ROZHODNUTÍ KOMISE
ze dne 4. června 2008
o státní podpoře C 41/05 poskytované Maďarskou republikou v rámci dlouhodobých dohod o prodeji elektřiny
(oznámeno pod číslem K(2008) 2223)
(Pouze maďarské znění je závazné)
(Text s významem pro EHP)
(2009/609/ES)
KOMISE EVROPSKÝCH SPOLEČENSTVÍ,
s ohledem na Smlouvu o založení Evropského společenství, a zejména na čl. 88 odst. 2 první pododstavec této smlouvy,
s ohledem na dohodu o Evropském hospodářském prostoru, a zejména na čl. 62 odst. 1, písm. a) této dohody,
poté, co vyzvala zúčastněné strany, aby v souladu s uvedenými články podaly připomínky (1),
1. POSTUP
(1)
Maďarské orgány ve svém dopise ze dne 31. března 2004 zaevidovaném téhož dne informovaly Komisi o vládním nařízení (2) číslo 183/2002 (23.VIII.) v souladu s postupem řízení („prozatímní řízení“) podle přílohy IV odst. 3 pododst. 1 písm. c) Smlouvy o přistoupení České republiky, Estonské republiky, Kyperské republiky, Lotyšské republiky, Litevské republiky, Maďarské republiky, Republiky Malta, Polské republiky, Slovinské republiky a Slovenské republiky k Evropské unii. Oznámené vládní nařízení upravuje kompenzační systém nákladů, které nese držitel licence pro velkoobchod s elektřinou pro spotřebitele, jehož vlastníkem je stát, společnost „Magyar Villamos Művek Zrt.“ (dále: MVM). Komise toto oznámení zaznamenala do evidence pod jednacím číslem státní podpory HU 1/2004.
(2)
V souvislosti s opatřením došlo několikrát k výměně oficiálních dopisů mezi maďarskými orgány a Komisí (3). Komise obdržela připomínky i od třetích stran (4). V průběhu přechodného řízení Komise zjistila, že maďarský trh velkoobchodu s elektřinou je v podstatě postaven na dlouhodobých kupních dohodách o elektřině (dále: DDD) uzavřených mezi MVM a jistými výrobci elektřiny. Na základě informací, které byly v té době k dispozici, Komise pojala podezření, že DDD obsahují protiprávní elementy státní podpory.
(3)
Maďarské orgány ve svém dopise ze dne 13. dubna 2005, zaevidovaném dne 15. dubna 2005 odvolaly oznámení týkající se vládního nařízení č. 183/2002. Komise dne 4. května 2005 v souladu s nařízením Rady ES č. 659/1999 ze dne 22. března 1999, kterým se stanoví prováděcí pravidla k článku 93 Smlouvy o ES (5) (dále: nařízení o postupu) - na vlastní podnět - zaznamenala do evidence věc státní podpory vztahující se na DDD (číslo jednací: NN 49/05).
(4)
Komise ve svém dopise ze dne 24. května 2005 (D/54013) požádala maďarské orgány o poskytnutí dalších informací. Odpověď maďarských orgánů ze dne 20. července 2005 zaznamenala Komise do evidence dne 25. července 2005. Maďarské orgány poskytly další informace ve svém dopise ze dne 28. září 2005, zaznamenaném do evidence dne 30. září 2005.
(5)
Komise ve svém dopise ze dne 9. listopadu 2005 informovala Maďarskou republiku o svém rozhodnutí, že v souvislosti s DDD zahájí řízení podle čl. 88 odst. 2 Smlouvy o ES, (dále: rozhodnutí o zahájení řízení). Toto rozhodnutí bylo zveřejněno v Úředním věstníku Evropské unie (6).
(6)
Komise ve svém rozhodnutí o zahájení řízení vyslovila pochybnosti v souvislosti se slučitelností DDD se společným trhem. Komise vyzvala zúčastněné strany k předložení připomínek.
(7)
Poté, co Komise přijala žádost (7) o prodloužení termínu pro předložení připomínek, podala Maďarská republika dne 31. ledna 2006 své připomínky k rozhodnutí o zahájení řízení. Komise tyto dne 1. února 2006 zaznamenala do evidence.
(8)
Následně po podání mnohých žádostí (8) předložených za účelem prodloužení lhůty pro podání připomínek, které byly Komisí přijaty, Komise připomínky doručené od třetích stran zaznamenala do evidence v následující dny: připomínky podané společností MVM dne 11. ledna 2006, připomínky podané třetí stranou, která si nepřála být jmenována, dne 20. ledna 2006, připomínky ze strany společnosti „Mátrai Erőmű Rt.“ dne 20. ledna 2006 a 6. března 2006, připomínky podané ze strany […] dne 10. února 2006, připomínky ze strany „AES-Tisza Erőmű Kft.“ dne 13. a 14. února 2006, připomínky podané ze strany […] dne 13. února 2006, připomínky podané ze strany společnosti „Electrabel S.A.“ a „Dunamenti Erőmű Rt.“ jako dceřinné společnosti dne 14. února 2006, připomínky podané společností „Budapesti Erőmű Rt.“ dne 21. února 2006 a připomínky společnosti „Csepeli Áramtermelő Kft.“ dne 21. února 2006.
(9)
Poté, co maďarské orgány potvrdily, že informace (10) poskytnuté v rámci tohoto řízení třetí stranou budou spravovány důvěrně, Komise výše uvedené připomínky odeslala Maďarské republice ve svém dopise ze dne 25. dubna 2006.
(10)
Maďarské orgány předložily první část svých poznámek týkajících se připomínek třetích stran v dopise ze dne 28. června 2006, zaevidovaném dne 29. června 2006, druhou část pak v dopise ze dne 24. července 2006, zaevidovaném dne 25. července 2006.
(11)
V souvislosti s plánovanými změnami právních předpisů týkajících se maďarského odvětví energetiky členka Komise N. Kroes ve svém dopise ze dne 17. října 2006 adresovaném panu ministrovi Kóka požádala maďarskou vládu, aby v rámci nových právních předpisů v souladu s právními předpisy Unie byly vyřešeny otázky týkající se DDD a veškerých potencionálních kompenzačních opatření.
(12)
Společnost „AES-Tisza“ předložila dne 19. prosince 2006 další připomínky, kdy formulovala námitky vůči několika aspektům postupu Komise.
(13)
V dopise ze dne 21. listopadu 2006, zaevidovaném dne 23. listopadu 2006, a dále v dopise ze dne 15. ledna 2007 zaevidovaném téhož dne, dále na setkáních s Komisí uskutečněných dne 18. prosince 2006 a dne 8. března 2007 maďarské orgány potvrdily svůj záměr provést v souvislosti s liberalizací odvětví energetiky změny v právních předpisech, aby tak současně došlo ke změně stávající situace na trhu velkoobchodu s elektřinou.
(14)
Komise dne 23. dubna 2007 požádala o poskytnutí dalších informací. Maďarská republika odeslala svou odpověď na tento požadavek dne 5. června 2007 a dne 6. srpna 2007 tuto odpověď doplnila dalšími informacemi.
(15)
Dne 4. května 2007 maďarské orgány informovaly Komisi, že byla vytvořena pracovní komise za účelem uskutečnění jednání se všemi příslušnými výrobci, jejichž tématem je zrušení nebo provedení významných změn DDD. V této návaznosti vláda dne 11. května 2007 přijala rozhodnutí (11) č. 2080/2007 (V.11.) pojednávající o urovnání dlouhodobých smluv uzavřených v průmyslovém odvětví elektrické energie, ve kterém vláda ustanovuje pracovní komisi řízenou úřadem ministerského předsedy v zájmu toho, aby byla situace DDD neprodleně vyřešena v souladu s pravidly EU vztahujícími se na státní podpory, dále nařizuje zahájení oficiálních jednání o tomto tématu s příslušnými výrobci elektřiny. Maďarské orgány ve svém dopise ze dne 3. července 2007 poskytly Komisi informace o výsledku prvního jednání uskutečněného v červnu roku 2007.
(16)
Nový zákon o elektrické energii (12) související s liberalizačním procesem byl zveřejněn dne 2. července 2007, v účinnost vstoupil částečně dne 15. října 2007, částečně pak 1. ledna 2008. Maďarské orgány ve svém dopise ze dne 25. července 2007 informovaly Komisi o výsledcích dosažených v souvislosti s otevřením maďarského trhu s elektrickou energií prostřednictvím nového zákona. Nový zákon však neprovedl změny týkající se DDD uzavřených mezi společností MVM a výrobci elektřiny vyjmenovanými v rozhodnutí o zahájení řízení, které tak zůstaly dále v platnosti beze změny.
(17)
Komise ve svém dopise ze dne 26. července 2007 odeslala maďarským orgánům další dotazy.
(18)
Dne 7. září 2007 Komise zaevidovala dopis maďarských orgánů, ve kterém tyto požádaly o poskytnutí dalšího času k úspěšnému dokončení jednání vedených s výrobci.
(19)
Dne 24. září a dne 31. října 2007 Komise zaznamenala do evidence odpovědi Maďarské republiky na otázky ze dne 26. července 2007.
(20)
Komise dne 14. prosince 2007 v souladu s čl. 5 odst. 2 nařízení (ES) č. 659/1999 odeslala maďarským orgánům připomenutí, ve kterém uvedla takové otázky, v souvislosti se kterými jsou poskytnuté informace i nadále neúplné. Maďarské orgány reagovaly v dopise ze dne 16. ledna 2008.
(21)
Jelikož společnosti „Dunamenti Erőmű“ a „AES-Tisza Erőmű“ neposkytly požadované informace, maďarské orgány konstatovaly, že nemohou podat úplnou odpověď na otázky Komise.
(22)
V návaznosti na tuto skutečnost Komise dne 15. února 2008 přijala opatření za účelem poskytnutí informací a Maďarskou republiku vyzvala, aby ve lhůtě 15 dnů poskytla údaje uvedené v rozhodnutí.
(23)
Dne 27. února společnost „Dunamenti Erőmű“ odeslala Komisi kopii odpovědí, které podala na otázky maďarských orgánů. V tomto dopise společnost „Dunamenti Erőmű“ uvádí důvody, které jí znemožňují zodpovědět položené otázky. Maďarské orgány odeslaly svou odpověď dne 4. a 13. března 2008. Na výslovnou žádost společnosti „Dunamenti Erőmű“ přiložily maďarské orgány ke své odpovědi dopisy společnosti „Dunamenti Erőmű“ ze dne 14. května 2007, dne 21. srpna 2007, dne 13. září 2007, dne 7. prosince 2007, dne 14. ledna 2008 a 20. února 2008, jejichž adresátem bylo Ministerstvo financí a Energetický úřad Maďarské republiky. Maďarské úřady dříve neodeslaly Komisi kopie těchto dopisů (13), avšak v průběhu řízení začlenily do svých odpovědí na otázky Komise takové informace, které považovaly za relevantní.
(24)
Z odpovědí maďarských orgánů je zřejmé, že společnost „AES-Tisza Erőmű“ jim nepodala žádnou odpověď. Dne 10. března 2008„AES-Tisza Erőmű“ prostřednictvím telefaxu odeslala člence Komise N. Kroes dopis, ve kterém vyjádřila svůj názor, že veškeré údaje požadované Komisí jsou maďarským orgánům již k dispozici.
(25)
Maďarské úřady ve svém dopise ze dne 13. března 2008 postoupily Komisi údaje vztahující se k otázkám zformulovaným v odst. 1 bodech a)-d) kapitoly III nařízení o poskytnutí informací na základě takových údajů, které měly k dispozici. Neposkytly však doplňující informace k otázce zformulované v odst. 1 bodě e) kapitoly III nařízení o poskytnutí informací v souvislosti s investicemi dvou výše uvedených výrobců elektřiny.
(26)
Od zaevidování věci č. HU1/2004 se významná část výměny informací vztahovala na výklad a konkrétní uplatnění sdělení Komise týkajícího se metodiky analýzy státní podpory spojené s převodními náklady (dále jako: „metodika“) (14). Z dokumentů předložených v průběhu řízení bylo zřejmé, že maďarské orgány hodlají zavést systém státní podpory na kompenzaci převodních nákladů, jehož posouzení mohlo být zahrnuto v tomto rozhodnutí. V návaznosti na tuto skutečnost Komise a maďarské orgány v průběhu tohoto řízení projednávaly detaily kompenzačního systému, který by Maďarská republika přijala v zájmu toho, aby tento systém byl v souladu s metodikou.
(27)
Navzdory jednáním technického charakteru týkajících se možných budoucích kompenzačních mechanismů maďarské orgány - do data tohoto rozhodnutí - nepředložily Komisi kompenzační mechanismus schválený vládou. Maďarské orgány ve svém dopise ze dne 13. března 2008 výslovně potvrdily, že v současné době nehodlají výrobcům elektřiny poskytnout kompenzaci převodních nákladů. Výslovně si však vyhradily právo vyplacení takové kompenzace jistým výrobcům elektřiny v pozdější době.
(28)
Komise ve svém dopise ze dne 7. dubna 2008 požádala maďarské orgány o potvrzení některých údajů. Maďarské orgány odeslaly svou odpověď v dopise zaevidovaném dne 22. dubna 2008.
(29)
Maďarské orgány ve svém dopise ze dne 20. května 2008 informovaly Komisi o tom, že DDD společnosti „Paksi Atomerőmű“ byla stranami ukončena s platností ke dni 31. března 2008. Společnosti „Csepeli Áramtermelő Kft.“ a „Pannonpower Holding Rt.“ sice v průběhu dubna roku 2008 podepsaly dohodu o zrušení jejich DDD, avšak vstoupení v platnost těchto dohod závisí v době tohoto rozhodnutí ještě na schválení akcionářů, respektive úvěrových institucí.
(30)
Společnost „Budapesti Erőmű Rt.“ ve svém návrhu podaném dne 3. března 2006, zaevidovaném pod číslem jednacím T-80/06 podala k Soudu prvního stupně námitky vůči rozhodnutí o zahájení řízení. Společnost „Csepeli Áramtermelő Kft.“ dne 6. června 2006 požádala, aby se na podpoření žádosti společnosti „Budapesti Erőmű“ mohla zúčastnit řízení jako intervenovaná strana, k čemuž Soud svým usnesením ze dne 11. března 2008 udělil povolení.
(31)
Kromě toho jsou proti Maďarské republice vedena dvě řízení u mezinárodního arbitrážního soudu, a to před Mezinárodním centrem pro řešení investičních sporů ve Washingtonu (International Centre for Settlement of Investment Disputes, ICSID), která byla zahájena z podnětu výrobců elektřiny […] S.A. a […] - akcionáři maďarských elektráren činných v rámci DDD. Řízení vycházejí z ustanovení pro ochranu investic uvedených ve Smlouvě o energetické chartě.
2. POPIS OPATŘENÍ
(32)
V období od 31. prosince 1991 do 31. prosince 2002 byl maďarský trh s elektřinou soustředěn v okruhu jediného velkoobchodníka pro velkoodběratele, společnosti „Magyar Villamos Művek“ (MVM), („Single Buyer“ aneb model „jediný kupující“). MVM je společnost, jejímž vlastníkem je z 99,9 % stát a jejíž činnost zahrnuje výrobu elektřiny, velkoobchod, přenos a prodej elektřiny. V rámci modelu „jediného kupujícího“ mohly společnosti vyrábějící elektřinu prodávat bezprostředně pouze společnosti MVM (vyjma případů, kdy se této výsady MVM zřekla ve prospěch oblastního poskytovatele elektřiny), a společnost MVM byla jako jediná oprávněna zásobovat elektřinou oblastní poskytovatele elektřiny. Společnost MVM měla na základě zákona o elektrické energii č. XLVIII z roku 1994 (dále jako: I. Zákon o elektrické energii) povinnost zajistit vedle zásady co nejnižších možných nákladů zabezpečení zásobování Maďarska elektřinou.
(33)
Zákon o elektrické energii č. CX z roku 2001 (nahradil I. Zákon o elektrické energii, dále jako: II. Zákon o elektrické energii) vstoupil v platnost dne 1. ledna 2003. Podvojný model maďarského energetického systému zůstal v platnosti do 1. ledna 2008, tzn. tedy do doby, kdy nabyl účinnosti zákon o elektrické energii č. LXXXVI z roku 2007 (dále jako: III. Zákon o elektrické energii, nahradil II. Zákon o elektrické energii). Dle tohoto podvojného modelu existoval sektor spotřebitelský a sektor konkurenční a oprávnění spotřebitelé (jejichž okruh se postupně rozšiřoval) byli oprávněni přestoupit do konkurenčního sektoru. Ve spotřebitelském sektoru zůstala společnost MVM nadále jako jediný velkoobchodník, avšak v sektoru volného trhu se objevili i jiní obchodníci. III. Zákon o elektrické energii zrušil spotřebitelský sektor, avšak v souvislosti se spotřebiteli-domácnostmi a několika obchodními spotřebiteli - jak bylo umožněno druhou směrnicí o elektřině (15) - zachoval všeobecnou poskytovatelskou povinnost.
(34)
I. Zákon o elektrické energii uložil společnosti MVM povinnost zjistit celkové požadavky státu na elektřinu a jednou za dva roky vypracovat Celostátní plán výstavby elektráren. Tento plán musel být předložen ke schválení maďarské vládě a sněmovně.
(35)
Z I. Zákona o elektrické energii a z podání (16) maďarské vlády vyplývá, že v polovině devadesátých let byly nejnaléhavějšími cíli maďarského energetického trhu následující cíle: zabezpečit zásobování energií v Maďarsku při co možná nejnižších nákladech, modernizovat infrastrukturu se zvláštním přihlédnutím k aktuálně platným normám ochrany životního prostředí, dále provést nutnou restrukturalizaci odvětví poskytovatelů elektřiny. V zájmu realizace těchto všeobecných cílů byly nabídnuty dlouhodobé kupní dohody o elektřině takovým zahraničním investorům, kteří se zavázali, že budou investovat do výstavby a modernizace maďarských elektráren. Jednotlivé DDD podepsaly jednak elektrárny, jednak společnost MVM.
(36)
DDD uzavřené mezi MVM a jednotlivými elektrárnami (17) vytvořily vyrovnané výrobní portfolio, které společnosti MVM umožňuje splnit její povinnost týkající se zabezpečení zásobování elektřinou. DDD umožňují společnosti MVM, aby splnila jak požadavek na stálé zatížení (s uhelnými elektrárnami a jadernou elektrárnou), tak požadavek na zatížení ve špičce (s plynovými elektrárnami).
(37)
Ve smyslu DDD jsou výrobci elektřiny povinni odpovídajícím způsobem udržovat a provozovat výrobní jednotky. DDD tak společnosti MVM vytěžují úplnou výrobní kapacitu elektráren (MW) nebo převážnou část této kapacity. Vytěžování kapacity je nezávislé na skutečném využití elektrárny. Kromě vytížené kapacity je MVM povinna od každé elektrárny činné v rámci DDD odkupovat určené minimální (MWh) množství elektřiny (garantovaný odběr).
(38)
Několik DDD obsahuje tzv. „systémové služby“ (18) v případě takových elektráren, které jsou z technického hlediska schopny tyto poskytovat. MVM tyto systémové služby nabízí společnosti MAVIR řídicí soustavu.
(39)
DDD uzavřené v letech 1995-1996 (sedm z deseti kontrolovaných DDD) byly stranami podepsány v rámci přípravy privatizace elektráren. Tyto DDD byly uzavřeny dle vzoru smlouvy, který byl na žádost maďarské vlády vypracován mezinárodní advokátní kanceláří. Podpis těchto DDD nebyl realizován v rámci výběrového řízení. Avšak privatizace elektráren probíhala v rámci výběrového řízení. DDD (podepsané před privatizací) byly součástí privatizačních smluv. Po privatizaci bylo několik takových dohod (především dohody uzavřené s elektrárnou „Mátrai Erőmű“, „Tiszai Erőmű“ a „Dunamenti Erőmű“) stranami částečně modifikováno.
(40)
DDD podepsaná v roce 1997 se společností „Csepeli Áramtermelő Kft.“ byla uzavřena dle poněkud odlišného vzoru smlouvy. Ani uzavření této dohody neproběhlo v rámci výběrového řízení a také souviselo s privatizací elektrárny.
(41)
DDD uzavřená v případě elektrárny „Újpesti Erőmű“ (jedna ze tří elektráren společnosti „Budapesti Erőmű“) byla podepsána se společností „Budapesti Erőmű“ v roce 1997, také bez výběrového řízení.
(42)
Pouze podepsání DDD s elektrárnou „Kispesti Erőmű“ (další, již zastaralá elektrárna společnosti „Budapesti Erőmű“, která byla v té době prakticky v přestavbě) proběhlo po skončení veřejného výběrového řízení v roce 2001.
(43)
V letech 2000-2004 znamenala kapacita vytížená DDD přibližně 80 % z celkového množství spotřeby elektřiny (MW) v Maďarsku. Od roku 2005 až do data tohoto rozhodnutí se tento podíl pohyboval okolo 60-70 %. Zrušením DDD by se tento podíl v období let 2011 až 2024 podle předpokladů postupně snižoval (19).
(44)
V době přistoupení Maďarska k EU (1. květen 2004) bylo stále ještě v platnosti deset DDD z téměř dvaceti dohod podepsaných v letech 1995 až 2001.
(45)
Toto rozhodnutí se vztahuje pouze na DDD, které byly 1. května 2004 v platnosti. Rozhodnutí se tedy nevztahuje na DDD zrušené před tímto datem. Přestože některé DDD byly stranami v průběhu dubna 2008 dobrovolně zrušeny (viz výše odstavec (28) preambule), toto rozhodnutí se vztahuje i na tyto DDD a prověřuje charakter státní podpory, dále slučitelnost se společným trhem v období mezi 1. květnem 2004 a datem jejich zrušení (duben 2008).
(46)
Elektrárny spadající pod účinnost tohoto rozhodnutí a fungující v rámci DDD jsou uvedeny v následující tabulce. Doba trvání DDD uvedená v této tabulce označuje původně stanovenou - vymezenou samotnými DDD - dobu ukončení.
Tabulka 1
Přehled výrobců vázaných DDD, většinových majitelů a doby trvání DDD
Název výrobní společnosti
Skupina většinového majitele
Elektrárna fungující v rámci DDD
Doba trvání DDD
Budapesti Erőmű Rt.
EDF
Kelenföldi Erőmű
1996-2011
Újpesti Erőmű
1997-2021
Kispesti Erőmű
2001-2024
Dunamenti Erőmű Rt.
Electrabel
Dunamenti F bloky
1995-2010
(podepsána v roce 1995, v platnost vstoupila v roce 1996)
Dunamenti G2 blok
1995-2015
(podepsána v roce 1995, v platnost vstoupila v roce 1996)
Mátrai Erőmű Rt.
RWE
Mátrai Erőmű
1995-2022
(původní doba trvání: do 2015, v roce 2005 prodloužena do roku 2022)
AES-Tisza Erőmű Kft.
AES
Tisza II Erőmű
1995-2016
(podepsána v roce 1995, v platnost vstoupila v roce 1996)
(…)
Csepeli Áramtermelő Kft.
ATEL
Csepel II Erőmű
1997-2020
(podepsána v roce 1997, v platnost vstoupila v roce 2000)
Paksi Atomerőmű Rt.
MVM
Paksi Atomerőmű
1995-2017 (20)
(podepsána v roce 1995, v platnost vstoupila v roce 1996)
Pannonpower Holding Rt.
Dalkia
Pécsi Erőmű
1995-2010
(podepsána v roce 1995, v platnost vstoupila v roce 1996)
(47)
V rozhodnutí vlády č. 1074/1995 (4.VIII.) o regulaci cen elektřiny se vláda zavázala, že od 1. ledna 1997 (v tzv. prvním cyklu regulace cen) musí „distribuční a konečná spotřebitelská cena kromě odůvodněných provozních nákladů zahrnovat také 8 % zisk kapitálového poměru“. Tímto vláda elektrárnám fungujícím v rámci dohod DDD zaručovala návratnost kapitálu ve výši 8 %.
(48)
Od 1. ledna 2001 (od počátku druhého cyklu regulace cen) zahrnovaly oficiální ceny návratnost ve výši 9,8 % poměru prostředků elektrárnám. Zvýšení procenta neznamenalo nutně změnu skutečných částek, jelikož se základ dvou záloh návratnosti od sebe odlišoval (základem výpočtu první zálohy je vlastní kapitál, druhé pak hodnota prostředků). Ceny reflektovaly změny inflace.
(49)
Oficiální ceny týkající se elektráren zůstaly v platnosti do 31. prosince 2003.
(50)
V době regulace cen Energetický úřad Maďarské republiky analyzoval strukturu nákladů každé jednotlivé elektrárny a cenu za elektřinu vykupovanou společností MVM stanovil tak, že byla zajištěna výše garantovaného zisku.
(51)
K rejstříku nákladů krytých uvedeným mechanismem stanovení ceny náležely následující hlavní nákladové položky (21):
- stálé (fixní) náklady: amortizace, pojištění, určité stálé náklady na údržbu a provoz, úvěrové úroky, rekultivační náklady, daně, náklady personálního charakteru, náklady na ochranu životního prostředí, v případě jaderné elektrárny platby Ústřednímu nukleárnímu fondu a mimořádné výlohy,
- proměnlivé náklady: náklady na palivo.
(52)
Úlohou Energetického úřadu Maďarské republiky byla kontrola, zda kryté výlohy byly skutečně vzniklé a nutné náklady.
(53)
Oficiální ceny převýšily ceny stanovené v DDD.
(54)
Ceny od 1. ledna 2004 byly stanoveny dle cenového vzorce v DDD. Přesný obsah cenových vzorců byl dohodnut v rámci ročních jednání o cenách uskutečněných mezi MVM a výrobci elektřiny.
(55)
Cenový vzorec DDD sestává z mnoha parametrů, avšak vytvořen je dle stejných principů, jako metodika Energetického úřadu Maďarské republiky uplatňovaná před lednem 2004. Podle podání (22) maďarských orgánů byla příloha DDD stanovující ceny vypracována v souladu s výše odkazovanými vzorci a pojmy uvedenými v rozhodnutí vlády o regulaci ceny elektřiny č. 1074/1995. (Dle podání „smlouva jakoby překlenula vzorce, pojmy uvedené v Rozhodnutí vlády“.) Výsledkem je, že zásady stanovení ceny v DDD - podobně jako mechanismus stanovení oficiálních cen - vycházejí z kategorií odůvodněných nákladů.
(56)
Každá samostatná DDD zahrnuje dva cenové elementy: cenu za kapacitu (nebo cenu za poskytnutí k dispozici) hrazenou za rezervovanou kapacitu (MW), která kryje stálé (fixní) náklady a zisk (kapitálové náklady), dále cenu za energii pokrývající nestálé náklady. Různé DDD stanovují další různé ceny. V závislosti na DDD mohou být stanoveny další ceny, bonus/malus ceny, které podněcují výrobce elektřiny k provozu při co možná nejnižších nákladech, dále takové doplňující ceny, ke kterým je výrobce oprávněn např. pro dodržení rezervy, v případě úpravy harmonogramu údržby na žádost MVM, zvýšení výkonu v době špičky, respektive minimalizace zatížení v době minimálního zatížení, apod. Periodické změny ceny za kapacitu (roční, čtvrtletní, měsíční) závisí na mnoha faktorech: aktivace realizovaných projektů modernizace, různé úrokové kategorie, devizové kurzy, indexy inflace, apod. Cena za kapacitu, respektive doplňující ceny pokrývají také systémové služby (tam, kde o tom pojednává i DDD). Ceny za energii souvisejí v podstatě s náklady na palivo a se spotřebou specifického tepla, založeny jsou na principu převedení (pass-through) nestálých nákladů.
(57)
Nutno poznamenat, že stanovení kategorií krytých nákladů uvedených v regulaci cen před 1. lednem 2004 se ve všech případech neshodovalo se skutečnostmi uvedenými v DDD. Z podání (23) Maďarské republiky vyplývá, že například cena za kapacitu […] a elektrárny „Dunamenti Erőmű“ byla dle jejich DDD vyšší, než cena dle regulace. Důvodem je skutečnost, že DDD přihlížely k retrofit, což vedlo k vyšším stálým nákladům. Tyto vyšší stálé náklady se postupně projevovaly (sledujíce postupný retrofit) ve vyšších cenách za kapacitu dle DDD, než jak bylo stanoveno regulací cen. Ve výsledku dvoustranných jednání mezi MVM a výrobci lze pozorovat i další rozdíly mezi cenami dle regulace cen a cenami dle DDD.
(58)
Navzdory takovým rozdílům jednotlivé elektrárny fungující v rámci DDD v podáních Maďarské republiky ze dne 20. října 2004 a 20. července 2005 potvrdily, že kategorie nákladů dle metodiky výpočtu cen aplikované po dokončení období cenové regulace se ve velké míře podobaly cenám uplatňovaným Energetickým úřadem Maďarské republiky před daným termínem.
(59)
Ceny dle DDD uplatňované po 1. lednu 2004 tak i nadále vycházely z výpočtu odůvodněných (stálých a proměnlivých) nákladů + zisku.
(60)
Z výše uvedeného vyplývá, že regulace cen dnem 31. prosince 2003 skončila, avšak ceny ve skutečnosti liberalizovány nebyly, protože na základě DDD výrobní cenu elektřiny i nadále určoval princip návratnosti investic. (24)
(61)
Dne 6. února 2006 přijal maďarský parlament zákon č. XXXV (25) z roku 2006 a tak byl obnoven proces oficiální regulace cen v rámci DDD v souvislosti s elektřinou prodávanou společnosti MVM. První cenové nařízení vstoupilo v účinnost 9. prosince 2006. Počínaje tímto datem vládní regulace cen přibližně na dobu jednoho roku (do 31. prosince 2007) opět přepsala cenový vzorec uvedený v DDD.
(62)
Počínaje dnem 1. ledna 2008 - v souvislosti s liberalizací trhu - III. Zákon o elektrické energii zrušil oficiální výrobní ceny, stejně jako podvojný model zahrnující spotřebitelský sektor a sektor volného trhu.
(63)
Následovně od 1. ledna 2008 byla cena za elektřinu od výrobců elektřiny prodávanou společnosti MVM opět určena cenovým vzorcem dle DDD. Principy pro stanovení těchto cenových vzorců se od doby poslední aplikace nezměnily: jsou tedy shodné s principy platnými v období mezi 1. lednem 2004 a 8. prosincem 2006 (viz výše odstavec (54)-(59) preambule).
(64)
V souladu s tímto se tvorba cen výrobců fungujících v rámci DDD i nadále řídí principem návratnosti investic.
(65)
DDD rezervují společnosti MVM celkovou kapacitu nebo převážnou část kapacity výrobních jednotek činných v rámci DDD.
Tabulka 2
Výkon tuzemských výrobců v Maďarsku (26)
(MW)
Kapacita
2004
2005
2006
2007
Nominální výkon (27)
8 777
8 595
8 691
8 986
Stálý využitelný výkon (28)
8 117
8 189
8 097
8 391
Využitelný výkon (29)
7 252
7 792
7 186
7 945
Zatížení maďarské elektrické soustavy ve špičce
6 356
6 409
6 432
6 605
Tabulka 3
Výrobní kapacita elektráren činných v rámci DDD (30)
(MW)
Elektrárna
Kapacita
2004
2005
2006
2007
Kelenföld
Využitelný výkon
90,1
97,6
97,2
78,0
Smluvní hodnota průměrného výkonu, který je k dispozici (31)
83,3
89,8
89,4
71,9
Újpest
Využitelný výkon
106,3
106,1
106,2
106,0
Smluvní hodnota průměrného výkonu, který je k dispozici
99
98,8
98,9
98,7
Kispest
Využitelný výkon
46,1
110,2
110,2
109,6
Smluvní hodnota průměrného výkonu, který je k dispozici
43
102,6
102,6
102,3
Dunamenti F
Využitelný výkon
1 020
1 020
1 020
1 020
Smluvní hodnota průměrného výkonu, který je k dispozici
928,2
923,1
923,1
923,1
Dunamenti G2
Využitelný výkon
187,6
223,1
223,1
223,7
Smluvní hodnota průměrného výkonu, který je k dispozici
178,4
212,4
212,4
213
AES-Tisza
Využitelný výkon
638,0
824,7
824,7
824,7
Smluvní hodnota průměrného výkonu, který je k dispozici
[…] (32)
[…] (33)
[…] (33)
[…] (33)
Csepeli
Využitelný výkon
348,9
331
355
349,5
Smluvní hodnota průměrného výkonu, který je k dispozici
323
307
329
324
Pannon
Využitelný výkon
25,9
25,9
25,9
25,9
Smluvní hodnota průměrného výkonu, který je k dispozici
20,1
20,1
20,1
20,1
Mátrai
Využitelný výkon
593
552
552
552
Smluvní hodnota průměrného výkonu, který je k dispozici
496
460
460
460
Paks
Využitelný výkon
1 597
1 596
1 596
1 596
Smluvní hodnota průměrného výkonu, který je k dispozici
1 486
1 486
1 485
1 485
Celkový využitelný výkon elektráren činných v rámci DDD
4 652,0
4 886,6
4 910,3
4 885,4
Smluvní hodnota průměrného výkonu, který je k dispozici celkem
[…] (34)
[…] (35)
[…] (36)
[…] (37)
(66)
Z výše uvedených údajů vyplývá, že v hodnoceném období společnost MVM rezervuje DDD přibližně 60 % z využitelného výkonu v Maďarsku. V případě přihlédnutí ke skutečně využitelnému výkonu a samospotřebě je tento poměr vyšší, než je výše uvedeno.
(67)
Z výše uvedených tabulek dále vyplývá, že DDD rezervují pro společnost MVM celkovou nebo významnou část stávající kapacity jednotlivých elektráren.
(68)
Společnost MVM platí poplatek za rezervaci kapacity (viz výše uvedený odstavec (56) preambule), nezávisle na skutečném využití kapacity elektrárny.
(69)
Dovozní kapacita Maďarska je 1 000-1 300 MW. Z dovozní kapacity je pro společnost MVM vázáno zhruba 600 MW jinými dlouhodobými smlouvami.
(70)
Když společnost MVM skutečně využije rezervovanou kapacitu a od elektrárny vykupuje elektřinu, pak za převzatou energii hradí cenu za energii (výše uvedený odstavec (56) preambule).
(71)
V případě každé elektrárny zaručují DDD určitý minimální odběr.
(72)
Tuzemská výroba elektřiny v Maďarsku se pohybuje ročně mezi 32 a 36 TWh (= 32-36 000 000 GWh).
Tabulka 4
Vyrobená elektřina dle DDD (38)
(GWh)
Elektrárna
Vyrobená elektřina
2004
2005
2006
2007
Budapesti
(včetně elektráren Kelenföldi, Újpesti a Kispesti)
Celková produkce elektřiny
1 228
1 510
1 643
1 742
Samospotřeba elektrárny
87
89
91
84
Zaručený odběr
Kelenföld:
(…)
Újpest:
(…)
Kispest:
(…)
Kelenföld:
(…)
Újpest:
(…)
Kispest:
(…)
Kelenföld:
(…)
Újpest:
(…)
Kispest:
(…)
Kelenföld:
(…)
Újpest:
(…)
Kispest:
(…)
Skutečný odběr
939
1 302
1 451
1 538
Dunamenti (39) (F + G2)
Celková produkce elektřiny
4 622
3 842
3 450
4 300
Samospotřeba elektrárny
174
148
147
188
Zaručený odběr
F: […]
G2: […]
F: […]
G2: […]
F: […]
G2: […]
F: […]
G2: […]
Skutečný odběr
4 232
2 888
2 495
3 296
AES-Tisza
Celková produkce elektřiny
1 621
1 504
1 913
2 100
Samospotřeba elektrárny
96
97
117
116
Zaručený odběr
(…)
(…)
(…)
(…)
Skutečný odběr
1 525
1 407
1 796
1 984
Csepeli
Celková produkce elektřiny
1 711
1 764
1 710
2 220
Samospotřeba elektrárny
48
49
48
53
Zaručený odběr
(…)
(…)
(…)
(…)
Skutečný odběr
1 662
1 715
1 661
2 166
Pannon (39)
Celková produkce elektřiny
673
266
237
232
Samospotřeba elektrárny
116
52
34
29
Zaručený odběr
(…)
(…)
(…)
(…)
Skutečný odběr
361
206
203
203
Mátrai (39)
Celková produkce elektřiny
5 688
5 698
5 621
6 170
Samospotřeba elektrárny
675
670
667
710
Zaručený odběr
(…)
(…)
(…)
(…)
Skutečný odběr
3 730
3 762
3 587
4 082
Paksi
Celková produkce elektřiny
11 915
13 833
13 460
14 677
Samospotřeba elektrárny
750
821
800
848
Zaručený odběr
(…)
(…)
(…)
(…)
Skutečný odběr
11 112
13 012
12 661
13 828
(73)
Zaručené množství odběru je množství, které je MVM povinna v každém roce odebrat nezávisle na skutečných požadavcích trhu. Pokud společnost MVM neodebere stanovené minimální množství, pak je povinna uhradit vzniklé náklady na palivo (v případě elektrárny „Dunamenti Erőmű“, „Kelenföld Erőmű“, „Pécs Erőmű“ a […] „Erőmű“), veškeré vzniklé náklady nebo položky výrobce na základě dohody o dodávce paliva (v případě společnosti „Csepeli Áramtermelő Kft.“), respektive veškeré potvrzené náklady (v případě elektrárny „Kispesti Erőmű“ a „Újpesti Erőmű“).
3. DŮVODY K ZAHÁJENÍ ŘÍZENÍ
3.1 DDD
(74)
V rozhodnutí o zahájení řízení dospěla Komise k předběžnému závěru, že DDD zajišťují výrobcům elektřiny, kteří tyto dohody podepsali, ve smyslu čl. 87 odst. 1 Smlouvy o ES státní podporu.
(75)
Komise vyjádřila svůj názor, že DDD jsou ve smyslu Aktu o přistoupení (40) příloha IV, kapitola 3, odstavec 1, písmeno c) opatření uplatnitelná i po přistoupení a nejsou považována za stávající podporu, jelikož DDD nesplňují kategorie podpory, které jsou po datu přistoupení na základě předpisů Dokumentu o přistoupení, ve smyslu čl. 88 odst. 1 Smlouvy o ES považovány za stávající podpory.
(76)
Za prvé, ani jedna z DDD nenabyla účinnosti před 10. prosincem 1994. Za druhé, žádná z DDD není uvedena v seznamu stávajících podpor přiloženém k příloze IV. Aktu o přistoupení, za třetí DDD nebyly Komisi oznámeny v rámci tzv. „prozatímního řízení“.
(77)
Komise byla toho názoru, že zaručená návratnost investic a vysoké ceny garantované DDD zajišťují výrobcům elektřiny činným v rámci DDD hospodářské výhody v porovnání s takovými výrobci elektřiny, kteří nejsou účastníky DDD, včetně případných nových účastníků trhu, dále v porovnání se společnostmi působícími ve srovnatelných odvětvích, kde takové dlouhodobé dohody vůbec nebyly účastníkům trhu nabídnuty. Proto Komise předběžně konstatovala, že opatření znamená pro zmiňované výrobce elektřiny selektivní výhody.
(78)
Komise dále poznamenala, že na trhu s elektřinou byla zahájena volná soutěž, mezi členskými státy se obchoduje s elektřinou, zvláště od data, kdy vstoupila v účinnost směrnice (41) Evropského parlamentu a Rady 96/92/ES ze dne 19. prosince 1996 o společných pravidlech pro vnitřní trh s elektřinou. Následkem toho mohou opatření členského státu, která zajišťují jednotlivým společnostem působícím v odvětví elektrické energie výhodu, zabraňovat společnostem z jiných členských států, aby do daného členského státu vyvážely elektřinu, respektive mohou ovlivňovat vývoz elektřiny z tohoto členského státu do jiných členských států.
(79)
Komise dále zdůraznila, že tyto výhody vycházejí ze státních zdrojů, jelikož uzavření DDD je výsledkem státní politiky realizované prostřednictvím velkoobchodní společnosti MVM, která je ve vlastnictví státu. Podle soudní praxe Soudního dvora Evropských společenství (dále jen „Soudní dvůr“) v případě, pokud společnost, která je ve vlastnictví státu, používá své prostředky takovým způsobem, který lze přičíst na vrub státu, pak jsou tyto prostředky dle Smlouvy o ES, článek 87, odstavec (1) považovány za státní zdroje. (42)
(80)
Komise tedy dospěla k předběžnému závěru, že DDD poskytované výrobcům elektřiny jsou ve smyslu čl. 87 odst. 1 Smlouvy o ES považovány za státní podpory, které jsou ve smyslu Aktu o přistoupení, příloha IV, kapitola 3, odstavec 1, písmeno c) „uplatnitelné i po datu přistoupení“.
(81)
Komise dále konstatovala, že k prošetření státní podpory poskytované výrobcům elektřiny je nutné uplatnit metodiku. Na základě dokumentů, které byly k dispozici v době rozhodnutí pojednávajícím o zahájení řízení, vyslovila Komise pochybnosti, zda DDD splňují kritéria uvedená v Metodice.
(82)
Komise za prvé zpochybnila, zda principy řídící DDD - které znamenají zábrany pro volnou soutěž - jsou slučitelné se základním cílem metodiky, tedy s tím, aby státní podpora napomáhala liberalizaci odvětví formou poměrných protipoložek poskytovaných inkumbentním společnostem vystaveným novým okolnostem soutěže.
(83)
Za druhé Komise zpochybnila, zda státní podpora obsažená v DDD splňuje detailní kritéria uvedená v Metodice z ohledu výpočtu způsobilých převodních nákladů a stanovení odpovídajících protipoložek.
3.2 Vládní nařízení č. 183/2002 (23.VIII.) o převodních nákladech
(84)
V zájmu toho, aby společnost MVM mohla splnit své závazky uvedené v DDD a současně aby distribuční ceny ve spotřebitelském sektoru zůstaly zhruba na úrovni cen na volném trhu, vládní nařízení číslo 183/2002. (23.VIII.) upravilo za dodržení jistých okolností výplatu státní kompenzace společnosti MVM.
(85)
Maďarské orgány ve svém původním oznámení (HU 1/2004, které bylo 13. dubna 2005 staženo zpět) považovaly zmiňovanou kompenzaci za státní podporu poskytnutou společnosti MVM.
(86)
Komise však ve svém rozhodnutí o zahájení řízení dospěla k názoru, že kompenzace není považována za státní podporu poskytovanou MVM, jelikož částka, kterou společnost MVM na základě vládního nařízení č. 183/2002 (23.VIII.) obdržela, je součástí pořizovací ceny vyplácené společností MVM elektrárnám, které jsou ve smluvním vztahu DDD, a proto je to také součást výhod, které výrobci získají prostřednictvím DDD.
(87)
Proto rozhodnutí o zahájení řízení zahajuje formální vyšetřovací řízení pouze v souvislosti s DDD, a nikoli v souvislosti s vládním nařízením číslo 183/2002 (23.VIII.).
4. PŘIPOMÍNKY MAĎARSKÉ REPUBLIKY V SOUVISLOSTI S ROZHODNUTÍM O ZAHÁJENÍ ŘÍZENÍ
(88)
Maďarská republika vyjádřila svůj názor, že - s přihlédnutím k rozdílům mezi konkrétními podmínkami - by bylo odůvodněné samostatné posouzení DDD.
(89)
V souvislosti s liberalizací maďarského trhu s elektřinou zastává Maďarská republika názor, že z aspektu počtu spotřebitelů volících si volný trh bylo otevření trhů úspěšné (tzn., že odpovídalo evropskému průměru). Maďarsko dospělo k závěru, že DDD nezabraňovaly spotřebitelům ve volbě volného trhu. Překážky takového charakteru byly z větší míry výsledkem omezené kapacity hraničního křížení Maďarska, respektive z tohoto vyplývajících vysokých cen.
(90)
Kromě toho zastává Maďarsko stanovisko, že dlouhá doba trvání DDD sama o sobě ještě nemůže znamenat zvýhodnění výrobců v soutěži, jelikož dlouhodobé smlouvy jsou běžnou a velmi rozšířenou praxí uplatňovanou v sektoru elektrické energie jak v Evropě, tak na jiných kontinentech.
(91)
V souvislosti s referenční cenou zmiňovanou v rozhodnutí o zahájení řízení maďarské orgány konstatují, že Komise by při stanovení referenční ceny měla přihlížet k regionálním okolnostem Maďarska, dále ke zvýšení ceny pohonných hmot, ke kterému došlo v nedávné minulosti.
(92)
V souvislosti s novými účastníky trhu s elektřinou Maďarská republika Komisi informuje, že ode dne 1. května 2004 (datum přistoupení Maďarska k Unii a datum liberalizace energetického trhu) na trh s elektřinou nový účastník nevstoupil. Maďarské orgány poukazují na časově náročnou podstatu investic takového charakteru, dále na skutečnost, že - v důsledku tohoto - není pravděpodobné, aby jakákoli investice začala fungovat před rokem 2011.
(93)
V závěru, jako reakci na pochybnosti Komise týkající se otázky, zda jsou DDD slučitelné s bodem č. 4.6 metodiky, Maďarská republika potvrzuje, že neposkytne státní podporu za účelem záchrany či restrukturalizace společností zvýhodněných prostřednictvím DDD, které jsou předmětem posouzení.
5. PŘIPOMÍNKY ZÚČASTNĚNÝCH STRAN
(94)
Po zveřejnění rozhodnutí o zahájení řízení (21. prosinec 2005) a v příslušné lhůtě (ve většině případů po schválení prodloužení lhůty Komisí na žádost zúčastněných stran) byly Komisi doručeny připomínky od níže uvedených stran:
-
následující společnosti jako výrobci elektřiny: „AES-Tisza Erőmű Kft.“, „Budapesti Erőmű Rt.“, „Csepeli Áramtermelő Kft.“, „Dunamenti Erőmű Rt.“ a jeho hlavní akcionář, společnost „Electrabel S.A.“a „Mátrai Erőmű Rt.“,
-
následující banky, které zajistily výrobcům elektřiny financování: […] banka, zástupující dvanáct bank, které poskytly úvěry společnosti „Csepeli Áramtermelő Kft.“, dále […] banka, zástupující devět bank, které poskytly úvěry společnosti „AES-Tisza Erőmű Kft.“,
-
MVM, dále
-
jedna strana, která si nepřeje být jmenována.
(95)
Převážná většina připomínek stran doručených Komisi vycházela z podobných argumentů. Z toho vyplynulo, že namísto obeznámení s připomínkami jednotlivých zúčastněných stran, Komise provedla rozdělení do následujících všeobecných kategorií (viz níže uvedené body 5.1 až 5.7).
5.1 Připomínky týkající se jednotlivých posouzení DDD
(96)
Elektrárna „Mátrai Erőmű“ a další strana, která si nepřála být jmenována, vyslovila všeobecnou připomínku, že v případě jednotlivých DDD by Komise z důvodu konkrétních rozdílů v jejich obsahu měla provést samostatné posouzení. Jiní výrobci elektřiny také požádali o samostatné posouzení svých DDD tím, že Komisi poskytli k dispozici detaily vztahující se na konkrétní podmínky svých DDD.
5.2 Připomínky vztahující se na existenci státní podpory
(97)
Elektrárny „AES-Tisza Erőmű“, „Budapesti Erőmű“, „Csepeli Áramtermelő Kft.“ a „Dunamenti Erőmű“ argumentovaly tím, že kritéria existence státní podpory by měly být šetřeny na základě podmínek trhu platných v době uzavření DDD. Část připomínek vyloženě připomíná tento požadavek, zatímco jiné připomínky tak činí zprostředkovaně tím, že v souvislosti se šetřením existence státní podpory poukazují na okolnosti uzavření DDD. V této návaznosti zúčastněné strany odkazují na judikaturu Soudu (43).
i) Nesprávná referenční cena/Absence cen vytvářejících výhody
(98)
Všichni výrobci elektřiny argumentují tím, že DDD neznamenají hospodářské výhody.
(99)
S kritikou přijímají předběžná konstatování Komise, podle kterých jsou ceny dle DDD vyšší, než výrobní tržní ceny.
(100)
Dle jejich argumentace je referenční cena 36 EUR/MWh uplatněná v jiných rozhodnutích a odkazovaná v rozhodnutí o zahájení řízení v tomto řízení neodpovídající, jelikož pochází ze zcela odlišného zeměpisného a časového prostředí. Dle jejich mínění by se v průběhu posuzování ceny mělo přihlížet k okolnostem, které byly aktuální v době uzavření DDD. Zdůrazňují dále, že ceny vytvořené na základě dlouhodobých dohod budou vždy nižší, než momentální (spot) tržní ceny. Kromě toho výrobci, kteří zajišťují společnosti MVM elektřinu především v době špičkového zatížení, argumentují také tím, že jejich ceny nelze porovnávat s cenou stálých produktů. Většina z nich navrhuje, aby Komise přihlédla k významnému zvýšení cen paliva v uplynulých letech.
(101)
Mnozí z výrobců prohlašují, že skutečný poměr návratnosti nedosáhl procenta uváděná v rozhodnutí o zahájení řízení.
(102)
Zdůrazňují dále, že (na rozdíl od faktů uvedených v rozhodnutí o zahájení řízení) výrobci jsou nuceni v rámci DDD nést značná rizika, a to především riziko realizace, regulace, ochrany životního prostředí, údržby, respektive daňové/finanční riziko. Regulaci cen uvedli jako jednu z významných kategorií regulačních rizik. Výrobci považují za znevýhodnění, že značnou část jejich výrobní kapacity rezervuje společnost MVM, jelikož to jim zabraňuje v tom, aby tyto kapacity využili pro výrobu elektřiny určené jiným potencionálním spotřebitelům. Navíc DDD předepisují výrobcům jednoznačné povinnosti; a pokud tyto závazky výrobci nesplní, vede to k nižším platbám, respektive platbě odškodnění.
(103)
Společnost […] naznačila, že jednu z výhod vyplývajících z DDD představovaly pro Maďarsko spolehlivé kompenzační služby, které však mohla poskytnout pouze […] a elektrárna „Dunamenti Erőmű“. Podle argumentace tohoto výrobce by bez DDD nevstoupil na trh a nenabízely by své služby.
(104)
Podle mínění elektrárny „Mátrai Erőmű“ jsou její ceny konkurenceschopné jenom díky vlastním uhelným dolům a díky tomu nízkým důlním nákladům. Podle jejich tvrzení jsou vlastní ceny ještě nižší, než distribuční ceny společnosti MVM, naproti jiným cenám dle DDD.
ii) Privatizační cena
(105)
Elektrárna „Dunamenti Erőmű“ prohlašuje, že v souvislosti se svou DDD nezískala výhody, jelikož v průběhu privatizace platila svým elektrárnám tržní cenu, do prodejní ceny byla zohledněna její práva a povinnosti vyplývající z DDD. Jinak řečeno jakou součást privatizační ceny zaplatila protihodnotu DDD (a tedy i cenu případného zvýhodnění).
iii) Princip tržního investora
(106)
Dle vyjádření elektrárny „Budapesti Erőmű“, „AES-Tisza Erőmű“, „Mátrai Erőmű“a „Csepeli Áramtermelő Kft.“ DDD reflektují tržní podmínky stávající v době uzavření dohody jak z hlediska MVM, tak z hlediska výrobců. Podle jejich argumentace by se v situaci společnosti MVM (tedy jako jediný kupující z právního hlediska povinný zajistit zásobování) kterýkoli privátní účastník rozhodl, že DDD uzavře. Dle jejich názoru v souvislosti s výrobci hospodářské „zvýhodnění“ plynoucí z DDD nedosahuje takové úrovně, kterou lze považovat za běžnou hospodářskou výhodu dosahovanou stranou účastnící se kterékoli jiné obchodní dohody. DDD v době uzavření splňovaly běžné tržní podmínky v příslušném odvětví. Navíc DDD představují běžný obchodní způsob, dále obvyklou formu rozdělení a spravování rizika.
(107)
DHD byla jediným způsobem jak zajistit takové investice, které odpovídaly požadavkům maďarského odvětví elektrické energie (především z hlediska modernizace celého systému, ekologie a zabezpečení zásobování). Uplatnění principu soukromého investora by mělo vést k přihlédnutí k tomuto požadavku, tyto požadavky však bylo možné splnit pouze prostřednictvím DDD. Zúčastněné strany upozorňují, že v souladu s tímto DDD nařizují výrobcům elektřiny povinnost investice a dispozice.
iv) Služby všeobecného hospodářského zájmu
(108)
Dle názoru elektrárny „Budapesti Erőmű“ a „Csepeli Áramtermelő Kft.“ výrobci vystupující v DDD jako strany vykonávají služby všeobecného hospodářského zájmu. Dle jejich podání slouží DDD společnosti MVM jako prostředek, aby tato splnila svůj závazek týkající se zabezpečení zásobování. DDD by tedy zajišťovaly plnění této povinnosti poskytovat zásobování spotřebitelům. Dle argumentů „Budapesti Erőmű“ na toto lze pohlížet také tak, že v podstatě společnost „Budapesti Erőmű“ je povinna splnit závazek zásobování spotřebitelů stanovený jí DDD. Obě zúčastněné strany se odvolávají na rozhodnutí Komise (44) číslo N 475/2003 ze dne 16. prosince 2003 vynesené ve věci státní podpory (Irsko), ve kterém Komise uznala, že budování nové výrobní kapacity v zájmu zajištění zásobování lze považovat za službu všeobecného hospodářského zájmu.
(109)
Zúčastněné strany zastávají názor, že podobně jako v irské záležitosti státní podpora v rámci DDD - pokud taková existuje - splňuje čtyři konjunktivní kritéria uvedená v rozsudku (45) Evropského soudu vyneseného ve věci číslo C-280/00 (dále jako: věc Altmark).
(110)
Za prvé, z maďarských zákonů o elektrické energii vyplývá, že společnost MVM měla mnohé závazky týkající se zásobování spotřebitelů, jako například zajištění zásobování při co možná nejnižších nákladech, ochrana životního prostředí a efektivita. Závazky společnosti MVM týkající se zásobování spotřebitelů jsou tedy jasně vymezeny ze zákona, DDD pak poskytování těchto služeb všeobecného hospodářského zájmu převádějí na výrobce elektřiny.
(111)
Za druhé, nařízení vlády o cenách a vzorce cen uvedené v DDD předem stanovují poměr protipoložek. Protipoložky lze tedy vypočítat na základě objektivních a viditelných ukazatelů.
(112)
Za třetí, protipoložky poskytované na základě DDD nejsou vyšší, než náklady na služby všeobecného hospodářského zájmu. DDD se přísně zakládají na nákladech, míra zisku nepřesahuje obvyklou tržní míru zisku. Toto je zajištěno - podle argumentů „Budapesti Erőmű“ - tím, že své DDD uzavřeli po skončení veřejného a transparentního výběrového řízení. Elektrárny byly prodány účastníkovi řízení, který podal nejvyšší nabídku a předložil nejlepší obchodní plán. Z výběrového řízení vyplývá, že kompenzace poskytovaná na základě DDD nesmí překročit náklady a reálnou míru zisku plynoucích z plnění závazku zásobovat spotřebitele.
(113)
Za čtvrté, podle argumentů elektrárny „Budapesti Erőmű“ byly veškeré DDD uzavřeny po skončení veřejných a transparentních výběrových řízeních nebo jako nedílná součást privatizačního balíčku, nebo samostatně. Podle prohlášení společnosti „Csepeli Áramszolgáltató Kft.“ nebyla elektrárna sice vybrána v průběhu veřejného výběrového řízení, nezávisle na tom je kompenzace omezena na krytí nákladů a na reálnou míru zisku. Mechanismus tvorby cen zajišťuje, aby nedocházelo k překompenzování.
(114)
V návaznosti na výše uvedené připomínky zúčastněné strany konstatují, že DDD splňují čtyři konjunktivní kritéria uvedená v rozsudku vyneseném ve věci Altmark, a proto nejsou podle čl. 87 odst. 1 Smlouvy o ES považovány za státní podporu.
(115)
Společnost „Budapesti Erőmű“ dále zdůrazňuje, že i pokud by Komise rozhodla tak, že DDD nesplňují čtyři konjunktivní kritéria uvedená v rozsudku vyneseném ve věci Altmark, přesto by v souladu s čl. 86 odst. 2 Smlouvy o ES mohly být považovány za slučitelné se společným trhem. Podle názoru zainteresované strany je vliv, který mají DDD na údajné uzavření maďarského trhu s elektřinou, zanedbatelný, jelikož tyto dohody pokrývají pouze 3 % z celkové spotřeby elektřiny v Maďarsku. Navíc - z technických důvodů - zvýšení úrovně dovozu elektřiny v době uzavření DDD nebylo ani možné. Z toho plyne, že DDD nemohou negativně působit na obchodování. Zúčastněná strana ve svých připomínkách zdůrazňuje význam dálkového vytápění realizovaného prostřednictvím technologie výroby přidružené energie, tato technologie je v souladu s cíly odborné energetické a ekologické politiky EU.
(116)
Podle vyjádření společnosti „Mátrai Erőmű“ byla povinna rezervovat stanovenou minimální kapacitu pro společnost MVM v zájmu toho, aby při využití tuzemských uhelných zdrojů zajistila zásobování elektřinou na maďarském trhu. Podle jejich argumentů - v souladu s čl. 11 odst. 4 směrnice o elektřině (46) - musí být státní podpora považována za slučitelnou se společným trhem pokud - v zájmu zajištění zásobování - financuje takovou výrobu elektřiny, která je realizována při využití tuzemského uhlí.
v) Absence výhod plynoucích z dlouhé doby trvání
(117)
Dle názoru elektrárny „Csepeli Áramtermelő Kft.“, „Mátrai Erőmű“ a „Budapesti Erőmű“ nelze dlouhou dobu trvání smlouvy samu o sobě považovat za výhodu. Dle vyjádření společnosti „Csepeli Áramtermelő Kft.“ v dlouhodobé dohodě obě strany platí cenu za bezpečnost, kterou pro ně znamenají dlouhodobé nabídky. Výrobci elektřiny akceptují, aby nabídli ceny nižší, než jsou tržní „spot“ ceny, stejně jako fakt, že cena dle dohody je pro ně závazná nezávisle na výši tržní „spot“ ceny, dále akceptují také skutečnost, že po celou dobu trvání dohody rezervují své kapacity jediné společnosti. Na základě výše uvedeného argumentují tím, že dlouhodobé dohody kompenzují oběma stranám hospodářská rizika a možnosti a nelze tyto jednoznačně považovat za výhodu.
(118)
Dle výše uvedených argumentů dospěli všichni výrobci elektřiny k závěru, že DDD pro ně neznamenají hospodářské výhody, a proto nejsou ve smyslu čl. 87 odst. 1 Smlouvy o ES, považovány za státní podporu.
(119)
Dle vyjádření elektrárny „AES-Tisza Erőmű“ DDD nezajišťují selektivní výhody. Zúčastněná strana se odvolává na to, že v celém sektoru elektrické energie existují takové dlouhodobé dohody, které byly uzavřeny nejenom mezi výrobci a společností MVM, ale také mezi MVM a společnostmi jako dodavateli elektřiny, mezi dodavateli paliva a výrobci elektřiny, stejně jako v případě dovozu elektřiny. V souvislosti s výrobci I. Zákon o elektrické energii (1994) a vládní nařízení č. 34/1995 výslovně od výrobců požaduje, aby se společností MVM uzavřely dlouhodobé dohody o výkupu elektřiny v zájmu toho, aby získali stavební a provozní povolení. Proto všichni výrobci elektřiny uzavřeli se společností MVM dohody a pouze elektrárny využívající obnovitelnou energii a elektrárny produkující přidruženou energii mohly disponovat krátkodobějšími dohodami z toho důvodu, že tito výrobci disponují jinými právními garancemi (například povinný odběr).
(120)
Dle tvrzení elektrárny „Mátrai Erőmű“ může být za státní podporu v DDD považována pouze cena. Dobu trvání DDD ani množství zaručeného odběru nelze považovat za státní podporu, jelikož nevedou k poskytnutí státních zdrojů, ani pokud by zajišťovaly výhody. Třetí strana dospěla k závěru, že z důvodu mimořádně konkurenceschopných cen neobsahuje DDD společnosti „Mátrai Erőmű“ (viz bod i) výše) žádný prvek státní podpory.
(121)
Dle argumentace společnosti „AES-Tisza“ ceny v rámci DDD nejsou stanoveny státem, ale stranami DDD. Elektrárna „AES-Tisza Erőmű“ má výhrady vůči posuzování otázky týkající se úlohy státu zmiňované v rozhodnutí o zahájení řízení v souvislosti s tím, že rozhodnutí vyšetřuje úlohu státu pouze z hlediska uzavření DDD, ale nikoli z hlediska stanovení ceny, zatímco Komise současně argumentuje tím, že výhoda je zajištěna výhodnými cenami. Po uplynutí období ústředního stanovení cen (tedy po lednu 2004, vyjma roku 2007) byly ceny určovány na základě dohody mezi MVM a výrobci elektřiny, nelze je přičíst státu.
(122)
Elektrárna „AES-Tisza Erőmű“, „Budapesti Erőmű“ a „Csepeli Erőmű“ popírá zkreslující efekt způsobený DDD a jejich případný vliv na obchodování mezi členskými státy.
(123)
Výše uvedené strany za prvé prohlašují, že toto kritérium by mělo být prošetřeno vzhledem k době uzavření DDD. V té době Maďarsko nebylo členem EU, a nebyla provedena ani liberalizace trhu s elektřinou. Proto argumentují tím, že DDD logicky nemohly zkreslovat soutěž na společném trhu.
(124)
Za druhé, podle jejich názoru byla soutěž a obchodování mezi členskými státy kromě DDD ovlivňována také jinými faktory. Jmenovitě kapacita hraničního křížení Maďarska by byla jedním z hlavních faktorů, který mohl mít vliv na obchodování mezi Maďarskem a ostatními zeměmi. Tyto kapacity hraničního křížení jsou maximálně vytíženy. Obchodování s elektřinou je tedy evidentně omezeno konečnými kapacitami hraničního křížení Maďarska, ale nikoli z důvodu DDD. Dle argumentů jsou právní předpisy druhým faktorem, který ovlivňuje obchodování mezi členskými státy. Na základě maďarských právních předpisů nedisponují maďarští výrobci elektřiny žádným oprávněním bezprostředně prodávat elektřinu do zahraničí.
(125)
Dle vyjádření společnosti „Csepeli Erőmű“ nemůže jejich DDD skutečně působit na obchodování mezi členskými státy, jelikož elektřinu prodává výhradně na území Maďarské republiky.
(126)
Dle dalších tvrzení se maďarský trh s elektřinou v souladu se závazky vůči Evropské unii postupně otevřel soutěži. Značná část spotřebitelů velice brzy přešla do segmentu volného trhu. Dle připomínek důvody, které by mohly zabraňovat novým účastníkům v tom, aby vstoupili na maďarský trh s elektřinou, respektive aby rozšířili svou účast na tomto trhu, nesouvisejí s DDD, ale s nevypočitatelností návratnosti. Dle argumentace společnosti „Csepeli Erőmű“ byly v Maďarsku v minulosti budovány elektrárny pouze tehdy, pokud stát zajistil stabilitu a výpočet návratnosti projektů formou dlouhodobých dohod nebo povinného odběru, respektive pokud bylo využití nových kapacit garantováno poptávkou podloženou prostřednictvím vertikálně integrované rozdělovací činnosti. V každém případě by stávající DDD nebyly považovány za takové faktory, které omezují nové účastníky.
(127)
Dle dalších argumentů není v Maďarsku tržní poptávka po dalších kapacitách. To by prokazovala skutečnost, že na aukcích společnosti MVM s elektřinou nebyla prodána značná část nabízených kapacit.
5.3 Uplatnění po přistoupení
(128)
Tyto připomínky předložila společnost „Budapesti Erőmű“.
(129)
Na základě argumentace společnosti „Budapesti Erőmű“ nelze DDD ve smyslu Aktu o přistoupení, příloha IV, kapitola 3, odstavec (1), písmeno c) považovat za opatření „uplatnitelná i po přistoupení“.
(130)
Zainteresovaná strana argumentuje tím, že opatření za účelem státní podpory vytvořená na právním základě před přistoupením k Evropské unii, není Komise po přistoupení oprávněna prošetřovat. To je v souladu se všeobecnou zásadou regulace zákazu zpětné účinnosti. Jelikož pravidla společenství vztahující se na státní podporu lze uplatňovat až od data přistoupení, lze za opatření uplatnitelná i po přistoupení považovat pouze opatření poskytující další podporu učiněná až poté. Dle jejich argumentace DDD nepřinesly po přistoupení další výhody, jelikož vzorce cen byly stanoveny již předtím, a v souladu s tímto byly finanční závazky státu plně známy již před přistoupením.
5.4 Existující podpora
(131)
Tento argument byl předložen elektrárnami „Budapesti“, „Csepeli“, „AES-Tisza“ a „Mátrai“, dále bankou […].
(132)
Zainteresované strany argumentují tím, že i pokud by přijaly fakt, dle kterého jsou dohody dle čl. 87 odst. 1 Smlouvy o ES považovány za státní podporu, jsou ve smyslu Aktu o přistoupení, příloha IV, kapitola 3, odstavec (1), písmeno c) považovány za stávající podporu. Zastávají názor, že Komise ve lhůtě 3 měsíců předepsané Aktem o přistoupení nevznesla námitky proti opatření. Maďarské orgány oznámily opatření dne 31. března 2004 a Komise - následovně po výměně informací - nereagovala ve lhůtě 3 měsíců na dopis Maďarské republiky ze dne 19. října 2004, čímž vyloučila, aby opatření bylo považováno za „novou podporu“.
(133)
Společnost „Budapesti Erőmű“ dále vyjadřuje svůj názor, že při posuzování podpory udělené před přistoupením a stávající i po přistoupení jako „nová podpora“ nebo „stávající podpora“ nelze vycházet výhradně ze skutečností uvedených v příloze IV Aktu o přistoupení. Dle „Budapesti Erőmű“ pokud podpora není považována na základě přílohy IV Aktu o přistoupení za stávající podporu, je nutné toto prošetřit také z hlediska čl. 1 písm. b) bod ii)-v) nařízení č. 659/1999/ES.
(134)
Zdůrazňuje, že čl. 1 písm.) bod v) nařízení Rady č. 659/1999/ES lze uplatnit na DDD, a proto jsou považovány za „stávající podporu“. Podle jejich mínění poslední tři věty uvedené v čl. 1 písm. b) bod v) nařízení č. 659/1999/ES nelze ze tří důvodů uplatnit pro DDD.
(135)
Za prvé ve věci Alzetta Mauro (47) Soud konstatoval, že podpora poskytnutá na trhu před liberalizací a uzavřeném hospodářské soutěži musí být po liberalizaci považována za stávající podporu. Podle zúčastněné strany tento rozsudek vychází bezprostředně z výkladu čl. 88 odst. 1 Smlouvy o ES, a proto má v souladu s řádem právní hierarchie přednost před předpisy nařízení č. 659/1999/ES.
(136)
Za druhé, vzhledem k tomu, že nařízení č. 659/1999/ES v době liberalizace trhu s elektřinou, která byla provedena na základě směrnice č. 96/92/ES, respektive v době podpisu DDD, nebylo ještě v platnosti, neuplatňuje se nařízení Rady č. 659/1999/ES, ale pravidla stanovená v rozsudku vyneseném ve věci Alzetta Mauro.
(137)
Za třetí, z porovnání formulace různých kategorií uvedených v čl. 1 písm. b) nařízení č. 659/1999/ES vyplývá, že čl. 1, písm.b), bod v. se týká pouze režimů podpory, jelikož o podpoře samostatné se výhradně nezmiňuje.
(138)
Naproti tomu společnost „AES-Tisza Erőmű“ argumentuje tím, že pokud by DDD byly považovány za novou podporu, pak by taková formulace musela vycházet ze skutečností uvedených v čl. 1 písm. b) bod v) nařízení č. 659/1999/ES.
5.5 Komise není oprávněna zrušit účinnost platně uzavřených privátních právních dohod („pacta sunt servanda“) - Právní nejistota
(139)
Tyto argumenty předložily elektrárny „Budapesti“ a „AES-Tisza Erőmű“, dále banka […].
(140)
Strany zdůrazňují, že DDD podepsaly v dobré víře, za tržních podmínek platných v době uzavření DDD. Zavázaly se k významným investičním povinnostem, které byly podpořeny úvěrovými institucemi prostřednictvím dohod o financování. Dle jejich názoru šetření Komise vede k závažným právním nejistotám, čemuž je vhodné se vyvarovat. Společnost „AES-Tisza Erőmű Kft.“ zpochybňuje právo Komise zrušit na základě pravidel vztahujících se na státní podpory, dále v širším spektru na základě pravidel soutěžní politiky Smlouvy o ES platně uzavřené obchodní dohody (48).
5.6 Proporcionalita
(141)
Společnost „AES-Tisza Erőmű Kft.“ vyjádřila pochybnosti týkající se proporcionality zrušení dohod DDD předepsaného Komisí a poukazuje na možnost nového projednání dohod.
5.7 Poznámky vztahující se na slučitelnost DDD se společným trhem
(142)
Elektrárny „Csepel“ a „AES-Tisza erőmű“ uvedly, že DDD nebyly vytvořeny jako systém kompenzace, a proto není správné porovnávat je s metodikou. V době jejich uzavření ani nemohly být DDD vytvořeny za účelem kompenzace uvízlých nákladů, jelikož metodika tehdy ještě neexistovala. Podle názoru elektráren lze metodiku uplatnit pouze v takové situaci, kdy byly DDD dříve zrušeny.
(143)
Naproti tomu banka […] v souvislosti s DDD elektrárny „Csepel“ argumentuje tím, že protislužby hrazené v rámci DDD jsou ve skutečnosti omezeny na krytí nákladů, které lze dle metodiky podporovat (tedy fixní náklady, proměnlivé náklady a reálná míra zisku). Dle její argumentace DDD elektrárny „Csepel“ nezahrnuje kompenzaci přesahující uvízlé náklady, které lze podporovat.
(144)
Společnost „Csepeli Erőmű“ dále prohlašuje, že DDD jsou v souladu s podmínkami uvedenými ve Smlouvě o ES, článek 87, odstavec (3), jelikož značnou měrou přispívají k zabezpečení zásobování elektřinou v Maďarsku, v širším měřítku pak k rozvoji maďarského hospodářství.
(145)
Elektrárna „AES-Tisza Erőmű“ (bez podrobnějšího odůvodnění) prohlašuje, že DDD je nutné považovat dle čl. 87 odst. 3 písm.a) za jistiny investicí realizovaných v regionu.
(146)
Dále „AES-Tisza Erőmű“ namítá, že rozhodnutí o zahájení řízení není jednoznačné z ohledu uplatnění pojmů „benchmark“ tržní cena a „ztrátová investice“, dále z hlediska hospodářských hypotéz a termínů, ke kterým Komise přihlíží při posuzování slučitelnosti se společným trhem.
6. ODPOVĚĎ MAĎARSKÉ REPUBLIKY NA PŘIPOMÍNKY ZÚČASTNĚNÝCH STRAN
(147)
V reakci na připomínky podané společností „Csepeli Erőmű“ Maďarská republika poznamenala, že naproti náznakům obsaženým v připomínkách také DDD elektrárny „Csepeli Erőmű“ obsahuje údaje minimálního množství spadajícího pod zaručený odběr.
(148)
V souvislosti s argumentací společnosti „Dunamenti Erőmű“, podle které „Dunamenti Erőmű“ není oprávněna odmítnout výrobu energie dle podmínek diktovaných společností MVM, ani pokud se tak děje na úkor prodeje na volném trhu, maďarské orgány zdůrazňují, že společnost MVM v roce 2006 požádala v souvislosti se 4 bloky F udělení výjimky od DDD, jelikož tyto bloky by se tak bezprostředně mohly účastnit soutěže na trhu systémových služeb. Avšak „Dunamenti Erőmű“ tuto možnost odmítla.
(149)
V souvislosti s připomínkami elektrárny „AES-Tisza Erőmű“, dle kterých výrobci nedisponující DDD investovali především tehdy, když spadali pod zaručený odběr, maďarské orgány oznamují, že významné elektrárny a bloky elektráren prodávají elektřinu na volném trhu bez DDD a bez zaručeného odběru (například elektrárna „Dunamenti“ blok G1, „Vértesi Erőmű“, „Mátrai Erőmű“ bloky I-II).
(150)
Maďarsko dále zdůraznilo, že naproti skutečnostem uvedeným elektrárnou „AES-Tisza Erőmű“ je jednací pozice společnosti MVM také omezena z důvodu ustanovení uvedených v DDD (vzorce cen a množství zaručeného odběru).
7. POSOUZENÍ KOMISE
7.1 Protiprávní podpora
(151)
Maďarské orgány v souladu s pravidly řízení státní podpory Komisi neoznámily podporu obsaženou v DDD, proto je tato podpora považována za protiprávní podporu.
7.2 Všeobecné připomínky vztahující se na zvláštní posuzování DDD
(152)
Jednotlivé zúčastněné strany a maďarské orgány ve svých připomínkách navrhovaly zvláštní posuzování DDD vzhledem k existujícím rozdílům v konkrétních smluvních podmínkách těchto dohod.
(153)
Toto rozhodnutí platí na všechny takové DDD, které byly uzavřeny mezi společností MVM a elektrárnami, a které byly v platnosti v době přistoupení Maďarska k Unii (viz odstavce (44) a (45) preambule). Dle názoru Komise prokazují hlavní principy DDD takové analogie, které jsou v případě řízení týkajícího se státní podpory důvodem pro společné posouzení. Jak bude níže uvedeno, Komise zastává názor, že hlavní výhody vyplývající z DDD jsou společnou charakteristikou všech prošetřovaných DDD, dále že rozhodnutí o uzavření těchto dohod v letech 1995-2001 sledovalo stejné cíle oborové politiky a nabízelo řešení stejného charakteru. Konkrétně každá DDD předepisuje společnosti MVM v ohledu rezervovaných kapacit a množství zaručeného odběru povinnost odkupu na dobu pokrývající značnou část životnosti prostředků, uplatňujíce přitom takový mechanismus tvorby cen, který výrobcům umožňuje krytí fixních a proměnlivých nákladů. Kromě výše uvedeného také další podmínky existence státní podpory prokazují takové analogie, které jsou důvodem pro jejich společné posouzení. Selektivita vychází z analogických principů, k odpovědi na otázku, zda DDD vedly k poskytnutí státních zdrojů, je nutné provést převážně stejné posouzení, dále zjištění vlivu na soutěž a obchodování sleduje také identické hospodářské hodnocení a přihlíží k existenci dalších DDD na maďarském trhu. Proto Komise zastává názor, že v zájmu toho, aby toto rozhodnutí o státní podpoře poskytlo věrný obraz o skutečnostech na maďarském trhu produkce energie, musí toto rozhodnutí DDD posuzovat společně, prostřednictvím závěrečného rozhodnutí uzavírajícího jediné řízení.
(154)
Tento komplexní přístup však přesto nebrání Komisi v tom, aby přihlédla ke skutečným rozdílům mezi příslušnými DDD. Proto toto rozhodnutí konstatuje rozdíly mezi DDD, pokud jsou tyto relevantní z hlediska uplatnění tohoto rozhodnutí.
7.3 Existence státní podpory podle čl. 87 odst. 1) Smlouvy o ES
(155)
Komise dále prošetří všechna čtyři konjunktivní kritéria existence státní podpory ve smyslu čl. 87 odst. 1) Smlouvy o ES: využití státních zdrojů, existenci hospodářských výhod, selektivní charakter výhod a vliv na obchodování.
(156)
Zúčastněné strany ve svých připomínkách (v souvislosti s více kritérii posouzení) argumentovaly tím, že Komise by měla brát v úvahu výhradně situaci aktuální v době podpisu DDD, poté by měla výsledek této analýzy rozšířit na celkovou dobu trvání DDD. Elektrárna „Budapesti Erőmű“ se v této souvislosti odvolává na sdělení Komise (49) o stanovení použitelných pravidel pro hodnocení protiprávní státní podpory.
(157)
Za účelem stanovení vhodného termínu pro posouzení by Komise měla nejprve přihlédnout k Aktu o přistoupení Maďarska, k procesnímu nařízení a k judikatuře Soudu.
(158)
Příslušná část přílohy č. IV Dokumentu o přístupu ustanovuje následující:
„PŘÍLOHA IV
Seznam uvedený v článku č. 22 Aktu o přistoupení
(…)
3) Politika hospodářské soutěže
1.
Následující režimy podpor a individuální podpory, které nabyly účinku v novém členském státě přede dnem přistoupení a jsou stále použitelné i po tomto dni, se považují po přistoupení za existující podpory ve smyslu čl. 88 odst. 1 Smlouvy o ES:
a)
podpůrná opatření, která nabyla účinku před 10. prosincem 1994;
b)
podpůrná opatření uvedená v dodatku této přílohy;
c)
podpůrná opatření, která byla ke dni přistoupení posouzena orgánem nového členského státu pro dohled nad státní podporou, která byla shledána slučitelnými s acquis a v jejichž případě Komise nevznesla námitku na základě vážných pochybností o slučitelnosti opatření se společným trhem postupem uvedeným v odstavci 2.
Všechna opatření stále použitelná po dni přistoupení, která představují státní podporu a nesplňují výše uvedené podmínky, se pro účely čl. 88 odst. 3 Smlouvy o ES po přistoupení považují za nové podpory.
Výše uvedená ustanovení se nevztahují na podpory v odvětví dopravy ani na činnosti spojené s výrobou, zpracováním a uváděním na trh produktů uvedených v příloze I Smlouvy o ES, s výjimkou produktů rybolovu a výrobků z nich odvozených.
Výše uvedenými ustanoveními rovněž nejsou dotčena přechodná opatření týkající se hospodářské soutěže, která jsou stanovena v aktu.“
(159)
Příslušná část článku 1 Procesního nařízení ustanovuje následující:
„b)
‚existující podporou‘:
i)-iv)
[…]
v)
‚podporu, která se považuje za existující podporu, protože v době, kdy začala být uskutečňována, nevytvářela podporu a poté se stala podporou následkem vývoje společného trhu bez toho, že by byla členským státem pozměněna‘. Pokud se některá opatření stala podporou následkem liberalizace činnosti právem Společenství, taková opatření nebudou považována za existující podporu po datu stanoveném pro liberalizaci;
c)
‚novou podporou‘ každá podpora, což znamená režimy podpory a jednotlivou podporu, která není existující podporou, včetně změn existující podpory“.
(160)
Z výše uvedených opatření vyplývá, že taková opatření, která v době poskytování nebyla považována za státní podporu, se za jistých okolností mohou stát státní podporou ve smyslu čl. 87 Smlouvy o ES. Z tohoto hlediska není podstatné, zda opatření, které se stalo státní podporou, je zařazeno mezi stávající nebo mezi nové státní podpory.
(161)
Ačkoli je pravda, že Komise, když v daném případě prošetřuje existenci státní podpory, musí posoudit situaci charakteristickou v době, kdy opatření vstoupilo v účinnost, neznamená to však, že posouzení čtyř kritérií uvedených v definici státní podpory musí být za každých okolností omezeno výhradně na dobu, kdy byla podpora udělena.
(162)
Z ustanovení čl. 1 odst. b) bod v. procesního nařízení jednoznačně vyplývá, že jsou takové mimořádné okolnosti, jako například rozvoj společného trhu nebo liberalizace některého odvětví, v jejichž průběhu probíhají v hospodářství nebo ve více odvětvích mnohé hospodářské a právní změny a kdy - důsledkem těchto změn - se mohou do okruhu kontroly státní podpory dostat i taková opatření, která původně nespadala pod účinnost článku 87 Smlouvy o ES. Pokud by například v průběhu liberalizace některého odvětví hospodářství byla zachována všechna opatření, která v době jejich přisouzení - v důsledku značně odlišných tržních podmínek - nebyla považována za státní podporu, avšak počínaje liberalizací splňují všechny podmínky státní podpory, tímto bychom de facto prodloužili převážnou část tržních okolností před situací soutěže. To by však bylo v rozporu se záměrem, aby na všech trzích byla zrušena situace bez hospodářské soutěže, jinými slovy s rozhodnutím členských států, aby bylo dané odvětví liberalizováno. Cílem speciálních opatření, na jejichž základě se opatření může stát státní podporou, je, aby nebylo zachováno takové opatření, které sice za dřívějších hospodářských a právních okolností nebylo považováno za státní podporu, avšak je v rozporu se zájmy tržních podmínek nových účastníků trhu (50).
(163)
Otázku, zda daná státní podpora je již stávající podpora nebo nová podpora, Musí Komise posuzovat zvlášť, následovně po konstatování existence státní podpory.
(164)
Hospodářství Maďarska prošlo v devadesátých letech drastickými změnami. Země se rozhodla vstoupit do Evropské unie a dne 1. května 2004 se stala plnoprávným členem Unie. Maďarsko si plně uvědomovalo svůj závazek, aby svá stávající opatření zharmonizovalo s pravidly soutěžní politiky na vnitřním trhu, ke kterému hodlá přistoupit, jelikož Evropská dohoda (51), kterou v roce 1991 podepsalo, tento závazek výslovně uvádí.
(165)
Přistoupením k Evropské unii se Maďarsko připojilo také k prvnímu liberalizovanému vnitřnímu energetickému trhu. Akt o přistoupení neustanovuje v souvislosti s maďarským energetickým trhem výjimky od pravidel soutěžní politiky. Na základě výše uvedené argumentace Komise - oproti připomínkám příslušných stran - zastává názor, že DDD, které byly (což potvrzují i zúčastněné strany) uzavřeny za diametrálně odlišných hospodářských podmínek před přistoupením k prvnímu liberalizovanému vnitřnímu energetickému trhu, se za nových hospodářských a právních okolností mohly stát státními podporami. V zájmu stanovení existence takové podpory musí být čtyři kritéria existence státní podpory posuzována v nových hospodářských a právních podmínkách.
(166)
Otázka relevantního termínu posouzení musí být dále prošetřena z hlediska Aktu o přistoupení. Naproti všem dřívějším přistoupením členské státy souhlasily s rozšířením Aktu o přistoupení o zvláštní ustanovení, dle kterých musela být veškerá opatření podpory použitelná po přistoupení a uzavřená po 10. prosinci 1994 ještě před přistoupením oznámena Komisi, která tyto na základě acquis communautaire prošetří.
(167)
Ve většině států, které přistoupily k unii dne 1. května 2004, měla státní intervence z historických důvodů velmi silné tradice. Mohou se však objevit taková opatření, která před přistoupením - z důvodu tehdejších, velmi odlišných tržních podmínek - nesplňují čtyři kritéria státní podpory, avšak za nových právních hospodářských podmínek po přistoupení již splňují kritéria všechna.
(168)
Cílem příslušných článků Aktu o přistoupení je zajistit nezkreslenou soutěž na vnitřním trhu na dobu následující po vstupu smlouvy v platnost. Proto jsou příslušné články Aktu o přistoupení zaměřeny na to, aby neslučitelná státní opatření po přistoupení nenarušovala společnou tržní soutěž. V tomto ohledu je irelevantní, zda v devadesátých letech, v době přijetí, opatření splňovalo či nesplňovalo podmínky státní podpory. Z toho plyne, že z hlediska posouzení kritérií existence podpory je relevantním obdobím období následující po přistoupení Maďarska k EU a tím také po přistoupení k liberalizovanému vnitřnímu energetickému trhu.
(169)
Výsledkem každého jiného přístupu by byla taková situace, ve které hospodářské vztahy pocházející z období před přistoupením a liberalizací (což v případě většiny nových členských států znamená přechodné období následující po éře komunistického režimu) přetrvávaly ještě dlouhou dobu po přistoupení země k Evropské unii. Proto by členský stát mohl taková opatření, která před přistoupením nebyla považována za státní podporu, mohl zachovat, dokonce tyto podle své vůle prodlužovat i tehdy, kdyby tato opatření byla za podmínek nastávajících po přistoupení považována již za státní podporu, a to vzhledem k tomu, že tato opatření by nespadala pod kompetenci kontroly Komise vztahující se na státní podpory.
(170)
Připomínky zúčastněných stran jsou zaměřeny právě na tuto skutečnost. Cílem argumentace příslušných stran týkající se vhodné doby posouzení je prokázat, že v rámci tohoto řízení státní podpory musí hospodářské a právní posuzování DDD vycházet výhradně z doby uzavření DDD (tedy v době mezi lety 1995 až 2001), a na základě těchto právních a hospodářských okolností dojít k závěru, že se DDD nejsou považovány za státní podporu. Zúčastněné strany prohlašují, že test účastníka tržního hospodářství, dále kritéria týkající se vlivu na zkreslování soutěže a obchodování musí být analyzovány v kontextu ekonomiky poloviny devadesátých let, a že Komise musí přihlížet k tehdejším závazkům společnosti MVM (zajištění zásobování), dále k tehdy převládajícímu modelu odvětví energetiky (model jediný kupující, apod.). Podle jejich názoru výsledek vynesený na základě těchto okolností zůstane poté směrodatný až do dne uplynutí platnosti DDD (v případě smlouvy s nejdelší dobou trvání do roku 2024), nezávisle na takových změnách, jako je přistoupení Maďarska k Evropské unii a následovná liberalizace energetického trhu.
(171)
Komise s touto argumentací nesouhlasí. Podle názoru Komise je cílem příslušných článků Aktu o přistoupení právě vyhnout se takovým situacím tím, že účastníkům hospodářského sektoru nařídí okamžité uplatnění pravidel vztahujících se na státní podpory. V případě jistých hospodářských odvětví zajišťuje Akt o přistoupení výjimky (např. ustanovení o dopravě), avšak v souvislosti s účastníky trhu s elektřinou nejsou v této smlouvě uvedeny výjimky žádné. Proto musí být acquis communautaire, včetně směrnice 96/92/ES, počínaje datem přistoupení bezodkladně uplatňovány ve všech smluvních vztazích na maďarském trhu s elektřinou.
(172)
Proto v průběhu posuzování DDD vycházela Komise z faktu, že přistoupením k liberalizovanému vnitřnímu energetickému trhu EU Maďarsko souhlasilo, že bude uplatňovat zásady tohoto tržního hospodářství vzhledem ke všem účastníkům maďarského energetického trhu, a to včetně všech obchodních vztahů.
(173)
Proto Komise dále posoudí, zda opatření, které je předmětem řízení, splňuje počínaje dnem přistoupení Maďarska k Unii všechna kritéria státní podpory.
(174)
Úvodem posouzení týkajícího se existence výhody je důležité připomenout, že většina výrobců elektřiny ve svých připomínkách přiznala, že bez záruk poskytovaných DDD by do těchto elektráren neinvestovala. Elektrárna […] Erőmű Rt. ve svých připomínkách argumentuje tím, že „[-] DDD je důležitým faktorem pro banky z hlediska ochoty financovat investice a plynule předem financovat provozní náklady. […] … […] vyžádala stanovisko konsorcia [tedy bank] týkající se změn DDD dne […], avšak banky se od poskytnutí příspěvku jak za účelem snížení rezervovaných kapacit, tak snížení objemu zaručeného odběru distancovaly.“ (52).
(175)
V souvislosti s tímto […] (jako zástupce téměř dvanácti bank poskytujících úvěry […] společnosti „Csepeli Áramtermelő Kft.“) prohlašuje, že „[-] dle stanoviska bank je DDD součástí vzájemně úzce souvisejících obchodních dohod, které představovaly a i dnes představují jistinu úvěrové smlouvy sloužící k financování projektu založeného na tržních podmínkách. Jinými slovy jakákoli změna DDD by se automaticky týkala i bank a jelikož za účelem ochrany finančních zájmů posledně jmenovaných jsou k dispozici odpovídající smluvní mechanismy, ohrozilo by toto ve svém důsledku projekt Csepel II. jako celek.“
(176)
[…] (jako zástupce devíti bank poskytujících úvěry ve výši téměř […] společnosti „AES-Tisza Erőmű Kft.“) prohlašuje, že „[-] financování bylo založeno především na existenci DDD, respektive na dalších příslušných projektových dokumentech (např.: dohoda o zásobování palivem). […] DDD zajišťují stabilitu (týkající se množství prodané elektřiny a stanovení ceny) vůči rizikům poptávky.“„Stabilita poptávky je určujícím faktorem[…], který poskytuje bankám potřebnou jistotu v případě dlouhodobého financování na zatím nevyvinutém trhu.“
(177)
V zájmu posouzení týkajícího se existence výhod Komise předběžně analyzovala, jaké argumentování by měla v průběhu posouzení uplatňovat. V důsledku předběžné analýzy uvedené v odstavcích (180) až (190) preambule Komise došla k závěru, že v zájmu určení existence výhody je nutné zjistit, zda by průměrný účastník hospodářského sektoru poskytl za tržních okolností v době přistoupení Maďarska k Evropské unii výrobcům podobnou záruku jako jsou záruky uvedené v DDD, tedy takovou záruku, na jejímž základě je společnost MVM po dobu 15-27 let - odpovídající běžně předpokládané provozní nebo amortizační době příslušných zařízení - povinna odebrat kapacitu rezervovanou v DDD (jež odpovídá celkové využitelné kapacitě nebo převážné části této kapacity elektrárny), respektive odkoupit vyrobenou elektřinu v zaručeném minimálním množství za cenu, která kryje stálé a nestálé náklady elektrárny (včetně nákladů na palivo) (53).
(178)
Komise ve druhém kole hledala odpověď na tuto otázku, a to v souvislostech běžné obchodní praxe na evropských trzích s elektřinou.
(179)
Závěrem Komise krátce vyhodnotila vliv DDD na trh v období následujícím po přistoupení Maďarska k Evropské unii. Přestože posledně zmiňovaná analýza není nutná ke stanovení toho, zda DDD poskytují hospodářské výhody, je přesto vhodné provést ji za účelem odpovídající revize jednotlivých připomínek předložených zúčastněnými stranami.
1) Předběžná analýza: doporučená argumentace pro posouzení existence výhod
(180)
Třetí strany ve svých připomínkách předložených v průběhu řízení analyzovaly existenci výhod na základě takových okolností, za kterých byly DDD v polovině devadesátých let podepsány. V podstatě došly strany k závěru, že v uvedené době v průběhu privatizace společností vyrábějících elektřinu by průměrný účastník hospodářského sektoru poskytl výrobcům podobné záruky, jako jsou záruky uvedené v DDD v zájmu toho, aby podnítil investory a aby tak zajistil zásobování Maďarska.
(181)
Komise prošetřila opodstatnění tohoto přístupu a došla k závěru, že není správný hned ze dvou důvodů. Za prvé, nebere v úvahu skutečně zvýhodněné subjekty prošetřovaného opatření. Za druhé, tento přístup přihlíží z hlediska posouzení existence výhody k nesprávnému období.
(182)
Společnost „Dunamenti Erőmű Rt.“ prohlašuje, že v důsledku své DDD nebyla zvýhodněna, jelikož v průběhu privatizace svých elektráren zaplatila tržní cenu a v prodejní ceně byla zohledněna její práva a povinnosti dle DDD. Jinými slovy, pokud by prostřednictvím DDD výhody i získala, protihodnotu zaplatila jako součást privatizační ceny.
(183)
Komise zastává názor, že tyto argumenty v tomto případě neobstojí. Prostřednictvím podpory představující předmět tohoto řízení jsou zvýhodněnými subjekty privatizované elektrárny (alespoň tam, kde byla privatizace provedena), nikoli akcionáři. Privatizace elektráren proběhla formou získání vlastnického podílu.
(184)
Soudní dvůr již prošetřoval otázku, jakým způsobem ovlivňuje změna, která nastala v důsledku získání vlastnického podílu, existenci protiprávně poskytnuté podpory společnosti a zvýhodněnému subjektu. Dle rozsudku Soudu taková protiprávně poskytnutá podpora nezávisle na změnách týkajících se vlastnických vztahů existuje i nadále ve prospěch původně zvýhodněné společnosti (54). Převedení obchodních podílů za tržní cenu zajišťuje pouze to, že samotná osoba, která získala podíl, nedostane státní podporu. To je však nezávislé na tom, zda zvýhodněná elektrárna získala hospodářskou výhodu pro svou činnost.
(185)
V posuzovaném případu jsou zvýhodněnými subjekty maďarské společnosti, které provozují elektrárny a které podepsaly DDD, nikoli členové (akcionáři) těchto elektrárenských společností. Navíc ke změnám ve vlastnických vztazích elektráren došlo před datem, kdy prošetřujeme existenci státní podpory, a proto je tato změna z hlediska revize týkající se existence podpory poskytnuté společnostem provozujícím elektrárny irelevantní. Společnosti, které podepsaly DDD tedy - nezávisle na svých vlastnických vztazích - získaly výhody obsažené v DDD.
(186)
Komise si je vědoma skutečnosti, že při maďarských tržních podmínkách v devadesátých letech byl zásadním principem DDD, tedy garance návratnosti investice, základní podmínkou realizace potřebných investic.
(187)
Skutečnost, že z důvodu charakteristiky odvětví výroby elektřiny a tehdejší politické a hospodářské situace v Maďarsku bylo ve veřejném zájmu nutné učinit zásahy ze strany státu a že nejvhodnějším řešením se zdálo být přisouzení DDD většímu počtu výrobců, v žádném případě neprotiřečí faktu, že DDD poskytují výrobcům výhody.
(188)
Většina výrobců uvádí, že DDD jim neposkytly výhody, protože jsou v souladu s chováním společnosti MVM, respektive jakéhokoli účastníka dění v hospodářském sektoru nacházejícího se v situaci výrobců. Argumentují tím, že kterýkoli privátní účastník nacházející se v situaci společnosti MVM (jako jediný kupující s právní povinností zajistit zásobování) by se rozhodl uzavřít DDD a k tomu, že hospodářská výhoda z nich plynoucí nesmí přesáhnout úroveň, které strany běžně dosahovaly v devadesátých letech za nerozvinutých tržních podmínek. Kromě toho byli výrobci za účelem získání povolení k provozu právně povinni uzavřít dohodu s MVM. Výrobci zdůrazňovali, že dle zásady privátního investora by Komise měla přihlédnout k právním podmínkám a hospodářské realitě stávající v době uzavření DDD.
(189)
Komise se z aspektu argumentace zúčastněných stran týkající se zásady privátního investora odvolává na odstavce preambule tohoto rozhodnutí, které určují, které období musí být zohledňováno při posuzování existence státní podpory poskytnuté prostřednictvím DDD. Komise opakovaně poukazuje na to, že nehodlá zpochybňovat skutečnost, že v době uzavření DDD za tehdejších okolností bylo nutné tyto dohody uzavřít. Avšak toto rozhodnutí výše uvádí, že to v žádném případě neznamená, že DDD nezajišťují výrobcům výhody. Zúčastněné strany v podstatě výhradně prohlašují, že tyto dohody jsou v souladu s tržními podmínkami stávajícími v době jejich uzavření. Ani jedna ze zúčastněných stran však netvrdí, že by byly v souladu s nynějšími podmínkami vnitřního trhu.
(190)
Komise zastává názor, že v průběhu revize za účelem zjištění existence výhod poskytovaných DDD se musí přesvědčit o tom, zda by průměrný účastník hospodářského sektoru poskytl za tržních okolností v době přistoupení Maďarska k Evropské unii výrobcům podobnou záruku - uvedenou v odstavci preambule (177) - jako jsou záruky uvedené v DDD.
2) Analýza existence výhody poskytnuté výrobcům elektřiny v době přistoupení Maďarska k Evropské unii
(191)
Aby Komise mohla odpovědět na otázku zmiňovanou v předcházejícím odstavci preambule, stanovila za účelem této analýzy nejvýznamnější směrodatné praxe obchodních subjektů účastnících se evropských trhů s elektřinou, dále analyzovala, zda DDD jsou v souladu s těmito praxemi či zda poskytují výrobcům takové záruky, které by zákazník konající čistě na obchodní bázi nepřijal.
(192)
Předesíláme, že trh s elektřinou se tradičně rozděluje na čtyři částečné trhy: i) výroba/dovoz a velkoobchodní služby, ii) přenos/distribuce, iii) maloobchod, iv) doplňující služby. Jelikož společnost MVM elektřinu nakupuje od tuzemských výrobců, respektive dováží, poté tuto prodává regionálním dodavatelským podnikům a obchodním dodavatelům (maloobchodní dodavatelé), je z hlediska posouzení DDD významným relevantním trhem pro první a čtvrtou kategorii. Společnost MVM kromě výše uvedeného poskytuje rezervované kapacity provozovateli přenosové soustavy, aby tak byla zajištěna rovnoměrnost systému.
(193)
Maďarský maloobchodní trh je ve sledovaném období rozdělen na dva sektory: i) spotřebitelský, kdy regionální dodavatelské podniky poskytují elektřinu za regulované ceny spotřebitelům bez oprávnění, dále spotřebitelům, kteří své oprávnění nevyužívají; ii) volný trh, kdy obchodní dodavatelé dodávají elektřinu spotřebitelům s oprávněním za ceny, které byly vytvořeny tržními mechanismy. Systém zavedený III. Zákonem o elektrické energii omezuje spotřebitelský sektor na domácnosti a obchodní spotřebitele, na které se vztahuje celková dodavatelská povinnost.
(194)
Ve sledovaném období společnost MVM dodávala elektřinu jak regionálním dodavatelským podnikům (poskytovatelé spotřebitelského sektoru), tak dodavatelům sektoru volného trhu. Současně však - jak jsme uvedli v odstavcích preambule (221)-(231) - znamenal prodej ze strany MVM směrem k dodavatelům na volném trhu pouze množství, které bylo odkoupeno v rámci DDD a které nebylo požadováno spotřebitelským sektorem. Takový prodej neznamenal samostatnou obchodní činnost, ale byl realizován spíše jako důsledek DDD. Proto musí být existence výhody s prvotním cílem stanoveným pro MVM - tedy poskytováním dostatečného množství elektřiny regionálním dodavatelským podnikům za účelem zásobování požadavků spotřebitelského sektoru - posuzována společně. Musí se tedy zjistit, zda by bez existence DDD účastník hospodářského dění konající výhradně na obchodní bázi, který by byl pověřen zásobovat regionální dodavatelské podniky dostatečným množstvím elektřiny, nabídl stejné jistiny, jako subjekty uvedené v těchto dohodách. Toto posouzení je nutné provést z hlediska velkoobchodního trhu fungujícího dle podmínek soutěže. Následující odstavce preambule poskytují nejprve přehled typických obchodních metod podstatných z hlediska analýzy, poté porovnávají DDD se zmiňovanými metodami. V závěru Komise z hlediska porovnání prošetřila důsledky DDD, se kterými mohly orgány počítat v době přistoupení Maďarska k Evropské unii, respektive zda by v případě dohod jiného typu mohli počítat s lepší rovnováhou mezi příznivými a nepříznivými důsledky.
2a) Stručný popis obchodních metod na evropském trhu s elektřinou relevantním z hlediska posouzení existence výhod zajištěných DDD
(195)
V průběhu revize sektoru elektřiny v Evropě (55) Komise do detailů prošetřila podmínky distribuce elektřiny na evropských velkoobchodních trzích.
(196)
S elektřinou - v závislosti na období plnění - lze obchodovat na okamžitých (spot) nebo termínových trzích. Na okamžitých trzích se zpravidla v den, který předchází skutečnému plnění, uzavírají obchody s elektřinou na následující den. Burzovní „spot“ prodej elektřiny se vždy provádí na marginálních cenách, které zaručují výhradně krytí krátkodobých hraničních nákladů (56).
(197)
Na termínových trzích se elektřina prodává s daty pozdějšího plnění. Termínové produkty mohou být týdenní, měsíční, čtvrtletní a roční. Distribuce okamžitých a termínových produktů může být realizována na energetických burzách, stejně jako formou transakcí realizovaných mimo burzu (OTC) prostřednictvím „clearing house“. V důsledku plynulé volby mezi těmito produkty se ceny stejných produktů na energetických burzách a na OTC trzích vzájemně přibližují. Proto energetické burzy ve stále větší míře určují referenční ceny všech okamžitých a termínových produktů, tedy celého velkoobchodního trhu.
(198)
Cena termínových produktů je kromě toho ovlivňována předpoklady účastníků trhu týkajících se budoucího vývoje cen okamžitého trhu. Účastníci trhu uzavírají termínové transakce, protože upřednostňují jisté ceny před neznámými budoucími okamžitými cenami, tak termínové kupní ceny mohou také obsahovat rizikové prvky. V praxi ceny termínových produktů obsahují takový určující prvek, který zrcadlí předpoklady účastníků trhu týkající se vývoje okamžitých kupních cen, respektive - v závislosti na tom, zda účastníci trhu přikládají cenové jistotě velkou hodnotu - rizikovou prémii nebo slevu, ačkoli ta se v praxi zpravidla objevuje jako prémie. Z toho plyne, že okamžité kupní ceny jsou referenční pro všechny energetické ceny. Pokud existuje okamžitý burzovní prodej, pak se jeho ceny považují za reference pro celý trh. Na vícero velkoobchodních trzích se kupující - aby měli přehled o svých nákladech - zpravidla termínovými transakcemi pokouší krýt větší část svých předpokládaných potřeb. Své potřeby, které přesahují pokrytí termínovými transakcemi, pak kryjí koupí realizovanou na okamžitých trzích.
(199)
Revize sektoru elektřiny prokázala, že vedle prodeje na standardizované energetické burze a mimo burzu prostřednictvím trhů OTC jsou realizovány i „individuální bilaterální transakce“. Z hlediska dodávaných produktů nebo služeb se tyto transakce mohou velmi lišit, o cenách se zpravidla zprávy nevypracovávají. Avšak za tržních podmínek realizovaný prodej na energetické burze a prodej mimo burzu prostřednictvím trhů OTC nutně ovlivňuje tyto transakce, jelikož daný výrobce nebo dovozce by nepřistoupil na uzavření takového dvoustranného obchodu, který nabízí jednoznačně nevýhodnější podmínky, než standardní okamžitá nebo termínová transakce. Standardní okamžité nebo termínové transakce realizované na evropských velkoobchodních trzích jsou tedy odpovídajícím podkladem pro zjištění, zda DDD znamenají pro výrobce výhody.
(200)
Nejdelším obdobím plnění na termínových trzích je jeden rok. Dále nejdelší období mezi datem uzavření smlouvy a datem zahájením plnění jsou následující: 4 roky - NordPool (skandinávské země), 3 roky - Powernext (Francie), 5 let - UKPX (Velká Británie) a 6 let - EEX (Německo). Na některých burzách, např. OMEL ve Španělsku, se termínové transakce vůbec neuzavírají. Standardní termínové transakce ukládají dodavateli povinnost dodávat určité množství elektřiny za předem stanovenou cenu po dobu nejvýše jednoho roku, v termínu nejdéle 6 let ode dne uzavření smlouvy. Uvedené časové horizonty nedosahují doby amortizace, respektive provozní doby kterékoli elektrárny. Z toho plyne, že výrobci za běžných tržních podmínek nemají přehled o cenách a objemech prodeje elektřiny po dobu amortizace výrobních zařízení nebo provozní doby elektrárny ani v takovém případě, kdy převážnou část jimi vyrobené elektřiny prodávají prostřednictvím termínových transakcí. Kromě toho - jelikož ceny jsou stanoveny předem - musí výrobci čelit riziku, že jejich náklady převýší stanovené ceny. Toto riziko je významné především z hlediska kolísajících cen paliva. V případě nejčastějších výrobních technologií posledně uvedené představuje nejvýznamnější element proměnlivých nákladů. Dále musí výrobci čelit také konkurenčním tlakům, jelikož v provozním období svých výrobních zařízení musí mnohokrát obnovit své termínové smlouvy a upravit svou nabídku v souladu s vývojem tržních podmínek.
(201)
Na velkoobchodních trzích existují také transakce spojené s rezervací výrobních kapacit formou „práva čerpání“ (drawing rights), které je proto vhodné porovnat s DDD. Získání práva čerpání znamená, že část výrobní kapacity dané elektrárny je zpravidla na předpokládanou provozní dobu zarezervována a provozovateli elektrárny je hrazena „kapacitní cena“ odpovídající výši kapitálu a stálých nákladů, které souvisejí s rezervovanou kapacitou. Provozovatel elektrárny nese technická rizika. Osoba oprávněná k právům čerpání stanovuje stupeň využití vázaných kapacit a provozovateli elektrárny platí cenu odpovídající výši proměnlivých nákladů, které souvisejí s elektřinou vyrobenou prostřednictvím rezervovaných kapacit.
(202)
Za účelem dalšího posouzení výhod poskytovaných v rámci DDD stojí za povšimnutí také situace velkých obchodních nebo průmyslových konečných spotřebitelů, kteří nejsou sice účastníky trhu velkoobchodního, ale maloobchodního (následující stupeň distribučního řetězce). Jelikož se stává, že výrobci zásobují elektřinou bezprostředně obchodní nebo průmyslové velkoodběratele, je i tady na místě porovnání s DDD.
(203)
Oborová revize sektoru elektřiny prokázala, že dodavatelé elektřiny často uzavírají s obchodními nebo průmyslovými velkoodběrateli transakce obsahující pevné ceny. Období takových transakcí je obvykle omezeno na dobu jednoho roku nebo dvou let. Zpravidla je na základě dřívější spotřeby stanoven harmonogram dodávek. Ceny jsou odvozeny od velkoobchodních cen na termínových trzích, dále zahrnují také další nákladové prvky, jako předpokládané náklady na vyrovnání sítě nebo míru zisku dodavatele. V případě odchýlení od harmonogramu dodávek vstupuje v platnost doložka „take or pay“, která ukládá kupujícímu povinnost uhradit buď cenu elektřiny, kterou nepotřebuje, nebo přirážku. Z tohoto hlediska se zdá, že transakce jsou založeny na společné aplikaci minimálního zaručeného množství odběru a rezervace kapacit (57).
(204)
Za účelem zjišťování výhod poskytovaných v rámci DDD je nutné přihlédnout k dalšímu typu dohody, a to ke smlouvám uzavřeným za účelem vyrovnávacích služeb poskytovaných provozovateli přenosové soustavy (TSO). Jelikož elektřinu nelze skladovat, nabídka a poptávka se musí vždy vzájemně shodovat. Pokud se poptávka či nabídka odchýlí od prognostik a je nutná výroba další energie, je úlohou provozovatele soustavy požádat jisté výrobce o zvýšení produkce v krátkém termínu. Pro zajištění, aby v takových případech potřeby byly k dispozici nutné výrobní kapacity, rezervují TSO část kapacity takových výrobních jednotek, které jsou schopny v krátkém termínu změnit úroveň své produkce. Vzhledem k tomu, že Maďarsko nemá vodní elektrárnu se zásobníkem, disponují technickými parametry potřebnými pro poskytování těchto služeb plynové elektrárny.
(205)
Oborová revize sektoru elektřiny poskytla přehled o evropské praxi TSO souvisejících se smlouvami rezervace kapacit, které se vztahují na poskytování vyrovnávajících služeb. Z přehledu vyplývá, že kapacity jsou rezervovány prostřednictvím tendrů. Období jednoho roku lze považovat za obvyklou dobu, která poskytuje požadovanou reflektivnost pro TSO, aby množství rezervovaných kapacit bylo upraveno dle skutečných potřeb. Smlouvy zpravidla stanovují technické parametry požadovaných služeb, rezervované kapacity, dále pouze cenu poskytované elektřiny nebo cenu energie i kapacity současně.
2b) Porovnání DDD se standardní obchodní praxí
(206)
Komise porovnala kupní závazky uvedené v DDD s termínovými a okamžitými transakcemi, s transakcemi uplatňujícími „práva čerpání“, dále s nejvýznamnějšími charakteristikami dlouhodobých smluv uzavřených konečnými velkospotřebiteli, dále smlouvami uzavřenými mezi výrobci a TSO za účelem poskytování vyrovnávacích služeb.
(207)
Ze situace uvedené v odstavcích preambule (195)-(200) vyplývá, že současné uplatnění dlouhodobé rezervace kapacit elektřiny, zaručeného minimálního odběru a mechanismu tvorby cen kryjících proměnlivé, stálé a kapitálové náklady není v souladu s obvyklými transakcemi evropských velkoobchodních trhů a že ochraňuje výrobce před více riziky, než standardní termínové a okamžité transakce.
(208)
Burzovní „spot“ prodej elektřiny je vždy realizován na marginálních cenách, které zaručují krytí výhradně krátkodobých marginálních nákladů - nikoli krytí všech stálých a kapitálových nákladů. Kromě toho na okamžitých trzích nedisponují společnosti vyrábějící elektřinu jistinami týkajícími se stupně využití jejich výrobních kapacit. Nemožnost ekonomického skladování elektřiny - což je charakteristika výhradně tohoto odvětví - a v porovnání s většinou ostatních výrobních odvětví značně zvyšuje toto riziko. Pokud je v daném okamžiku nabízeno větší množství elektřiny, než je množství dostačující ke krytí poptávky, za nižší cenu, než je cena od daných výrobních jednotek vyrábějících elektřinu, pak tyto výrobní jednotky nejsou spuštěny, jinými slovy propadá výrobní kapacita této jednotky pro dané období.
(209)
Z toho vyplývá, že okamžitý „spot“ tržní prodej je z hlediska návratnosti stálých a kapitálových nákladů a z hlediska využitelnosti výrobních kapacit doprovázen značnou nejistotou.
(210)
Termínové trhy - jejichž ceny jsou odvozeny od okamžitých „spot“ kupních cen - také neposkytují výrobcům jistotu, že jejich prodej bude pokrývat jejich veškeré stálé a kapitálové náklady, jelikož ceny jsou určeny předem. Pokud dojde v průběhu období plnění ke zvýšení nákladů na palivo ve větší míře, než se předpokládalo, pak náklady na výrobu elektřiny překročí předem stanovené ceny. Díky delšímu období transakcí na termínových trzích je nejistota související s využitím výrobních kapacit nižší, než v případě „spot“ trhů. Současně však - i pokud výrobce dokáže větší část své produkce elektřiny prodat prostřednictvím termínových transakcí - v porovnání s délkou provozní doby získá přehled týkající se stupně využití svých jednotek vyrábějící elektřinu pouze na omezené období.
(211)
Zúčastněné strany zdůrazňují, že výrobci musí v rámci DDD nést značná rizika, která se týkají především realizace, regulace, ochrany životního prostředí, údržby a danění/financování. Komise přiznává, že DDD neznamenají zrušení všech rizik souvisejících s provozem elektrárny. Rizika uvedená v připomínkách výrobců zajisté skutečně i sami nesou. Tato rizika však odpovídají takovým běžným rizikům - včetně standardních případů prodeje „spot“ a prodeje na termínových trzích - která musí nést kterýkoli jiný účastník trhu s elektřinou. Avšak obchodní rizika související s kolísáním výrobních nákladů produkce elektřiny - zvláště nákladů na palivo, se změnami cen elektřiny placených konečnými spotřebiteli, dále s nevyrovnaností požadavků na elektřinu ze strany konečných spotřebitelů, nese ve velké části (nebo celkově) období provozní doby výrobních zařízení činných v rámci DDD společnost MVM.
(212)
Zúčastněné strany ve svých připomínkách dále uváděly, že rezervace kapacit ve prospěch MVM pro ně představuje znevýhodnění, jelikož tyto kapacity nemohou využít na jiné účely, než je prodej společnosti MVM. Systém zaručeného minimálního odběru však ve velké míře snižuje nevýhody tohoto závazku. Systém zaručeného minimálního odběru lze považovat za garanci poskytovanou výrobcům v souvislosti s tím, že pokud MVM nevyužije jejich rezervované kapacity, nebude toto omezovat využití těchto kapacit na výrobu a prodej elektřiny. Jak je viditelné z následující tabulky, minimální zaručený odběr skutečně znamenal, že poměr využití rezervovaných kapacit přesáhl poměr průměrného využití celkových kapacit, které jsou v Maďarsku k dispozici.
Tabulka 5
Minimální zaručený odběr a rezervované kapacity
2004
2005
2006
Zaručený odběr (GWh)
23 234
23 528
23 516
Rezervované kapacity (MW)
4 242
4 460
4 481
Poměr zaručeného odběru a rezervovaných kapacit (počet provozních hodin za rok)
5 477
5 275
5 248
Poměr produkce elektřiny v Maďarsku a využitelného výkonu (počet provozních hodin za rok)
4 272
4 225
4 601
(213)
Z výše uvedeného vyplývá, že okamžité a termínové transakce znamenají pro výrobce mnohem vyšší rizika, než DDD. Posledně uvedené totiž poskytují jistoty jak z hlediska návratnosti stálých a kapitálových nákladů, tak z hlediska využití výrobních kapacit.
(214)
Co se práva čerpání týče, nejvýznamnějším rozdílem mezi druhem této dohody a DDD je, že práva čerpání zpravidla nejsou doprovázena minimálním zaručeným odběrem. Subjekt oprávněný k právu čerpání nese obchodní rizika související s prodejem elektřiny vyrobené prostřednictvím rezervovaných kapacit. Současně však disponuje jistinou, že bude schopen celkové množství zmiňované elektřiny prodat alespoň za cenu, která pokryje proměnlivé náklady, jelikož se může rozhodnout nevyrábět elektřinu v případě, že ceny klesnou pod výši proměnlivých nákladů. DDD - v důsledku závazku minimálního odběru poskytovaného ve prospěch elektráren - neposkytují společnosti MVM takové jistoty.
(215)
V souvislosti s dlouhodobými kupními smlouvami uzavřenými velkospotřebiteli je zcela jednoznačné, že jsou pro kupující mnohem výhodnější, než DDD pro MVM, jelikož cena pevně stanovená na celou dobu trvání smlouvy se zpravidla neváže k takovým ukazatelům - jako například upisovacím cenám paliva - jejichž vývoj nelze v době trvání smlouvy předem předpokládat, za druhé není vytvářena tak, aby kryla stálé a kapitálové náklady, protože je závislá na cenách velkoobchodních trhů. Kupující mají ve skutečnosti zájem na uzavření dlouhodobých dohod pouze v případě, že pro ně tyto smlouvy znamenají jistou ochranu vůči kolísání na trhu s elektřinou, zvláště vůči změnám způsobeným kolísáním cen paliva. Z toho vyplývá, že kupující může být hospodářsky zainteresován na takových dlouhodobých smlouvách, ve kterých prodávající poskytne nabídku převzetí určitého podílu rizika související s kolísáním cen paliva, nebo v případě, že zajistí stabilní náklady na palivo technologie výroby elektřiny - příkladem je technologie vodních elektráren a za jistých podmínek technologie jaderných elektráren. Kromě toho jsou tyto smlouvy zpravidla uzavírány na mnohem kratší dobu, než DDD, čímž umožňují kupujícím změnit dodavatele, pokud konkurence nabízí výhodnější ceny. V zájmu dosažení co nejnižších cen uplatňují tito kupující často postupy výběrového řízení.
(216)
Smlouvy vztahující se na služby vyrovnávací energie jsou relevantní z hlediska analýzy existence výhod, protože společnost MVM část kapacit rezervovaných v rámci DDD poskytuje TSO za účelem zajištění vyrovnávací energie (58). Společnost MVM v praxi jednou za rok v balíčku prodává kapacity TSO, a za tímto účelem využívá část kapacit rezervovaných v rámci DDD. To v podstatě znamená, že výrobci nenesou rizika, která jsou spojena s ročními výběrovými řízeními (59) a nejistotami souvisejícími s jimi poskytovaným množstvím elektřiny. Z hlediska výrobců smluvní podmínky poskytování vyrovnávací energie odpovídají podmínkám DDD. Jak jsme však poukázali v odstavci preambule (204), pravidla DDD - zvláště dlouhá doba trvání a zaručený odběr - nelze odůvodnit na obchodním základě ani v případě poskytování vyrovnávací energie. Komise přiznává, že v Maďarsku - v souladu s konstatováními zainteresovaných stran - je pouze málo výrobních jednotek schopno poskytnout TSO potřebnou vyrovnávací energii, avšak došla k závěru, že podmínky poskytované DDD i za takových okolností překračují to, co by TSO považovaly z obchodního hlediska za přijatelné.
(217)
Toto porovnání prokazuje, že DDD - důsledkem jejich struktury - poskytují výrobcům více záruk, než obvyklé obchodní smlouvy. Výrobci jsou tedy ve výhodnější situaci díky existenci DDD, než v jaké situaci by se nacházeli bez existence DDD na volném trhu. V zájmu komplexního posouzení týkajícího se existence výhody je nutné prošetřit takové příznivé a nepříznivé vlivy, se kterými mohly maďarské orgány počítat v době přistoupení Maďarské republiky k Evropské unii. Dále se musí zjistit, zda v případě jiných přístupů vycházejících ze standardních obchodních metod mohly orgány počítat s příznivější rovnováhou mezi příznivými a nepříznivými vlivy.
2c) Dopady DDD, které mohly orgány předpokládat, ve světle standardních obchodních metod evropského trhu s elektřinou
(218)
Orgány mohly předpokládat, že díky DDD bude společnost MVM dlouhodobě schopna zajistit dostatečné množství elektřiny potřebné pro spotřebitelský segment.
(219)
Současně však orgány nedisponovaly jistotami z hlediska, jaké ceny se budou muset společnosti MVM platit během tohoto stejného období, jelikož DDD neposkytují ochranu vůči kolísání cen, zvláště pak vůči výkyvům ceny paliva.
(220)
Kromě toho současné uplatnění dlouhodobé rezervace kapacity a s tím spojené záruky minimálního odběru připravuje orgány o možnost využít výhodnější ceny nabízené ostatními výrobci nebo dovozci. Množství elektřiny nakoupené v rámci kapacity a zaručeného minimálního odběru uvedených v DDD, dlouhodobé dovozní smlouvy uzavřené společností MVM a množství nakupované v rámci systému povinného odběru (60) bylo dostačující pro pokrytí potřeb. Společnost MVM tak nemohla diverzifikovat své poskytovatelské portfolio, navzdory tomu, že byly k dispozici alternativní výrobní kapacity. V roce 2004 hned několik výrobců elektřiny nemělo uzavřené dlouhodobé kupní dohody o prodeji elektřiny. DDD dvou elektráren týkající se vbudované kapacity 470 MW končily koncem roku 2003, což významně zvýšilo poskytovatelské kapacity mimo DDD. Navíc dovozní kapacitu o objemu téměř 700 MW dlouhodobé dovozní smlouvy nepokrývají. Pokud by systém rezervovaných kapacit a minimální zaručený odběr nevázal společnost MVM, pak by mohla využít tuto energii z dovozu.
(221)
Vedle toho - jak bude uvedeno v následujících odstavcích preambule - v roce 2003 a v roce 2004, kdy Maďarsko přistoupilo k Evropské unii, bylo zřejmé, že systém rezervace kapacit a minimálního zaručeného odběru vytvořený v rámci modelu jediného kupujícího prostřednictvím společnosti MVM za účelem zajištění celkové spotřeby v Maďarsku je doprovázen značným rizikem, že smlouvy předepíší společnosti MVM nákup elektřiny v množství přesahujícím její potřeby.
(222)
V této souvislosti je významným faktorem, ke kterému je nutné přihlédnout, částečné otevření trhu s elektřinou v roce 2003. Dne 18. prosince 2001 maďarský parlament přijal II. Zákon o elektrické energii, který umožnil, aby se velkospotřebitelé - tedy spotřebitelé, jejichž roční spotřeba přesahovala 6,5 GW - stali „oprávněnými spotřebiteli“, a aby si tak mohli zvolit svého vlastního dodavatele elektřiny. Tento právní předpis, který vstoupil v účinnost dne 1. ledna 2003, způsobil, že vedle již dříve existujícího spotřebitelského segmentu vznikl volný trh, kde se ceny vyvíjely v závislosti na vztazích poptávky a nabídky. Předpokládaným dopadem zmiňovaného opatření bylo snížení množství, které byla společnost MVM povinna dodávat regionálním dodavatelům elektřiny v zájmu uspokojení potřeb poptávky ze strany spotřebitelského segmentu. Následující tabulka uvádí, že množství prodané na volném trhu v období 2003 až 2006 se skutečně postupně zvyšovalo, množství prodané prostřednictvím regionálních dodavatelů elektřiny spotřebitelskému segmentu pak v souladu s tímto klesalo.
Tabulka 6
Hodnocení maloobchodního trhu (spotřebitelský sektor a sektor volného trhu)
(GWh)
2003
2004
2005
2006
Celková spotřeba
33 584
33 836
34 596
35 223
Prodej v sektoru volného trhu
3 883
7 212
11 685
13 057
Prodej ve spotřebním sektoru
29 701
26 624
22 911
22 166
Zdroj: Statistické údaje maďarské energetické soustavy za rok 2006 ().
(223)
V letech 2003 až 2006 se o 25 % snížilo prodané množství ve spotřebitelském segmentu, toto množství současně odpovídá skutečným potřebám společnosti MVM. Snížení potřeb společnosti MVM - zvláště na základě značného rozdílu mezi oficiálními cenami spotřebitelského sektoru (ceny placené poskytovateli regionálním dodavatelským podnikům) a cenami placenými v sektoru volného trhu v letech 2003 a 2004 - bylo možné předpokládat v době přistoupení Maďarska k Evropské unii.
Tabulka 7
Rozdíly mezi cenami ve spotřebitelském sektoru a v sektoru volného trhu na distributorském trhu v roce 2003 a v roce 2004
(HUF/kWh)
2003
2004
Průměrná cena na volném trhu
11,1
12,7
Průměrná cena ve spotřebitelském sektoru (62)
19
21,1
Zdroj: Statistické údaje maďarské energetické soustavy za rok 2006.
(224)
Ceny volného trhu byly jednoznačným podnětem pro oprávněné spotřebitele, aby využili svých oprávnění. Navíc bylo v roce 2003 a v roce 2004 známo, že v důsledku blízkého přistoupení Maďarska k Evropské unii vstoupí v účinnost druhá směrnice o elektrické energii (63), čímž se počínaje datem 1. července 2007 všichni spotřebitelé stanou oprávněnými, což povede k dalšímu snížení potřeb společnosti MVM v době významně kratší, než je zbývající doba trvání DDD.
(225)
Z toho vyplývá, že v roce 2003 a v roce 2004 bylo zřejmé, že DDD vytvořené v rámci modelu jediného kupujícího zásobujícího prostřednictvím společnosti MVM celkovou spotřebu elektřiny v Maďarsku, neomezují pouze společnost MVM v tom, aby diverzifikovala své dodavatelské portfolio a s využitím konkurenční situace mezi poskytovateli získala výhodnější ceny, ale pravděpodobně způsobují také to, že společnost MVM bude nucena nakoupit více elektřiny, než jaké jsou její skutečné potřeby.
(226)
Orgány s tímto rizikem skutečně počítaly. V roce 2002 maďarská vláda vydala nařízení (64), které ukládá společnosti MVM povinnost, aby za účelem úpravy množství rezervovaných kapacit iniciovala nová jednání o DDD se všemi výrobci. Přestože odkazované nařízení nenařizovalo zrušení DDD, již samo o sobě naznačuje, že ve světle postupné liberalizace distribučního trhu je množství kapacit vázaných v rámci DDD (a z toho plynoucí minimálně zaručený odběr) příliš vysoké. Výše uvedení nařízení dále umožňuje, že pokud jednání s výrobci budou neúspěšná, je společnost MVM oprávněna prostřednictvím tří níže uvedených „prodejních mechanismů“ prodat takové množství kapacit a elektřiny, o kterém se prokázalo, že přesahuje množství skutečně potřebné k zásobování spotřebního sektoru: aukce kapacit, výběrová řízení týkající se kapacity, dále prodej na tzv. „Tržnici“, tedy virtuální obchodní platformě na internetu. Přestože forma těchto tří mechanismů je odlišná, podstatou každé je nabídnout k prodeji na volném trhu jako produkt společnosti MVM s různými termíny plnění přebytek elektřiny, který není potřeba pro účely zásobování spotřebního sektoru, avšak který je dle podmínek DDD společnost MVM povinna nakoupit.
(227)
Následující tabulka uvádí údaje týkající se prvních tří aukcí společnosti MVM. Z tabulky vyplývá, že ceny, za které společnost MVM prostřednictvím uvolňovacích mechanismů prodávala elektřinu, jsou podstatně nižší, než ceny placené za stejnou elektřinu v rámci DDD.
Tabulka 8
První tři aukce společnosti MVM
První aukce červen 2003
Druhá aukce prosinec 2003
Třetí aukce červen 2004
Produkty základního zatížení:
Množství prodané elektřiny (GWh)
375
240
133
Prodejní ceny na aukcích (HUF/KWh)
8,02
9,5
8,4
Produkty mimošpičkového zatížení:
Množství prodané elektřiny (GWh)
259
421
Prodejní ceny na aukcích
5,6
3,5
Průměrné roční ceny dle DDD
2003
2004
11,3
11,7
(228)
Maďarská legislativa jednoznačně předpokládala tento vliv a předepsala, že maďarský stát je povinen platit kompenzaci za ztráty, které vzniknou společnosti MVM z důvodu rozdílu mezi cenou zaplacenou za množství kapacity vytvořené prostřednictvím aukcí a tržní prodejní cenou. Kompenzace vyplacené společnosti MVM činily v roce 2003 celkem 3,8 miliard forintů (65). Dle roční zprávy společnosti MVM vzrostla částka kompenzace v roce 2004 o 2,4 miliardy forintů.
(229)
Z hlediska orgánů je jednoznačné, že nelze obchodními příčinami odůvodnit takový systém, který je v podstatě totožný s podporou prodeje výrobců realizovaného v segmentu volného trhu.
(230)
Následující tabulka - na základě informací poskytnutých Maďarskem dne 24. září 2007 a dne 21. dubna 2008 - uvádí celkové množství elektřiny prodané prostřednictvím prodejních mechanismů společností MVM v letech 2003 až 2004.
Tabulka 9
Množství prodané prostřednictvím prodejních mechanismů společností MVM
(TWh)
ROK
2003
2004
2005
2006
Prodej společnosti MVM prostřednictvím všech prodejních mechanismů (66)
0,6
1,9
6,5
6,5
(231)
Je jednoznačné, že za obvyklých tržních podmínek kupující neuzavírají takové smlouvy, které by znamenaly závažná rizika, že budou muset nakoupit větší množství elektřiny, než skutečně potřebují, a že jim při prodeji dál vzniknou závažné ztráty. Teoreticky i v případě termínových transakcí a dlouhodobých smluv uzavíraných konečnými velkospotřebiteli existuje takové riziko, avšak v mnohem menší míře.
(232)
Doba trvání termínových transakcí je mnohem kratší, než doba trvání DDD. Během takové doby trvání má zákazník mnohem lepší přehled o svých potřebách, než v období trvajícím 15 až 27 let. Kromě toho mají zákazníci snahu, aby pouze část svých předpokládaných potřeb kryli termínovými smlouvami a aby množství, které potřebují kromě toho navíc, obstarávali na „spot“ trhu.
(233)
V případě dlouhodobých smluv uzavíraných konečnými velkospotřebiteli hrozí riziko koupě v přílišném množství pouze v omezené míře, jelikož doba trvání uvedených smluv je omezená a jelikož spotřeba průmyslových a obchodních konečných velkospotřebitelů uzavírajících takové smlouvy bývá zpravidla stabilní a vypočitatelná - což v případě MVM z výše uvedených důvodů nehrozí.
(234)
Kromě toho je vhodné připomenout, že na základě termínových transakcí a dlouhodobých kupních smluv uzavřených konečnými spotřebiteli kupující akceptují zavázat se ke koupi elektřiny v určitém množství několik měsíců nebo rok před skutečným plněním dodávky, jelikož kupní smlouva jim zaručuje jistou ochranu před kolísáním cen. DDD takovou výhodu neposkytují, protože ceny kryjící proměnlivé náklady mohou díky kolísání ceny paliva stoupat v míře, kterou nelze předpokládat.
(235)
Komise dospěla k závěru, že výhody, které získají orgány prostřednictvím DDD, nezpůsobují takovou stabilitu ceny elektřiny, jakou očekávají běžní účastníci trhu v souvislosti s dlouhodobými smlouvami, dále jsou doprovázeny závažným rizikem, že bude nutné nakoupit větší množství elektřiny, než kolik je ve skutečnosti potřeba a že v průběhu prodeje nadbytečného množství vzniknou ztráty. V době přistoupení Maďarska k Evropské unii si maďarské orgány tato rizika uvědomovaly. Porovnání DDD a běžných obchodních metod kupujících na evropských trzích s elektřinou prokazuje, že kupující konající výhradně na obchodním základě by takové nepříznivé vlivy neakceptoval a - v souladu se standardní obchodní praxí - by vytvořil jinou nákupní strategii, respektive by uzavřel dohody jiného druhu.
(236)
Komise na základě výše uvedeného dospěla k závěru, že nejvýznamnější ustanovení DDD znamenají pro výrobce výhody přesahující rámec běžných obchodních transakcí. V souvislosti s tímto nutno poznamenat, že nedůležitější prvky DDD - tedy dlouhodobá rezervace kapacit, minimální zaručený odběr a mechanismus tvorby cen vycházející z cen kapacit a energie, zaměřený na krytí stálých, proměnlivých a kapitálových nákladů - nelze od sebe oddělit, ani je nelze zkoumat odděleně. Výhody nastávají v důsledku společného uplatnění těchto prvků. Dlouhodobé trvání DDD, jak vyplývá z výše uvedeného, ve velké míře přispívá k existenci výhody.
3) Vliv DDD na trh v období po přistoupení Maďarska k Evropské unii
(237)
Zainteresované strany ve svých připomínkách prohlašují, že ceny uplatňované v rámci DDD nepřekračují velkoobchodní ceny. Společnost „Mátrai Erőmű Rt.“ navíc zvlášť zdůrazňuje, že její ceny jsou konkurenceschopné díky vlastním uhelným dolům a tedy nízkým důlním nákladům. Výše uvedené strany v souladu s tímto zastávají názor, že výhody nezískávají.
(238)
Komise s touto argumentací nesouhlasí.
(239)
Za prvé - jak toto rozhodnutí výše do detailů uvedlo - skutečně zaplacená cena v rámci DDD je pouze jedním z důsledků DDD, avšak není součástí nejvýznamnějšího podílu výhod poskytovaných DDD. Výše uvedené připomínky bankovních institucí (viz zvláště odstavec (175) a (176)) také potvrzují, že veškeré takové prvky DDD, které zaručují návratnost investic realizovaných do výrobních jednotek a ochraňují výrobce před obchodními riziky plynoucími z jejich činnosti, společně tvoří podstatu výhod DDD.
(240)
Za druhé, cenový rozdíl existující vůči tržním cenám závisí na mnoha faktorech souvisejících s rozvojem trhu, které jsou nezávislé na obsahu DDD a posuzovat je lze výhradně dodatečně. Zmiňované ceny dle DDD jsou v určitém období směrodatnými jednotkovými cenami, které neberou v úvahu výhody plynoucí z ostatních prvků DDD, jako například jakou kapacitu, respektive jaké množství mohli výrobci prodat, kdyby jejich prodej závisel na poptávce trhu. Jak vyplývá z výše uvedeného, dle názoru Komise jsou nedílnou součástí všech posuzovaných DDD hospodářské výhody zajišťované výrobcům, nezávisle na tom, zda v daném okamžiku vedou či nevedou k vyšším cenám, než jsou tržní ceny.
(241)
Komise přesto porovnala ceny reálně uplatňované v DDD s cenami vytvořenými na velkoobchodním trhu, který není krytý DDD, v zájmu toho, aby mohla podat plnohodnotné odpovědi na doručené připomínky, respektive aby lépe pochopila důsledky DDD.
(242)
V průběhu tohoto porovnání Komise nebere v úvahu ceny z roku 2007, jelikož v průběhu tohoto roku (přesněji od 9. prosince 2006 do 31. prosince 2007) úřední ceny převýšily ceny dle DDD. V souladu s tímto není jisté, že uplatňované ceny zrcadlí přesnou cenu, ke které by vedla aplikace vzorce cen dle DDD.
(243)
Z toho vyplývá, že Komise porovnala ceny uplatňované na základě DDD s cenami volného trhu v období 2004-2006.
Tabulka 10
Průměrná cena elektřiny prodané společnosti MVM v rámci DDD (67)
HUF/kWh
Elektrárna činná v rámci DDD
2004
2005
2006
Dunamenti Erőmű F bloky
(…)
(…)
(…)
Dunamenti Erőmű G2 blok
(…)
(…)
(…)
Tisza II. Erőmű
(…)
(…)
(…)
Pécsi Erőmű
(…)
(…)
(…)
Csepel II. Erőmű
(…)
(…)
(…)
Kelenföldi Erőmű
(…)
(…)
(…)
Újpesti Erőmű
(…)
(…)
(…)
Kispesti Erőmű
(…)
(…)
(…)
Mátrai Erőmű
(…)
(…)
(…)
Paksi Atomerőmű
(…)
(…)
(…)
Tabulka 11
Množství a průměrná cena elektřiny prodané tuzemskými výrobci mimo DDD na volném trhu (68)
Elektrárna
2004
2005
2006
Množství
(MWh)
Ceny
(HUF/kWh)
Množství
(MWh)
Ceny
(HUF/kWh)
Množství
(MWh)
Ceny
(HUF/kWh)
Mátrai Erőmű ([…] blok)
989 097
8,15
972 813
8,33
1 082 699
9,26
Vértesi Erőmű
157 701
8,02
942 999
8,79
1 213 622
10,51
Dunamenti Erőmű […] blok
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 Borsodi Erőmű
(…)
(…)
18 301
11,25
neuv. (69)
AES Tiszapalkonyai Erőmű
364 869
12,76
86 673
9,87
119 218
14,27
Tabulka 12
Množství a průměrná cena elektřiny z dovozu nakoupená společností MVM (70)
Dovoz
2004
2005
2006
Množství
(MWh)
Ceny
(HUF/kWh)
Množství
(MWh)
Ceny
(HUF/kWh)
Množství
(MWh)
Ceny
(HUF/kWh)
z Ukrajiny přes Slovensko ([…] (72))
1 715 200
[…] (71)
1 525 600
[…] (71)
1 311 400
[…] (71)
Ze Švýcarska přes Slovensko ([…] (72))
1 768 100
[…] (71)
1 761 700
[…] (71)
1 709 200
[…] (71)
Švýcarsko ([…] (72))
631 700
[…] (71)
629 500
[…] (71)
626 200
[…] (71)
(244)
Společnost MVM od roku 2003 - v souladu s II. Zákonem o elektrické energii (73) - poskytuje nadbytečnou energii (tedy energii, která není zapotřebí k zásobování spotřebního sektoru) aby prostřednictvím dále uvedených prodejních mechanismů zásobovala soutěžní trh: i) aukce spotřebitelských výrobních kapacit, ii) výběrová řízení vztahující se na kapacity a iii) platforma virtuální formy obchodování, tzv. „Tržnice“. Níže uvedená tabulka uvádí přehled průměrných cen dosažených v průběhu těchto prodejů:
Tabulka 13
Průměrné ceny dosažené na aukcích kapacit, ve výběrových řízeních společnosti MVM a na Tržnici (74)
Rok dodávky produktu prodaného na aukci (75)
Průměrná cena aukcí kapacit
(HUF/kWh)
Rok prodeje dle výběrového řízení a transakce na Tržnici
Průměrná cena prodeje dle výběrového řízení a transakce na Tržnici
(HUF/kWh)
Rok 2004
4,7
2004
6,5
Aukce ze dne 17. června 2002
Mimošpička: 3,48
Základ: 8,4
Rok 2005
5,4
2005
8,1
Aukce ze dne 9. prosince 2004
Mimošpička: 4,54
Základ: 8,32
Aukce ze dne 10. června 2005
Mimošpička: 4,6
Základ: 8,5
Aukce ze dne 21. července 2005
Základ: 9,3
Špička: 10,42
Rok 2006
9,9
2006
9,1
Aukce ze dne 9. listopadu 2005
Mimošpička: 6,02
Základ: 9,74
Špička: 11,76
Aukce ze dne 31. května 2006
Základ: 11,33
(245)
Z výše uvedených číselných údajů vyplývá, že průměrná prodejní velkoobchodní cena elektřiny v konkurenčním sektoru v Maďarsku se v roce 2004 pohybovala mezi 4,7 a 12,76 HUF/kWh. Z výrobců činných v rámci DDD prodávala elektřinu v tomto pásmu společnosti MVM elektrárna „Paksi Atomerőmű“ a „Mátrai Erőmű“. Elektřina vyrobená blokem […] elektrárny „Dunamenti Erőmű“ činné v rámci DDD byla prodána za cenu […] odpovídající nejvyšší ceně na volném trhu ve výši ([…]) HUF/kWh. Všichni ostatní výrobci účtovali společnosti MVM průměrnou cenu mezi 13,86 a 25,46 HUF/kWh. To znamená ceny o 10-100 % vyšší, než byla nejvyšší cena na volném trhu.
(246)
V roce 2005 se sledované prodejní ceny mimo DDD pohybovaly mezi 5,4 a 12,91 HUF/kWh. Z výrobců činných v rámci DDD pouze elektrárna v Paksi a „Mátrai Erőmű“ prodávala elektřinu v tomto cenovém pásmu dle DDD. Všichni ostatní výrobci účtovali za elektřinu na základě svých DDD průměrnou cenu mezi 13,99 a 25,64 HUF/kWh. To odpovídá cenám o 10-100 % vyšším, než byla nejvyšší cena na volném trhu.
(247)
V roce 2006 se prodejní ceny mimo DDD pohybovaly mezi 9,1 a 14,27 HUF/kWh. Z výrobců činných v rámci DDD pouze elektrárna v Paksi a „Mátrai Erőmű“ prodávala elektřinu v tomto cenovém pásmu dle DDD (v případě elektrárny v Paksi v podstatě pod nejnižší cenou na volném trhu). Všichni ostatní výrobci účtovali za elektřinu na základě svých DDD průměrnou cenu mezi 16,67 a 33,49 HUF/kWh. To znamená ceny o 15-135 % vyšší, než byla nejvyšší cena na volném trhu.
(248)
Výše uvedené výpočty vycházejí z údajů průměrných cen, tedy nepočítají zvlášť s cenami mimošpičkového období, základních produktů nebo období špičky. Výrobci, kteří by bez DDD prodávali z převážné části své produkty z pásma špičkového zatížení (76), argumentují tím, že jejich ceny nelze porovnávat s cenami základního zatížení. Komise přiznává, že ceny elektřiny za období špičkového zatížení jsou zpravidla skutečně vyšší, než ceny elektřiny v základním zatížení. Pokud tyto ceny porovnáme s prodejem na volném trhu (například s aukcemi elektřiny společnosti MVM), pak průměrná cenová úroveň produktů ve špičkovém období přibližně o 10-30 % překračuje ceny základních produktů.
(249)
Pokud však porovnáme ceny za špičkové období elektráren „Csepeli Erőmű“, „Dunamenti Erőmű“ - blok F a […] s aukcemi kapacity, zjistíme, že ceny elektráren jsou vyšší, než cena zaplacená v průběhu aukcí uplynulých tří let za kterýkoli produkt špičkového období. Kromě toho jsou mezi výrobci uvedenými v tabulce číslo 11, kteří prodávali elektřinu na volném trhu bez DDD, takoví výrobci (například elektrárna EMA), kteří také prodávali převážně produkty špičkového období.
(250)
Z výše uvedeného porovnání vyplývá, že s výjimkou elektrárny v Paksi a „Mátrai Erőmű“, ceny výrobců činných v rámci DDD, stanovené dle DDD, v letech 2004-2006 skutečně překročily nejvyšší ceny na volném trhu.
(251)
V souladu s tímto Komise nesouhlasí s argumenty dotyčných stran, že jejich ceny dle DDD nedosáhly úrovně cen na volném trhu.
(252)
Z hlediska elektráren „Mátrai“ a „Paksi“ výše uvedená tabulka ukazuje, že jejich ceny zůstaly pod úrovní nejvyšších cen dosažených na volném trhu. Co se týče elektrárny „Mátrai Erőmű“, její ceny odpovídaly nejvyšší úrovni cen na volném trhu. Přestože její ceny jsou pravděpodobně skutečně konkurenceschopnější, než většina cen dle DDD, Komise si netroufá tvrdit, že elektrárna by byla schopna i bez DDD dosáhnout alespoň těchto cen. V této souvislosti Komise podotýká, že prodejní ceny elektřiny produkované v blocích elektrárny „Mátrai Erőmű“, které jsou činné bez DDD, by zůstaly značně pod úrovní prodejních cen produkce bloků činných v rámci DDD.
(253)
Komise si uvědomuje, že ceny vytvořené v sektoru volného trhu (bez DDD) nelze považovat za přesný ekvivalent tržních cen, kterých by dosáhli výrobci činní bez DDD v případě, že by ve sledované době neexistovaly DDD. DDD pokrývající přibližně 60 % výrobního trhu bezpochybně ovlivňují ceny ve zbývající části trhu. Avšak porovnání alespoň poukazuje na rozdíl mezi cenami DDD podrobených revizi a mezi cenami, kterých bylo skutečně dosaženo mimo DDD.
(254)
Elektrárny „Budapesti Erőmű“ a „Csepeli Áramtermelő Kft.“ prohlašují, že na DDD musí pohlíženo jako na služby všeobecného hospodářského zájmu, které zajišťují plynulé zásobování elektrickou energií. Podle jejich názoru DDD splňují všechna kritéria uvedená v rozsudku vyneseném ve věci Altmark, a proto je nelze ve smyslu čl. 87 odst. 1 Smlouvy o ES považovat za státní podporu.
(255)
Komise prostudovala tyto argumenty a z níže uvedených důvodů s nimi nesouhlasí.
(256)
Ve smyslu právních předpisů Společenství disponují členské státy jistými právními kompetencemi posouzení za účelem určení, které služby jsou považovány za služby všeobecného hospodářského zájmu. Prvotním právem daného členského státu je stanovit v rámcích vymezených právními předpisy Společenství pásmo služeb všeobecného hospodářského zájmu příslušného členského státu. Subjekty zvýhodněné prostřednictvím opatření podpory nemohou své vlastní služby zařadit mezi služby veřejného spotřebitelského charakteru.
(257)
Avšak maďarské orgány v průběhu tohoto řízení nikdy netvrdily, že by kterýkoli z výrobců poskytoval služby všeobecného hospodářského zájmu, ani nepodporovaly žádné takové argumentování výrobců.
(258)
Komise zastává ostatně stanovisko, že DDD nesplňují kritéria uvedená v rozsudku vyneseném ve věci Altmark.
(259)
Za prvé, ve smyslu rozsudku ve věci Altmark je zvýhodněná společnost povinna poskytovat služby veřejného spotřebitelského charakteru a povinnosti v rámci těchto služeb musí jednoznačně stanovit stát.
(260)
Dle platných maďarských právních předpisů je povinností MVM ve sledované době zajistit plynulé zásobování. To je však závazek všeobecného charakteru, který se vztahuje na fakt, že tehdejší jediný kupující musel zajistit plynulé zásobování elektřinou z hlediska celkové poptávky, přičemž však žádnému konkrétnímu výrobci neukládá povinnost charakteru služeb všeobecného hospodářského zájmu.
(261)
Cíle vztahující se na zajištění plynulého zásobování energií mají velmi všeobecný charakter. Do určité míry lze konstatovat, že realizaci těchto cílů napomáhají všichni výrobci v energetickém odvětví. Zainteresované strany nepředložily žádný dokument vystavený maďarskými orgány, který by jednoznačně vymezil jakoukoli službu všeobecného hospodářského zájmu a který by konkrétního výrobce (nebo více výrobců) pověřil poskytováním takové přesně vymezené služby.
(262)
V těchto ohledech jsou si DDD podobné: vymezují povinnosti stran, avšak neurčují konkrétní služby spotřebitelského charakteru. Sama skutečnost, že všechny elektrárny činné v rámci DDD jsou povinny rezervovat kapacity pro společnost MVM, neznamená, že byla těmto elektrárnám výslovně uložena povinnost zajistit služby spotřebitelského charakteru. Přístup, na který jsme výše poukazovali, by vedl k závěru, že celé energetické odvětví by splňovalo kritéria služeb všeobecného hospodářského zájmu. To je ve zřejmém rozporu s interpretací tohoto pojmu v legislativě a právní praxi Společenství.
(263)
V tomto případě nejsou údajné závazky služeb všeobecného hospodářského zájmu přesně definovány a žádný výrobce není povinen plnit takto konkrétně vymezené závazky veřejných služeb.
(264)
Zainteresované strany zdůrazňují, že DDD jsou takové dokumenty, které ukládají výrobcům povinnosti služeb všeobecného hospodářského zájmu. Současně však obsahem DDD není žádná konkrétní definice služeb všeobecného hospodářského zájmu, nepoukazují ani na takovou povinnost, ani na ustanovení právních předpisů, které by byly podkladem sloužícím z hlediska služeb všeobecného hospodářského zájmu uložených státem jako povinnost jiným organizacím.
(265)
Komise ve svých dosavadních rozhodnutích (77) přiznala, že zajištění plynulého zásobování skutečně může představovat službu všeobecného hospodářského zájmu, přihlížejíce k omezením uvedeným v čl. 8 odst. 4 směrnice 96/92ES, (což odpovídá skutečnostem uvedeným v čl. 11 odst. 4 směrnice 2003/54/ES), tedy za předpokladu, že daní výrobci využívají za účelem výroby energie jako prvotní zdroj energie domácí primární zdroje energie, a kdy celkové množství energie v kterémkoli kalendářním roce nepřekračuje 15 % z celkové primární energie potřebné k výrobě elektrické energie spotřebované v příslušném členském státě.
(266)
Elektrárna „Mátrai Erőmű Rt.“ byla jediná, která uváděla, že využívá domácí primární palivové zdroje energie. Žádný z ostatních výrobců takový argument nepředložil. Avšak ani společnost „Mátrai Erőmű Rt.“ nepředložila jediný oficiální dokument, dle kterého by ji maďarský stát výslovně pověřil zajištěním přesně definovaných služeb všeobecného hospodářského zájmu.
(267)
Komise ve smyslu výše uvedeného odmítá argument, že by DDD plnily v oblasti plynulého zajištění zásobování elektřinou služby veřejného charakteru.
(268)
Za druhé, ukazatele sloužící jako podklad výpočtu kompenzace měly být vymezeny dříve, objektivní a transparentní metodou, kompenzace by neměla překračovat částku potřebnou ke krytí celkových nebo částečných nákladů vyplývajících z povinnosti plnění služeb veřejného spotřebitelského charakteru, s přihlédnutím k příjmům plynoucím z plnění závazků a k obsahu reálného zisku (78).
(269)
Jelikož neexistuje přesná definice služeb všeobecného hospodářského zájmu, zvláště pak vymezení uvedených služeb a přesné každodenní hospodářské činnosti elektrárny, není možné určit kompenzační ukazatele a/nebo zkontrolovat, zda kompenzace nepřekračuje částku potřebnou ke krytí nákladů vznikajících v souvislosti s plněním služeb všeobecného hospodářského zájmu. Nelze přesně stanovit, ani čemu kompenzace konkrétně odpovídá.
(270)
Určení cen dle DDD na základě jistých ukazatelů absolutně není ekvivalentní s přesnými ukazateli používanými k výpočtu kompenzace služeb všeobecného hospodářského zájmu, jelikož tato cena není totožná s kompenzací. Dále skutečnost, že tato cena zahrnuje výhradně částku navýšenou o míru zisku nákladů na výrobu elektřiny, neznamená současně, že neobsahuje žádnou excesívní kompenzaci. Mnohé náklady vyúčtovávané během procesu výroby elektřiny jsou totiž takové běžné náklady, které by měl nést kterýkoli výrobce elektrické energie, oproti nákladům navíc, které vznikají při plnění služeb všeobecného hospodářského zájmu.
(271)
Za třetí, pokud společnost plnící závazky služeb veřejného spotřebitelského charakteru nebyla vybrána v rámci výběrového řízení, pak částka kompenzace musí být stanovena cestou analýzy nákladů. Analýza nákladů vychází z takových nákladových prvků, které by z důvodu plnění závazků služeb veřejného spotřebitelského charakteru nesl kterýkoli průměrný, správně řízený a k plnění služeb veřejného charakteru potřebnými výrobními prostředky disponující podnikatelský subjekt, s přihlédnutím k příjmům a reálnému obsahu zisku, který z této činnosti plyne.
(272)
Devět DDD z deseti bylo podepsáno bez výběrového řízení. V případě elektrárny „Kispesti Erőmű“ sice výběrové řízení probíhalo, avšak konkrétní cíle týkající se služeb všeobecného hospodářského zájmu zformulovány nebyly. Tato skutečnost ztěžuje posouzení, která část činnosti elektrárny by odpovídala službám veřejného spotřebitelského charakteru a jaká by měla být výše kompenzace, která nedosahuje míry potřebné ke krytí nákladů vyplývajících ze závazku plnění služeb všeobecného hospodářského zájmu.
(273)
Kromě toho ani maďarské orgány, ani zainteresované strany nepředložily analýzu nákladů vztahující se na zainteresované výrobce za účelem opodstatnění, že tyto náklady skutečně odpovídají nákladům, které běžně nese průměrný podnikatelský subjekt.
(274)
Komise v závěru podotýká, že s výjimkou elektrárny „Kispesti Erőmű“ byly všechny sledované DDD podepsány bez výběrového řízení.
(275)
Z toho vyplývá, že DDD neodpovídají kritériím uvedeným v rozsudku vyneseném ve věci Altmark.
(276)
Zainteresované strany argumentovaly tím, že ustanovení čl. 86 odst. 2 Smlouvy o ES lze aplikovat na DDD i v případě, kdy tyto jinak nesplňují kritéria uvedená v rozsudku vyneseném ve věci Altmark. Slučitelností tohoto opatření s ustanoveními čl. 86 odst. 2 Smlouvy o ES se zabývá bod číslo 7.7 tohoto rozhodnutí.
(277)
DDD byly uzavřeny s jednotlivými podniky určitých hospodářských odvětví. Výše uvedená tabulka 1 uvádí společnosti, které jsou účastníky zmiňovaných DDD.
(278)
Podle argumentace elektrárny „AES-Tisza Erőmű Kft.“ DDD nejsou selektivní, jelikož dlouhodobé dohody existují v celém energetickém sektoru: mezi společností MVM a výrobci, mezi MVM a dodavatelskými podniky, dále v souvislostech s dovozem elektřiny. Prohlašuje, že v důsledku tehdejších maďarských právních předpisů měli všichni výrobci uzavřeny smlouvy se společností MVM, respektive pouze elektrárny využívající obnovitelnou energii a přidružené elektrárny produkující energii disponovaly krátkodobějšími dohodami.
(279)
Maďarské orgány ve svém podání týkajícím se připomínek zainteresovaných stran uvádějí, že významné elektrárny a bloky elektráren prodávají elektřinu na volném trhu bez existence DDD a bez povinného odběru (například „Dunamenti Erőmű“ blok G1, „Vértesi Erőmű“, „Mátrai Erőmű“ bloky I-II).
(280)
Je pravdou, že významné elektrárny a bloky elektráren fungují bez existence DDD (viz příklady uvedené maďarskými orgány). Jen společnost „AES-Tisza Erőmű Kft.“ disponuje dvěma takovými elektrárnami, které nejsou činné v rámci DDD.
(281)
Komise dále podotýká, že skutečnost, že podpora není adresována výhradně jednomu nebo několika předem stanoveným zvýhodněným subjektům, ale zvýhodněné subjekty jsou zvoleny na základě daného počtu objektivních argumentů, ještě neznamená, že sporné opatření nepředstavuje pro zvýhodněné subjekty selektivní výhodu. Postup potřebný k identifikaci zvýhodněných subjektů nemá vliv na to, zda opatření je dle svého charakteru státní podporou (79).
(282)
Kromě toho na základě judikatury Soudu i takové opatření, které v porovnání s jinými odvětvími hospodářství nacházejícími se v podobné situaci upřednostní celé odvětví, musí být považováno za opatření poskytující celému odvětví selektivní výhodu (80).
(283)
Na základě výše uvedených konstatování Komise došla k závěru, že DDD jsou selektivní opatření.
(284)
Komise musí zjistit, zda jsou DDD doprovázeny přidělením státních zdrojů.
(285)
Určující zásadou všech sledovaných DDD je povinnost společnosti MVM, aby v průběhu období 15-27 let nakupovala stanovené výrobní kapacity, respektive určené množství vyrobené elektřiny za cenu pokrývající stálé a proměnlivé náklady elektrárny. Z hospodářského hlediska je společnost MVM v důsledku této kupní povinnosti plynule, po celou dobu trvání smlouvy, povinna platit stanovenou cenu za kapacity v určitém množství (cena za kapacitu), respektive za energii v určitém množství (cena za energii). Dle skutečností uvedených výše v kapitole 2 některé DDD předepisují společnosti MVM ještě další povinnosti. Plynulý převod finančních zdrojů na výrobce (tedy platba zmiňovaných cen) tvoří nedílnou součást všech DDD a platí po celou dobu trvání DDD. Samozřejmě, čím je doba trvání DDD delší, tím vyšší je hodnota převedených finančních zdrojů.
(286)
V zájmu stanovení, zda lze zdroje poskytnuté společností MVM výrobcům považovat za státní zdroje, hodnotila Komise opatření zvláště na základě dále uvedených hledisek:
(287)
V rozsudku vyneseném ve věci PreussenElektra prošetřoval Soud takový mechanismus, ve kterém stát uložil podnikům v soukromém vlastnictví, aby od určených výrobců elektrické energie nakupovaly elektřinu za cenu stanovenou státem, která byla vyšší než tržní cena. Soud rozhodl tak, že v takovém případě se nejedná o využití veřejných zdrojů, a proto se nejedná ani o státní podporu.
(288)
Komise je toho názoru, že maďarský systém vykazuje značné rozdíly v porovnání se systémem prošetřovaným Soudem ve výše uvedeném rozhodnutí, především z důvodu rozdílnosti ve vlastnické struktuře podniků, kterým byla uložena kupní povinnost.
(289)
Ve věci PreussenElektra byl podnik, jemuž stát uložil kupní povinnost, v soukromém vlastnictví, naproti tomu společnost MVM je v plné míře podnikem ve vlastnictví státu. Z toho vyplývá, že využité zdroje jsou zdroje podniku, který je v plném měřítku ve vlastnictví a pod kontrolou státu.
(290)
Při zpětném sledování cesty finančních prostředků ve věci PreussenElektra od zvýhodněného subjektu až po zdroje bylo prokázáno, že tento podnik se nikdy nedostal pod bezprostřední nebo zprostředkované řízení státem. Avšak v tomto případě se finance dostaly pod kontrolu státu, jelikož při zpětném sledování cesty financí až ke zdroji lze konstatovat, že se tyto dostaly pod řízení státním podnikem.
(291)
Komise zastává dále názor, že vystupování společnosti MVM je výsledkem účasti státu. Nutno podotknout, že maďarské orgány v průběhu tohoto řízení nikdy neprohlašovaly, že by stát neměl účast na DDD, a proto by nebyly doprovázeny poskytováním státních zdrojů.
(292)
Zásada, která je základem DDD, podle které je společnosti MVM uložena kupní povinnost zaručující ziskovost dotyčných elektráren, je výsledkem účasti maďarského státu. Vzhledem k tomu, že tato zásada směrodatná pro celou dobu trvání DDD byla vytvořena při uzavírání smluv, musí Komise zjistit podmínky uzavření DDD (tedy takové okolnosti, za kterých byl tento zásadní princip stanoven), aby bylo možné stanovit účast či neúčast maďarského státu.
(293)
Komise při posuzování otázky účasti státu přihlížela mimo jiné k následujícím okolnostem:
(294)
V době uzavření DDD, na základě I. Zákona o elektrické energii měla společnost MVM uloženu právní povinnost zajistit plynulé zásobování Maďarska elektřinou za co nejnižších možných nákladů.
(295)
Stejný I. Zákon o elektrické energii ukládal společnosti MVM povinnost zjistit požadavky na spotřebu elektřiny a na základě zjištěných skutečností iniciovat potřebné rozšíření výrobních kapacit. Společnost MVM byla povinna vypracovat Celostátní plán výstavby elektráren, který předložila vládě a sněmovně ke schválení.
(296)
Maďarská vláda a zainteresované strany se ve svých připomínkách shodují, že v době svého uzavření představovaly DDD prostředek určený vládou, který byl zaměřen na zajištění plynulého zásobování elektřinou, respektive na zajištění dalších vládních cílů - tedy modernizace energetického odvětví, se zvláštním přihlédnutím k aktuálním normám ochrany životního prostředí a dále na nutnou reorganizaci sektoru dodavatelů elektřiny (83). Jak ve svých připomínkách formuluje společnost „Csepeli Áramtermelő Kft.“: „DDD musí být posuzovány podle toho, co jsou: nedílná součást snah maďarského státu zaměřených na vybudování diverzifikovaného výrobního portfolia prostřednictvím MVM v takovém období, kdy stát sám nedisponoval finančními prostředky, aby toto realizoval.“ (84)
(297)
Maďarské orgány informovaly Komisi (85), že v rámci privatizačního procesu elektráren na základě vládního nařízení č. 1114/1994 (XII.7.) byly zahájeny přípravy podpisu DDD. V době příprav zaměřených na DDD a po celou dobu privatizačního procesu existovala úzká spolupráce mezi Energetickým úřadem Maďarské republiky (regulační orgán), Ministerstvem průmyslu a obchodu, Ministerstvem financí, společností „Állami Vagyonügynökség Rt.“, tedy vládním orgánem odpovídajícím za privatizaci, společností MVM a mezi mnoha mezinárodními poradci.
(298)
V rámci tohoto výše uvedené orgány vytvořily pracovní komisi sestávající částečně z jejich zástupců, která mimo jiné přijala pokyny vztahující se na vypracování DDD a metod stanovení cen.
(299)
Na žádost maďarské vlády vypracovala mezinárodní advokátní kancelář jednotný vzor smlouvy pro DDD. Maďarské orgány potvrdily, že DDD vycházely z tohoto jednotného vzoru smlouvy. Potvrdily dále, že mechanismy stanovení cen DDD vycházely z vládního nařízení č. 1074/1995 (III.4.) o regulaci cen elektrické energie. Toto vládní nařízení zahrnovalo do detailů vypracovaná pravidla pro výpočet úředních cen elektrické energie. Do DDD byly zapracovány vzorce a definice uvedené ve vládním nařízení (86).
(300)
Rozhodnutí o podpisu DDD bylo vyneseno jak v souvislosti s privatizací, tak následovně představenstvem společnosti MVM. Členové představenstva jsou voleni valnou hromadou. Na základě sdělení maďarských orgánů (87)„s přihlédnutím k tomu, že ‚MVM Rt.‘ je více než z 99 % ve vlastnictví státu, jmenování, zvolení, respektive odvolání členů představenstva se děje v souladu s vůlí státu“.
(301)
Na základě vládního nařízení č. 34/1995 (IV.5.) o provádění I. Zákona o elektrické energii byla společnost MVM ve lhůtě devadesáti dnů po přijetí Plánu výstavby elektráren povinna připravit výzvy k předložení nabídek.
(302)
DDD společnosti „Kispesti Erőmű Rt.“ byla podepsána po výběrovém řízení v rámci níže uvedeného právního řízení.
(303)
Společná směrnice o postupu povolovacího zřizovacího procesu elektrárny a všeobecných pravidlech výběrového řízení byla vydána odpovědným oborovým ministerstvem a Energetickým úřadem Maďarské republiky v roce 1997.
(304)
Společná směrnice obeznamuje s důvody opodstatňujícími potřebu transformace vlastnické struktury, respektive zřízení nové kapacity výroby elektřiny. Spis jednoznačně stanovuje následující cíle: zajištění plynulého zásobování elektřinou za co možná nejnižších nákladů, modernizace infrastruktury v souladu s předpisy směrnic ochrany životního prostředí, diverzifikace prvotních zdrojů energie, zřízení flexibilnější sítě elektráren disponujících potřebnými rezervami, která bude schopna spolupracovat se západoevropskými sítěmi elektrické energie. Zdůrazňuje také, že provozování budoucí sítě elektráren „musí umožnit ziskový provoz a údržbu přetvořením cen v souladu s ustanoveními zákona“ (88).
(305)
Ve 2. bodě společné směrnice ministerstva a Energetického úřadu Maďarské republiky je také uvedeno, že výsledkem realizace výše uvedených cílů musí být „moderní síť elektrické energie splňující předpisy ochrany životního prostředí, která zajistí evropskou spolupráci, návratnost odůvodněných investic a nákladů nesených efektivně fungujícím zvýhodněným subjektem, dále ceny zajišťující zisk potřebný k dlouhodobému provozu. Výše uvedené cíle realizovat takovým způsobem, aby zajišťovaly … jistotu prvotního zásobování energií, umožnily účastníkům hodlajícím investovat zabezpečení jejich investic a návratnosti investic, …, a zajistily realizaci zveřejněných úmyslů vlády.“
(306)
Společná směrnice dále upravuje výběrové řízení týkající se zřizování kapacit výroby elektrické energie.
(307)
Konečný návrh na vítěze výběrového řízení předložila Hlavní posuzovací komise. Členy této hlavní komise byli zástupci Ministerstva hospodářství, Ministerstva životního prostředí, Energetického úřadu, společnosti MVM a banky ERSTE. Konečné rozhodnutí vyneslo představenstvo společnosti MVM. V souladu se společnou směrnicí byl oficiální výsledek výběrového řízení (výhradně) zveřejněn v úředním věstníku ministerstva.
(308)
II. Zákon o elektrické energii byl vypracován tak, že existenci DDD považuje za danou skutečnost. Tento zákon, který v období posuzování položil základy právních rámců fungování maďarského energetického trhu, v mnoha případech poukazuje na dlouhodobý kupní závazek společnosti MVM.
(309)
Vládní nařízení č. 183/2002 (23.VIII.) o uvízlých nákladech v čl. 5 odst. 2 nařizuje společnosti MVM povinnost, aby iniciovala nová jednání o DDD v zájmu snížení míry rezervovaných kapacit. Vládní nařízení tímto způsobem ukládá společnosti MVM povinnost podat návrh na modifikaci DDD.
(310)
Společnost „AES-Tisza Erőmű Kft.“ ve svých připomínkách prohlašuje, že následovně po období regulace (tedy po 1. lednu 2004, s výjimkou nové cenové regulace v roce 2007) nebyly ceny dle DDD výsledkem účasti státu, ale vznikly jako výsledek jednání mezi příslušnou elektrárnou a společností MVM.
(311)
Komise přiznává, že přesná částka zdrojů převedených na zvýhodněné subjekty nezávisí výhradně na dodatcích uvedených v DDD, které jsou výsledkem účasti státu, ale také na dvoustranných pravidelných jednáních mezi MVM a výrobci. DDD ve skutečnosti poskytují určitý prostor stranám, aby se mohly dohodnout o společností MVM skutečně nakupovaném množství elektřiny, dále - zvláště v ohledu ceny za kapacitu - o jednotlivých elementech ceny, které - jak je uvedeno v odstavci (356) - závisí na mnoha faktorech a občas vyžadují úpravu. Současně však jednání vedená o množství nakupované elektřiny nikdy nemohou vést k menšímu množství, než je množství zaručeného minimálního odběru uvedené v DDD. Stejně tak lze jednání o stanovení cen vést výhradně v rámci mechanismů stanovení cen uvedených v DDD, který je výsledkem účasti státu. Jednání o ceně tedy nemohou zpochybnit kupní povinnost za ceny, které zajišťují krytí odůvodněných nákladů a zisku potřebných k provozování elektrárny.
(312)
Kromě toho - nezávisle na pravidelných jednáních mezi MVM a výrobci - samotný fakt přenechání státních zdrojů zvýhodněným subjektům je doprovázen tím, že DDD nařizují rezervování převážné části kapacity elektrárny za protihodnotu.
(313)
Všechny zainteresované strany ve svých připomínkách (89) souhlasily s tím, že výpočtové vzorce cen a způsob stanovení cen použité na základě DDD po 1. lednu 2004 probíhalo v souladu s hlavními pravidly cenové regulace. Společnost […] (90) Erömü Rt. jak ve zmiňovaných připomínkách, tak ve svých poznámkách k rozhodnutí o zahájení řízení uvádí, že jednání o ceně „objasnila“ použití vzorců cen a „vysvětlila“ jejich obsah (91). Přiznává, že DDD jsou založeny na nákladech a pokrývají odůvodněné náklady, dále že od počátku ve velké míře přihlížely k výpočtové metodě použité v nařízeních o cenách.
(314)
Společnost […] kromě toho uvádí, že také vzorec cen uvedený v roční modifikaci její DDD […] vychází z vládních nařízení: „v modifikaci na rok […] uvedený výpočtový vzorec pro stanovení ceny za rezervaci (a […] příloha […] přehled) se shoduje se vzorcem, který v příslušných nařízeních stanovuje maximální cenu za rezervaci kapacit výrobců a cenu za energii“ (v poznámce pod čarou je uveden odkaz na nařízení MOŽP MR č. 55/1996/IKIM a MH MR č. 46/2000/GM, dále na poslední právní předpis uplatňovaný před 1. lednem 2004, na nařízení MHD MR č. 60/2002/GKM).
(315)
Z výše uvedeného vyplývá, že ani jednání o cenách, ani modifikace DDD se netýkaly základních principů DDD, které byly stanoveny za výše popsaných podmínek v době uzavření příslušných dohod. Základem DDD je i dnes totožný princip, tedy kupní povinnost zajišťující návratnost investic.
(316)
Z výše uvedeného je zřejmé, že maďarský stát měl podíl na určení kupní povinnosti společnosti MMV vůči výrobcům elektrické energie, která vychází ze zásady pokrytí odůvodněných stálých a proměnlivých nákladů.
(317)
Kromě toho dle stálé judikatury nejsou všechna opatření považována za státní podporu pouze v případě, kdy poskytují zřejmé výhody podnikatelským subjektům bezprostředním a zprostředkovaným převodem státních zdrojů, ale i tehdy, kdy v případě splnění jistých podmínek v budoucnu musí orgány nést takové další finanční závazky, kterým by bez poskytnutí výhody mohly předejít (92). V roce 2004 bylo zřejmé, že společnost MVM bude muset nést další finanční závazky v takovém reálném případě, pokud výrobci a dovozci elektrické energie nabídnou nižší ceny, než jsou ceny uvedené v DDD, jelikož tyto ceny by byly pro společnost MMV podnětem k provedení změn v jejím portfoliu zásobování elektrickou energií, aby v důsledku toho snížila množství elektrické energie nakupované od výrobců činných v rámci DDD, respektive aby dosáhla snížení jejich cen. Na základě povinnosti uložené jí DDD však společnost MVM nemá možnost takové volby, protože - jak bylo výše uvedeno - nemá možnost snížit pod danou minimální úroveň (množství zaručeného odběru) množství nakupované od výrobců činných v rámci DDD, dále nemá možnost realizovat jednání o cenách na základě alternativních nabídek přicházejících od vzájemně si konkurujících výrobců, ale je vázána mechanismy tvorby cen vycházejících z podstaty nákladů, které jsou uvedeny v DDD. Komise na základě této skutečnosti, dále na základě faktů uvedených v odstavcích preambule (315)-(316) dospěla k závěru, že podmínky převedení státních zdrojů v DDD existují od 1. května 2004 a budou existovat po celou dobu trvání DDD, nezávisle na skutečných tržních okolnostech, protože DDD odepírají společnosti MVM takovou možnost volby, která by umožnila snížení částky vydávané na nákup elektřiny potřebné k uspokojení jejích potřeb na co nejnižší možnou úroveň.
(318)
Z výše uvedených konstatování dále vyplývá, že DDD vedou k poskytnutí státních zdrojů.
(319)
Na trhu s elektrickou energií se otevřela volná soutěž a mezi členskými státy se obchoduje s elektřinou, zvláště pak od doby, kdy vstoupila v účinnost společná směrnice Evropského parlamentu a Rady 96/92/ES ze dne 19. prosince 1996 o společných pravidlech pro vnitřní trh s elektřinou (93).
(320)
V důsledku toho mohou opatření v energetickém odvětví v některém ze členských států zajišťující některým podnikatelským subjektům výhody znamenat překážky pro podniky z jiných členských států ohledně exportu elektrické energie do tohoto státu, respektive mohou být podnětem pro export elektrické energie z tohoto státu do ostatních členských států. To platí zvláště v případě Maďarska, jelikož v důsledku své zeměpisné polohy uprostřed Evropy se snadno napojuje nebo se může snadno napojovat na sítě mnoha současných či budoucích členských států.
(321)
Zvláště to platí v případě Maďarska, které leží uprostřed Evropy, a čtyři z jeho sedmi sousedních států jsou členy Evropské unie. Z členských států unie je ve smluvním vztahu se Slovenskem, Rakouskem a Rumunskem. V roce 2004 vyvezlo Maďarsko téměř 14 000 GWh, dovezlo 6 300 GWh. Od roku 2005 se dovoz zvýšil nad 15 000 GWh, vývoz stoupl na množství mezi 8 000 a 10 000 GWh.
(322)
V letech následujících po přistoupení Maďarska k Unii bylo téměř 60 % maďarské výrobní kapacity smluvně vázáno společností MVM v rámci DDD. Platnost DDD uplyne v období mezi koncem roku 2010 a 2024. Výše uvedené podmínky kupní povinnosti společnosti MVM zůstanou beze změny až do uplynutí platnosti DDD.
(323)
První krok směrem k otevření maďarského trhu byl učiněn dne 1. července 2004, když všichni spotřebitelé mimo spotřebitelský sektor domácností získali oprávnění vstoupit na volný trh. Dnem 1. ledna 2008 byl zrušen spotřebitelský sektor a v souladu s tímto získali „oprávnění“ všichni spotřebitelé.
(324)
Značná část spotřebitelů s oprávněním si však navzdory otevření trhu v roce 2004 nezvolila sektor volného trhu. Oborová revize Úřadu pro ochranu hospodářské soutěže prováděná na maďarském trhu s elektřinou došla k jednoznačnému závěru, že nedostatek konkurenceschopných kapacit na volném trhu z důvodu značných kapacit vázaných DDD představuje významnou překážku pro vstoupení na volný trh (94). Přibližně 60 % maďarských výrobních kapacit je prostřednictvím DDD vázáno na spotřebitelský sektor a na jedinou společnost MVM, a o přízeň nových spotřebitelů se mohou ve skutečnosti ucházet pouze zbývající kapacity.
(325)
Rezervované kapacity, tedy natolik dlouhodobě zaručená množství představují také překážku vstupu nových výrobců na trh, jelikož 60 % z celkové kapacity je vázáno na jediný podnik (ve vlastnictví státu) poskytující zaručený odběr.
(326)
Komise i v tomto ohledu přihlédla k oborové revizi Úřadu pro ochranu hospodářské soutěže, která jednoznačně konstatovala, že DDD vedou k uzavření trhu tím, že omezují spotřebitele s oprávněním ve volbě dodavatele a také brání případným velkoobchodníkům, aby vstoupili na trh (95).
(327)
Zúžení kapacit, které jsou k dispozici mimo DDD, způsobuje kromě výše uvedeného také zvyšování cen na konkurenčním trhu. Značné kapacity a množství elektřiny rezervované v rámci DDD ovlivňují i ceny na volném trhu.
(328)
Dle revize (96) Regionálního výzkumného centra energetiky týkající se vlivu DDD na velkoobchodní ceny elektřiny v Maďarsku způsobují DDD vyšší velkoobchodní ceny, než jaké ceny by byly dosažitelné bez DDD. Studie v obecnějším významu dále konstatuje, že DDD představují jeden z hlavních faktorů, v důsledku kterých vzniká taková tržní struktura, která „je neslučitelná se zásadami fungování konkurenčního trhu“ (97). Tato studie mimo jiné navrhuje rozvázat DDD, což by znamenalo řešení pro zajištění volné soutěže na maďarském velkoobchodním trhu s elektřinou.
(329)
Komise se ve své oborové revizi (98) prováděné v sektoru elektrické energie také zabývá vlivem DDD na soutěž a obchod. Komise v odstavcích 467-473 konstatuje, že „Dlouhodobé dohody o prodeji elektrické energie (DDD) jsou také způsobilé ovlivňovat množství elektřiny pravidelně distribuované na velkoobchodním trhu“. V souvislosti s polskými DDD tento dokument uvádí, že „mohou znamenat významnou překážku na cestě vývoje polského velkoobchodního trhu“. Poté pokračuje, že „Podobná situace je v Maďarsku, kde společnost ‚Magyar Villamos Művek‘ (MVM), tedy velkoobchodník pro spotřebitelský sektor, nakupuje elektřinu prostřednictvím DDD, tuto poté prodává místním dodavatelům. Maďarské DDD pokrývající největší část potřeby elektřiny tohoto členského státu mohou ovlivňovat velkoobchod podobně, jak bylo uvedeno v souvislosti s polským velkoobchodním trhem, nebo dokonce ve větší míře.“
(330)
Všechny výše uvedené studie tedy docházejí k závěru, že DDD narušují hospodářskou soutěž a ovlivňují obchodování mezi členskými státy.
(331)
Zainteresované strany argumentují také tím, že není pravdou, že omezení volných kapacit, které jsou k dispozici, vede ke narušování soutěže, jelikož aukce kapacit společnosti MVM prokazují, že podnik nedokázal prodat ani všechny své nabízené produkty elektrické energie.
(332)
Porovnání (99) nabízeného množství a úspěšně vydražených produktů však současně prokazuje, že společnost MVM téměř na všech aukcích prodala všechny nabízené produkty. Ve většině případů dokonce prodala i dalších 10 % produktů z množství, jehož nabídnutí právní předpis umožnil.
(333)
Zainteresované strany ve svých připomínkách také zdůraznily, že na obchod mělo vliv mnoho dalších faktorů, které také ovlivnily vytvoření volné soutěže na maďarském velkoobchodním trhu s elektrickou energií. Komise samozřejmě souhlasí s tím, že DDD nepředstavují jediný faktor působící na soutěž a obchod. Také všechny výše uvedené studie přiznávají, že mnoho dalších faktorů (právní předpisy, omezený přístup k přeshraničním kapacitám, značný vliv vývoje cen na mezinárodních energetických trzích, apod.) také ovlivňuje úspěšnost otevření trhu a skutečnou úroveň cen. Současně však všechny studie předložené Komisi v průběhu této revize nebo jinak přístupné - s výjimkou studie objednané a předložené společností „AES-Tisza Erőmű Kft.“ (100) - jednoznačně přiznávají, že DDD vyvíjejí značný vliv na soutěž a obchod.
(334)
Kapacity vázané prostřednictvím DDD, zaručený odběr a mechanismus tvorby cen po celou dobu trvání dohod ochraňují elektrárny před obchodními riziky souvisejícími s jejich provozováním. Jak bylo uvedeno výše v odstavci preambule (211), mezi posledně jmenované patří kolísání výrobních nákladů elektřiny, zvláště nákladů na palivo, změny cen za elektřinu placené konečnými spotřebiteli, dále nerovnoměrnost poptávky konečných spotřebitelů po elektřině. Vzhledem k tomu, že to jsou běžná rizika, která musí výrobci elektřiny fungující bez DDD nést, DDD brání vytvoření stejných soutěžních podmínek mezi výrobci a zkreslují soutěž založenou na schopnostech účastníků.
(335)
Komise dále konstatuje, že elektrárny činné v rámci DDD jsou členy takových mezinárodních podniků, které jsou přítomny také v mnoha jiných členských státech. Opatření zajišťující sporným podnikům zvýhodnění v soutěži bezpochyby mají vliv na obchodování a mohou narušovat hospodářskou soutěž na společném trhu.
(336)
Většina zainteresovaných stran prošetřuje kritéria vlivu na obchodování a zkreslování soutěže s odkazem na tržní okolnosti, které byly charakteristické v době uzavření DDD nebo v každém případě před přistoupením Maďarska k Unii. Komise není ochotna tento přístup akceptovat, v souvislosti s tímto poukazuje na výše uvedené odstavce (156)-(172).
(337)
Některé zainteresované strany také uvádějí, že po revizi jejich vlastní DDD tato nemá vliv na obchod, jelikož v porovnání s celkovou celostátní kapacitou je výrobní kapacita jejich elektrárny zanedbatelná. Jelikož principy všech DDD jsou totožné (povinnost nákupu určitého minimálního množství vyrobené elektřiny, rezervování výrobních kapacit, uplatnění ceny pokrývající odůvodněné stálé a proměnlivé náklady v průběhu období 15-27 let), všechny mají vliv na trh. Současně však existence deseti DDD na maďarském trhu najednou logicky znásobuje tento vliv. Zmiňovaný vliv je tím významnější, čím větší kapacity DDD pokrývá.
(338)
V důsledku tohoto Komise konstatuje, že výše uvedená ustanovení DDD mají vliv na obchodování a mohou narušovat hospodářskou soutěž.
(339)
Komise v bodě č. 3.1 rozhodnutí o zahájení řízení vyjádřila pochybnosti týkající se skutečnosti, zda DDD elektrárny „Paksi Atomerőmű“ představuje státní podporu, vzhledem k případným podstatným odchylkám od ostatních DDD. Ve výsledku revize však Komise došla k závěru, že výše uvedené posouzení kritérií státní podpory se vztahuje stejnou měrou i na DDD elektrárny „Paksi Atomerőmű“, jelikož relevantní ustanovení této DDD jsou totožná s principy ostatních DDD. Individuální relevantní charakteristiku DDD elektrárny Paks uvedlo toto rozhodnutí výše, v rámci analýzy příslušných kritérií.
(340)
Na základě této analýzy zastává Komise názor, že za státní podporu jsou ve smyslu čl. 87 odst. 1 Smlouvy o ES považovány nejvýznamnější podmínky kupní povinnosti uvedené v DDD: tedy podmínka rezervování kapacit a zaručeného odběru společností MVM za takových podmínek, jejichž cílem je zajistit návratnost investic elektráren, přičemž je osvobozuje od obchodních rizik plynoucích z provozování. Tato státní podpora je výsledkem současného uplatnění rezervování kapacit, zaručeného minimálního odběru, mechanismu tvorby cen založeného na cenách za kapacity a energii a zaměřeného na pokrytí stálých, proměnlivých a kapitálových nákladů, dále dlouhé doby trvání smluv překračující obvyklou tržní praxi.
7.4 Použitelnost DDD po přistoupení
(341)
Zúčastněné strany tvrdí, že v souladu s obecnou zásadou zákazu zpětné účinnosti není Komise po přistoupení oprávněna prošetřovat opatření vytvořená na právním základě před přistoupením.
(342)
Komise nemůže s tímto tvrzením souhlasit. Všechna opatření (bez ohledu na jejich zákonnost podle vnitrostátních pravidel před přistoupením) začnou ke dni přistoupení podléhat pravidlům acquis communautaire. Zvláštní pravidla pro opatření státní podpory stanovená v příloze IV Aktu o přistoupení se vztahují na opatření podpory i v případě, že byla vytvořena v souladu s vnitrostátními právními předpisy před přistoupením.
(343)
Kapitola 3 bod 1 přílohy IV Aktu o přistoupení vymezuje jako existující podporu pouze tři kategorie opatření: i) opatření, která nabyla účinku před 10. prosincem 1994; ii) opatření, která byla po posouzení Komisí uvedena na seznamu v příloze IV Smlouvy o přistoupení, a iii) opatření, která byla schválena Komisí v rámci tzv. prozatímního mechanismu. Všechna opatření nadále použitelná po dni přistoupení, která představují státní podporu a nespadají do žádné z těchto tří kategorií, jsou po přistoupení považována za novou podporu; Komise je proto plně oprávněna zakázat tato opatření, nejsou-li slučitelná se společným trhem. Toto uplatňování pravidel státní podpory na budoucí účinky opatření nadále použitelných po přistoupení neznamená uplatňování pravidel ES v oblasti státních podpor se zpětným účinkem a v každém případě to je v souladu s Aktem o přistoupení.
(344)
Kapitola 3 bod 2 přílohy IV Aktu o přistoupení stanoví „prozatímní mechanismus“. Ten poskytuje právní rámec pro posuzování režimů podpory a jednotlivých opatření podpory, jež byly v novém členském státě zavedeny přede dnem přistoupení a jsou nadále použitelné po přistoupení.
(345)
Zúčastněné strany tvrdí, že vzhledem ke skutečnosti, že pravidla Společenství v oblasti státních podpor platí až ode dne přistoupení, jako opatření použitelná po přistoupení lze vymezit pouze opatření podpory, která poskytují dodatečný prospěch po přistoupení. Tvrdí, že DDD neposkytují dodatečný prospěch po přistoupení, jelikož jejich cenové vzorce byly stanoveny před přistoupením, finanční účast státu byla proto plně známa před přistoupením.
(346)
Komise předkládá tyto připomínky. Platnost DDD skončí v období mezi rokem 2010 a 2024, tj. po přistoupení. Pouze výjimečně Komise usuzovala, že opatření podpory, které je po přistoupení nadále v platnosti, nepředstavuje podporu použitelnou po přistoupení ve smyslu Aktu o přistoupení. Tuto výjimečnou praxi je však nutno (jako všechny výjimky v právu) vykládat v užším slova smyslu, aby se zamezilo tomu, že se kontrole Komise v oblasti státních podpor vymknou opatření, jež podle záměru signatářů Aktu o přistoupení mají podléhat této kontrole.
(347)
V této souvislosti Komise ve své praxi (101) skutečně usuzovala, že opatření podpory, u nichž byla hospodářská účast státu přesně známa před přistoupením, nejsou použitelná po přistoupení ve smyslu přílohy IV Aktu o přistoupení.
(348)
DDD nestanoví maximální výši finanční účasti státu, ani ji nebylo možno před přistoupením přesně vypočítat pro celou dobu trvání DDD.
(349)
Naopak, hospodářská účast státu na základě DDD závisí na parametrech, jejichž budoucí vývoj nebyl v době přistoupení znám. DDD mimoto zaručují výrobcům ochranu před výkyvy v nákladech, jež nesouvisí s transakcemi nebo událostmi před přistoupením, nýbrž se týkají budoucího vývoje, proto nebyly ke dni přistoupení známy.
(350)
Skutečnost, že účast státu na základě DDD nebyla ke dni přistoupení známa a že DDD ukládaly státu další povinnosti po přistoupení, prokazují zejména níže uvedené okolnosti.
(351)
Za prvé, přesné ceny elektřiny, za něž výrobci elektřiny prodávají elektřinu společnosti MVM, nejsou v jednotlivých DDD stanoveny. Ceny jsou výsledkem výpočtů, které se provádějí pomocí vzorce zahrnujícího řadu parametrů, jejichž vývoj nelze předvídat.
(352)
Cenové vzorce DDD zahrnují cenu za kapacitu a cenu za energii s dalšími různými cenami v závislosti na výrobcích.
(353)
Vzorec stanoví pouze přípustné náklady a sazby v rámci jednotlivých kategorií poplatků a váhu dané kategorie poplatků v ceně.
(354)
Sami výrobci i společnost MVM ve svých připomínkách připouštějí, že přesný význam jednotlivých kategorií poplatků je nutno dále objasnit při jednání se společností MVM.
(355)
Mnoho kategorií nákladů v DDD je proměnlivých a nemohly být přesně známy před přistoupením. Například:
(356)
Cena za kapacitu
Tato kategorie nákladů bere v úvahu zaručené kapacity i kapacity skutečně využité pro společnost MVM. Tato kategorie nákladů závisí mimo jiné na ročním, měsíčním a týdenním plánování. Každá DDD odkazuje na pravidla pravidelného plánování a přesná konečná cena v každé DDD závisí na ročních, měsíčních a týdenních plánech. Tyto kategorie nákladů nelze samozřejmě stanovit přesně předem. Strany mohou ve svých plánech například předpokládat „nadměrné kapacity“ pro dané období. Celková cena, kterou má společnost MVM uhradit, závisí nutně na dalších parametrech, například počasí, jež ovlivňují poptávku po elektřině.
Tato kategorie nákladů závisí rovněž na směnných kurzech HUF.
(357)
Cena za energii
Tato kategorie nákladů závisí především na nákladech na palivo. Tyto náklady kolísají podle pravidel trhu, jež jsou mimo kontrolu smluvních stran. Náklady spojené s budoucím vývojem cen paliva nepodléhají v DDD žádnému konkrétnímu limitu.
Přesná výše cen za energii splatná za určité časové období samozřejmě závisí rovněž na přesném objemu prodeje pro společnost MVM, jenž lze vypočítat pouze následně.
(358)
Různé další ceny (jsou-li použitelné)
Některé DDD stanoví další ceny za kapacity, které byly rezervovány, nakonec však nebyly využity. Jejich přesnou výši však nelze samozřejmě stanovit předem.
(359)
Ve většině DDD existuje systém bonus/malus, na jehož základě mají výrobci nárok na bonus, pokud v době špičky provozují více kapacit, než je stanoveno v DDD, nebo vyrobí více elektřiny. Malus se uplatňuje v případě, že výrobce poskytne méně kapacity, než se předpokládalo v DDD a ročních/měsíčních plánech.
(360)
Tyto výpočty, stejně jako ostatní výše uvedené výpočty, jsou založeny na pravidelných provozních plánech a závisí rovněž na chování výrobce. V žádném případě je nelze stanovit předem.
(361)
Ze všech výše uvedených skutečností vyplývá, že stanovení přesné konečné ceny za nákup elektřiny u smluv s dobou trvání v délce 15 až 27 let je technicky nemožné. Přesná cena bere v úvahu pravidelné plány výroby a závisí na poptávce po elektřině, chování jednotlivých stran smlouvy, cenách paliva, atd.
(362)
Ačkoli ne všechna tato tvrzení platí pro veškeré DDD (jelikož se kategorie přípustných nákladů v závislosti na DDD do jisté míry liší), všechny DDD obsahují cenové prvky, jež nelze s přesností stanovit předem.
(363)
V tomto kontextu zastává Komise názor, že existence cenových vzorců nepředstavuje dostatečný limit pro hospodářskou účast státu. Samotná existence řady měnících se parametrů ve vzorci znemožňuje určit budoucí úroveň účasti státu s dostatečnou přesností.
(364)
Jako podružný argument lze uvést, že finanční účast společnosti MMV v rámci DDD je velmi závislá na poptávce. Tato finanční účast se rovná rozdílu mezi kupní cenou na základě DDD a příjmy, které může MVM získat prodejem elektřiny. Cenu, za kterou společnost MVM prodává elektřinu, však nelze určit předem. Tato cena závisí na přesných příjmech z prodeje společnosti MVM na základě smluv s regionálními distributory, výsledku aukcí, nabídkových řízeních a prodeji na „tržnici“. Tyto ceny jsou ovlivněny rovněž pravidelnou regulací úředních cen a výkyvy tržní poptávky. To zvyšuje nepředvídatelnost účasti státu na základě DDD. Může se dokonce stát, že zaručený odběr stanovený v DDD rostoucí měrou překračuje skutečné potřeby společnosti MVM, zejména po úplné liberalizaci energetického trhu v lednu 2008. Nadbytek elektřiny může vést k ještě vyšším neznámým nákladům, což dále zvyšuje nepředvídatelnost přesné účasti státu na základě DDD.
(365)
Platby společnosti MVM výrobcům elektřiny po přistoupení nejsou proto pouhým vyplacením tranší v rámci celkového pevně stanoveného limitu určeného před přistoupením.
(366)
DDD posuzované v tomto rozhodnutí jsou proto použitelné po přistoupení ve smyslu kapitoly 3 přílohy IV Aktu o přistoupení.
7.5 DDD jako „nová podpora“ na rozdíl od „existující podpory“
(367)
V kapitole 3 přílohy IV Aktu o přistoupení je uvedeno, že „pokud Komise do tří měsíců od obdržení úplných informací o existujícím podpůrném opatření nebo od obdržení prohlášení nového členského státu, kterým tento stát informuje Komisi, že poskytnuté informace považuje za úplné, neboť dodatečné požadované informace nejsou dostupné nebo již byly poskytnuty, nevznese námitky na základě vážných pochybností o slučitelnosti tohoto opatření se společným trhem, má se za to, že Komise proti němu nemá námitek.“
(368)
Na základě tohoto ustanovení některé zúčastněné strany tvrdí, že Komise promeškala tříměsíční lhůtu po oznámení Maďarska ze dne 31. března 2004, a tím mlčky schválila opatření v rámci prozatímního postupu.
(369)
V tomto ohledu Komise podotýká, že předmětem oznámení ze dne 31. března 2004 v rámci prozatímního postupu bylo nařízení o náhradách poskytnutých společnosti MVM, nikoli DDD. Maďarsko oznámení vzalo zpět a případ NN byl Komisí později otevřen v souvislosti se samotnými DDD (viz kapitola I výše).
(370)
Je nutno zmínit, že (jak je uvedeno v tabulce níže) Komise ve skutečnosti nezmeškala tříměsíční lhůtu, na niž poukazují zúčastněné strany:
Událost
Datum
Lhůta po přijetí informací
Oznámení Maďarska
31.3.2004
Dotazy Komise
29.4.2004
29 dnů
Odpovědi Maďarska
4.6.2004
Dotazy Komise
10.8.2004
2 měsíce a 6 dnů
Odpovědi Maďarska
21.10.2004
Dotazy Komise
17.1.2005
2 měsíce a 27 dnů
Odpovědi Maďarska
7.4.2005
Zpětvzetí oznámení Maďarskem
15.4.2005
8 dnů
(371)
Kromě výše uvedené písemné korespondence se ve dnech 15. července 2004, 30. listopadu 2004 a 12. ledna 2005 uskutečnily osobní schůzky mezi Komisí a maďarskými orgány.
(372)
Co se týká tohoto řízení, Komise zde posuzuje, zda DDD obsahují existující nebo novou podporu, a to na základě ustanovení Aktu o přistoupení a procesního nařízení.
(373)
V souladu s kapitolou 3 přílohy IV Aktu o přistoupení jsou všechna opatření státní podpory, která vstoupila v platnost před přistoupením a jsou nadále použitelná po tomto dni a nespadají do žádné z níže uvedených kategorií existující podpory, považována od přistoupení za novou podporu ve smyslu čl. 88 odst. 3 Smlouvy o ES.
(374)
DDD, jichž se týká toto rozhodnutí, vstoupily v platnost v období mezi rokem 1995 a 2001, tj. před přistoupením Maďarska k EU dne 1. května 2004. Toto rozhodnutí se týká pouze DDD, které byly v platnosti ke dni přistoupení. Nevztahuje se na DDD, jež skončily před tímto dnem. Ze všech dalších důvodů uvedených v bodě 7.4 je opatření použitelné po přistoupení ve smyslu Aktu o přistoupení.
(375)
Tři kategorie existující podpory uvedené v Aktu o přistoupení zahrnují:
1)
Opatření podpory, která nabyla účinku před 10. prosincem 1994.
Všechny DDD byly podepsány a vstoupily v platnost po 10. prosinci 1994.
2)
Opatření podpory, která byla uvedena na seznamu existujících opatření státní podpory připojeném k Aktu o přistoupení.
DDD obecně, ani žádná jednotlivá DDD nebyly zahrnuty v dodatku přílohy IV Aktu o přistoupení uvedeném v kapitole 3 bodu 1 písm. b) přílohy IV, který obsahuje seznam existujících opatření podpory.
3)
Opatření podpory, která byla ke dni přistoupení posouzena orgánem pro dohled nad státní podporou nového členského státu, která byla shledána slučitelnými s právem Společenství a v jejichž případě Komise nevznesla námitku na základě vážných pochybností o slučitelnosti opatření se společným trhem postupem stanoveným v Aktu o přistoupení, tzv. „prozatímním postupem“ (viz kapitola 3 bod 2 přílohy IV Aktu o přistoupení).
V rámci tzv. prozatímního postupu nebyly Komisi předloženy žádné DDD.
(376)
Jelikož DDD nepatří do žádné z kategorií existující podpory uvedených v Aktu o přistoupení, představují ode dne přistoupení novou podporu.
(377)
Komise podotýká, že tato kategorizace je rovněž v souladu s poslední větou čl. 1 písm. b) bodu v) procesního nařízení. V tomto článku se stanoví, že pokud se opatření stanou podporou následkem liberalizace činnosti právem Společenství (v tomto případě následkem liberalizace trhu s elektřinou na základě směrnice 96/92/ES, která v Maďarsku vstoupila v platnost dnem přistoupení k Evropské unii), nebudou považována za existující podporu po datu stanoveném pro liberalizaci, tj. jsou považovány za novou podporu.
(378)
Společnost „Budapesti Erőmű Rt.“ tvrdí, že poslední věta čl. 1 písm. b) bodu v) procesního nařízení neplatí. Tato společnost se dovolává rozsudku ve věci Alzetta Mauro (102) a tvrdí, že podpora poskytnutá na trhu, který byl před liberalizací uzavřen hospodářské soutěži, musí být ode dne liberalizace považována za existující podporu.
(379)
Komise nemůže toto tvrzení přijmout. Jak již bylo projednáno výše, Komise zastává názor, že účelem ustanovení o státní podpoře, která jsou obsažena v Aktu o přistoupení, je zajistit, aby Komise přezkoumala všechna opatření, jež mohou ode dne přistoupení narušit hospodářskou soutěž mezi členskými státy. Na rozdíl od smluv o přistoupení před 1. květnem 2004 má Akt o přistoupení, který vstoupil v platnost dne 1. května 2004, omezit opatření, o nichž se usuzuje, že představují existující podporu, na tři zvláštní výše popsané případy. Rozsudek ve věci Alzetta Mauro se netýká opatření v oblasti působnosti Aktu o přistoupení, nelze proto mít za to, že je v tomto ohledu použitelný na posuzované DDD. Rozsudek ve věci Alzetta Mauro se mimoto týká situace před vstupem nařízení (ES) č. 659/1999 v platnost.
(380)
Společnost „Budapesti Erőmű Rt.“ rovněž tvrdí, že se čl. 1 písm. b) bod v) nevztahuje na jednotlivá opatření podpory, „jelikož jednotlivá opatření podpory nejsou výslovně zmíněna“. Komise nemůže toto tvrzení přijmout. Neexistuje žádný důvod, proč by se odkaz na „podporu“ a „některá opatření“ neměl vztahovat na jednotlivou podporu i režimy podpory. Článek 4 nařízení č. 659/1999 důsledně odkazuje na oznámená „opatření“, Komise však předpokládá, že by zúčastněná strana netvrdila, že se článek 4 vztahuje výhradně na předběžné přezkoumání oznámených režimů podpory.
(381)
Na základě Aktu o přistoupení a procesního nařízení proto Komise vyvozuje závěr, že DDD představují novou podporu.
7.6 Komise není oprávněna zrušit účinnost platně uzavřených soukromých dohod („pacta sunt servanta“) - Právní nejistota - Proporcionalita
(382)
Komise chce reagovat na připomínky zúčastněných stran, že soukromoprávní smlouvy nemůže Komise zrušit, jelikož tento výsledek by byl podle zúčastněných stran v rozporu s pravidly státní podpory obsaženými ve Smlouvě o ES, zásadou právní jistoty a požadavkem proporcionality.
(383)
Komise tato tvrzení odmítá. Forma podpory (soukromoprávní smlouva v případě DDD) není z hlediska státní podpory důležitá; pro analýzu Komise je důležitý pouze účinek opatření. Pokud podmínky soukromoprávní smlouvy vedou k protiprávní a neslučitelné státní podpoře pro jednu ze smluvních stran, musí členský stát tyto podmínky zrušit. Zrušení protiprávního a neslučitelného opatření státní podpory musí nařídit Komise, a to i v případě, že státní podpora představuje natolik podstatnou část dohody, že její zrušení ve skutečnosti ovlivní platnost samotné dohody.
(384)
Co se týká právní jistoty, Komise předkládá tyto připomínky. Evropská dohoda zakládající přidružení mezi Evropskými společenstvími a jejich členskými státy na straně jedné a Maďarskou republikou na straně druhé, která připravila cestu přistoupení, byla podepsána dne 16. prosince 1991 a vstoupila v platnost dne 1. února 1994, tj. před uzavřením DDD. Maďarsko oficiálně požádalo o přistoupení dne 31. března 1994. V době, kdy strany uzavíraly DDD (1995 až 2001) již Maďarsko muselo v souladu s článkem 62 Evropské dohody uvést pravidla hospodářské soutěže do souladu se Smlouvou o ES. Bylo proto zřejmé, že DDD byly podepsány na tak dlouhou dobu, že neskončí před přistoupením Maďarska k EU.
(385)
Maďarská republika podepsala Smlouvu o přistoupení dne 16. dubna 2003 (103). Smlouva o přistoupení vstoupila v platnost dne 1. května 2004. Ode dne přistoupení se ustanovení zakládajících smluv a sekundárních právních předpisů stala v Maďarsku závaznými v souladu s článkem 2 Aktu o přistoupení. Tzv. acquis communautaire se proto vztahuje na veškeré smluvní vztahy v nových členských státech a jakékoli výjimky z tohoto pravidla mohou vyplývat pouze ze samotného Aktu o přistoupení. Akt o přistoupení připojený ke Smlouvě a jeho přílohy nestanoví žádnou výjimku v rámci pravidel státní podpory, která by DDD nebo energetické odvětví obecně vyjímala z přímého uplatňování právních předpisů EU v oblasti státních podpor.
(386)
Komise proto musí uplatňovat právo EU v oblasti hospodářské soutěže na Maďarsko stejně jako na všechny ostatní členské státy, co se týká energetického odvětví. V rozporu s tvrzením zúčastněných stran zastává Komise názor, že právní nejistotu na společném energetickém trhu ve skutečnosti zavádí neuplatňování pravidel státní podpory na DDD. Přistoupení členských států může skutečně vést k případům, kdy opatření, které před přistoupením neporušuje vnitrostátní právní předpisy, je od přistoupení považováno za státní podporu a jako takové spadá pod kontrolu státní podpory ze strany Komise.
(387)
Komise proto v připomínkách zúčastněných stran nezjistila žádná platná tvrzení, co se týká důvodů, proč toto řízení není slučitelné se zásadou právní jistoty.
7.7 Posouzení slučitelnosti
(388)
Ustanovení čl. 87 odst. 1 Smlouvy o ES stanoví obecný zákaz státní podpory ve Společenství.
(389)
Ustanovení čl. 87 odst. 2 a 3 Smlouvy o ES stanoví výjimky z obecného pravidla, že takováto podpora není slučitelná se společným trhem, jak je uvedeno v čl. 87 odst. 1.
(390)
Výjimky v čl. 87 odst. 2 Smlouvy o ES se na tento případ nevztahují, jelikož opatření nemá sociální povahu, nebylo poskytnuto individuálním spotřebitelům, nemá nahradit škodu způsobenou přírodními pohromami nebo jinými mimořádnými událostmi a nebylo poskytnuto hospodářství určitých oblastí Spolkové republiky Německo postižených rozdělením této země.
(391)
Další výjimky jsou stanoveny v čl. 87 odst. 3 Smlouvy o ES.
(392)
Ustanovení čl. 87 odst. 3 písm. a) stanoví, že „podpory, které mají napomáhat hospodářskému rozvoji oblastí s mimořádně nízkou životní úrovní nebo s vysokou nezaměstnaností“ mohou být považovány za slučitelné se společným trhem. V době přistoupení bylo možno celé území Maďarska považovat za takovouto oblast a většina jeho regionů dosud využívá takovouto podporu (104).
(393)
Komise přijala pokyny k posuzování této podpory. Při vstupu Maďarska do EU platily pokyny k vnitrostátní regionální podpoře (105) (dále jen „dřívější pokyny k regionální podpoře“). Těmito pokyny se řídilo rovněž posuzování regionální podpory na základě čl. 87 odst. 3 písm. c) Smlouvy o ES. Pro období od 1. ledna 2007 Komise přijala nové pokyny k regionální podpoře (106) (dále jen „nové pokyny k regionální podpoře“).
(394)
Podle obou pokynů k regionální podpoře je možno státní podporu povolit v zásadě pouze pro investiční náklady (107). Podle obou pokynů platí:
(395)
„Regionální podpora, jejímž cílem je snížení běžných výdajů podniku (provozní podpora), je obvykle zakázána. Výjimečně lze takovou podporu poskytnout v regionech způsobilých k podpoře podle čl. 87 odst. 3 písm. a) za předpokladu, že i) je oprávněná z hlediska jejího příspěvku k regionálnímu rozvoji a z hlediska jejího charakteru a ii) její výše je úměrná znevýhodněním, která se snaží zmírnit. Je na členském státě, aby prokázal existenci znevýhodnění a stupeň jejich závažnosti.“ (108)
(396)
Podporu nelze považovat za investiční podporu. Investiční podpora je vymezena pomocí seznamu možných způsobilých nákladů, které jsou uvedeny v obou pokynech k regionální podpoře. Platby na základě DDD jednoznačně zahrnují rovněž jiné náklady. Nejzřejmějším příkladem je to, že DDD zaručují náklady na palivo spojené s provozem elektráren. DDD zahrnují rovněž osobní náklady. Tyto náklady nejsou zjevně způsobilé pro investiční podporu. Naopak patří do běžných výdajů hospodářského subjektu a jako takové musí být zahrnuty do provozních nákladů, jak je vymezují oboje pokyny k regionální podpoře.
(397)
Co se týká provozní podpory, v průběhu řízení maďarské orgány ani zúčastněné strany neprokázaly žádná regionální znevýhodnění týkající se zvláštních cílových regionů DDD, a rovněž neprokázaly, že výše podpory je úměrná těmto znevýhodněním.
(398)
Oboje regionální pokyny mimoto stanoví, že se provozní podpora musí každopádně postupně snižovat a být časově omezená. Podpora poskytnutá prostřednictvím DDD se postupně nesnižuje a doba trvání v délce 15 až 27 let zdaleka přesahuje dobu, která by byla podle obou pokynů přípustná. DDD nespadají taktéž pod žádnou zvláštní výjimku uvedenou v pokynech k regionální podpoře a maďarské orgány ani zúčastněné strany nepředložily žádná tvrzení za tímto účelem.
(399)
Na základě výše uvedených skutečností vyvozuje Komise závěr, že podpora není způsobilá pro odchylku stanovenou v čl. 87 odst. 3 písm. a) Smlouvy o ES.
(400)
Ustanovení čl. 87 odst. 3 písm. b) Smlouva o ES stanoví, že „podpory, které mají napomoci uskutečnění některého významného projektu společného evropského zájmu anebo napravit vážnou poruchu v hospodářství některého členského státu“, mohou být považovány za slučitelné se společným trhem.
(401)
Komise podotýká, že dotyčná podpora nemá napomoci uskutečnění některého významného projektu společného evropského zájmu.
(402)
Komise rovněž nezjistila žádné důkazy, že podpora má napravit vážnou poruchu v maďarském hospodářství. Komise připouští, že elektřina je důležitým produktem pro hospodářství kteréhokoli členského státu a že v 90. letech minulého století bylo nutné toto odvětví v Maďarsku modernizovat.
(403)
Komise je však názoru, že se pojem „vážná porucha hospodářství některého členského státu“ vztahuje na mnohem závažnější případy a nelze jej použít na dohody o běžných dodávkách elektřiny. Komise mimoto podotýká, že tento pojem znamená prvek naléhavosti, což není s DDD slučitelné.
(404)
Maďarské orgány ani zúčastněné strany netvrdily, že DDD jsou slučitelné s čl. 87 odst. 3 písm. b) Smlouvy o ES.
(405)
Vzhledem k výše uvedeným skutečnostem vyvozuje Komise závěr, že podpora není způsobilá pro výjimku obsaženou v čl. 87 odst. 3 písm. b) Smlouvy o ES.
(406)
Ustanovení čl. 87 odst. 3 písm. d) Smlouvy o ES stanoví, že podpory určené na pomoc kultuře a zachování kulturního dědictví mohou být považovány za slučitelné se společným trhem, jestliže neovlivní podmínky obchodu a hospodářské soutěže ve Společenství v míře odporující společnému zájmu. Toto ustanovení se zjevně na DDD nevztahuje.
(407)
Ustanovení čl. 87 odst. 3 písm. c) umožňuje schválení podpor, které mají usnadnit rozvoj určitých hospodářských činností nebo hospodářských oblastí, pokud nemění podmínky obchodu v takové míře, jež by byla v rozporu se společným zájmem. Komise vypracovala řadu pokynů a sdělení, která objasňují uplatňování výjimky obsažené v tomto ustanovení.
(408)
Co se týká starých i nových pokynů k regionální podpoře, v 393. až 398. bodě odůvodnění je prokázáno, že DDD nejsou s těmito pokyny slučitelné.
(409)
Komise podotýká, že pokyny k ochraně životního prostředí použitelné v době přistoupení Maďarska k EU (109), například pokyny k regionální podpoře, povolují v prvé řadě investiční podporu. Provozní podpora je omezena na zvláštní cíle. První je podpora pro nakládání s odpady a úspory energie (oddíl E.3.1), která je omezena na dobu trvání v délce nejvýše 5 let. Druhou je podpora ve formě snížení daní či osvobození od daně (oddíl E.3.2). Třetí je podpora pro obnovitelné zdroje energie (oddíl E.3.3). Žádné z těchto ustanovení v tomto případě zjevně neplatí.
(410)
Čtvrtým a posledním druhem provozní podpory je podpora, kterou lze schválit jako podporu v případě kombinované výroby elektrické energie a tepla (dále jen „kombinovaná výroba“) (oddíl E.3.4). Někteří z dotyčných výrobců vyrábějí teplo i elektrickou energii. DDD však nesplňují podmínky bodu 66, a tudíž podmínky možností uvedených v bodech 58 až 65 pokynů k ochraně životního prostředí. Jednou z podmínek stanovených v bodě 66 je, že opatření podpory je výhodné ve smyslu ochrany životního prostředí vzhledem k tomu, že účinnost konverze je obzvláště vysoká, opatření umožní snížit spotřebu energie nebo výrobní proces bude méně poškozovat životní prostředí. Nic v informacích, které má Komise k dispozici, nenaznačuje, že je tato podmínka splněna.
(411)
Členské státy mohou při poskytování provozní podpory na kombinovanou výrobu využít tyto tři možnosti:
-
možnost 1: podpora k nahrazení rozdílu mezi výrobními náklady zařízení pro kombinovanou výrobu a tržní cenou vyrobené energie,
-
možnost 2: zavedení tržních mechanismů, jako jsou zelená osvědčení či nabídková řízení,
-
možnost 3: podpora jako náhrada ušetřených vnějších nákladů, což jsou environmentální náklady, které by společnost musela nést, kdyby stejné množství energie nebylo vyrobeno v rámci kombinované výroby,
-
možnost 4: podpora je omezena na 5 let, postupně se snižuje nebo je omezena na 50 % způsobilých nákladů.
(412)
Je zřejmé, že DDD nesplňují podmínky možnosti 2 a možnosti 3. Podmínky možnosti 1 nejsou rovněž splněny, jelikož pro výpočet výše podpory není použita tržní cena vyrobené energie. Částky podpory převedené na základě dané DDD nezávisí na cenách nabídnutých jiným výrobcem elektřiny, nýbrž výhradně na investičních a provozních nákladech, které dotyčnému výrobci vzniknou.
(413)
Maďarsko ani žádný z dotyčných výrobců ve skutečnosti neuváděli slučitelnost na základě těchto ustanovení, ani neprokázali, že elektrárny splňují kritéria pokynů k ochraně životního prostředí týkající se provozní podpory pro kombinovanou výrobu.
(414)
Dne 23. ledna 2008 Komise přijala nové pokyny ke státní podpoře na ochranu životního prostředí (110). Tyto nové pokyny povolují provozní podporu rovněž pouze v případě úspory energie, kombinované výroby, využití obnovitelných zdrojů energie a daňových úlev a osvobození od daně. Jak je uvedeno výše, nic z toho se na DDD nevztahuje.
(415)
Pokud jde o kombinovanou výrobu, existují tři možnosti, z nichž si členské státy mohou při poskytování takovéto podpory vybrat:
-
varianta 1: podpora na vyrovnání rozdílu mezi výrobními náklady zařízení pro kombinovanou výrobu a tržní cenou vyrobené energie,
-
varianta 2: zavedení tržních mechanismů, jako jsou zelená osvědčení nebo veřejné soutěže,
-
varianta 3: podpora je omezena na 5 let, postupně se snižuje nebo je omezena na 50 % způsobilých nákladů.
DDD nesplňují žádnou z těchto podmínek. Maďarské orgány ani výrobci elektřiny nepředložili žádné důkazy o splnění těchto kritérií nových pokynů k ochraně životního prostředí.
(416)
Z pokynů a sdělení, jež Komise vypracovala s cílem objasnit, jak bude přesně uplatňovat odchylku obsaženou v čl. 87 odst. 3 písm. c), je jediným, co lze v daném případě použít, metodika pro převodní náklady (viz 26. bod odůvodnění).
(417)
Tato metodika se týká podpory poskytnuté nástupnickým společnostem bývalého monopolu, které do elektráren investovaly před liberalizací odvětví elektřiny a které mohou mít problémy se získáním svých investičních nákladů zpět na liberalizovaném trhu. Jelikož jedním ze základních rysů DDD je umožnit, aby některé společnosti, které investovaly do elektráren před liberalizací odvětví elektřiny, nadále využívaly záruku příjmů, jež zajišťuje návratnost investic, je nutno metodiku považovat za příslušný základ pro posouzení slučitelnosti DDD.
(418)
Komise poznamenává, že maďarské orgány ani žádný z výrobců elektřiny ve svých připomínkách netvrdili, že DDD jsou slučitelné s kritérií metodiky. Většina výrobců ve skutečnosti vyvozuje závěr, že DDD jsou obchodními dohodami uzavřenými dlouho před existencí metodiky a kritéria vyrovnávacího mechanismu nejsou k posouzení DDD jednoduše vhodná.
(419)
Hlavním účelem metodiky pro převodní náklady je napomoci energetickému odvětví přejít na liberalizovaný trh tím, že nástupnickým energetickým společnostem bývalého monopolu je umožněno přizpůsobit se zavedení hospodářské soutěže (111).
(420)
Metodika stanoví zásady, které Komise používá při posuzování opatření podpory, jež mají vyrovnat náklady na povinnosti nebo záruky, které by kvůli liberalizaci trhu s elektřinou již nemuselo být možné plnit. Na takovéto povinnosti nebo záruky se odkazuje jako na „převodní náklady“ a mohou mít rozmanité podoby, zejména investice provedené na základě předpokládané nebo výslovné záruky prodeje.
(421)
Jelikož samy DDD představují výslovnou záruku prodeje před liberalizací, lze mít za to, že elektrárny, na něž se vztahují DDD, spadají do oblasti působnosti metodiky.
(422)
Komise však podotýká, že řada prvků hlavních zásad obsažených v DDD nesplňuje podmínky stanovené v oddíle 4 metodiky. Za prvé, nesplňují podmínku stanovenou v bodě 4.2 metodiky, která vyžaduje, aby opatření k vyplacení podpory musela vzít v úvahu budoucí rozvoj hospodářské soutěže. Mechanismy stanovení cen v DDD jsou navrženy tak, aby za účelem stanovení ceny zohledňovaly pouze zvláštní parametry dotyčné elektrárny. Není nutno brát v úvahu ceny nabízené konkurenčními výrobci a jejich výrobní kapacity.
(423)
Podle bodu 4.9 metodiky Komise přistupuje mimořádně podezíravě k podpoře, jejíž výše nebude pravděpodobně upravena, aby byly náležitě zohledněny rozdíly mezi hospodářskými a tržními předpoklady, jež byly původně přijaty při odhadu převodních nákladů a jejich skutečných změn v čase. DDD spadají do této kategorie, jelikož k navržení opatření podpory nebyl použit žádný tržní předpoklad. Skutečnost, že se hlavní zásady DDD navzdory postupnému otvírání trhu s elektřinou nezměnily, a ukládají tudíž společnosti MVM povinnost nakupovat elektřinu v množství převyšujícím její potřeby a prodávat tuto elektřinu na volném trhu, jednoznačně prokazuje, že DDD neberou v úvahu skutečný rozvoj trhu.
(424)
Jak bylo prokázáno v kapitole 3, jednou z hlavních výhod DDD pro výrobce elektřiny je povinnost společnosti MVM nakupovat stanovené kapacity a zaručené množství elektřiny za cenu pokrývající stálé, proměnlivé a kapitálové náklady, a to po dobu odpovídající přibližně době životnosti nebo amortizace aktiv. V důsledku toho DDD zavazují jednu ze smluvních stran, aby nakupovala elektřinu od druhé strany bez ohledu na skutečný vývoj nabídek konkurentů.
(425)
Řada členských států zavedla vyrovnávací mechanismy, podle nichž je maximální výše podpory stanovena předem na základě analýzy budoucího konkurenčního trhu, a zejména budoucích tržních cen vyplývajících ze vzájemného působení nabídky a poptávky. Pokud jsou skutečné příjmy dosažené dotyčnými výrobci vyšší, než se předpokládalo, jsou skutečné granty přepočítány a stanoveny na nižší úrovni než maximální částka. Dopad náhrady na trh je proto omezen na nejnižší možnou míru, zejména proto, že pro příjemce není zajištěna minimální úroveň výroby a prodeje.
(426)
V tomto ohledu DDD místo aby napomohly přechodu na konkurenční trh, vytvářejí ve skutečnosti překážku pro rozvoj skutečné hospodářské soutěže na podstatné části trhu pro výrobu elektřiny. Opatření k vyplacení podpory proto neumožňují vzít v úvahu budoucí rozvoj hospodářské soutěže a výše podpory není podmíněna rozvojem skutečné hospodářské soutěže.
(427)
V důsledku toho DDD odporují rovněž zásadám stanoveným v oddíle 5 metodiky, podle nichž nesmí být ujednání o financování v rozporu se zájmem Společenství, zejména hospodářskou soutěží. Podle oddílu 5 nesmí ujednání o financování odrazovat jiné podniky nebo nové účastníky od vstupu na určité vnitrostátní nebo regionální trhy. Jak je však zdůrazněno mimo jiné v 220. bodě odůvodnění, systém rezervace kapacity a ceny za kapacity odrazuje společnost MVM, která je zdaleka největším kupujícím na velkoobchodním trhu, aby přešla k jiným výrobcům, na něž se nevztahují DDD. Otevření trhu a podmínky stanovené v DDD mimoto nutí společnost MVM k tomu, aby nakupovala více elektřiny, než potřebuje, a tuto elektřinu dále prodávala na volném trhu prostřednictvím prodejních mechanismů. To samo o sobě brání vstupu nových účastníků na velkoobchodní trh. Komise se domnívá, že DDD narušují hospodářskou soutěž na maďarském velkoobchodním trhu s elektřinou po dobu, která značně přesahuje dobu potřebnou k přiměřenému přechodu na konkurenční trh.
(428)
Pravidla obsažená v DDD nesplňují kritéria stanovená v bodě 4.5 metodiky, jelikož maximální výše podpory, jež má být výrobcům vyplacena v období od 1. května 2004 do doby skončení platnosti DDD, není stanovena předem.
(429)
Bod 4.8 metodiky uvádí, že Komise přistupuje mimořádně podezíravě k podpoře, která má zajistit veškeré příjmy nebo část příjmů, jichž bylo dosahováno před vstupem směrnice 96/92/ES (112) v platnost, bez pečlivého zohlednění způsobilých převodních nákladů, které mohou vyplývat z otevření trhu.
(430)
Skutečnost, že DDD byly v době přistoupení Maďarska k Evropské unii zachovány, měla zajistit většinu příjmů, jichž výrobci elektřiny dosahovali před vstupem směrnice 96/92/ES v platnost. Elektrárny, na něž se vztahují DDD, mají mimoto velmi významný podíl na trhu, a to po velmi dlouhou dobu, která značně přesahuje dobu potřebnou pro přiměřený přechod na trh.
(431)
V rámci hlavních ustanovení DDD nemůže Komise mimoto oddělit soubor prvků, jež by podle metodiky bylo možno považovat za slučitelné se společným trhem. K zajištění slučitelnosti DDD by nepostačovalo zejména zkrácení doby jejich trvání, jelikož by způsob financování, který je založen na rezervovaných kapacitách a zaručeném odebraném množství, nadále bránil rozvoji skutečné hospodářské soutěže. Mechanismy tvorby cen by byly rovněž nadále v rozporu s cílem podpořit vznik skutečně konkurenčního trhu, na němž ceny vyplývají ze vzájemného působení nabídky a poptávky.
(432)
Na základě výše uvedených úvah vyvozuje Komise závěr, že DDD nejsou slučitelné s kritérii stanovenými v metodice.
(433)
Některé zúčastněné strany rovněž tvrdily, že by se na DDD mohl vztahovat čl. 86 odst. 2 Smlouvy o ES i tehdy, pokud nesplňují kritéria rozsudku ve věci Altmark.
(434)
Komise zastává názor, že úvahy uvedené v 255. až 275. bodě odůvodnění s ohledem na kritéria rozsudku ve věci Altmark vedou rovněž k závěru, že čl. 86 odst. 2 nelze na DDD použít.
(435)
Ustanovení čl. 86 odst. 2 lze použít pouze na společnosti, které poskytují přesně stanovené služby obecného hospodářského zájmu, což v tomto konkrétním případě neplatí, jak je prokázáno v 256. až 267. bodě odůvodnění. Náhrada za poskytování služeb obecného hospodářského zájmu musí být mimoto úměrná dodatečně vzniklým nákladům; jinými slovy, pro výpočet souvisejících nákladů musí být možné stanovit rozsah služeb obecného hospodářského zájmu. Tak tomu v tomto případě není, jak je prokázáno v 268. až 270. bodě odůvodnění.
(436)
Posuzovaná podpora proto představuje státní podporu, která není slučitelná se společným trhem.
7.8 Navrácení
(437)
Podle Smlouvy o ES a ustálené judikatury Soudního dvora je Komise poté, co zjistila, že podpora není slučitelná se společným trhem, oprávněna rozhodnout, že dotyčný stát takovou podporu zruší nebo upraví (113). Povinnost členského státu zrušit podporu, kterou Komise prohlásila za neslučitelnou se společným trhem, slouží podle stálé judikatury Soudního dvora k obnovení dřívějšího stavu (114). Podle Soudního dvora je tohoto cíle dosaženo, jakmile příjemce vrátí protiprávní podporu, čímž ztrácí výhodu, kterou měl na trhu ve vztahu ke svým soutěžitelům, a obnoví se stav, který předcházel poskytnutí podpory (115).
(438)
V souladu s touto judikaturou se v čl. 14 nařízení (ES) č. 659/1999 stanoví, že „je-li v případech protiprávní podpory přijato záporné rozhodnutí, Komise rozhodne, že dotyčný členský stát učiní všechna nezbytná opatření, aby příjemce podporu navrátil. Komise nebude vyžadovat navrácení podpory, pokud by to bylo v rozporu s obecnými zásadami práva Společenství“.
(439)
Některé zúčastněné strany tvrdily, že by zrušení soukromoprávních smluv rozhodnutím Komise bylo v rozporu se zásadou právní jistoty, jelikož DDD jsou soukromoprávními smlouvami, jež výrobci uzavřeli v dobré víře za tržních podmínek, které převládaly v té době. Tvrdily rovněž, že takovéto rozhodnutí by bylo v rozporu se zásadou proporcionality. Komise tato tvrzení odmítá z důvodů uvedených v 382. až 387. bodě odůvodnění.
(440)
Co se týká proporcionality, Soudní dvůr rozhodl, že navrácení protiprávně poskytnuté státní podpory v zájmu obnovení předchozího stavu nelze v zásadě považovat za nepřiměřené cílům ustanovení Smlouvy týkajících se státní podpory (116).
(441)
Komise se proto domnívá, že existují dostatečné důvody pro navrácení podpory poskytnuté prostřednictvím DDD v zájmu obnovení podmínek hospodářské soutěže.
(442)
V 176. až 236. bodě odůvodnění bylo prokázáno, že výhoda plynoucí z DDD přesahuje případný kladný rozdíl mezi cenami DDD a cenami, jichž by bylo možno na trhu dosáhnout bez DDD.
(443)
Komise je však názoru, že celkovou hodnotu všech podmínek dlouhodobých kupních povinností společnosti MVM, jak jsou uvedeny v 174. až 236. bodě odůvodnění, za období mezi 1. květnem 2004 a zrušením DDD nelze vypočítat přesně. Proto při nařízení navrácení protiprávní podpory Komise omezí inkasní příkaz na rozdíl, který může existovat mezi příjmy výrobců elektřiny podle DDD a příjmy, jichž by v tomto období mohli na trhu dosáhnout bez DDD.
(444)
S ohledem na stanovení částky, jež má být výrobci navrácena, Komise uznává, že přesný výpočet výše státní podpory, kterou příjemci skutečně získali, je poměrně složitý, jelikož závisí na tom, jaké by byly ceny a množství vyrobené a prodané elektřiny na maďarském velkoobchodním trhu mezi 1. květnem 2004 a dnem zrušení DDD, pokud by během tohoto období nebyla žádná z DDD v platnosti. Jelikož se DDD vztahují na velkou část maďarských výrobních kapacit, trh podle „srovnávacího scénáře“ (117) by se výrazně lišil od trhu, jaký byl ve skutečnosti.
(445)
Zvláštním rysem elektřiny je to, že jakmile je vyrobena, nelze ji hospodárně skladovat. K zajištění stability sítě musí být nabídka elektřiny a poptávka po ni neustále vyrovnaná. Množství energie, které výrobci a dovozci elektřiny mohou na velkoobchodním trhu prodat během určitého období, a cena, kterou mohou za tuto elektřinu získat, nezávisí na celkovém množství elektřiny požadované odběrateli během tohoto období, nýbrž na množství elektřiny požadované v každém okamžiku (118). Poptávka po elektřině mimoto během dne a sezónně značně kolísá, což znamená, že výrobní a dovozní kapacity potřebné k uspokojení poptávky v každém okamžiku rovněž kolísají a že některé výrobní jednotky dodávají elektřinu pouze v době vysoké poptávky (119). Fungování trhu proto nelze s naprostou přesností posoudit na základě údajů o roční spotřebě, výrobě a cenách, které má Komise k dispozici.
(446)
Podle judikatury Soudního dvora však žádné ustanovení práva Společenství nevyžaduje, aby Komise v případě, že nařídí navrácení podpory, která byla prohlášena za neslučitelnou se společným trhem, stanovila přesnou částku podpory, jež má být navrácena. Postačuje, aby rozhodnutí Komise obsahovalo informaci, která členskému státu umožní stanovit tuto částku bez větších potíží (120).
(447)
Komise proto uvádí pokyny, jak vyčíslit částku podpory, která má být navrácena. Jak bylo uvedeno výše, DDD mají natolik významný podíl na maďarském trhu pro výrobu elektřiny, že by se ceny bez DDD lišily od cen, jež byly skutečně zaznamenány v konkurenčním segmentu. Cenu, kterou by výrobci mohli získat při neexistenci DDD, je proto možno vypočítat na základě tržní simulace spočívající v analýze fungování velkoobchodního trhu s elektřinou podle „srovnávacího scénáře“. Účelem simulace je odhadnout, jaký by byl prodej a ceny podle srovnávacího scénáře s cílem stanovit spolehlivé odhady částek, jež by společnost MVM uhradila dotyčným výrobcům za elektřinu, kterou by od nich nakoupila podle tohoto scénáře. Simulace musí splňovat podmínky stanovené v následujících bodech odůvodnění.
(448)
Za prvé, vzhledem k tomu, že elektřina má velmi malou cenovou pružnost poptávky, je nutno simulaci provést za předpokladu, že zatížení soustavy je ve srovnávacím scénáři v každém okamžiku totožné se zatížením, jež bylo skutečně v tomto okamžiku zaznamenáno.
(449)
Za druhé, jak bylo uvedeno v 196. bodě odůvodnění, elektřina je prodávána na konkurenčních velkoobchodních trzích prostřednictvím smluv o okamžitém dodání nebo prostřednictvím termínových smluv. Šetření v odvětví energetiky prokázalo, že výše termínových cen závisí na jednotlivých očekáváních, co se týká vývoje cen na okamžitých trzích. Na rozdíl od okamžitých trhů, u nichž ekonomická teorie předpokládá, že v podmínkách dokonalé hospodářské soutěže je cena v každém okamžiku rovna nejvyšším krátkodobým mezním nákladům všech výrobních jednotek potřebných k uspokojení poptávky (121), pro termínové trhy neexistuje žádné výslovné cenové měřítko, jež by bylo možno odhadnout pomocí ekonomické teorie. Mimoto nelze simulovat dopad strategií vypracovaných prodávajícími a kupujícími s ohledem na arbitráž mezi smlouvami o okamžitém dodání a termínovými smlouvami. Tuto skutečnost dokládá široká škála situací zaznamenaných na velkoobchodních trzích v celé Evropě. Šetření v odvětví energetiky prokázalo, že se poměr mezi objemy obchodovanými ve formě okamžitých produktů a spotřebou elektřiny v daném členském státě mezi jednotlivými členskými státy značně liší (122).
(450)
Jak je uvedeno v 198. bodě odůvodnění, okamžité ceny, zejména ceny zaznamenané při okamžitém burzovním prodeji, obvykle znamenají reference pro celý velkoobchodní trh, včetně termínových produktů. Komise proto zastává názor, že ke zjištění částek podpory, jež mají být vráceny, je nutno velkoobchodní trh simulovat za předpokladu, že se s veškerou elektřinou obchoduje na základě smluv o okamžitém dodání, s výjimkou zvláštních prvků uvedených v 453. až 456. bodě odůvodnění.
(451)
Simulace by měla být provedena na základě krátkodobých mezních nákladů dotyčných výrobních jednotek. Simulace by proto měla vzít v úvahu příslušné údaje, které jsou specifické pro každou výrobní jednotku provozovanou v Maďarsku (123) v období mezi 1. květnem 2004 a skutečným dnem zrušením DDD, zejména s ohledem na vybudovanou kapacitu, tepelnou účinnost, náklady na palivo a jiné hlavní složky proměnlivých nákladů a období plánovaného a nuceného přerušení dodávek. Simulace by měla být mimoto provedena se základním předpokladem, že na simulovaném okamžitém trhu v každém okamžiku existuje pouze jedna cena vyplývající z mechanismů nabídky a poptávky. Tato jediná cena v průběhu času kolísá kvůli výkyvům v poptávce a proměnlivých nákladech.
(452)
Simulace musí přihlédnout ke skutečnosti, že podle srovnávacího scénáře by společnost MVM nemusela nakupovat objem elektřiny přesahující množství, jež potřebuje k uspokojení potřeb spotřebitelského segmentu (124). Prodejní mechanismy uvedené v 226. bodě odůvodnění by proto podle srovnávacího scénáře neexistovaly a potřeby společnosti MVM by byly omezeny na množství potřebné k uspokojení poptávky spotřebitelského segmentu.
(453)
Při simulaci je nutno vzít v úvahu rovněž určité zvláštní, řádně odůvodněné situace, které mohou znamenat odchylku od zásady mezních nákladů, na nichž je celá simulace založena. S těmito zvláštními situacemi se mohou setkat zařízení pro kombinovanou výrobu. V závislosti na jejich smlouvách nebo zákonných povinnostech s ohledem na dodávku tepla mohou tato zařízení prodávat elektřinu za cenu nižší, než jsou jejich krátkodobé mezní náklady.
(454)
Tyto případy se mohou týkat rovněž výrobních jednotek, které využívají režim veřejné podpory, a sice z toho důvodu, že jsou založeny na technologiích šetrných k životnímu prostředí. Tak je tomu v Maďarsku, kde právní předpisy společnosti MVM a regionálním energetickým společnostem ukládají povinný odběr elektřiny vyrobené při kombinované výrobě nebo z odpadu či obnovitelných zdrojů energie za úředně regulované ceny, které jsou obvykle vyšší než ceny zaznamenané v konkurenčním segmentu velkoobchodního trhu. Simulace musí přihlédnout ke skutečnosti, že tento systém povinného odběru je zaveden rovněž ve srovnávacím scénáři. Množství elektřiny nakoupené společností MVM v rámci režimu povinného odběru a ceny uhrazené za tuto energii jsou proto totožné s množstvím a cenami zaznamenanými ve skutečném scénáři (125).
(455)
Simulace musí zohlednit rovněž skutečnost, že určité fyzicky dostupné výrobní kapacity nejsou k dispozici pro dodávku elektřiny na velkoobchodní trh, jelikož jsou rezervovány k poskytování vyrovnávacích služeb pro provozovatele přenosové soustavy. Podle skutečného scénáře jsou vyrovnávací služby poskytovány výrobci účastnícími se DDD i ostatními výrobci. Simulaci je nutno provést za předpokladu, že podle „srovnávacího scénáře“ jsou kapacity rezervované pro poskytování vyrovnávacích služeb pro provozovatele přenosové soustavy, elektřina poskytnutá na základě těchto kapacit a cena za tuto elektřinu stejné jako podle skutečného scénáře.
(456)
Podle srovnávacího scénáře se může množství dovezené a vyvezené elektřiny a ceny, které lze za ně získat, lišit od množství a cen ve skutečném scénáři. Tento účinek by však nebylo možné posoudit přesně bez rozšíření simulace na trhy vyvážejících a dovážejících zemí, jelikož rozhodnutí účastníků trhu o vývozu nebo dovozu z jedné země do druhé jsou ovlivněna tržními podmínkami panujícími v dovážející i vyvážející zemi. Vzhledem k tomu, že objemy dovezené do Maďarska a vyvezené z Maďarska jsou v porovnáni s objemy vyrobenými a spotřebovanými v této zemi omezené, a s přihlédnutím ke skutečnosti, že jedna třetina celkového dovozu je pokryta dlouhodobými smlouvami (126), se Komise domnívá, že takovéto rozšíření simulace by vyžadovalo neúměrné úsilí. Maďarsko proto může mít za to, že podle srovnávacího scénáře jsou dovezené a vyvezené množství a odpovídající ceny stejné jako ve skutečném scénáři.
(457)
Komisi je známo, že někteří výrobci, kteří se neúčastní DDD se společností MVM, uzavřeli dlouhodobé nebo střednědobé smlouvy o dodávkách elektřiny s jinými odběrateli. Komise však zastává názor, že takovéto smlouvy by za účelem simulace neměly být brány v úvahu, jelikož ukončení DDD ke dni 1. května 2004 či dříve, jež je základním předpokladem srovnávacího scénáře, by nutně změnilo obchodní strategie všech výrobců vzhledem k velkému podílu vybudovaných kapacit, jež byly rezervovány v rámci DDD. Jak je uvedeno v 449. bodě odůvodnění, není možné odhadnout podíl elektřiny prodané ve formě okamžitých a termínových produktů. Je proto vhodné usuzovat, že by všichni výrobci prodávali elektřinu ve formě okamžitých produktů, pokud se na ně nevztahuje jedna ze situací uvedených v 453. až 456. bodě odůvodnění.
(458)
Nejpřesnějším způsobem simulace velkoobchodního trhu s elektřinou je simulace na hodinovém základě s přihlédnutím ke všem parametrům, jež jsou specifické pro jednotlivé hodiny. Komise však uzná simulaci omezenou na reprezentativní časové vzorky a extrapolaci výsledků simulace provedené u jednotlivých reprezentativních časových vzorků na celé posuzované období.
(459)
Simulace by měla přinést spolehlivé odhady množství elektřiny dodané jednotlivými výrobními jednotkami a ceny získané za tuto elektřinu na základě srovnávacího scénáře. Poměr mezi elektřinou, kterou společnost MVM potřebuje k uspokojení potřeb regulovaného segmentu (127), a celkovým množstvím elektřiny dodané na velkoobchodní trh v každém okamžiku je nutno odhadnout na základě historických údajů o celkové spotřebě konečných uživatelů v regulovaném segmentu a celkové spotřebě všech konečných uživatelů ve skutečném scénáři.
(460)
Tento podíl se použije k odhadu množství elektřiny, jež by podle srovnávacího scénáře každý výrobce prodal společnosti MVM v každém okamžiku. Na základě těchto odhadů je nutno celkové částky, které by společnost MVM podle srovnávacího scénáře zaplatila jednotlivým výrobcům za elektřinu nakoupenou k uspokojení poptávky v regulovaném segmentu, odhadnout pro celé posuzované období (128).
(461)
Poslední krok při výpočtu částek, jež mají být navráceny, musí zohlednit skutečnost, že podle skutečného scénáře neprodávali výrobci veškerou elektřinu vyrobenou ve výrobních blocích, na něž se vztahují DDD, společnosti MVM, nýbrž využívali své nerezervované kapacity k prodeji jiným odběratelům než společnosti MVM. Pro každý dotčený výrobní blok je nutno částku podpory, jež má být navrácena, vypočítat na ročním základě podle rozdílu mezi příjmy dosaženými z prodeje elektřiny společnosti MVM v rámci DDD (129) podle skutečného scénáře a částkami, jež by společnost MVM zaplatila podle srovnávacího scénáře, vypočítanými v souladu s výše uvedenými zásadami.
(462)
Komise však připouští, že podle srovnávacího scénáře mohou dotyční výrobci dosáhnout u jiných odběratelů než společnosti MVM vyšších příjmů, než získali od těchto odběratelů podle skutečného scénáře. Příčinou je zejména skutečnost, že podle srovnávacího scénáře není společností MVM rezervována žádná kapacita, což výrobcům poskytuje dodatečné možnosti prodat vyrobenou elektřinu jiným odběratelům než společnosti MVM. Maďarsko proto může od částek vypočítaných podle 461. bodu odůvodnění odečíst rozdíl mezi příjmy, jichž by výrobci podle srovnávacího scénáře dosáhli u jiných odběratelů než společnosti MVM, a příjmy, které podle skutečného scénáře získali od odběratelů jiných než společnost MVM, je-li tento rozdíl kladný.
(463)
Úroky, jež mají být navráceny podle čl. 14 odst. 2 nařízení (ES) č. 659/1999, je rovněž nutno vypočítat na ročním základě.
(464)
Aby mohla Komise posoudit přesnost a spolehlivost simulace, kterou Maďarsko provedlo, mělo by jí Maďarsko poskytnout podrobný popis základní metodiky a soubor údajů použitých při simulaci.
(465)
Komise ví o existenci vhodných nástrojů, jejichž pomocí lze provést potřebnou simulaci. Takovýto nástroj Komise použila v rámci šetření v odvětví energetiky k posouzení struktury a výkonnosti šesti evropských velkoobchodních trhů (130). Tyto nástroje používá rovněž řada výrobců elektřiny a obchodníků s elektřinou za účelem dlouhodobých odhadů, provedení studií pro plánování zdrojů a k optimalizaci dodávek vyrobené elektřiny. Jak bylo uvedeno výše, Komise je ochotna uznat určitá zjednodušení, zejména použití reprezentativních časových vzorků místo simulace na hodinovém základě. Podle zásady loajální spolupráce stanovené v článku 10 Smlouvy se proto od Maďarska požaduje, aby v přiměřené lhůtě provedlo simulaci podle výše uvedených zásad a aby vypočítalo částku podpory, která má být navrácena na základě této simulace.
(466)
Soudní dvůr má za to, že když členský stát narazí na nepředvídané a nepředvídatelné potíže nebo si uvědomí následky, které Komise nevzala v úvahu, může se s těmito problémy obrátit na Komisi a navrhnout patřičné změny. V takovém případě musí Komise a členský stát spolupracovat v dobré víře na odstranění obtíží v souladu s ustanoveními Smlouvy o ES (131).
(467)
Komise proto Maďarsko vyzývá, aby jí sdělilo případné problémy, s nimiž se setkalo při provádění tohoto rozhodnutí.
8. ZÁVĚR
(468)
Komise vyvozuje závěr, že DDD výrobcům elektřiny poskytují protiprávní státní podporu ve smyslu čl. 87 odst. 1 Smlouvy o ES a že tato podpora není slučitelná se společným trhem.
(469)
Jak je objasněno v bodě 7.3, prvek státní podpory obsažený v DDD spočívá v povinnosti společnosti MVM nakoupit určitou kapacitu a zaručené minimální množství elektřiny za cenu pokrývající kapitálové, stálé a proměnlivé náklady, a to po značnou část doby životnosti výrobních jednotek, a zaručit tak návratnost investic.
(470)
Jelikož tato státní podpora není slučitelná se Smlouvou o ES, musí být ukončena,
PŘIJALA TOTO ROZHODNUTÍ:
Článek 1
1. Kupní povinnosti stanovené v dlouhodobých dohodách o prodeji elektřiny mezi společnostmi Magyar Villamos Művek Rt. a Budapesti Erőmű Rt., Dunamenti Erőmű Rt., Mátrai Erőmű Rt., AES-Tisza Erőmű Kft, Csepeli Áramtermelő Kft., Paksi Atomerőmű Rt. a Pécsi Erőmű Rt. (signatář původní DDD a předchůdce společnosti Pannon Hőerőmű Rt.) (132) představují státní podporu pro výrobce elektřiny ve smyslu čl. 87 odst. 1 Smlouvy ES.
2. Státní podpora uvedená v čl. 1 odst. 1 není slučitelná se společným trhem.
3. Maďarsko přestane poskytovat státní podporu uvedenou v odstavci 1 do šesti měsíců ode dne oznámení tohoto rozhodnutí.
Článek 2
1. Maďarsko zajistí navrácení podpory uvedené v článku 1 příjemci.
2. Částky, které mají být navráceny, podléhají úrokům ode dne, kdy byly příjemcům k dispozici, až do dne, kdy byly získány zpět.
3. Úroky se vypočtou na základě složené úrokové míry v souladu s kapitolou V nařízení Komise (ES) č. 794/2004 (133) ve znění nařízení (ES) č. 271/2008 (134).
Článek 3
1. Do dvou měsíců od oznámení tohoto rozhodnutí poskytne Maďarsko Komisi informace o již přijatých a plánovaných opatřeních k dosažení souladu s tímto rozhodnutím, a zejména informace o krocích podniknutých k provedení vhodné simulace velkoobchodního trhu s cílem stanovit částky, jež mají být navráceny, podrobnou metodiku, která má být použita, a podrobný popis souboru údajů, jež mají být za tímto účelem použity.
2. Maďarsko bude Komisi informovat o vývoji vnitrostátních opatření přijatých s cílem vykonat toto rozhodnutí až do úplného vrácení podpory uvedené v článku 1. Na vyžádání Komise neprodleně předloží informace o již přijatých a plánovaných opatřeních k dosažení souladu s tímto rozhodnutím. Maďarsko poskytne rovněž podrobné informace o částkách podpory a úroků, které již příjemci navrátili.
Článek 4
1. Maďarsko vypočítá přesnou částku podpory, která má být navrácena, na základě vhodné simulace velkoobchodního trhu s elektřinou, jaký by existoval v případě, že by ode dne 1. května 2004 neplatila žádná z dlouhodobých dohod o prodeji elektřiny uvedených v čl. 1 odst. 1.
2. Do šesti měsíců od oznámení tohoto rozhodnutí Maďarsko vypočítá částky, jež mají být navráceny, podle metody popsané v odstavci 1 a předloží Komisi veškeré příslušné informace o simulaci, zejména jejích výsledcích, podrobný popis použité metodiky a soubor údajů použitých k provedení simulace.
Článek 5
Maďarsko zajistí, aby k navrácení podpory uvedené v článku 1 došlo ve lhůtě deseti měsíců ode dne oznámení tohoto rozhodnutí.
Článek 6
Toto rozhodnutí je určeno Maďarské republice.
V Bruselu dne 4. června 2008.
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.