteeing …the safety of the primary energy supply, enable those intending to invest in this area to feel their investments, the return on investments in safety, …, the fulfilment of the declared government intentions in safety.’
(306)
The Joint Guidelines then regulate the competition procedure relating to the establishment of power plant capacities.
(307)
A Principal Evaluating Committee (Értékelő Főbizottság) made the final proposal to the winner of the tender. The members of this Committee were the representatives of the Ministry of Economy, the Ministry of Environment, the Hungarian Energy Office, MVM and the ERSTE Bank. The final decision was taken by the Board of Directors of MVM. Under the Joint Guidelines, the official result of the tender was to be published (exclusively) in the official bulletin of the Ministry.
(308)
Energy Act II was constructed in a way as to presuppose the existence of the PPAs. This Parliamentary Act that is the main legal framework for the operation of the Hungarian energy market in the period under assessment refers numerous times to the long-term purchase obligations of MVM.
(309)
Article 5(2) of Government Decree No 183/2002 (VIII.23) on stranded costs lays down an obligation for MVM to initiate the renegotiation of the PPAs in order to decrease the purchased capacities. The decree thus obliges MVM to propose the amendment of the PPAs.
(310)
AES-Tisza argued in its observations that the prices under the PPAs were not imputable to the State after the period of price regulation (i.e. after 1 January 2004, with the exception of new price regulation in 2007), but were the result of negotiations between the power plant and MVM.
(311)
The Commission acknowledges that the exact amount of resources transferred to the beneficiaries does not solely depend on the clauses contained in the PPAs, which are imputable to the State, but also to periodic bilateral negotiations conducted by MVM with the generators. In fact, PPAs offer a certain latitude to the parties to negotiate the quantities of electricity actually purchased by MVM as well as certain components of the price, notably with respect to the calculation of the capacity fees, which as indicated in recital 356 depend on a number of factors and necessitate periodic adjustments. However, the negotiations on purchased quantities can never lead to quantities below the minimum guaranteed off-take level established in the PPAs. Similarly, negotiations on prices can only be conducted in the framework of the price-setting mechanisms enshrined in the PPAs, which are imputable to the State. The price negotiations thus did not call into question the principle of purchase obligation covering justified costs and a level of profit necessary for the operation of the power plant.
(312)
Furthermore, the fact that the PPAs provide for the reservation of the bulk of the capacities of the power plants under PPAs and a payment for these capacities entails in itself a transfer of State resources to the beneficiaries, independently of periodic negotiations between MVM and the generators.
(313)
In their comments (89), the interested parties all agreed that the main formulae and definitions applied on the basis of the PPAs after 1 January 2004 followed the main rules of price regulation. […] (90) itself explains both in its abovementioned comments and in its comments on the Opening Decision that the price negotiations ‘clarified’ the application of the pricing formulae and ‘interpreted’ its content (91). It recognises that the PPA prices have always been cost based, covering justified costs, and that from the beginning they largely took into account the price calculation method applied by the price decrees.
(314)
[…] furthermore explains that the price formulae of the […] amendment to its PPA are also based on government decrees: ‘The formula in the […] Amendment (Schedule […] Annex […]) for the calculation of the availability fee is the same as that included in the applicable Decrees (footnote reference to Decree 55/1996 of the Minister of Industry, Trade and Tourism (IKIM) and Decree 46/2000 of the Minister of Economic Affairs (GM), and the last applicable one (re generators) before 1 January 2004 was Decree 60/2002 of the Minister of Economic Affairs and Transportation (GKM)) setting out the maximum availability (= capacity) and energy fees for generators listed therein’.
(315)
The above shows that neither the price negotiations nor the amendments to the PPAs affected the core principle of the PPAs as established in the circumstances described, when the PPAs were signed. The same principle of a purchase obligation in order to ensure return on investment governs the PPAs today.
(316)
It is apparent from the above circumstances that the existence of MVM's purchase obligation vis-à-vis the power generators, with the principle of covering justified fixed and variable costs, is imputable to the Hungarian State.
(317)
Furthermore, it is settled case law that a measure does not constitute State aid only when an advantage is conferred on undertakings by way of a direct and clear mobilisation of State resources, but also when the granting of the advantage may, if certain conditions are fulfilled in the future, entail an additional financial burden for the public authorities which they would not have had to bear if the advantage had not been granted (92). In 2004, it was clear that MVM would bear such an additional burden in the likely event that power generators and importers not engaged in PPAs offered lower prices than the PPA prices, because the development of such offers would create incentives for MVM to modify its supply portfolio and consequently reduce the quantities purchased from the power generators actually under PPAs and obtain price reductions from them. However, owing to its obligations stemming from the PPAs, MVM cannot make such decisions because, as shown above, MVM cannot reduce the quantities purchased from generators operating under PPAs below a minimum level (the guaranteed off-take quantity) and cannot negotiate prices on the basis of alternative offers provided by competing generators, but only within the cost-based price formation mechanism enshrined in the PPAs. This fact, together with the conclusion reached in recitals 315 and 316, leads the Commission to conclude that the condition of transfer of State resources has been present in the PPAs since 1 May 2004 and will be present as long as they are valid, independently of actual market conditions, because they prevent MVM from carrying out the arbitrages that might prove appropriate to minimise the amounts of resources spent for the purchase of the electricity necessary to fulfil its needs.
(318)
It follows from the above considerations that the PPAs lead to the transfer of State resources.
(319)
The electricity markets have been opened to competition and electricity has been traded between Member States in particular since the entry into force of Directive 96/92/EC of the European Parliament and of the Council of 19 December 1996 concerning common rules for the internal market in electricit (93).
(320)
Measures that favour undertakings in the energy sector in one Member State may therefore impede the ability of undertakings from other Member States to export electricity to that State, or favour the export of electricity from that State to the other Member State. This is particularly true for Hungary, which owing to its central location in Europe is connected or can easily connect to the networks of numerous present or future Member States.
(321)
This is particularly true for Hungary, which is a centrally located country in Europe surrounded by seven countries, four of which belong to the EU. Of the EU Member States, it has interconnectors with Slovakia, Austria and Romania. In 2004 it imported nearly 14 000 GWh and exported 6 300 GWh. From 2005, imports increased to above 15 000 GWh and exports to between 8 000 and 10 000 GWh.
(322)
In the years following Hungary's accession to the EU, approximately 60 % of Hungarian generation capacity was contracted by MVM under PPAs. The PPAs expire between the end of 2010 and the end of 2024. The above conditions of MVM's purchase obligation will remain unchanged until the end of the agreements.
(323)
The first step of the opening up of the market in Hungary took place on 1 July 2004, when all non-household consumers became eligible to switch to the free market. On 1 January 2008 the public utility segment ceased to exist and accordingly all customers became ‘eligible’.
(324)
Notwithstanding the market opening since 2004, a sizable proportion of eligible customers did not choose the free market segment. The Report of the Office of Economic Competition on the sectoral investigation on the Hungarian energy market (94) explicitly concluded that the lack of available capacities on the free market due to the substantial volumes of capacities reserved under the PPAs creates a serious obstacle to choosing the free market. Through the PPAs, around 60 % of Hungarian generation capacities were tied to the public utility sector, to MVM only, and only the remaining capacities could in reality compete for new customers.
(325)
The reserved capacities, i.e. the guaranteed quantities over a long duration also create a barrier to the entry of new generators on the wholesale market, as 60 % of all capacities is linked to one (State-owned) company with a purchase guarantee.
(326)
In this regard, the Commission also took into account the results of the sectoral investigation by the Hungarian Office of Economic Competition, which explicitly concluded that the PPAs lead to foreclosure of the competitive market by limiting the de facto possibility of eligible consumers to switch to that free market and deterring potential wholesalers from entering the market (95).
(327)
The scarcity of capacities available outside the PPAs furthermore lead to an increase of prices on the competitive market. The substantial volume of capacities and quantities of energy reserved by the PPAs affect prices also on the free market.
(328)
According to a quantitative study by the Regional Centre for Energy Policy Research on the impact of the PPAs on wholesale electricity prices in Hungary (96), the PPAs lead to higher prices on the wholesale market than could be achieved without PPAs. More generally, this study also argues that the PPAs constitute one of the major factors which lead to a market structure that is ‘incompatible with the principles of a free competitive market’ (97). This study actually proposes the termination of the PPAs as a solution to achieve free competition on the Hungarian electricity wholesale market.
(329)
In its Energy Sector Inquiry (98) the Commission also assesses the effects of PPAs on competition and trade. In recitals 467 to 473, it concludes that ‘Long-term power purchase agreements (PPAs) are another factor which may affect the volumes that are traded on a regular basis on wholesale markets.’ With regard to the PPAs in Poland, it argues that ‘they may well constitute a significant barrier to the development of the Polish wholesale market.’ It then goes on to say that ‘A similar situation exists in Hungary, where Magyar Villamos Művek (MVM) is the public utility wholesaler and acquires electricity by means of long-term PPAs that is subsequently sold to the local retailers. The Hungarian PPAs cover the vast majority of that Member State's electricity needs, which may have effects on wholesale trading similar to, or even going further than, those described above in the context of the Polish wholesale market’.
(330)
The various studies referred to above thus all conclude that the PPAs distort competition and may affect trade between Member States.
(331)
Interested parties argue further that it is untrue that the scarcity of available free capacities leads to the distortion of competition, as the capacity auctions of MVM show that it could not even sell all of its proposed electricity products.
(332)
A comparison between the proposed quantities and successfully auctioned products (99), however, shows that MVM sold all proposed products at nearly each auction. Indeed, in most cases it even needed to use the 10 % maximum additional products it is legally allowed to propose.
(333)
The interested parties also submitted comments to emphasize that many other factors affected trade and influenced the success of the development of free competition on the wholesale energy market in Hungary. The Commission obviously agrees that the PPAs are not the sole factor influencing competition and trade. All the above-mentioned studies also recognize that a great number of other elements (legislation, limited access to cross-border capacities, significant influence of price evolution on international energy markets, etc.) equally affect the overall success of market opening and the actual price levels. However, all the studies submitted to the Commission in the course of the present procedure and otherwise available to it, except the one submitted by AES-Tisza and commissioned by it (100), clearly recognise that the PPAs do have a significant effect on competition and trade.
(334)
The reserved capacities, the guaranteed off-take and the pricing mechanism provided for by the PPAs shield the power generators under PPA, for the entire duration of the PPA, from the commercial risk associated with operating the power plants. As indicated under recital 211 above, this includes the risk associated with fluctuations in electricity generation costs and, in particular, fuel costs, the risk associated with fluctuations in end-user electricity prices, and the risk associated with fluctuation in end-user electricity demand. As these risks are the typical risks that power generators without a PPA would have to bear, the PPAs create an obstacle for a level playing field in the power generation sector and distort competition based on merit.
(335)
The Commission also notes that most generators benefiting from the PPAs belong to major international groups that are present in several Member States. Conferring a competitive advantage on those groups indubitably has an effect on trade and the potential to distort competition on the common market.
(336)
The majority of the interested parties’ assessments of the criteria for impact on trade and distortion of competition refer to market circumstances at the time of conclusion of the PPAs and, in any case, to market circumstances before Hungary's accession to the EU. The Commission cannot accept this line of argument and refers in this regard to recitals 156 to 172 above.
(337)
Certain interested parties also argue that their PPA, viewed individually, does not affect trade as the generation capacity of their power plant is minor compared to the country's overall generation capacities. As the core principle of the PPAs is the same for all of them (obligation to purchase a certain minimum quantity of generated electricity, reservation of generation capacities, a price covering the justified fixed and variable costs over a duration of 15 to 27 years), each PPA has an impact on the market. However, by definition, the extent of the effect is multiplied by the co-existence of the ten PPAs on the Hungarian market. The more capacities covered by PPA, the greater the above effects are.
(338)
In the light of the above, the Commission concludes that the terms and conditions of the PPAs described above have an effect on trade and the potential to distort competition.
(339)
In point 3.1 of its Opening Decision, the Commission expressed its doubts as to the State aid character of Paks power plant owing to differences that may exist between the PPA of this plant and the other PPAs with regard to its governing principles. However, as a result of its investigations the Commission concludes that the above assessment of the State aid criteria applies equally to Paks PPA, as the same core principles are present in it with the specific features set out under the relevant criteria.
(340)
On the basis of the above assessment, the Commission takes the view that the main terms and conditions of the purchase obligation enshrined in the PPAs, i.e. the capacity reservations and guaranteed off-take by MVM under such conditions as to ensure the return on investment of the power plants by shielding them from the commercial risks of the operation of their plant, constitute State aid within the meaning of Article 87(1) of the EC Treaty. This State aid is achieved by the combination of the capacity reservations, the minimum guaranteed off-take, the pricing mechanism based on a capacity fee and an energy fee to cover fixed, variable and capital costs, over a long duration beyond normal commercial practice.
7.4. Applicability of the PPAs after accession
(341)
The interested parties argue that in accordance with the general principle of non-retroactivity, measures that were established in accordance with the law prior to accession should not be reviewed by the Commission after accession.
(342)
The Commission cannot agree with this argument. All measures, irrespective of their legality under national rules before accession, become subject to the rules of the acquis communautaire at the date of accession. The specific rules for State aid measures set forth in Annex IV to the Accession Act do apply to aid measures, even if they were otherwise established in accordance with national legal rules prior to accession.
(343)
Annex IV.3(1) to the Act of Accession defines as existing aid only three categories of measures: (i) those put into effect before 10 December 1994; (ii) those that - having been examined by the Commission - were included in the list in Annex IV to the Treaty of Accession; and (iii) those approved by the Commission under the so-called interim mechanism. All the measures still applicable after the date of accession, which constitute State aid and do not fall within one of these three categories, are considered as new aid upon accession; the Commission therefore has full powers to prohibit these measures if they are incompatible with the common market. This application of State aid rules to the future effects of measures still applicable after accession does not entail any retroactive application of the EC State aid rules and is in any event mandated by the Act of Accession.
(344)
Annex IV.3(2) to the Act of Accession defines the ‘interim mechanism’. It provides a legal framework for the assessment of aid schemes and individual aid measures put into effect in a new Member State before the date of accession and still applicable after accession.
(345)
The interested parties argue that, as Community State aid rules apply only from the date of accession, only aid measures that provide an additional benefit after accession could be defined as applicable after accession. They argue that the PPAs do not produce any additional benefit after accession, as their price formulae were defined before accession and, consequently, the State's financial exposure was entirely known prior to accession.
(346)
The Commission makes the following observations. The PPAs expire between 2010 and 2024, i.e. after accession. Only in very exceptional circumstances has the Commission considered that an aid measure still in force after accession does not constitute aid applicable after accession within the meaning of the Accession Act. Such exceptional practice should nevertheless, as all exceptions in law, be interpreted stricto sensu to avoid removing from the Commission's State aid control measures that the signatories of the Accession Act intended to be under such control.
(347)
In this context, the Commission has indeed considered in its practice (101) that aid measures for which the State's exact economic exposure was precisely known before accession were not applicable after accession within the meaning of Annex IV to the Accession Act.
(348)
The PPAs do not cap at a maximum amount the State's financial exposure, nor could it be precisely calculated before accession for the entire duration of the PPAs.
(349)
On the contrary, the State's economic exposure under the PPAs depends on parameters whose future evolution was unknown at the time of accession. Moreover, the PPAs guaranteed generators protection from fluctuations in costs which were unrelated to pre-accession transactions or events but concerned future developments and were therefore unknown on the date of accession.
(350)
In particular, the fact that the State's exposure under the PPAs was not known on the date of accession and that the PPAs imposed obligations on the State after accession is demonstrated by the following circumstances.
(351)
First, the exact energy prices at which the power generators sell electricity to MVM are not laid down in the individual PPAs. The prices are the result of calculations made using a formula comprising a series of parameters that fluctuate in an unforeseeable way.
(352)
The price formulae of the PPAs include a capacity fee and an electricity fee, with other different supplementary fees depending on the generators.
(353)
The formulae define only the admissible costs and charges under each category of fees and the importance of that category of fees in the price.
(354)
The generators themselves as well as MVM recognised in their observations that the exact meaning of certain categories of fees must have been further clarified in negotiations with MVM.
(355)
A great number of cost categories recognised by the PPAs are variable and cannot have been precisely known prior to accession. For instance:
(356)
Capacity fee
This cost category takes into account both the guaranteed capacities and the capacities actually used for MVM. This cost category depends, amongst others, on yearly, monthly and weekly planning. Each of the PPAs refers to the rules of the periodical planning, and the exact final price depends in each PPA of the yearly, monthly and weekly plans. By definition, these cost categories cannot be precisely defined in advance. The parties can for instance foresee ‘overcapacities’ for a given period in their plans. The overall price to be paid by MVM will necessarily depend on other parameters, e.g. the weather, influencing electricity demand.
This cost category also depends on the exchange rates of HUF.
(357)
Energy fee
This cost category depends primarily on fuel costs. These costs fluctuate according to market rules outside the control of the parties. The costs linked to the future price evolution of fuel are not subject to any concrete cap in the PPAs.
The exact amount of the energy fees payable over a certain period of time furthermore naturally depends on the exact quantity of sales to MVM, which can only be calculated a posteriori.
(358)
Supplementary fees (where applicable)
Certain PPAs provide for a supplementary fee for capacities that were reserved but in the end not used. Its exact amount cannot, by definition, be specified in advance.
(359)
In most PPAs there is a system of bonus/malus whereby generators are entitled to a bonus if they operate more capacities in peak periods than provided for in the PPA, or generate more electricity. A malus is provided for if a generator provides less capacity than forecast by the PPA and the yearly/monthly plans.
(360)
These calculations, like the others listed above, are based on periodic operating plans and depend also on the generator's own behaviour. They can under no circumstances be defined in advance.
(361)
All the above shows that fixing the exact final price for the purchase of electricity for contracts of a duration of 15 to 27 years is technically impossible. The exact price takes into account periodic production plans and depends on electricity demand, the behaviour of the parties to the contract, fuel prices, etc.
(362)
Even if not all of these arguments apply to all PPAs (as the admissible cost categories vary to a certain extent depending on the PPAs), all PPAs contain price elements which it is impossible to define with exactitude in advance.
(363)
Against this background, the Commission takes the view that the existence of the price-setting formula does not constitute a sufficient cap on the State's economic exposure. The very existence of a number of changing parameters in the formula makes it impossible to determine the future level of the State's exposure with sufficient precision.
(364)
As a subsidiary argument, MVM's financial exposure under the PPAs is very much contingent on demand. It is equivalent to the difference between the purchase price under the PPAs and the revenue MVM can generate by selling the electricity. However, the price at which MVM sells its electricity cannot be predicted. It depends on the exact revenues generated by MVM's sales under its agreements with the regional distributors, the outcome of its auctions, tenders and its sales at the ‘Marketplace’ (Piactér). These prices are also influenced by periodic official price regulation and fluctuation of market demand. This increases the unpredictability of the State's exposure under PPAs. It may even be the case that the guaranteed off-take provided for in the PPAs is increasingly in excess of real MVM needs, in particular after full liberalisation of the energy market in January 2008. The electricity surplus may lead to even higher unknown costs, increasing the unpredictability of the State's exact exposure under PPAs still further.
(365)
Therefore MVM's payments to the power generators after accession are not the mere disbursement of tranches within an overall fixed cap established before accession.
(366)
Consequently, the PPAs under assessment in this Decision are applicable after Accession within the meaning of point 3 of Annex IV to the Accession Act.
7.5. PPAs as ‘new aid’ as opposed to ‘existing aid’
(367)
According to point 3 of Annex IV to the Accession Act, ‘if the Commission does not object to the existing aid measure on the ground of serious doubts as to the compatibility of the measure with the common market, within 3 months of receipt of complete information on that measure or of receipt of the statement of the new Member State in which it informs the Commission that it considers the information provided to be complete because the additional information requested is not available or has been already provided, the Commission shall be deemed not to have raised an objection.’
(368)
Based on this article, certain interested parties argue that the Commission missed the three months’ deadline after Hungary's notification of 31 March 2004 and thereby implicitly approved the measure under the interim procedure.
(369)
In this regard, the Commission points out that the subject of the notification of 31 March 2004 under the interim procedure was a decree on compensations granted to MVM, and not the PPAs. The notification was withdrawn by Hungary and an NN case was later opened by the Commission on the PPAs themselves (see Chapter 1 above).
(370)
It should also be noted that, as shown by the Table below, the Commission did not in fact miss the three-month deadline referred to by the interested parties:
Event
Date
Deadline after receipt of information
Notification by Hungary
31.3.2004
Questions by the Commission
29.4.2004
29 days
Answers by Hungary
4.6.2004
Questions by the Commission
10.8.2004
2 months and 6 days
Answers by Hungary
21.10.2004
Questions by the Commission
17.1.2005
2 months and 27 days
Answers by Hungary
7.4.2005
Withdrawal of the notification by Hungary
15.4.2005
8 days
(371)
In addition to the above written correspondence, personal meetings took place between the Commission and the Hungarian authorities on 15 July 2004, 30 November 2004 and 12 January 2005.
(372)
As far as the present procedure is concerned, the Commission hereunder assesses whether the PPAs contain existing or new aid on the basis of the provision of the Accession Act and the Procedural Regulation.
(373)
In accordance with Chapter 3 of Annex IV to the Accession Act, all State aid measures that entered into force before accession, are still applicable after that date and do not fall under one of the categories of existing aid listed below shall be regarded, as of accession, as new aid within the meaning of Article 88(3) of the EC Treaty.
(374)
The PPAs concerned by this Decision entered into force between 1995 and 2001, i.e. before Hungary joined the EU on 1 May 2004. This Decision concerns only the PPAs that were in force at the date of accession. It does not cover any PPA that ended before that date. For all additional reasons mentioned under point 7.4 above, the measure is applicable after accession within the meaning of the Accession Act.
(375)
The three categories of existing aid referred to in the Accession Act comprise:
1.
Aid measures put into effect before 10 December 1994.
All the PPAs were signed and entered into force after 10 December 1994.
2.
Aid measures which were included in the list of existing State aid measures attached to the Accession Act.
Neither the PPAs in general nor any of the individual PPAs were included in the Appendix to Annex IV to the Accession Act referred to in point 1(b), Chapter 3, Annex IV, which contains the list of existing aid measures.
3.
Aid measures which prior to the date of accession had been assessed by the State aid authority of the Member State and had been found to be compatible with Community law and which the Commission had not objected to because it had serious doubts regarding compatibility with the common market pursuant to the procedure laid down in the Accession Act, the so-called ‘interim procedure’ (cf. second paragraph, Chapter 3 of Annex IV to the Accession Act).
No PPAs were submitted to the Commission under the so-called interim procedure.
(376)
As the PPAs do not belong to any of the categories of existing aid enumerated in the Accession Act, they constitute new aid as of the date of accession.
(377)
The Commission notes that this categorisation is also in line with the last sentence of Article 1(b)(v) of the Procedural Regulation. This Article states that where measures become aid following liberalisation under Community law (in this case liberalisation of the energy market pursuant to Directive 96/92/EC, which entered into force in Hungary when it joined the European Union), such measures are not deemed to be existing aid after the date fixed for liberalisation, i.e. they must be treated as new aid.
(378)
Budapest power plant argues that this last sentence of Article 1(b)(v) of the Procedural Regulation should not apply. The plant invokes the Alzetta Mauro judgment (102), arguing that aid awarded in a market that was closed to competition before its liberalisation is to be regarded as existing aid from the date of liberalisation.
(379)
The Commission cannot accept this argument. As already discussed above, the Commission takes the view that the purpose of the State aid provisions contained in the Accession Act was precisely to ensure that all measures which might distort competition between Member States as of the date of accession were reviewed by the Commission. In contrast to the accession treaties prior to 1 May 2004, the Accession Act entered into on 1 May 2004 is designed to restrict measures deemed to constitute existing aid to the three specific cases described above. The Alzetta Mauro judgment does not concern a measure under the scope of the Accession Act and cannot therefore be deemed applicable in this regard to the PPAs under assessment. Furthermore, the Alzetta Mauro judgment concerns a situation prior to the entry into force of Regulation (EC) No 659/1999.
(380)
Budapest power plant also argues that Article l(b)(v) is not applicable to individual aid measures ‘since individual aid measures are not explicitly mentioned’. The Commission cannot accept this submission. There is no reason why the reference to ‘aid’ and to ‘certain measures’ should not refer to both individual aid and aid schemes. Article 4 of Regulation (CE) No 659/1999 consistently refers to notified ‘measures’, but the Commission presumes that the interested party would not argue that Article 4 exclusively governs the preliminary examination of notified aid schemes.
(381)
Therefore, on the basis of the Accession Act and the Procedural Regulation, the Commission concludes that the PPAs constitute new aid.
7.6. Validly concluded private agreements cannot be ended by the Commission (pacta sunt servanda) - Legal uncertainty - Proportionality
(382)
The Commission wishes to respond to comments submitted by the interested parties to the effect that private-law contracts cannot be ended by the Commission, as this outcome would, according to the interested parties, go against State aid rules of the EC Treaty, the principle of legal certainty and the requirement of proportionality.
(383)
The Commission rejects these arguments. The form of aid (private-law contract in the case of the PPAs) is not relevant from the State aid viewpoint; only the effect of the measure is relevant to the Commission's analysis. Should the terms and conditions of a private law contract give rise to unlawful and incompatible State aid to one of the parties, such terms and conditions must be ended by the Member State. The termination of the illegal and incompatible State aid measure must be ordered by the Commission, even if the State aid constitutes such an essential part of the agreement that its termination will actually affect the validity of the agreement itself.
(384)
As far as legal certainty is concerned, the Commission makes the following observations. The Europe Agreement establishing an association between the European Communities and their Member States, of the one part, and the Republic of Hungary, of the other part, which paved the way for accession, was signed on 16 December 1991 and entered into force on 1 February 1994, i.e. before the conclusion of the PPAs. Hungary officially applied for accession on 31 March 1994. At the time when the parties concluded the PPAs (1995 to 2001), in line with Article 62 of the Europe Agreement Hungary was already required to bring the rules of competition into line with the EC Treaty. It was also clear that the PPAs were signed for such a long duration that they would not end before Hungary's accession to the EU.
(385)
The Republic of Hungary signed the Accession Treaty on 16 April 2003 (103). The Accession Treaty entered into force on 1 May 2004. From the date of accession, the provisions of the original basic Treaties and those of the secondary legislation became binding in Hungary, in line with Article 2 of the Accession Act. Consequently, the so-called acquis communautaire applies to all contractual relations in the new Member States, and any exceptions to this rule can stem only from the Accession Act itself. The Accession Act annexed to the Treaty and its Annexes do not provide for any exception under the State aid rules that would exempt the PPAs or the energy sector in general from the direct application of EU State aid legislation.
(386)
The Commission is thus bound to apply EU competition law to Hungary in the same way as it does to all other Member States as regards the energy sector. Contrary to the arguments of interested parties, the Commission is of the view that it is in fact the non-application of State aid rules to the PPAs that would introduce legal uncertainty on the common energy market. The accession of a Member States may indeed give rise to situations whereby a measure not infringing any domestic legislation before accession qualifies as State aid as of accession and, as such, falls under the Commission's State aid control.
(387)
The Commission therefore found no valid arguments in the interested parties’ comments as to why the present procedure is incompatible with the principle of legal certainty.
7.7. Compatibility assessment
(388)
Article 87(1) of the EC Treaty provides for the general prohibition of State aid within the Community.
(389)
Articles 87(2) and 87(3) of the EC Treaty provide for exemptions to the general rule that such aid is incompatible with the common market as stated in Article 87(1).
(390)
The exemptions in Article 87(2) of the EC Treaty do not apply in the present case because the measure does not have a social character, was not awarded to individual consumers, is not designed to make good damage caused by natural disasters or exceptional occurrences and was not awarded to the economy of certain areas of the Federal Republic of Germany affected by the division of that country.
(391)
Further exemptions are provided for in Article 87(3) of the EC Treaty.
(392)
Article 87(3)(a) states that ‘aid to promote the economic development of areas where the standard of living is abnormally low or where there is serious underemployment’ may be declared compatible with the common market. Hungary's entire territory could be regarded as such an area at the time of accession and most of its regions can still benefit from such aid (104).
(393)
The Commission adopted guidelines for the assessment of such aid. When Hungary joined the EU the guidelines on national regional aid (105) (the previous Regional Aid Guidelines) were in force. These guidelines also governed the assessment of regional aid in the light of Article 87(3)(c) of the EC Treaty. For the period after 1 January 2007, new guidelines on regional aid were adopted by the Commission (106) (the new Regional Aid Guidelines).
(394)
Under both Regional Aid Guidelines, State aid could in principle be authorised only for investment costs (107). According to both Guidelines:
(395)
‘Regional aid aimed at reducing a firm's current expenses (operating aid) is normally prohibited. Exceptionally, however, such aid may be granted in regions eligible under the derogation in Article 87(3)(a) provided that (i) it is justified in terms of its contribution to regional development and its nature and (ii) its level is proportional to the handicaps it seeks to alleviate. It is for the Member State to demonstrate the existence and importance of any handicaps’ (108).
(396)
The aid cannot be regarded as investment aid. Investment aid is defined using a list of potential eligible costs which are indicated in both the Regional Aid Guidelines. Payments under the PPAs clearly cover other costs as well. The most obvious example is that PPAs guarantee the fuel costs associated with operating the power plants. Staff costs are also covered by the PPAs. Clearly, these costs are not eligible for investment aid. On the contrary, they come under the operator's current expenses and as such must be included in operating costs as defined by both Regional Aid Guidelines.
(397)
As far as operating aid is concerned, during the procedure neither the Hungarian authorities nor the interested parties demonstrated any regional handicaps relating to specific regions targeted by the PPAs, nor did they show the proportionality of the aid level to such handicaps.
(398)
Moreover, both Regional Aid Guidelines provide that operating aid should in any case be progressively reduced and limited in time. The aid granted through the PPAs is not reduced progressively and the duration of 15 to 27 years goes far beyond what can be allowed under both Guidelines. Nor do the PPAs come under any specific exemption in the Regional Aid Guidelines and neither the Hungarian authorities nor the interested parties ever argued to that effect.
(399)
In the light of the above, the Commission concludes that the aid is not eligible for the derogation provided for in Article 87(3)(a) of the EC Treaty.
(400)
Article 87(3)(b) of the EC Treaty states that ‘aid to promote the execution of an important project of common European interest or to remedy a serious disturbance in the economy of a Member State’ may be declared compatible with the common market.
(401)
The Commission notes that the aid in question is not designed to promote the execution of an important project of common European interest.
(402)
Nor has the Commission found any evidence that the aid is designed to remedy a serious disturbance in the Hungarian economy. The Commission acknowledges that electricity is an important product for any Member State's economy, and that there was a need to modernise this sector in Hungary in the 1990s.
(403)
However, the Commission takes the view that the notion of ‘serious disturbance in the economy of a Member State’ refers to much more serious cases and cannot be applied to agreements providing for normal electricity supply. Moreover, the Commission notes that this concept entails an aspect of urgency that is incompatible with the PPAs.
(404)
Neither the Hungarian authorities nor the interested parties argued that the PPAs were compatible with Article 87(3)(b) of the EC Treaty.
(405)
In view of the above, the Commission concludes that the aid does not qualify for the derogation enshrined in Article 87(3)(b) of the EC Treaty.
(406)
Article 87(3)(d) of the EC Treaty states that aid to promote culture and heritage conservation may be declared compatible with the EC Treaty if such aid does not affect trading conditions and competition in the Community to an extent that is contrary to the common interest. This Article obviously does not apply to the PPAs.
(407)
Article 87(3)(c) provides for the authorisation of aid to facilitate the development of certain economic activities or economic areas where such aid does not adversely affect trading conditions to an extent contrary to the common interest. The Commission has developed several guidelines and communications that explain how the derogation contained in this Article is to apply.
(408)
As far as both the old and the new Regional Aid Guidelines are concerned, the PPAs’ incompatibility with those Guidelines is shown in recitals 393 to 398 above.
(409)
The Commission notes that the Environmental Guidelines applicable at the time of Hungary's accession to the EU (109), like the Regional Aid Guidelines, primarily allow investment aid. Operating aid is limited to specific objectives. The first is aid for the management of waste and for energy saving (section E.3.1), which is limited to a maximum duration of 5 years. The second is aid in the form of tax reductions or exemptions (section E.3.2). The third is aid for renewable energy sources (section E.3.3). Clearly, none of these provisions apply in the present case.
(410)
The fourth and last type of operating aid that can be authorised is aid for the combined production of power and heat, hereinafter referred to as ‘cogeneration’ (section E.3.4). Some of the generators concerned produce heat and power. However, the conditions of point 66 and hence the conditions of the options under points 58 to 65 of the Environmental Guidelines were not met by the PPAs. One of the conditions set out in point 66 is that the support measure is beneficial in terms of the protection of the environment because the conversion efficiency is particularly high, because the measure will allow energy consumption to be reduced or because the production process will be less damaging to the environment. Nothing in the information available to the Commission indicates that this condition is met.
(411)
The three options that Member States may use to grant operating aid for cogeneration are the following:
-
option 1: aid to compensate for the difference between the production costs of the cogeneration plant and the market price of the energy produced,
-
option 2: introduction of market mechanisms such as green certificates or tenders,
-
option 3: aid to compensate for the external costs avoided, which are the environmental costs that society would have to bear if the same quantity of energy was not produced by cogeneration,
-
option 4: aid limited to 5 years, either digressive or limited to 50 % of the eligible costs.
(412)
It is obvious that the PPAs do not fulfil the conditions of option 2 and option 3. The conditions of option 1 are not fulfilled either, as the market price of the energy produced is not used to calculate the amount of aid. The amounts of aid transferred under a given PPA depend not on the prices offered by any other power generator, but solely on the investment and operating costs incurred by the generator in question.
(413)
Furthermore, neither Hungary nor any of the producers concerned has actually argued compatibility on the basis of these articles or ever demonstrated that the plants meet the criteria of the Environmental Guidelines for operating aid to cogeneration.
(414)
On 23 January 2008, the Commission adopted new guidelines on State aid for environmental protection (110). These new Guidelines also allow operating aid only in the cases of energy saving, cogeneration, the use of renewable energy sources and tax reductions and exemptions. As mentioned above, none of these apply to the PPAs.
(415)
As far as cogeneration is concerned, there are three options Member States can choose from when granting such aid:
-
option 1: aid to compensate for the difference between the production costs of the cogeneration plant and the market price of the energy produced,
-
option 2: introduction of market mechanisms like green certificates or tenders,
-
option 3: aid limited to 5 years, either digressive or limited to 50 % of the eligible costs,
None of the conditions of these options are fulfilled by the PPAs. Neither the Hungarian authorities nor the power generators provided evidence of any kind on the fulfilment of these criteria of the new Environmental Guidelines.
(416)
Of the guidelines and communications the Commission developed to explain how exactly it will apply the derogation contained in Article 87(3)(c), the only one which could apply in the present case is the Stranded Costs Methodology (see recital 26 above).
(417)
The Stranded Costs Methodology concerns aid granted to incumbent companies that invested in power plants prior to liberalisation of the electricity sector and that may have difficulties in recouping their investment costs in a liberalised market. Since one of the essential features of the PPAs is to allow certain companies which invested in power generation assets before the liberalisation of the electricity sector to continue to benefit from a guarantee of revenues which secures a return on investment, the Methodology is to be regarded as a relevant basis for the assessment of the compatibility of the PPAs.
(418)
The Commission notes that neither the Hungarian authorities nor any of the power generators concerned argued in their comments that the PPAs were themselves compatible with the criteria of the Methodology. Most generators actually conclude that the PPAs are commercial agreements established well before the existence of the Methodology, and the criteria of a compensation mechanism are simply inadequate to assess the PPAs.
(419)
The main purpose of the Stranded Costs Methodology is to help the transition of the energy sector to a liberalised market by allowing the incumbent electricity undertakings to adapt to the introduction of competition (111).
(420)
The Methodology outlines the principles applied by the Commission in assessing aid measures designed to compensate for the costs of commitments or guarantees that it might no longer be possible to honour on account of the liberalisation of the electricity market. Such commitments or guarantees are referred to as ‘stranded costs’ and can take a variety of forms, notably investments undertaken with an implicit or explicit guarantee of sale.
(421)
Since the PPAs themselves constitute an explicit guarantee of sale pre-dating liberalisation, the power plants under PPAs may be regarded as falling within the scope of the Methodology.
(422)
However, the Commission notes that several elements of the main principles constituting the PPAs do not meet the conditions laid down in section 4 of the Methodology. First, they do not meet the condition set out in paragraph 4.2 of the Methodology, which requires that the arrangements for paying the aid must take account of future development in competition. The price-setting mechanisms of the PPAs are designed in such a way as to take into consideration only specific parameters of the power plant concerned to establish the price. Prices offered by competing generators and their generation capacities do not have to be taken into account.
(423)
According to point 4.9 of the Methodology, the Commission has the most serious misgivings when the amount of aid is not likely to be adjusted to take due account of the differences between the economic and market assumptions initially made when estimating stranded costs and real changes in them over time. The PPAs fall within this category, as no market assumption has been used to design the aid measure. Furthermore, the fact that the core principles of the PPAs have remained unchanged in spite of the gradual opening of the electricity market and therefore entail the obligation on MVM to purchase energy in excess of its needs and to release it on the free market, clearly shows that the PPAs take no account of actual market developments.
(424)
Furthermore, as shown under Chapter 3 above, one of the main advantages of the PPAs for the power generators is the purchase obligation by MVM of fixed capacities and guaranteed quantities at a price covering fixed, variable and capital costs, over a duration corresponding approximately to the lifetime or depreciation time of the assets. As a consequence, PPAs have the effect of obliging one of the parties to purchase its electricity from the other party, irrespective of the actual development of offers by competitors.
(425)
Several Member States have put in place compensation mechanisms whereby a maximum aid amount is set in advance on the basis of an analysis of the future competitive market and in particular of future market prices resulting from the confrontation of supply and demand. If actual revenues obtained by the generators concerned turn out higher than forecast, the actual grants are recalculated and set at a lower level than the maximum amount. The impact of the compensation on the market is therefore limited to the minimum, notably because it does not secure a minimum level of production and sale to the beneficiaries.
(426)
In this respect, instead of helping transition to a competitive market, the PPAs in fact create an obstacle to the development of real competition on a substantial part of the power generation market. Therefore, the arrangements for paying the aid do not allow account to be taken of future development in competition and the amount of aid is not conditional on the development of genuine competition.
(427)
As a consequence, they also contradict the principles laid down in Section 5 of the Methodology whereby the financing arrangements must not conflict with the Community interest, notably competition. Under Section 5, the financing arrangements must not have the effect of deterring outside undertakings or new players from entering certain national or regional markets. However, as highlighted, inter alia, in recital 220, the system of capacity reservation and capacity fee tends to deter MVM - which is by far the largest buyer on the wholesale market - from shifting to producers other than those under PPAs. Furthermore, the opening of the market and the conditions set out in the PPAs compel MVM to purchase more electricity than it needs and lead it to resell that electricity on the free market through release mechanisms. This in itself hampers new entries on the wholesale market. Finally, the Commission considers that the PPAs entail distortions of competition on the Hungarian wholesale electricity market over a period largely exceeding the time necessary for a reasonable transition to a competitive market.
(428)
The rules constituting the PPAs do not meet the criteria set out in paragraph 4.5 of the Methodology, since the maximum amount of aid to be paid to generators between 1 May 2004 and the expiry of the PPAs is not specified in advance.
(429)
Furthermore, point 4.8 of the Methodology indicates that the Commission has the most serious misgivings regarding aid that is intended to safeguard all or some of the income pre-dating the entry into force of Directive 96/92/EC (112), without taking strictly into account the eligible stranded costs that might result from the opening of the market.
(430)
The fact that the PPAs were maintained when Hungary joined the European Union was designed precisely to safeguard most of the income obtained by the power generators concerned before the entry into force of Directive 96/92/EC. Furthermore, the plants under PPA cover a very important share of the market and for a very long duration, considerably exceeding the time necessary for a reasonable transition to the market.
(431)
Moreover, within the main provisions constituting the PPAs, the Commission cannot isolate a set of elements that it might consider compatible with the common market under the Methodology. In particular, a reduction of the duration of the PPAs would not suffice to make the PPAs compatible, since the financing method, which is based on reserved capacities and guaranteed off-take quantities, would still hamper the development of genuine competition. The price formation mechanisms would also continue to contradict the objective of fostering the emergence of a truly competitive market where prices result from the interplay of supply and demand.
(432)
In the light of the above considerations, the Commission concludes that the PPAs are incompatible with the criteria laid down in the Methodology.
(433)
Certain interested parties have also argued that Article 86(2) of the EC Treaty could apply to the PPAs even where they do not fulfil the criteria of the Altmark judgment.
(434)
The Commission takes the view that the considerations set out in recitals 255 to 275 with regard to the criteria of the Altmark judgment also lead to the conclusion that Article 86(2) cannot apply to PPAs.
(435)
Article 86(2) can apply only to companies that provide specifically defined services of general economic interest, which is not the case in this particular instance, as demonstrated in recitals 256 to 267 above. Furthermore, compensation for providing the SGEI must be proportionate to the extra costs incurred; in other words, it must be possible to define the scope of the SGEIs in order to calculate the associated costs. This is not the case here, as is demonstrated in recitals 268 to 270 above.
(436)
The aid under assessment thus constitutes incompatible State aid.
7.8. Recovery
(437)
According to the EC Treaty and the Court of Justice's established case law, the Commission is competent to decide that the State concerned must abolish or alter aid (113) when it has been found to be incompatible with the common market. The Court has also consistently held that the obligation on a State to abolish aid regarded by the Commission as being incompatible with the common market is designed to re-establish the previously existing situation (114). In this context, the Court has established that that objective is attained once the recipient has repaid the amounts granted by way of unlawful aid, thus forfeiting the advantage it enjoyed over its competitors on the market, and the situation prior to the payment of the aid has been restored (115).
(438)
Following that case-law, Article 14 of Regulation (EC) No 659/99 laid down that ‘where negative decisions are taken in respect of unlawful aid, the Commission shall decide that the Member State concerned shall take all necessary measures to recover the aid from the beneficiary. The Commission shall not require recovery of the aid if this would be contrary to a general principle of Community law’.
(439)
Certain interested parties argued that the termination of private law contracts by way of a Commission decision would go against the principle of legal certainty because PPAs are private law contracts which generators entered into in good faith in the market circumstances that prevailed at that time. They also argue that such a decision would conflict with the principle of proportionality. The Commission rejects these arguments for the reasons set out under recitals 382 to 387.
(440)
With regard to proportionality, the Court has held that the recovery of State aid unlawfully granted for the purpose of restoring the situation existing previously cannot in principle be regarded as disproportionate to the objectives of the provisions of the Treaty on State aid (116).
(441)
The Commission therefore considers that there are sufficient grounds to recover the aid granted through the PPAs in order to re-establish the conditions of competition.
(442)
It has been shown under recitals 176 to 236 that the advantage flowing from the PPAs goes far beyond any positive difference between the PPA prices and the prices that could have been achieved on the market without PPAs.
(443)
However, the Commission is of the view that the overall value of all the conditions of MVM's long-term purchase obligations, as set out in recitals 174 to 236, for the period between 1 May 2004 and the termination of the PPAs, cannot be calculated with exactitude. Consequently, when ordering the recovery of unlawful aid, the Commission will limit its recovery order to the difference that may have existed between the power generators’ revenues under their PPAs and the revenues they could have obtained on the market without PPAs over that time period.
(444)
In determining the amount to be recovered from generators, the Commission acknowledges that accurately calculating the amount of State aid that has actually benefited the beneficiaries is fairly complex, as it depends on what the prices and amounts of energy produced and sold would have been on the Hungarian wholesale market between 1 May 2004 and the date of termination of the PPAs if none of the PPAs have been in force during that period. As PPAs cover the bulk of Hungarian generation capacities, the market would have been drastically different under the ‘counterfactual scenario’ (117) than it was in reality.
(445)
A specific feature of electricity is that it cannot be stored economically once produced. In order to ensure network stability, electricity supply and demand have to be balanced at all times. Consequently, the amount of energy that power generators and importers can sell on the wholesale market during a certain period and the price that they can obtain for that energy do not depend on the overall amount of energy requested by buyers during that period, but on the amount of power requested at each point in time (118). Furthermore, electricity demand fluctuates significantly during the day and seasonally, which means that the generation and import capacities needed to satisfy demand at each point in time also fluctuate and that certain power generation units only supply energy during periods of high demand (119). Consequently, the operation of the market cannot be assessed with complete accuracy on the basis of the annual consumption, production and price data available to the Commission.
(446)
However, according to the case-law of the Court, no provision of Community law requires the Commission, when ordering the recovery of aid declared incompatible with the common market, to fix the exact amount of the aid to be recovered. It is sufficient for the Commission's decision to include information enabling the recipient to work out the amount itself without too much difficulty (120).
(447)
Accordingly, the Commission provides guidelines on how the recovery amount should be quantified. As mentioned above, the PPAs cover such an important share of the Hungarian generation market that prices without PPAs would have been different from the prices actually observed on the part of the market without PPAs. Consequently, the price generators could have obtained in the absence of PPAs can be calculated on the basis of a market simulation consisting in analysing the operation of the wholesale electricity market under the ‘counterfactual scenario’. The purpose of the simulation is to estimate what the sales and prices would have been under the counterfactual scenario with a view to establishing reliable estimates of the amounts that MVM would have paid to the generators concerned for the energy purchased from them under that scenario. The simulation must meet the conditions set out in the following recitals.
(448)
First of all, given that electricity has a very low price elasticity demand, the simulation should be carried out under the assumption that at each point in time the system load in the counterfactual scenario is identical to the load actually observed at that time.
(449)
Second, as noted in recital 196, bulk electricity is sold on competitive wholesale markets through spot and forward contracts. The Energy Sector Inquiry showed that the level of forward prices depended on individual expectations with regard to the development of spot market prices. Unlike for spot markets, for which the economic theory suggests that in perfectly competitive conditions the price is at each point in time the highest short run marginal cost of all the generation units necessary to meet demand (121), there is no explicit price benchmark for forward markets that can be estimated using economic theory. Furthermore, it is not possible to simulate the impact of the strategies developed by both sellers and buyers with regard to arbitrage between spot and forward contracts. This fact is illustrated by the wide variety of situations observed on wholesale markets across Europe. The Energy Sector Inquiry has shown that the ratio between volumes traded in the form of spot products and the national electricity consumption varied significantly across Member States (122).
(450)
As outlined in recital 198, spot prices, notably those observed on spot power exchanges, normally set references for the entire wholesale market, including for forward products. The Commission therefore takes the view that in order to establish the aid amounts to be recovered, the wholesale market should be simulated under the assumption that all electricity would be traded through spot contracts, with the exception of the particular elements referred to in recitals 453 to 456.
(451)
The simulation should be carried out on the basis of the short run marginal costs of the generation units concerned. Consequently, the simulation should take into account relevant data specific to each power generation unit operated in Hungary (123) between 1 May 2004 and the actual date of termination of the PPAs, with respect notably to installed capacity, thermal efficiency, fuel costs and other main components of the variable costs, and periods of planned and forced outages. Moreover, the simulation should be carried out under the fundamental assumption that at each point in time there is one single price on the simulated spot market resulting from supply and demand mechanisms. This single price varies over time owing to variation in demand and variable costs.
(452)
The simulation should take account of the fact that under the counterfactual scenario, MVM would not have to purchase power in excess of what it needs to fulfil the needs of the public utility segment (124). Consequently, the release mechanisms referred to in recital 226 would not exist under the counterfactual scenario and MVM's needs would be limited to the amounts necessary to fulfil demand on the public utility segment.
(453)
The simulation should also take into account certain specific, duly justified situations which may entail deviation from the marginal cost principle underlying the whole simulation. Such specific situations may be encountered by cogeneration units. Depending on their contract or statutory obligations with regard to heat supply, these units may have to sell power at a price lower than their short run marginal cost.
(454)
Such situations may also concern generation units benefiting from a public support scheme on the grounds that they are based on environment-friendly technologies. This is the case in Hungary where the legislation imposes on MVM and regional distribution companies a mandatory off-take of electricity generated in cogeneration or from waste or renewable energy at officially regulated prices usually higher than the prices observed on the competitive sector of the wholesale market. The simulation must take into account that under the counterfactual scenario, this mandatory off-take scheme would have also been in place. Therefore, the quantities purchased by MVM under the mandatory off-take regime and the prices paid for that energy would have been identical to those observed under the actual scenario (125).
(455)
The simulation should also take account of the fact that certain physically available generation capacities are not available for supply of electricity on the wholesale market, since they are reserved for the provision of balancing services to the Transmission System Operator. Under the actual scenario, balancing services were provided both by generators engaged in a PPA and by other generators. The simulation should be carried out under the assumption that under the ‘counterfactual scenario’ the capacities reserved for the provision of balancing services to the TSO, the energy provided on the basis of these capacities and the price obtained for it were the same as under the actual scenario.
(456)
Under the counterfactual scenario, the quantities of electricity imported and exported and the prices obtained for them may have been different from under the actual scenario. However, it would not be possible to accurately assess that effect without extending the scope of the simulation to the markets of the exporting and importing countries, because market actors’ decisions with regard to export or import from one country to another are influenced by the market conditions prevailing in both the exporting and importing country. Considering that the volumes imported into and exported from Hungary are limited compared to those generated and consumed internally and taking into account that one third of total imports are covered by long-term contracts (126), the Commission considers that such an extension of the scope of the simulation may require disproportionate efforts. Hungary may thus consider that under the counterfactual scenario, the quantities imported and exported and the corresponding prices were the same as under the actual scenario.
(457)
The Commission is aware that certain generators not engaged in a PPA with MVM have concluded long or medium term power supply contracts with other customers. However, the Commission takes the view that such contracts should not be taken into account for the purpose of the simulation because the termination of the PPAs at 1 May 2004 or before, which is the basic assumption of the counterfactual scenario, would have necessarily modified the commercial strategies of all generators given the large proportion of installed capacities reserved under the PPAs. As substantiated in recital 449, it is not possible to estimate the proportion of electricity sold in the form of spot and forward products. Therefore, it is reasonable to consider that all generators would sell all their output in the form of spot products, unless they fall in one of the situations referred to in recitals 453 to 456.
(458)
The most accurate way of simulating a wholesale electricity market is to do it on an hourly basis, taking account of all parameters specific to each single hour. However, the Commission will accept that the simulation be limited to representative time samples and that the results of the simulations carried out on each representative time sample be extrapolated to the whole period under assessment.
(459)
The simulation should yield reliable estimates of the amount of power supplied by each generation unit and the price obtained for it under the counterfactual scenario. The ratio between the power needed by MVM to fulfil the needs of the regulated segment (127) and the overall amount of power supplied on the wholesale market at each point in time should be estimated on the basis of historical data concerning the overall consumption of end-users on the regulated segment and the overall consumption of all end-users under the actual scenario.
(460)
This proportion should be used to estimate the amounts of power that each generator would have sold to MVM at each point in time under the counterfactual scenario. On the basis of these estimates, the overall amounts that MVM would have paid to each generator for the energy purchased to meet demand on the regulated segment under the counterfactual scenario should be estimated over the whole period of assessment (128).
(461)
The final step of the calculation of the recovery amounts should take account of the fact that under the actual scenario, generators did not sell all the output of the generating blocks covered by PPAs to MVM but used their unreserved capacities for sale to customers other than MVM. For each generating block concerned the amount of aid to be recovered should be computed on an annual basis according to the difference between the revenues obtained from the sale of energy to MVM under the PPAs (129) under the actual scenario and the amounts that would have been paid by MVM under the counterfactual scenario, as calculated in accordance with the principles outlined above.
(462)
However, the Commission acknowledges that under the counterfactual scenario, the generators concerned may have obtained higher revenues from customers other than MVM than those obtained from those customers under the actual scenario. This is due in particular to the fact that under the counterfactual scenario no capacity is reserved by MVM, which offers the generators additional opportunities to sell their output to customers other than MVM. Consequently, Hungary may deduct from the amounts calculated in accordance with recital 461 the difference between the revenues that the generators would have obtained from customers other than MVM under the counterfactual scenario and the revenues that they obtained from customers other than MVM under the actual scenario, if that difference is positive.
(463)
The interest to be recovered pursuant to Article 14(2) of Regulation (EC) No 659/1999 should also be calculated on an annual basis.
(464)
In order for the Commission to assess the accuracy and reliability of the simulation carried out by Hungary, the latter should provide it with a detailed description of the underlying methodology and of the set of data fed into the simulation.
(465)
The Commission is aware of the existence of suitable tools capable of performing the necessary simulation. Such a tool was actually used by the Commission in the context of the Energy Sector Inquiry to assess the structure and performance of six European wholesale markets (130). Such tools are also used by a number of power generators and traders to do long-term electricity forecasting, conduct resource planning studies and optimise generation despatch. Furthermore, as outlined above, the Commission is willing to accept certain simplifications, notably the use of representative time samples instead of a simulation on an hourly basis. Therefore, on the basis of the principle of loyal cooperation set out in Article 10 of the Treaty, Hungary is required to carry out a simulation in accordance with the principles outlined above and to calculate the amount of aid to be recovered on the basis of that simulation within a reasonable timeframe.
(466)
The Court of Justice considers that a Member State encountering unforeseen or unforeseeable difficulties or perceiving consequences overlooked by the Commission may submit those problems for consideration by the Commission together with proposals for suitable amendments. In such a case, the Commission and the Member State concerned must work together in good faith with a view to overcoming the difficulties whilst fully observing the EC Treaty provisions (131).
(467)
The Commission therefore invites Hungary to submit to the Commission for consideration any problem that it may meet in implementing this Decision.
8. CONCLUSION
(468)
The Commission concludes that the PPAs confer illegal State aid on the power generators within the meaning of Article 87(1) of the EC Treaty and that this State aid is incompatible with the common market.
(469)
As explained in point 7.3, the State aid element provided for in the PPAs consists in the purchase obligation by MVM of a certain capacity and a guaranteed minimum quantity of electricity at a price covering capital, fixed and variable costs over a significant part of the lifetime of the generating units, thereby guaranteeing a return on investment.
(470)
Since this State aid is incompatible with the EC Treaty, it must be ended,
HAS ADOPTED THIS DECISION:
Article 1
1. The purchase obligations as set out in the Power Purchase Agreements between Magyar Villamos Művek Rt. and Budapesti Erőmű Rt., Dunamenti Erőmű Rt., Mátrai Erőmű Rt., AES-Tisza Erőmű Kft, Csepeli Áramtermelő Kft., Paksi Atomerőmű Rt. and Pécsi Erőmű Rt. (signatory of the initial PPA and predecessor of Pannon Hőerőmű Rt.) (132) constitute State aid within the meaning of Article 87(1) of the EC Treaty to the electricity generators.
2. The State aid referred to in Article 1(1) is incompatible with the common market.
3. Hungary shall refrain from granting the State aid referred to in paragraph 1 within six months following the date of notification of this Decision.
Article 2
1. Hungary shall recover the aid referred to in Article 1 from the beneficiaries.
2. The sums to be recovered shall bear interest from the date on which they were put at the disposal of the beneficiary until their actual recovery.
3. The interest shall be calculated on a compound basis in accordance with Chapter V of Commission Regulation (EC) No 794/2004 (133) as amended by Regulation (EC) No 271/2008 (134).
Article 3
1. Within two months following notification of this Decision, Hungary shall submit to the Commission information concerning measures already taken and measures planned to comply with this Decision, and notably the steps taken to perform an appropriate simulation of the wholesale market in order to establish the amounts to be recovered, the detailed methodology intended to be applied and a detailed description of the set of data that it intends to use for that purpose.
2. Hungary shall keep the Commission informed of the progress of the national measures taken to implement this Decision until recovery of the aid referred to in Article 1 has been completed. It shall immediately submit, on simple request by the Commission, information on the measures taken and planned in order to comply with this Decision. It shall also provide detailed information concerning the amounts of aid and recovery interest already recovered from the beneficiaries.
Article 4
1. The exact amount of aid to be recovered should be calculated by Hungary on the basis of an appropriate simulation of the wholesale electricity market as it would have stood if none of the Power Purchase Agreements referred to in Article 1(1) had been in force since 1 May 2004.
2. Within six months following notification of this Decision, Hungary shall calculate the amounts to be recovered on the basis of the method referred to in paragraph 1 and submit to the Commission all relevant information with regard to the simulation, notably its results, a detailed description of the methodology applied, and the set of data used to carry out the simulation.
Article 5
Hungary shall ensure that the recovery of the aid referred to in Article 1 is implemented within ten months following the date of notification of this Decision.
Article 6
This Decision is addressed to the Republic of Hungary.
Done at Brussels, 4 June 2008.