title: Decyzja Komisji (UE) 2017/2112 z dnia 6 marca 2017 r. w sprawie środka pomocy/programu pomocy/pomocy państwa SA.38454 – 2015/C (ex 2015/N), które Węgry planują wdrożyć w celu wsparcia utworzenia dwóch nowych reaktorów jądrowych w elektrowni jądrowej Paks II (notyfikowana jako dokument nr C(2017) 1486) (Jedynie tekst w języku angielskim jest autentyczny)Tekst mający znaczenie dla EOG.

text:
                  1.12.2017

                  PL

                  Dziennik Urzędowy Unii Europejskiej

                  L 317/45

            DECYZJA KOMISJI (UE) 2017/2112
      z dnia 6 marca 2017 r.
      w sprawie środka pomocy/programu pomocy/pomocy państwa SA.38454 – 2015/C (ex 2015/N), które Węgry planują wdrożyć w celu wsparcia utworzenia dwóch nowych reaktorów jądrowych w elektrowni jądrowej Paks II
      (notyfikowana jako dokument nr C(2017) 1486)
      (Jedynie tekst w języku angielskim jest autentyczny)
      (Tekst mający znaczenie dla EOG)
      KOMISJA EUROPEJSKA,
      uwzględniając Traktat o funkcjonowaniu Unii Europejskiej, w szczególności jego art. 108 ust. 2 akapit pierwszy,
      uwzględniając Porozumienie o Europejskim Obszarze Gospodarczym, w szczególności jego art. 62 ust. 1 lit. a),
      zwróciwszy się do zainteresowanych stron o przedstawienie uwag (1) oraz po uwzględnieniu tych uwag,
      a także mając na uwadze, co następuje:
      1.   PROCEDURA

                  (1)

                  Na podstawie artykułów prasowych i nieformalnych kontaktów z władzami węgierskimi w dniu 13 marca 2014 r. Komisja wszczęła wstępne postępowanie wyjaśniające w sprawie możliwej pomocy państwa na budowę elektrowni jądrowej Paks II („Paks II”) opatrzone numerem sprawy SA.38454 (2014/CP).

                  (2)

                  Po licznych wymianach informacji i szeregu spotkań formalnych władze węgierskie zgłosiły środek w dniu 22 maja 2015 r. w celu uzyskania pewności prawa, twierdząc, że projekt nie stanowi pomocy państwa w rozumieniu art. 107 Traktatu o funkcjonowaniu Unii Europejskiej („TFUE”).

                  (3)

                  Pismem z dnia 22 maja 2015 r. Węgry zgłosiły Komisji środek mający na celu zapewnienie wkładu finansowego na utworzenie dwóch nowych reaktorów jądrowych na terenie elektrowni Paks.

                  (4)

                  W piśmie z dnia 23 listopada 2015 r. Komisja poinformowała Węgry o swojej decyzji o wszczęciu postępowania określonego w art. 108 ust. 2 TFUE w odniesieniu do środka pomocy (decyzja o wszczęciu postępowania). Decyzja Komisji została opublikowana w Dzienniku Urzędowym Unii Europejskiej
                      (2). Komisja zwróciła się do zainteresowanych stron o przekazanie uwag.

                  (5)

                  W dniu 29 stycznia 2016 r. Węgry przekazały swoje uwagi do decyzji o wszczęciu postępowania.

                  (6)

                  Komisja otrzymała uwagi od zainteresowanych stron. Przekazała je Węgrom, dając im możliwość udzielenia na nie odpowiedzi. Węgry przekazały uwagi pismem z dnia 7 kwietnia 2016 r.

                  (7)

                  Węgry przekazały dalsze informacje w dniach 21 kwietnia, 27 maja, 9 czerwca, 16 czerwca i 28 lipca 2016 r., dnia 16 stycznia 2017 r. i dnia 20 lutego 2017 r.

                  (8)

                  W dniu 12 września 2016 r. władze węgierskie oświadczyły o rezygnacji ze stosowania własnego języka i wyraziły zgodę, by autentyczną wersją językową przyjętej decyzji był język angielski.

            2.   SZCZEGÓŁOWY OPIS ŚRODKA POMOCY

      2.1.   OPIS PROJEKTU

                  (9)

                  Środek pomocy dotyczy utworzenia dwóch nowych reaktorów jądrowych (bloki nr 5 i 6) na Węgrzech, których budowę finansuje w całości państwo węgierskie na rzecz podmiotu Paks II (MVM Paks II Nuclear Power Plant Development Private Company Limited by Shares), który będzie właścicielem nowych reaktorów oraz będzie je obsługiwał.

                  (10)

                  W dniu 14 stycznia 2014 r. Federacja Rosyjska i Węgry zawarły umowę międzyrządową w sprawie programu jądrowego (3). Na podstawie umowy międzyrządowej oba państwa współpracują ze sobą w zakresie konserwacji i dalszego rozwoju obecnej elektrowni jądrowej Paks (elektrownia jądrowa Paks). Współpraca obejmuje zaprojektowanie, wybudowanie, uruchomienie i likwidację dwóch nowych bloków energetycznych nr 5 i 6, oprócz istniejących już bloków energetycznych nr 1–4, z reaktorami jądrowymi typu VVER (moderowane i chłodzone wodą) o mocy zainstalowanej wynoszącej co najmniej 1 000 MW na każdy blok energetyczny (4). Uruchomienie bloków nr 5 i 6 ma na celu zrekompensowanie utraty mocy, gdy bloki nr 1–4 (w sumie 2 000 MW) przestaną działać. Węgry poinformowały, że bloki nr 1–4 będą działać odpowiednio do końca 2032 r., 2034 r., 2036 r. i 2037 r., bez przewidywanej perspektywy dalszego przedłużenia cyklu życia.

                  (11)

                  Zgodnie z umową międzyrządową (5) zarówno Rosja, jak i Węgry wyznaczą jedną doświadczoną organizację państwową i kontrolowaną przez państwo, która będzie ponosiła odpowiedzialność finansową i techniczną za wykonanie zobowiązań jako wykonawca/właściciel projektu.

                  (12)

                  Budowę tych nowych reaktorów jądrowych (bloków nr 5 i 6) powierzono wyznaczonej przez Rosję spółce akcyjnej Nizhny Novgorod Engineering Company Atomenergoproekt (JSC NIAEP), zaś ich właścicielem i operatorem będzie wyznaczona przez Węgry spółka MVM Paks II Nuclear Power Plant Development Private Company Limited by Shares
                      (1) („Paks II”).

                  (13)

                  Chociaż w umowie międzyrządowej określono ogólne prawa i obowiązki związane ze współpracą jądrową między tymi dwoma państwami, szczegółowa realizacja umowy międzyrządowej zostanie określona w oddzielnych umowach zwanych „umowami wykonawczymi” (6) w następujący sposób:

                              a)

                              umowa obejmująca usługi inżynieryjne, przetargowe i budowlane dotycząca budowy dwóch nowych bloków nr 5 i 6 z reaktorami typu VVER 1 200 (V491) na terenie elektrowni Paks będzie określana mianem „umowy o świadczenie usług inżynieryjnych, przetargowych i budowlanych”;

                              b)

                              umowa określająca warunki współpracy w zakresie eksploatacji i konserwacji nowych reaktorów jądrowych będzie określana mianem „umowy w sprawie eksploatacji i konserwacji”;

                              c)

                              umowa w sprawie warunków dostarczania paliwa i zarządzania wypalonym paliwem jądrowym.

                  (14)

                  W dniu 9 grudnia 2014 r. spółki JSC NIAEP i Paks II zawarły umowę o świadczenie usług inżynieryjnych, przetargowych i budowlanych, która stanowi, że dwa nowe bloki nr 5 i 6 zaczną działać odpowiednio w latach 2025 i 2026.

                  (15)

                  Oddzielnie Rosja zobowiązała się udzielić Węgrom pożyczki państwowej na sfinansowanie utworzenia Paks II. Pożyczka ta jest regulowana umową międzyrządową w sprawie finansowania (7) i zapewnia kredyt odnawialny w wysokości 10 mld EUR, którego wykorzystanie ogranicza się wyłącznie do zaprojektowania, wybudowania i uruchomienia bloków energetycznych nr 5 i 6 w Paks II. Węgry wykorzystają ten kredyt odnawialny na bezpośrednie sfinansowanie inwestycji w Paks II koniecznych w celu zaprojektowania, wybudowania i uruchomienia nowych bloków energetycznych nr 5 i 6 zgodnie z umową międzyrządową w sprawie finansowania. Oprócz umowy międzyrządowej w sprawie finansowania Węgry zapewnią na sfinansowanie inwestycji w Paks II dodatkową kwotę w wysokości do 2,5 mld EUR ze swojego budżetu.

                  (16)

                  Poza wsparciem inwestycyjnym, o którym mowa w motywie 15, Węgry nie zamierzają udzielać Paks II żadnego innego wsparcia finansowego po wybudowaniu bloków energetycznych nr 5 i 6. Nowe bloki będą działać zgodnie z warunkami rynkowymi bez ustalonej kwoty przychodów czy ceny gwarantowanej. Węgry uważają, że na tym etapie zaciąganie zadłużenia bezpośrednio przez Paks II nie będzie konieczne.

            2.2.   CEL ŚRODKA POMOCY

                  (17)

                  Jak wyjaśniono w decyzji o wszczęciu postępowania, elektrownia jądrowa Paks jest jedyną elektrownią jądrową działającą na terenie Węgier. Jej właścicielem jest należące w całości do państwa przedsiębiorstwo zajmujące się obrotem energią elektryczną i produkcją energii – Magyar Villamos Művek Zártkörűen Működő Részvénytársaság („Grupa MVM”) (8). Jej cztery bloki posiadają całkowitą moc zainstalowaną równą 2 000 MW, przy czym każdy blok jest obecnie wyposażony w technologię rosyjską (VVER-440/V213). Do 2037 r. bloki będą stopniowo wycofywane z eksploatacji (zob. motyw 10).

                  (18)

                  Wytwarzanie energii elektrycznej ze źródeł jądrowych odgrywa strategiczną rolę w koszyku energetycznym Węgier, ponieważ około 50 % całkowitej energii elektrycznej wytworzonej w kraju pochodzi z istniejących czterech reaktorów jądrowych w elektrowni jądrowej Paks (9).

                  (19)

                  Na podstawie następujących celów:

                              —

                              utrzymanie rozsądnego udziału zasobów krajowych, oraz

                              —

                              zmniejszenie zależności Węgier od importu, przy jednoczesnym zachowaniu spójności z krajową polityką klimatyczną,

                        rząd zwrócił się do grupy MVM o przeanalizowanie rozwiązań alternatywnych dla rozszerzenia produkcji energii elektrycznej w elektrowniach jądrowych. Grupa MVM przygotowała studium wykonalności zawierające analizę realizacji i finansowania nowej elektrowni jądrowej, którą można połączyć z systemem energii elektrycznej i której eksploatacja może odbywać się w sposób ekonomiczny, bezpieczny i przyjazny dla środowiska. Na podstawie tego studium wykonalności, przedstawionego w 2008 r. przez grupę MVM, rząd zaproponował realizację projektu parlamentowi węgierskiemu, który wyraził zgodę na rozpoczęcie prac przygotowawczych związanych z budową nowych bloków elektrowni jądrowej na terenie elektrowni Paks (10). Studium poparto obliczeniami, które wykazały, że do 2025 r. przewiduje się zmniejszenie mocy zainstalowanej brutto o 6 000 MW z 8 000–9 000 MW w wyniku zamknięcia przestarzałych elektrowni. Elektrownie te miały zostać częściowo zastąpione poprzez rozbudowanie elektrowni jądrowej Paks.

                  (20)

                  W 2011 r. wdrożono krajową strategię energetyczną na okres do 2030 r. (11). W strategii tej skoncentrowano się przede wszystkim na scenariuszu dla Węgier uwzględniającym energię jądrową, węglową i bioenergię. Węgierski operator systemu przesyłowego (OSP), MAVIR, przewiduje, że do 2026 r. na Węgrzech powstanie zapotrzebowanie na co najmniej 5,3 GW nowej zdolności wytwórczej, a do 2031 r. na nieco ponad 7 GW w wyniku przyszłego zapotrzebowania i zlikwidowania istniejącej zdolności wytwórczej na Węgrzech (12). MAVIR przewiduje również, że prawie cała bieżąca infrastruktura elektrowni węglowych zostanie zlikwidowana w latach 2025–2030, a moc zainstalowana infrastruktury wytwarzania energii w węgierskich elektrowniach gazowych spadnie o około 1 GW, jak wynika z tabeli 1 przedstawionej przez Węgry w dniu 16 stycznia 2017 r. Węgry wyjaśniły, że w prognozie zawartej w badaniu przeprowadzonym przez MAVIR, zgodnie z którą wymagana będzie nowa zdolność na poziomie 7 GW, nie uwzględniono importu ani nowych mocy zainstalowanych.

                     Tabela 1

                     Oczekiwane wycofywanie krajowych mocy zainstalowanych do 2031 r.

                              (ΜW)

                              Existing

                              Phase-out

                              Nuclear

                              2 000

                              Coal

                              1 292

                              1 222

                              Natural gas

                              3 084

                              960

                              Oil

                              410

                              Intermittent renewables/weather-dependent

                              455

                              100

                              Other renewables

                              259

                              123

                              Other non-renewables

                              844

                              836

                              Sum

                              8 344

                              3 241

                                 Źródło: Władze węgierskie (Mavir).

                  (21)

                  Węgry i Rosja podpisały umowę międzyrządową w celu rozwijania nowych zdolności na terenie elektrowni Paks. Węgry wyjaśniły, że utrzymanie produkcji energii jądrowej w koszyku energetycznym może pomóc w zaspokojeniu potrzeby zastąpienia stopniowo wycofywanej zdolności, rozwijania nowych zdolności i osiągnięcia określonego przez Węgry celu w związku z realizacją unijnych celów klimatycznych (w szczególności związanych z przewidywanym obniżeniem emisji CO2).

            2.3.   OPIS NOWYCH BLOKÓW – TECHNOLOGIA, KTÓRA MA ZOSTAĆ WDROŻONA

                  (22)

                  Nowe bloki nr 5 i 6 elektrowni jądrowej Paks II zostaną wyposażone w technologię VVER 1 200 (V491) i bardziej zaawansowane reaktory jądrowe generacji III+. Węgry wyjaśniają, że specyfikacje techniczne bloków, które zostaną rozmieszczone w Paks II, przyniosą znaczące korzyści w stosunku do obecnych bloków elektrowni jądrowej Paks II, takie jak zwiększona wydajność i bardziej ekonomiczna eksploatacja, a także rozszerzone zabezpieczenia.

                  (23)

                  Poza znacząco wyższą mocą zainstalowaną VVER 1 200 (V491) istnieje również istotna różnica w przewidywanym okresie eksploatacji (60 lat w przypadku bloków VVER 1 200 w przeciwieństwie do 30 lat w przypadku istniejących bloków elektrowni jądrowej Paks) i większe pole do manewru, które pozwala na dostosowanie mocy każdego bloku w zależności od zapotrzebowania na sieć elektryczną w pewnym zakresie.

                  (24)

                  Zmniejszenie ilości paliwa potrzebnego do eksploatacji nowych bloków odzwierciedla również postęp technologiczny w ostatnich latach. Zamiast istniejącego 12-miesięcznego cyklu paliwowego nowe bloki mogą pracować w cyklu 18-miesięcznym. Oznacza to, że nowe bloki będą wymagały mniejszej liczby przestojów rocznie w celu ponownego załadunku paliwa, a średni czas eksploatacji elektrowni w ciągu roku wydłuży się, bez potrzeby utraty czasu produkcyjnego.

                  (25)

                  W specyfikacji technicznej wskazano również, że gęstość mocy, którą zapewnią nowe elementy paliwowe, będzie znacznie wyższa niż w istniejących elementach paliwowych. To z kolei oznacza, że można uzyskać wyższe wyniki w przeliczeniu na jednostkę masy materiału paliwowego, co może poprawić sytuację ekonomiczną elektrowni.

            2.4.   BENEFICJENT

                  (26)

                  Jak wyjaśniono w sekcji 2.3 decyzji o wszczęciu postępowania, beneficjentem środka pomocy jest spółka Paks II, należąca obecnie do państwa węgierskiego. Prawa akcjonariuszy wykonuje kancelaria premiera. Paks II będzie właścicielem i operatorem bloków nr 5 i 6 reaktorów jądrowych, które finansuje państwo węgierskie.

                  (27)

                  W motywie 19 decyzji o wszczęciu postępowania wyjaśniono, w jaki sposób akcje Paks II będące pierwotnie własnością grupy MVM przeszły na własność państwa węgierskiego (13). Według informacji przekazanych przez Węgry w dniu 30 stycznia 2016 r. cena zakupu przeniesienia wynosiła 10,156 mld HUF, co odpowiada około 33 mln EUR.

            2.5.   STRUKTURA FINANSOWANIA PROJEKTU ORAZ PRAWA I OBOWIĄZKI WYNIKAJĄCE Z UMOWY O ŚWIADCZENIE USŁUG INŻYNIERYJNYCH, PRZETARGOWYCH I BUDOWLANYCH

      2.5.1.   UMOWA MIĘDZYRZĄDOWA W SPRAWIE FINANSOWANIA

                  (28)

                  W ramach umowy międzyrządowej (14) Rosja udzieliła Węgrom pożyczki państwowej w postaci kredytu odnawialnego w wysokości 10 mld EUR na sfinansowanie utworzenia bloków energetycznych nr 5 i 6 w elektrowni jądrowej Paks. Zakres oprocentowania pożyczki wynosi 3,95–4,95 % (15). Pożyczka jest przeznaczona na zaprojektowanie, wybudowanie i uruchomienie wspomnianych nowych bloków energetycznych.

                  (29)

                  Zgodnie z umową międzyrządową w sprawie finansowania Węgry mogą wykorzystać pożyczkę do sfinansowania 80 % wartości umowy o świadczenie usług inżynieryjnych, przetargowych i budowlanych w celu realizacji robót budowlanych, świadczenia usług i dostarczenia sprzętu, zaś 20 % wartości umowy o świadczenie usług inżynieryjnych, przetargowych i budowlanych pokrywa się z budżetu Węgier (zob. motyw 15). Węgry muszą wykorzystać pożyczkę do 2025 r.

                  (30)

                  Węgry mają 21 lat na zwrócenie pożyczki do dnia 15 marca lub 15 września po dniu uruchomienia obu nowych bloków elektrowni jądrowej nr 5 i 6, ale nie później niż do dnia 15 marca 2026 r. (16).

                  (31)

                  Płatności w ramach umowy międzyrządowej w sprawie finansowania można dokonać wyłącznie na wniosek węgierskiego Ministerstwa Gospodarki Narodowej i po otrzymaniu zgody rosyjskiego Ministerstwa Finansów.

            2.5.2.   UMOWA O ŚWIADCZENIE USŁUG INŻYNIERYJNYCH, PRZETARGOWYCH I BUDOWLANYCH

                  (32)

                  Zgodnie z umową o świadczenie usług inżynieryjnych, przetargowych i budowlanych JSC NIAEP musi dostarczyć dwa reaktory jądrowe określone w szczegółowej specyfikacji technicznej w ustalonych terminach i po ustalonej cenie ryczałtowej ([…] (*1) mld EUR). Uznaje się, że cena ta – wynosząca […] – uwzględnia każdy wcześniej nieokreślony koszt (17).

                  (33)

                  W umowie przewidziano zapłatę kary umownej (18) w szczególnych okolicznościach […].

                  (34)

                  […].

                  (35)

                  […].

            2.5.3.   STOSUNKI MIĘDZY PAŃSTWEM A BENEFICJENTEM

                  (36)

                  Początkowo Węgry przewidywały, że Paks II pozostanie w całości spółką zależną MVM Hungarian Electricity Ltd., która sama jest własnością państwa węgierskiego i gmin. Od listopada 2014 r. Paks II nie jest już spółką zależną MVM Hungarian Electricity Ltd. ani częścią grupy MVM, ale jest w całości bezpośrednią własnością przedsiębiorstwa państwowego, które obecnie nie ma żadnych związków prawnych z grupą MVM.

                  (37)

                  Jeżeli chodzi o działalność Paks II, w szczególności sprzedaż energii elektrycznej, Węgry oświadczyły, że na tym etapie nie zawarto ani nie przewiduje się zawarcia żadnej oddzielnej umowy na zakup energii elektrycznej z osobnym dostawcą. Władze węgierskie przewidują, że energia elektryczna wytwarzana przez Paks II będzie sprzedawana na rynku i konsumentom energii elektrycznej zgodnie ze standardowymi na rynku umowami sprzedaży energii przy obciążeniu podstawowym. Zdaniem władz węgierskich Paks II, jako wytwórca energii przy obciążeniu podstawowym o przewidywanym długim okresie eksploatacji, byłby cenobiorcą podobnym do obecnych wytwórców energii jądrowej w Europie.

                  (38)

                  Spółka Paks II będzie właścicielem elektrowni jądrowej Paks II, a na etapie budowy dwóch reaktorów jądrowych całość finansowania kapitałowego zapewni państwo węgierskie. Władze węgierskie uważają, że na tym etapie zaciąganie zadłużenia bezpośrednio przez Paks II nie będzie konieczne.

                  (39)

                  Węgry nie przeniosą środków wymaganych do przeniesienia ceny zakupu elektrowni jądrowej Paks II na rachunki Paks II. Największa część tych środków będzie należała do rosyjskiego Banku Rozwoju i Zagranicznych Spraw Gospodarczych (Wnieszekonombank). W odniesieniu do każdego zrealizowanego etapu Paks II złoży wniosek do Wnieszekonombanku o bezpośrednie wypłacenie 80 % należnej kwoty spółce JSC NIAEP. Złoży także wniosek do Rządowej Agencji Zarządzania Zadłużeniem na Węgrzech o zapłacenie pozostałych 20 %.

                  (40)

                  Pozostałe wymogi finansowe Paks II na etapie budowy zostaną zaspokojone dzięki środkom pochodzącym z budżetu państwa węgierskiego. Początkowa kwota przewidziana na etap budowy będzie wynosiła do […] mld EUR (różnica między kwotą 12,5 mld EUR ustaloną w odniesieniu do projektu jądrowego w umowie międzyrządowej a rzeczywistą ceną zakupu elektrowni jądrowej Paks II wynoszącą […] mld EUR). Węgry uważają, że kwota ta stanowi pułap zasobów państwowych, który można przeznaczyć na budowę elektrowni jądrowej Paks II, przynajmniej bez dalszej oceny. Węgry twierdzą jednak, że w przypadku gdy wymogi kapitałowe przewyższą taką kwotę, zainwestują więcej środków, jeżeli ocena przeprowadzona w danym czasie wykaże, że jest to ekonomicznie uzasadnione.

                  (41)

                  Węgry twierdzą, że analiza wrażliwości dotycząca możliwych kosztów dodatkowych poniesionych przez Paks II w fazie budowy wykazała, że konieczne będzie pomnożenie tych kosztów przez 10, aby oczekiwana wewnętrzna stopa zwrotu zmalała o 1 %. W związku z powyższym Węgry spodziewają się, że wpływ zwiększonych kosztów będzie niewielki.

            2.6.   WĘGIERSKI RYNEK ENERGII ELEKTRYCZNEJ

      2.6.1.   OPIS WĘGIERSKIEGO RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ

                  (42)

                  Obecna struktura węgierskiego rynku energii elektrycznej uformowała się około 1995 r., gdy większość dużych elektrowni, przedsiębiorstw świadczących usługi użyteczności publicznej i przedsiębiorstw dystrybucyjnych poddano prywatyzacji. Państwo zachowuje pozycję dominującą w sektorze dzięki państwowej grupie energetycznej MVM zintegrowanej pionowo.

                  (43)

                  W badaniu MAVIR, o którym mowa w motywie 20, wyjaśniono, że od 2014 r. całkowite zużycie krajowe wzrosło o 2,7 %, osiągając poziom 43,75 TWh w 2015 r. W wyniku tego zużycia produkcja krajowa wyniosła 30,06 TWh, co odpowiada 68,72 % całkowitego zużycia energii elektrycznej (zob. wykres 1). Import wyniósł 13,69 TWh, co odpowiada 31,28 % całkowitego zużycia. Państwowa grupa MVM zajmuje znaczącą pozycję na rynku jako wytwórca ze względu na swój główny składnik wytwórczy, elektrownię jądrową Paks, która w 2015 r. dostarczyła 52,67 % energii elektrycznej wytworzonej w kraju, jak wynika z wykresu 1. Elektrownia Mátra jest elektrownią opalaną węglem brunatnym należącą w większości do RWE Power AG (50,92 %), przy czym grupa MVM posiada również 26,15 % akcji. Dodatkowe większe (többi nagyerőmű) i mniejsze (kiserőművek) elektrownie odgrywają nieznaczną rolę w ogólnej strukturze wytwarzania energii na rynku węgierskim. Ponadto zintegrowana pionowo spółka należąca do grupy MVM zajmująca się sprzedażą hurtową, MVM Partner, zajmuje pozycję dominującą na hurtowym rynku energii elektrycznej (19).

                     Wykres 1

                     Podział całkowitego zużycia energii elektrycznej na Węgrzech w 2015 r.

                                 Źródło:

                           Rozwój aktywów wytwórczych węgierskiego systemu energii elektrycznej w perspektywie średnio- i długoterminowej (Mavir, 2016 r.) (20).

                     Wykres 2

                     Produkcja energii elektrycznej brutto na Węgrzech w 2015 r.

                                 Źródło:

                           Rozwój aktywów wytwórczych węgierskiego systemu energii elektrycznej w perspektywie średnio- i długoterminowej (Mavir, 2016 r.).

                  (44)

                  Na Węgrzech transakcje sprzedaży hurtowej odbywają się najczęściej w ramach dwustronnych umów na zakup energii, w których wytwórcy zgadzają się na sprzedaż hurtowym przedsiębiorcom handlowym minimalnej uprzednio uzgodnionej ilości energii i zgodnie z którymi przedsiębiorcy handlowi są zobowiązani do zakupu minimalnej ilości energii. Umowy na zakup energii najczęściej zawiera się zgodnie z normami określonymi przez Europejską Federację Przedsiębiorstw Zajmujących się Obrotem Energią.

                  (45)

                  Przedsiębiorstwo Hungarian Power Exchange Company Ltd. (HUPX) rozpoczęło swoją działalność w lipcu 2010 r. jako spółka zależna OSP, MAVIR. Oferuje wymiany handlowe dnia następnego oraz fizyczne wymiany handlowe kontraktów terminowych typu future. Wymiana handlowa na rynku dnia następnego rozpoczyna się o godzinie 11 każdego dnia na podstawie ofert zakupu i sprzedaży wprowadzonych na każdą godzinę następnego dnia. Wymiana handlowa kończy się najpóźniej o godzinie 11.40. Wymiany handlowe kontraktów terminowych typu future mogą być prowadzone przez cztery pierwsze tygodnie, trzy pierwsze miesiące, cztery pierwsze kwartały i trzy pierwsze lata. Tego rodzaju transakcje prowadzone są w określonych dniach handlowych, w których składa się oferty w pewnym przedziale czasowym. Od marca 2016 r. na rynku dnia bieżącego HUPX sprzedawane są zarówno produkty 15-minutowe, jak i bloki jednogodzinne. Oprócz zorganizowanych rynków dnia następnego i dnia bieżącego HUPX zawarł umowy o współpracy z dwoma firmami brokerskimi świadczącymi usługi polegające na przekazywaniu pozagiełdowych transakcji rozliczeniowych dla wspólnych klientów.

                  (46)

                  Oprócz aukcji na rynku dnia następnego, których nie zorganizował HUPX, energia elektryczna jest również przedmiotem obrotu na giełdach w UE lub na platformach OTC oraz w ramach bezpośrednich umów dwustronnych (zob. motyw 44).

                  (47)

                  Jak widać na wykresie 1 w motywie 43, Węgry są importerem energii elektrycznej netto, przy czym import stanowi około 30 % węgierskiego zużycia energii elektrycznej. Z wykresu 3 wynika, że hurtowa cena energii elektrycznej była najwyższa na Węgrzech w połączonym regionie sąsiadującym z tym państwem (tj. z wyłączeniem Polski lub Słowenii).

                     Wykres 3

                     Średnie miesięczne ceny przy obciążeniu podstawowym na rynku dnia następnego w regionie Europy Środkowo-Wschodniej (w tym na Węgrzech) i Niemczech (lata 2010–2016)

                                 Źródło:

                           Komisja Europejska.

                  (48)

                  Krótkoterminowa prognoza cen przy obciążeniu podstawowym w regionie wskazuje na taką samą tendencję, tj. że węgierskie ceny przy obciążeniu podstawowym będą najwyższe w regionie (zob. wykres 4).

                     Wykres 4

                     Regionalne ceny kontraktów terminowych typu future dotyczących obciążenia podstawowego w okresie od stycznia do czerwca 2017 r.

                                 Źródło:

                           Komisja Europejska (na podstawie danych opublikowanych przez Środkowoeuropejską Giełdę Energii).

                  (49)

                  Państwo jest dobrze połączone z państwami sąsiadującymi – w 2014 r. przepustowość połączeń wzajemnych w odniesieniu do energii elektrycznej wynosiła 30 %, tj. przewyższała cel ustanowiony do 2020 r. (21). W 2014 r. nastąpiło połączenie rynków czeskiego, słowackiego, węgierskiego i rumuńskiego, które doprowadziło do zwiększenia płynności HUPX i zmniejszenia zmienności cenowej. Na wykresie 5 podsumowano dane dotyczące wymiany energii elektrycznej z państwami sąsiadującymi w 2014 r.

                     Wykres 5

                     Wymiana energii elektrycznej między Węgrami a państwami sąsiadującymi

                                 Źródło:

                           Dane dotyczące węgierskiego systemu energii elektrycznej (Mavir, 2014 r.).

            2.6.2.   OPIS PRZEWIDYWANYCH ZMIAN NA WĘGIERSKIM RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ

                  (50)

                  Z przeprowadzonego przez MAVIR badania (22), o którym mowa w motywie 20, wynika, że prawie cała bieżąca infrastruktura elektrowni węglowych zostanie zlikwidowana w latach 2025–2030, a moc zainstalowana infrastruktury wytwarzania energii w węgierskich elektrowniach gazowych spadnie o około 1 GW. W porównaniu z szacunkami dotyczącymi wzrostu zapotrzebowania szczytowego oczekuje się, że do 2021 r. dostępna zdolność wytwórcza krajowych producentów energii spadnie poniżej obciążenia szczytowego. W rezultacie OSP szacuje, że do 2026 r. rynek węgierski będzie potrzebował co najmniej 5,3 GW dodatkowej nowej zdolności wytwórczej energii elektrycznej, a do końca okresu objętego prognozą w 2031 r. – nieco powyżej 7 GW Szacunki te przedstawiono na wykresie 6 poniżej, z którego wynika, że wymagana będzie znaczna ilość mocy zainstalowanej poza rosnącym obciążeniem szczytowym. W swoich uwagach z dnia 16 stycznia 2017 r. Węgry wyjaśniły, że konieczne jest zapewnienie pewnego poziomu pozostałej zdolności odzwierciedlającej standardowe praktyki przemysłowe OSP dotyczące ENTSO-E. Pozostała zdolność stanowi różnicę między sumą wiarygodnej dostępnej zdolności krajowej, krajowej zdolności wytwórczej i obciążenia szczytowego a rezerwą na usługi systemowe. Pozostała zdolność jest częścią krajowej zdolności wytwórczej pozostawionej w systemie na pokrycie wszelkiego objętego programem eksportu, nieoczekiwanych zmian obciążenia, rezerwy na usługi systemowe i nieplanowanych przestojów w punkcie odniesienia.

                     Wykres 6

                     Wymóg w zakresie dodatkowej zdolności w węgierskim sektorze energii elektrycznej

                                 Źródło:

                           Rozwój aktywów wytwórczych węgierskiego systemu energii elektrycznej w perspektywie średnio- i długoterminowej (Mavir, 2016 r.). Csúcsterhelés oznacza „obciążenie szczytowe”.

                  (51)

                  Węgry wskazują, że pomimo twierdzeń o stosunkowo wysokim zapotrzebowaniu na nową zdolność wytwórczą z danych przedstawionych przez Platts Powervision wynika, że w rzeczywistości powstaje niewielka ilość nowych zdolności, co widać w tabeli 2. Węgry twierdzą również, że według danych Platt elektrownia o mocy 44 MW produkująca energię z odpadów jest jedyną elektrownią budowaną obecnie na Węgrzech. Węgry wyjaśniają, że pomimo planów inwestowania w budowę większych (opalanych gazem) elektrowni, żadnego z tych projektów nie można uznać za potwierdzony, ponieważ inwestorzy nie ponieśli jeszcze żadnych znaczących nieściągalnych wydatków takich jak koszty budowy, które wykazałyby zobowiązanie do zrealizowania projektu.

                     Tabela 2

                     Nowe zdolności, które mają zostać utworzone w węgierskim sektorze energii elektrycznej

                              Plant

                              Plant Type

                              Primary Fuel

                              Nameplate MW

                              Online Year

                              Status

                              Dunaujvaros Chp

                              Waste

                              Biomass

                              44

                              2016

                              Under Constr

                              Szeged Ccgt

                              CC/Cogen

                              Natural Gas

                              460

                              2017

                              Advan Develop

                              Szeged Ccgt

                              CC/Cogen

                              Natural Gas

                              460

                              2017

                              Advan Develop

                              Csepel III

                              CC/Cogen

                              Natural Gas

                              430

                              2018

                              Advan Develop

                              Tolna

                              Wind

                              Wind

                              260

                              2018

                              Early Develop

                              Gyor Region

                              Wind

                              Wind

                              300

                              2019

                              Early Develop

                              Szazhalombatta — Dunai Refinery

                              CC

                              Natural Gas

                              860

                              2020

                              Advan Develop

                              Almasfuzito

                              Coal

                              Coal Generic

                              435

                              2020

                              Proposed

                                 Source: Platts Powervision, data accurate as of September 2015.

            2.7.   PODSTAWY WSZCZĘCIA POSTĘPOWANIA

                  (52)

                  W maju 2015 r. z uwagi na pewność prawa Węgry powiadomiły Komisję o swoich planach zainwestowania w budowę dwóch nowych reaktorów jądrowych na terenie elektrowni Paks, twierdząc, że przedmiotowy środek nie stanowi pomocy państwa, ponieważ państwo działa jako prywatny inwestor szukający rozsądnego zysku. Opierając się na informacjach dostępnych na tym etapie, w decyzji o wszczęciu postępowania Komisja wyraziła obawy, że środek będzie stanowił pomoc państwa w rozumieniu art. 107 TFUE. W szczególności Komisja wyraziła poważne wątpliwości co do tego, czy środek wiąże się z przyznaniem selektywnej korzyści na rzecz Paks II, ponieważ Węgry na etapie zgłaszania nie zakwestionowały istnienia pozostałych elementów pomocy państwa.

                  (53)

                  Podstawy do wątpliwości dają wyniki testu prywatnego inwestora, w ramach którego oceniono, czy prywatny inwestor zainwestowałby w projekt na takich samych zasadach i warunkach co inwestor publiczny, w czasie, gdy podejmowano decyzję o inwestycji publicznej (23). Test prywatnego inwestora jest również uznawany przez orzecznictwo (24).

                  (54)

                  Z formalnego punktu widzenia celem testu prywatnego inwestora było uzasadnienie, czy oczekiwana wewnętrzna stopa zwrotu („IRR”) inwestycji byłaby wyższa od opartego jedynie na rynku punktu odniesienia średniego ważonego kosztu kapitału („WACC”) w odniesieniu do projektu objętego inwestycją (25). Choć Węgry oszacowały, że IRR projektu będzie wyższa od czysto rynkowego referencyjnego WACC opartego jedynie na rynku, Komisja wyraziła wątpliwości, czy WACC ma być uznany za wyższy.

                  (55)

                  W świetle wątpliwości co do istnienia pomocy państwa Komisja zbadała, czy możliwe środki pomocy państwa można uznać za zgodne z rynkiem wewnętrznym. Biorąc jednak pod uwagę fakt, że władze węgierskie uznały środek za wolny od pomocy państwa, nie przedstawiły na wstępnym etapie żadnego uzasadnienia potwierdzającego zgodność środka z rynkiem wewnętrznym. Komisja wyraziła również wątpliwości co do tego, ze dany środek nie jest objęty zakresem komunikatu Komisji pt. „Wytyczne w sprawie pomocy państwa na ochronę środowiska i cele związane z energią w latach 2014–2020” (26), ponieważ wytyczne te nie obejmują środków w dziedzinie energetyki jądrowej i odpadów promieniotwórczych. Chociaż Komisja stwierdziła, że do oceny zgłoszonego środka nie mają zastosowania żadne inne wytyczne, stwierdziła również, że może uznać środek pomocy za bezpośrednio zgodny z rynkiem wewnętrznym na podstawie art. 107 ust. 3 lit. c) TFUE, jeżeli środek służy osiągnięciu celu leżącego we wspólnym interesie, jeżeli jest on konieczny i proporcjonalny, a pozytywne skutki dla osiągnięcia wspólnego interesu przewyższają negatywny wpływ na konkurencję i wymianę handlową.

                  (56)

                  Komisja wyraziła wątpliwości co do tego, czy środek można uznać za proporcjonalny, tzn. czy środek ogranicza się do minimalnego poziomu wsparcia inwestycyjnego niezbędnego do umożliwienia pomyślnej budowy dodatkowych bloków wytwarzających energię elektryczną na potrzeby osiągnięcia wspólnego celu. Beneficjent otrzymałby aktywa wytwórcze, nie ponosząc jakiegokolwiek szczególnego ryzyka związanego z kosztami refinansowania, które ponosiliby inni uczestnicy rynku. Komisja nie otrzymała żadnych dowodów na to, w jaki sposób Węgry zapobiegną powstaniu takiej nadmiernej rekompensaty.

                  (57)

                  Komisja podkreśliła, że węgierski rynek wytwarzania energii elektrycznej charakteryzuje się stosunkowo wysoką koncentracją na rynku, przy czym obecna elektrownia jądrowa Paks wytwarza około 50 % produkcji krajowej. Wobec braku nowych zdolności energia elektryczna wytworzona przez elektrownie jądrowe Paks i Paks II prawdopodobnie dotrze do jeszcze większej części rynku dostaw, co może mieć negatywny wpływ na węgierski rynek energii elektrycznej. Węgry nie przekazały Komisji szczegółowych dowodów na to, w jaki sposób zapewni ciągłą niezależną eksploatację istniejących i nowych aktywów wytwórczych.

                  (58)

                  Ponadto Komisja zauważyła, że ze względu na specyfikę węgierskiego rynku energii elektrycznej eksploatacja elektrowni Paks II może również stwarzać ryzyko płynności rynku hurtowego poprzez ograniczenie liczby ofert dostaw dostępnych na rynku. W zależności od sposobu sprzedaży na rynku energii elektrycznej wytworzonej przez nowe reaktory jądrowe sprzedaż może znacząco wpłynąć na płynność, może zwiększyć bariery ograniczające wprowadzanie na rynek oraz może zmniejszyć konkurencję na różnych poziomach rynku. Węgry nie przedstawiły szczegółowych wyjaśnień dotyczących sposobu sprzedaży energii elektrycznej przez elektrownię Paks II i sposobu zapewnienia płynności rynku.

                  (59)

                  Komisja wyraziła zatem wątpliwości co do tego, że środek może obejmować pomoc państwa w rozumieniu art. 107 ust. 1 TFUE.

                  (60)

                  Wobec braku wystarczających dowodów Komisja nie mogła również wyciągnąć wniosków dotyczących zgodności takiego środka z rynkiem wewnętrznym na podstawie art. 107 ust. 3 lit. c). Ponadto w związku z wątpliwościami przedstawionymi w decyzji o wszczęciu postępowania i biorąc pod uwagę fakt, że Węgry nie przedstawiły wtedy żadnych argumentów dotyczących zgodności, Komisja zbadała szereg problemów związanych z zakłóceniami konkurencji i możliwości objęcia Paks II nadmierną rekompensatą.

                  (61)

                  Jeżeli chodzi o wątpliwości dotyczące proporcjonalności wyrażone w motywie 56 powyżej, Komisja zbadała, czy w wyniku udzielenia pomocy Paks II mógłby reinwestować zyski, które nie są wypłacane państwu w formie dywidend, w celu utworzenia lub zakupu dodatkowych aktywów wytwórczych i tym samym umocnienia swojej pozycji na rynku.

                  (62)

                  W odniesieniu do wyrażonych w motywie 56 wątpliwości dotyczących proporcjonalności Komisja zbadała również politykę dywidendową, którą Węgry zamierzają prowadzić, w szczególności pod kątem tego, czy Węgry będą żądały wypłaty dywidend (według własnego uznania w zależności od zysku osiągniętego przez Paks II), czy też pozwolą Paks II zatrzymać zyski. Komisja obawiała się, że Paks II może wykorzystać swoje zyski do celów reinwestycji poprzez utworzenie lub zakup dodatkowych aktywów wytwórczych i przyczynić się do jeszcze większego zakłócenia konkurencji.

                  (63)

                  Jak określono w motywie 57, ze względu na stosunkowo wysoki poziom koncentracji węgierskiego rynku wytwarzania energii elektrycznej i fakt, że działająca obecnie elektrownia jądrowa Paks (grupa MVM) wytwarza około 50 % produkcji krajowej, Komisja miała obawy w kwestii tego, czy elektrownie jądrowe Paks i Paks II działałyby osobno oraz czy można by je uznać za niezależne i niepowiązane. Fakt, że Paks II jest obecnie prawnie niezależna od grupy MVM, był niewystarczający dla Komisji, ponieważ na etapie zgłaszania nie otrzymała ona żadnych informacji pozwalających stwierdzić, czy elektrownie jądrowe Paks i Paks II będą kontynuowały działalność całkowicie oddzielnie zarówno pod względem prawnym, jak i strukturalnym. Takie wyjaśnienia okazały się konieczne, aby zminimalizować ryzyko dalszego wzrostu koncentracji na rynku.

                  (64)

                  Ponadto, jak wyjaśniono w sekcji 2.6, transakcje w węgierskim sektorze hurtowej sprzedaży energii elektrycznej odbywają się najczęściej w ramach dwustronnych umów na zakup energii, a Hungarian Power Exchange („HUPX”) nie osiągnęło jeszcze odpowiedniego poziomu płynności. Jako że w zgłoszeniu przekazanym przez Węgry nie odniesiono się do oczekiwanych metod sprzedaży energii elektrycznej wytworzonej w elektrowni Paks II, Komisja zbadała wpływ Paks II na obecne poziomy płynności sektora hurtowej sprzedaży energii elektrycznej na Węgrzech.

                  (65)

                  Biorąc pod uwagę przedstawione w motywie 58 wątpliwości dotyczące płynności rynku, Komisja chciała zapewnić dostępność szerokiej gamy ofert dostaw na rynku, szczególnie w świetle dominującej pozycji MVM Partner na rynku hurtowym energii elektrycznej (27). Komisja obawiała się znaczącego wpływu na poziomy płynności oraz wzrostu kosztów ponoszonych przez konkurentów działających na rynku niższego szczebla w wyniku ograniczenia ich konkurencyjnego dostępu do ważnych rynków (blokowanie wejścia na rynek). Sytuacja taka mogłaby mieć miejsce, gdyby energię elektryczną wytwarzaną przez Paks II sprzedawano przede wszystkim w drodze umów długoterminowych tylko niektórym dostawcom, przekształcając w ten sposób władzę rynkową Paks II na rynku wytwarzania energii na rynek detaliczny.

                  (66)

                  Komisja zwróciła się zatem o przekazanie dodatkowych informacji na temat strategii handlowej w zakresie mocy wyjściowej Paks II, zwracając szczególną uwagę na to, czy jej wdrażanie będzie odbywało się w warunkach pełnej konkurencji poprzez oferowanie wygenerowanej tam energii elektrycznej na giełdzie, czy też na innej przejrzystej platformie obrotu.

            3.   STANOWISKO RZĄDU WĘGIERSKIEGO

      3.1.   STANOWISKO WĘGIER DOTYCZĄCE ISTNIENIA POMOCY

      3.1.1.   KORZYŚĆ GOSPODARCZA

                  (67)

                  W swoim zgłoszeniu Węgry twierdzą, że inwestycja nie stanowi pomocy państwa w rozumieniu art. 107 TFUE, ponieważ nie przynosi ona Paks II żadnej korzyści gospodarczej. Na poparcie tego argumentu Węgry wskazują, że inwestycja Paks II jest zgodna z testem prywatnego inwestora (zob. motywy 53 i 54).

                  (68)

                  W szczególności Węgry twierdzą, że test prywatnego inwestora udało się przeprowadzić na dwa sposoby (28). Po pierwsze, WACC projektu jest niższy od jego IRR. Po drugie twierdzą, że uśrednione koszty wytworzenia energii są na tyle niskie, że energia jądrowa może konkurować z innymi technologiami wytwarzania energii oraz zapewnia rozsądne zyski w ramach dominujących cen energii elektrycznej (29).

                  (69)

                  Na poparcie swojego stanowiska Węgry przedstawiły następujące badania i dokumenty potwierdzające:

                              a)

                              analiza potwierdzająca test prywatnego inwestora („badanie dotyczące testu prywatnego inwestora” z dnia 18 lutego 2015 r.);

                              b)

                              analiza ekonomiczna projektu elektrowni jądrowej Paks II („badanie ekonomiczne” z dnia 8 października 2015 r.) (30);

                              c)

                              pisma skierowane do zastępcy Dyrektora Generalnego ds. Pomocy Państwa odnoszące się do wstępnej analizy Komisji („pisma wyjaśniające”):

                                          —

                                          pierwsze pismo („pierwsze pismo wyjaśniające” z dnia 16 października 2015 r.),

                                          —

                                          drugie pismo („drugie pismo wyjaśniające” z dnia 29 października 2015 r.);

                              d)

                              uwagi dotyczące decyzji o wszczęciu postępowania („odpowiedź na decyzję o wszczęciu postępowania”):

                                          —

                                          pismo skierowane do zastępcy Dyrektora Generalnego ds. Pomocy Państwa wysłane po ogłoszeniu przez Komisję decyzji o wszczęciu postępowania w dniu 3 grudnia 2015 r. („pismo potwierdzające decyzję o wszczęciu postępowania”),

                                          —

                                          uwagi Węgier przekazane Komisji w dniu 29 stycznia 2016 r. („uwagi dotyczące decyzji o wszczęciu postępowania”);

                              e)

                              odpowiedź rządu Węgier na uwagi osób trzecich dotyczące decyzji o wszczęciu postępowania w sprawie pomocy państwa z dnia 7 kwietnia 2016 r. („odpowiedź na uwagi osób trzecich”);

                              f)

                              odpowiedź na wniosek o przekazanie informacji z dnia 18 marca 2016 r. przekazana w dniu 21 kwietnia 2016 r. („dalsze wyjaśnienia”).

                  (70)

                  Ponadto rząd węgierski przedstawił również model finansowy, który wykorzystano do obliczenia wartości IRR dla projektu. Komisji przedstawiono dwie wersje modelu:

                              a)

                              wersję pierwotną w dniu 16 marca 2015 r. („wstępny model finansowy”);

                              b)

                              wersję ostateczną w dniu 16 października 2015 r. („model finansowy”).

                  (71)

                  Z wyjątkiem „dalszych wyjaśnień” dokumenty wymienione w motywie 69 odnoszą się do kwestii obliczania WACC i IRR, aczkolwiek charakteryzują się różnymi poziomami szczegółowości. IRR projektu oblicza się za pomocą modelu finansowego (31). Podejście oparte na uśrednionych kosztach wytworzenia energii omówiono w badaniu ekonomicznym i „dalszych wyjaśnieniach” (zob. motyw 69).

                  (72)

                  Jeżeli chodzi o analizę przeprowadzoną przez Węgry, dokumenty wymienione w motywach 69 lit. c)–69 lit. f) zawierają różne aktualizacje danych przedstawionych w badaniu dotyczącym testu prywatnego inwestora, a następnie w badaniu ekonomicznym. W szczególności niektóre aktualizacje są opatrzone datą po podpisaniu umowy o świadczenie usług inżynieryjnych, przetargowych i budowlanych w dniu 9 grudnia 2014 r., tj. wstępnej decyzji inwestycyjnej.

                  (73)

                  Decyzja o wszczęciu postępowania zawiera szczegółową ocenę stanowiska Węgier w odniesieniu do każdego kluczowego zagadnienia odzwierciedlonego w uwagach przedstawionych do dnia ogłoszenia decyzji o wszczęciu postępowania (32). W pozostałej części niniejszej sekcji przedstawiono przegląd stanowiska Węgier w odniesieniu do kluczowych kwestii poruszonych po ogłoszeniu decyzji o wszczęciu postępowania. W szczególności oddzielnie przedstawione zostaną kwestia stosowania WACC i IRR oraz kwestia uśrednionych kosztów wytworzenia energii.

            3.1.1.1.
            Stanowisko Węgier dotyczące WACC

                  (74)

                  W swojej odpowiedzi na decyzję o wszczęciu postępowania Węgry powtórzyły szacunkowy zakres WACC wynoszący 6,2–7,7 %, podobnie jak w poprzednich uwagach. Przypomniały również wcześniejsze argumenty przedstawione w pismach wyjaśniających i zauważyły, że Komisja nie oceniła tych argumentów w decyzji o wszczęciu postępowania.

            3.1.1.2.
            Stanowisko Węgier dotyczące IRR

                  (75)

                  W niniejszej sekcji przedstawiono stanowisko Węgier dotyczące obliczania IRR przy użyciu modelu finansowego do obliczania przyszłych wolnych przepływów pieniężnych w ramach projektu i określania jego IRR. Główne elementy modelu finansowego są następujące:

                              1)

                              różne długoterminowe prognozy cen energii elektrycznej; oraz

                              2)

                              różne założenia operacyjne dotyczące elektrowni jądrowej.

            A)   Prognozy cen energii elektrycznej

                  (76)

                  Przegląd prognoz cenowych stosowanych przez rząd węgierski można znaleźć w decyzji o wszczęciu postępowania. W swojej odpowiedzi na decyzję o wszczęciu postępowania Węgry skrytykowały Komisję za wykorzystanie tylko jednej krzywej prognozy cenowej (na podstawie światowej prognozy w sprawie energii opracowanej przez MAE na 2014 r.) do obliczenia IRR projektu (33). W szczególności podkreśliły, że do oceny IRR należało użyć wszystkich prognoz cenowych przedstawionych w badaniu ekonomicznym.

            B)   Założenia operacyjne

                  (77)

                  Zespół techniczny Paks II przedstawił założenia operacyjne modelu finansowego i obliczenia IRR. Chociaż początkowo nie przedstawiono żadnych szczegółowych informacji pozwalających na uzasadnienie wspomnianych założeń operacyjnych, Węgry przekazały podstawowe informacje na temat tych założeń później w swoich odpowiedziach na wezwania Komisji do udzielenia informacji. Najważniejszymi przekazanymi dokumentami w tym przypadku są dalsze wyjaśnienia przedstawione w odpowiedzi na wezwania do udzielenia informacji po ogłoszeniu decyzji o wszczęciu postępowania i przekazaniu uwag przez osoby trzecie.

            C)   IRR projektu

                  (78)

                  W odpowiedzi na decyzję o wszczęciu postępowania Węgry przypomniały wyniki swoich wcześniejszych obliczeń, zgodnie z którymi IRR projektu wynosi 8,6–12,0 %.

                  (79)

                  W odpowiedzi na decyzję o wszczęciu postępowania Węgry skrytykowały ocenę Komisji dotyczącą wpływu opóźnienia na IRR projektu (spadek o 0,9 % w przypadku opóźnienia wynoszącego 5 lat). Dane liczbowe zostały obliczone na podstawie przewidywanych opóźnień w okresie operacyjnym. Węgry twierdziły, że opóźnienie w okresie budowy może jednak spowodować wzrost IRR projektu w przypadku, gdyby nastąpiło również opóźnienie w ponoszeniu kosztów.

            3.1.1.3.
            Stanowisko Węgier dotyczące uśrednionych kosztów wytworzenia energii

                  (80)

                  W niniejszej sekcji opisano stanowisko Węgier dotyczące uśrednionych kosztów wytworzenia energii w odniesieniu do Paks II (34).

            A)   Badanie ekonomiczne

                  (81)

                  W badaniu ekonomicznym Węgry stwierdziły, że uśrednione koszty wytworzenia energii w elektrowni Paks II są na tyle niskie, że elektrownia może stać się konkurencyjna dla innych technologii wytwarzania. W szczególności w badaniu przedstawiono trzy szacunki dotyczące uśrednionych kosztów wytworzenia energii projektu jądrowego na Węgrzech. Pierwszy szacunek wynoszący 70 EUR/MWh otrzymano przy uwzględnieniu stopy dyskontowej równej 7 % (górna granica oszacowanego WACC przedstawionego w tym samym badaniu ekonomicznym) i zaczerpniętej ze wspólnej publikacji OECD/MAE/NEA z 2015 r. pt. „Projected Costs of Generating Electricity” („Prognozowane koszty wytwarzania energii elektrycznej”) („badanie OECD/MAE/NEA z 2015 r.”) (35). Drugi szacunek uśrednionych kosztów wytworzenia energii wynoszący 50–63 EUR/MWh otrzymano przy uwzględnieniu badania przeprowadzonego przez Aszodi et al. (2014 r.), w którym zastosowano stopę dyskontową opartą na oprocentowaniu pożyczki rosyjskiej mieszczącą się w zakresie 4–5 % (36). Trzeci szacunek uśrednionych kosztów wytworzenia energii wynoszący 58–120 EUR/MWh (ceny rzeczywiste z 2013 r.) obliczono za pomocą analizy porównawczej, w której wykorzystano dane liczbowe opublikowane przez różne agencje międzynarodowe i która oferuje potencjalny zakres uśrednionych kosztów wytworzenia energii (37). W badaniu stwierdzono, że uśrednione koszty wytworzenia energii dla węgierskiej elektrowni jądrowej mieszczą się w zakresie 50,5–57,4 EUR/MWh (ceny rzeczywiste z 2013 r.), przy czym obie wartości krańcowe obliczono przy zastosowaniu stopy procentowej równej obu wartościom krańcowym zakresu WACC (6,2 % i 7,0 %) podanym w tym samym badaniu ekonomicznym (38). W porównaniu z przyszłymi cenami energii elektrycznej z tego samego badania ekonomicznego projekt węgierskiej elektrowni jądrowej można uznać za rentowny, w związku z czym Węgry twierdzą, że inwestor prywatny uznałby za zasadne podjęcie się realizacji takiego projektu.

            B)   Dalsze wyjaśnienia

                  (82)

                  W odpowiedzi na pytanie Komisji dotyczące tego, w jaki sposób można pogodzić zakres uśrednionych kosztów wytworzenia energii wynoszący 50,5–57,4 EUR/MWh określony w ostatecznych wnioskach z badania ekonomicznego z przedziałem wynoszącym 89–94 USD/MWh określonym w badaniu OECD/MAE/NEA, Węgry wyjaśniły w „dalszych wyjaśnieniach”, że różnica wynika z bardzo odmiennych założeń stosowanych w badaniu ekonomicznym i badaniu OECD/MAE/NEA, np. różnicy w zakładanym współczynniku zdolności elektrowni jądrowych (85 % w przeciwieństwie do 92 %) i w terminach uruchomienia elektrowni (2020 r. w przeciwieństwie do 2025 r.).

            3.2.   STANOWISKO WĘGIER DOTYCZĄCE MOŻLIWEJ ZGODNOŚCI ŚRODKA Z RYNKIEM WEWNĘTRZNYM

                  (83)

                  Choć w swojej odpowiedzi na decyzję o wszczęciu postępowania Węgry podkreśliły, że środek nie stanowi pomocy państwa, przedstawiły uwagi dotyczące obaw zgłoszonych przez Komisję w odniesieniu do możliwej zgodności środka z rynkiem wewnętrznym, które ta wyraziła w decyzji o wszczęciu postępowania, na wypadek gdyby Komisja uznała jednak, że pomoc państwa została przyznana.

            3.2.1.   STANOWISKO DOTYCZĄCE CELU LEŻĄCEGO WE WSPÓLNYM INTERESIE

                  (84)

                  W swojej odpowiedzi na decyzję o wszczęciu postępowania Węgry przedstawiły kilka względów politycznych, które uznały za istotne dla określenia celu leżącego we wspólnym interesie, w oparciu o następujące elementy:

                              a)

                              węgierską politykę energetyczną;

                              b)

                              cele traktatu EURATOM (39);

                              c)

                              lukę w przyszłej mocy zainstalowanej;

                              d)

                              dywersyfikację źródeł energii;

                              e)

                              obniżenie emisyjności;

                              f)

                              tworzenie miejsc pracy;

                              g)

                              przystępność cenową.

                  (85)

                  Węgry podkreśliły, że na podstawie art. 194 ust. 2 TFUE każde państwo członkowskie ma suwerenne prawo wyboru swojego koszyka energetycznego, i odwołują się do swojej krajowej strategii energetycznej do 2030 r. (zob. motyw 20), w której jako średniookresową strategię energetyczną państwa określono ścieżkę opierającą się na energii jądrowej, węglowej i odnawialnej.

                  (86)

                  Węgry odniosły się również do art. 2 lit. c) traktatu EURATOM, który stanowi, że Wspólnota Euratom ułatwia inwestycje i zapewnia tworzenie podstawowych instalacji niezbędnych do rozwoju energetyki jądrowej we Wspólnocie Euratom. Węgry podkreśliły, że postanowienia traktatu EURATOM, które wiążą każde państwo członkowskie będące sygnatariuszem, należy uznać za wspólny cel Unii.

                  (87)

                  Ponadto Węgry wyjaśniają, że operator systemu przesyłowego spodziewa się około 4-procentowego wzrostu zapotrzebowania na energię elektryczną do 2030 r., głównie w związku z proponowaną elektryfikacją transportu, przemysłu i systemów ogrzewania na Węgrzech. W tym samym badaniu operator systemu przesyłowego stwierdza, że wiele z istniejących na Węgrzech starszych elektrowni opalanych węglem i gazem staje się przestarzała, w związku z czym oczekuje się, że zostaną one zamknięte do 2030 r. W ramach badania wykazano również, że oczekuje się, iż bardzo niewiele nowych mocy zainstalowanych zostanie oddanych do użytku w tym samym okresie. Doprowadzi to do prognozowanego 32-procentowego spadku istniejącej zdolności, przy czym Węgry twierdzą, że budowa Paks II będzie dobrze ukierunkowaną reakcją na tę przewidywaną lukę w przyszłej zdolności wytwórczej.

                  (88)

                  Ponadto Węgry podkreślają, że ich zależność od importowanego gazu jest wyższa niż średnia w państwach UE-28. Ponad 95 % gazu wykorzystywanego na Węgrzech jest importowana, w szczególności z Rosji. Węgry argumentują, że bez energii jądrowej w koszyku energetycznym znacznie wzrosłaby ich zależność od ropy naftowej lub gazu. Sytuacja taka miałaby miejsce w szczególności po wycofaniu z eksploatacji istniejących obecnie działających bloków elektrowni jądrowej Paks, gdy inne dodatkowe bloki wytwarzające energię elektryczną musiałyby wykorzystywać takie paliwa do wypełnienia przyszłej luki w całkowitej krajowej mocy zainstalowanej, którą opisano w motywie 50. W związku z tym Węgry uważają, że środek przyczyniłby się do zróżnicowania źródeł paliwa w koszyku energetycznym i do zwiększenia bezpieczeństwa dostaw energii w tym państwie.

                  (89)

                  Węgry twierdzą, że projekt przyczyni się do realizacji celów unijnych na 2020 r. w zakresie zmniejszenia emisji gazów cieplarnianych, ponieważ rozszczepienie jądrowe uznaje się za niskoemisyjne źródło energii. Władze węgierskie argumentują, że położenie topograficzne i geograficzne państwa nie pozwala na wdrożenie elektrowni zasilanych morską energią wiatrową lub elektrowni wodnych. Pozostałe warianty wytwarzania energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych obejmują lądową energię wiatrową, energię słoneczną i biomasę, jednak wykorzystanie takich technologii nie wystarczyłoby na wypełnienie przewidywanej luki w przyszłych zdolnościach, o których mowa w motywie 50, w przypadku, gdy nie przewiduje się dodatkowej produkcji energii jądrowej. W rezultacie Węgry uważają, że projekt ma na celu obniżenie emisyjności.

                  (90)

                  Władze węgierskie twierdzą, że projekt (zarówno w trakcie budowy, jak i po jej zakończeniu) doprowadzi do utworzenia znaczącej liczby miejsc pracy. Miałoby to szczególne znaczenie przy uwzględnieniu położenia geograficznego elektrowni jądrowej Paks II, znajdującej się w regionie NUTS II, w którym PKB jest niższe niż średnie PKB na mieszkańca w UE wynoszące 45 %. Węgry uważają zatem, że sama realizacja projektu przyczyniłaby się do osiągnięcia celu, jakim jest wzrost gospodarczy i utworzenie znaczącej liczby miejsc pracy w wielu sektorach.

                  (91)

                  Ponadto Węgry twierdzą, że inwestycje w nową zdolność wytwórczą elektrowni jądrowej bezpośrednio przełożą się na niższe ceny energii elektrycznej dla przemysłu i konsumentów, co jest zgodne z ogólnounijnym celem, jakim jest przystępność cenowa usług. Węgry uważają również, że brak wsparcia dla Paks II w trakcie jej eksploatacji uzasadnia argument przystępności cenowej.

            3.2.2.   STANOWISKO DOTYCZĄCE KONIECZNOŚCI ŚRODKA

                  (92)

                  Węgry wyjaśniają, że w świetle powiększającej się luki w wytwarzaniu energii, z jaką zmagają się Węgry, konieczne jest przeznaczenie znacznych nakładów inwestycyjnych na zdolność wytwórczą, przy czym wymagana wielkość takich inwestycji jest większa niż projekty znajdujące się obecnie w trakcie budowy lub w fazie rozwoju.

                  (93)

                  Z tych względów Węgry zaangażowały przedsiębiorstwo Nera Economic Consulting, by przeprowadziło analizę rozwoju rynków energii elektrycznej na Węgrzech i w państwach sąsiadujących oraz analizę definicji rynku stosowanej dla projektu Paks II po jego uruchomieniu („badanie przeprowadzone przez Nera”). Z badania tego wynika, że wybudowanie nowych bloków nr 5 i 6 w Paks II mogłoby być korzystniejsze z komercyjnego punktu widzenia niż inne rodzaje inwestycji w wytwarzanie energii zgodnie z węgierskimi warunkami rynkowymi, takie jak podobne zdolności zapewniane przez turbiny gazowe w obiegu otwartym i turbiny gazowe w cyklu kombinowanym. Węgry uważają, że nie istnieje zatem żaden scenariusz alternatywny spełniający cele polityki.

            3.2.3.   STANOWISKO DOTYCZĄCE PROPORCJONALNOŚCI ŚRODKA

                  (94)

                  Węgry powtarzają, że spodziewają się otrzymać pełną rekompensatę z tytułu inwestycji w elektrownię jądrową Paks II, zarówno ze wzrostu wartości, jak i dywidend.

                  (95)

                  Ponadto w swoich uwagach z dnia 28 lipca 2016 r., utrzymując, że projekt nie stanowiłby pomocy państwa i byłby zgodny z testem prywatnego inwestora, Węgry przekazały dodatkowe informacje w odpowiedzi na obawy dotyczące proporcjonalności wyrażone w sekcji 3.3.6 decyzji o wszczęciu postępowania, na wypadek gdyby Komisja uznała, że zgłoszony projekt stanowi pomoc państwa.

                  (96)

                  Zgodnie ze swoimi uwagami Węgry twierdzą, że Paks II wykorzystuje całość zysków pochodzących z działalności bloków nr 5 i 6 Paks II wyłącznie do następujących celów:

                              a)

                              projekt Paks II, który definiuje się jako projekt zakładający utworzenie, sfinansowanie, budowę, uruchomienie, eksploatację i konserwację, modernizację, gospodarowanie odpadami i likwidację dwóch nowych bloków elektrowni jądrowej z reaktorami jądrowymi VVER nr 5 i 6 w Paks na Węgrzech. Zysków nie można przeznaczać na finansowanie inwestycji w działania nieobjęte zakresem wyżej określonego projektu;

                              b)

                              wypłata zysków państwu węgierskiemu (np. w formie dywidend).

                  (97)

                  Węgry potwierdziły również, że Paks II powstrzyma się od (ponownego) inwestowania w zwiększanie zdolności lub wydłużenie okresu eksploatacji Paks II oraz od instalacji dodatkowych zdolności wytwórczych, innych niż zdolności reaktorów jądrowych nr 5 i 6 Paks II. W przypadku przeprowadzenia takiej nowej inwestycji Węgry zgłaszają ją Komisji w celu uzyskania odrębnego zatwierdzenia pomocy państwa.

            3.2.4.   STANOWISKO DOTYCZĄCE WPŁYWU ŚRODKA NA RYNEK WEWNĘTRZNY

                  (98)

                  Władze węgierskie stwierdziły, że w przypadku wystąpienia skutków zakłócających konkurencję skutki te będą ograniczone czasowo do okresu, w którym nastąpi jednoczesne zamknięcie istniejących reaktorów jądrowych w elektrowni jądrowej Paks i uruchomienie dwóch nowych reaktorów jądrowych Paks II. Węgry uważają, że nieracjonalne jest założenie, iż okres eksploatacji elektrowni jądrowej Paks może przekroczyć 50 lat, a zatem okres jednoczesnej eksploatacji byłby bardzo krótki.

                  (99)

                  Co więcej, zdaniem Węgier okres pokrywania się jest potrzebny i uzasadniony, biorąc pod uwagę fakt, że Paks II musi być gotowa do eksploatacji, gdy wydłużony okres eksploatacji elektrowni jądrowej Paks będzie zbliżał się ku końcowi, oraz że utworzenie i uruchomienie Paks II może być opóźnione ze względu na złożoność techniczną związaną z uruchomieniem nowej elektrowni jądrowej i czynniki zewnętrzne pozostające poza kontrolą stron (np. zmiana prawodawstwa, wymogów bezpieczeństwa, otoczenia regulacyjnego). Węgry poinformowały również, że podczas budowy niektórych bloków wyposażonych w technologię VVER generacji III i III+ wystąpiły opóźnienia w stosunku do planowanego okresu budowy Paks II lub przewiduje się wystąpienie takich opóźnień, jak przedstawiono w tabeli 3 poniżej.

                     Tabela 3

                     Skumulowane opóźnienia w budowie bloków VVER generacji III i III+

                                 Miejsce (państwo)

                                 Opóźnienia (lata)

                                 Stan

                              Kudankulam – 1 (Indie)

                              +5,8

                              zakończony

                              Kudankulam – 2 (Indie)

                              +7,0

                              w trakcie

                              Nowoworonież II.-1 (Rosja)

                              +1,5

                              zakończony

                              Nowoworonież II.-2 (Rosja)

                              +2,5

                              w trakcie

                              Leningrad II.-1 (Rosja)

                              +2,0

                              w trakcie

                              Leningrad II.-2 (Rosja)

                              +2,5

                              w trakcie

                                             Źródło:

                                          Władze węgierskie.

                  (100)

                  Ponadto Węgry podkreślają, że właścicielem i operatorem elektrowni jądrowej Paks i dwóch nowych reaktorów jądrowych Paks II są odrębne podmioty, a grupa MVM nie jest w żaden sposób powiązana z projektem Paks II lub z Paks II. Utrzymują również, że jeżeli chodzi o koncentrację Paks II i grupy MVM, taka koncentracja podlegałaby zasadom kontroli połączeń.

                  (101)

                  Węgry twierdzą, że fakt, iż oba przedsiębiorstwa są własnością państwa, nie podważa na pierwszy rzut oka ich niezależności handlowej. Przeciwnie, można udowodnić, że przedsiębiorstwa są od siebie niezależne, ponieważ każde z nich posiada niezależne uprawnienia decyzyjne.

                  (102)

                  Węgry utrzymują, że grupa MVM i Paks II są niezależne i niepowiązane z następujących względów:

                              a)

                              zarządzają nimi różne departamenty rządowe (grupą MVM zarządza Ministerstwo Rozwoju Krajowego za pośrednictwem węgierskiego przedsiębiorstwa National Asset Management Inc., zaś spółką Paks II zarządza Kancelaria Premiera);

                              b)

                              w zarządzie każdego przedsiębiorstwa nie ma wspólnych lub dzielonych stanowisk dyrektorów;

                              c)

                              wprowadzono zabezpieczenia mające na celu zapewnienie, aby między przedsiębiorstwami nie dochodziło do wymiany szczególnie chronionych informacji handlowych i informacji poufnych;

                              d)

                              każde przedsiębiorstwo posiada oddzielne i różniące się między sobą uprawnienia decyzyjne.

                  (103)

                  Węgry krytykują ustalenia Komisji zawarte w decyzji o wszczęciu postępowania dotyczące obliczenia udziału grupy MVM w węgierskim rynku dostaw energii elektrycznej. Węgry twierdzą, że udziału w rynku nie zbadano w porównaniu z innymi producentami obecnymi na rynku węgierskim oraz że udział grupy MVM w rynku obliczono z uwzględnieniem wyłącznie energii elektrycznej wytwarzanej na rynku krajowym, z wyłączeniem importu.

                  (104)

                  Na podstawie badania przeprowadzonego przez Nera Węgry utrzymują, że wszelkie możliwe zakłócenia konkurencji należy interpretować w kontekście rynku, który jest większy niż państwo węgierskie. W badaniu przeprowadzonym przez Nera w ocenie rynku uwzględniono następujące dane wejściowe:

                              a)

                              istniejące zdolności wytwórcze i możliwości techniczne (np. efektywność, koszty rozruchu);

                              b)

                              rozszerzenia zdolności wytwórczej objęte zobowiązaniem (np. elektrownia w trakcie budowy i nowe odnawialne źródła energii);

                              c)

                              zamknięcie istniejących bloków objętych zobowiązaniem (np. z uwagi na dyrektywę w sprawie dużych obiektów energetycznego spalania);

                              d)

                              moce połączeń wzajemnych;

                              e)

                              koszty paliwa do generatora, koszty CO2 oraz zmienne koszty eksploatacji i utrzymania;

                              f)

                              stałe koszty eksploatacji i utrzymania, których można by uniknąć w przypadku zamknięcia bloku;

                              g)

                              koszty wejścia nowego podmiotu na rynek.

                  (105)

                  Podstawę argumentu, że rynek podlegający ocenie jest większy od państwa węgierskiego, stanowi fakt, że import energii elektrycznej z państw sąsiadujących stanowił 31,4 % węgierskiego zużycia energii elektrycznej w 2014 r. Węgry argumentują również, że ten wysoki poziom połączeń międzysystemowych z państwami sąsiadującymi zwiększy się jeszcze bardziej w wyniku nowych połączeń wzajemnych, które zostaną uruchomione w latach 2016–2021 między Słowacją (2×400 kV i 1×400 kV) a Słowenią (1×400 kV). W swoich uwagach z dnia 16 stycznia 2017 r. Węgry przedstawiły więcej szczegółowych informacji na temat nadchodzących projektów związanych z transgranicznymi liniami przesyłowymi, zgodnie z którymi do 2029 r. zbudowane zostanie kolejne połączenie wzajemne ze Słowacją o napięciu 2×400 kV i do 2030 r. jedno połączenie wzajemne z Rumunią o napięciu 1×400 kV. Oczekiwaną łączną przepustowość połączeń wzajemnych w odniesieniu do importu i eksportu przedstawiono w tabelach 4 i 5.

                     Tabela 4

                     Prognozy ENTSO-E dotyczące przepustowości zainstalowanych połączeń wzajemnych w odniesieniu do importu na Węgry

                              Austria

                              Slovakia

                              Romania

                              Croatia

                              Serbia

                              Ukraine (*2)

                              Slovenia (*3)

                              Total

                              2015

                              600

                              800

                              1 000

                              1 200

                              1 000

                              450

                              0

                              5 050

                              2016

                              720

                              1 040

                              1 080

                              1 360

                              920

                              450

                              400

                              5 970

                              2017

                              840

                              1 280

                              1 160

                              1 520

                              840

                              450

                              800

                              6 890

                              2018

                              960

                              1 520

                              1 240

                              1 680

                              760

                              450

                              1 200

                              7 810

                              2019

                              1 080

                              1 760

                              1 320

                              1 840

                              680

                              450

                              1 600

                              8 730

                              2020

                              1 200

                              2 000

                              1 400

                              2 000

                              600

                              450

                              2 000

                              9 650

                              2021

                              1 200

                              2 000

                              1 400

                              2 000

                              600

                              450

                              2 000

                              9 650

                              …

                              2030

                              1 200

                              2 000

                              1 400

                              2 000

                              600

                              450

                              2 000

                              9 650

                     Tabela 5

                     Prognozy ENTSO-E dotyczące przepustowości zainstalowanych połączeń wzajemnych w odniesieniu do eksportu na Węgry

                              Austria

                              Slovakia

                              Romania

                              Croatia

                              Serbia

                              Ukraine (*4)

                              Slovenia (*5)

                              Total

                              2015

                              600

                              800

                              1 000

                              1 200

                              1 000

                              450

                              0

                              5 050

                              2016

                              640

                              1 040

                              1 060

                              1 360

                              920

                              450

                              340

                              5 810

                              2017

                              680

                              1 280

                              1 120

                              1 520

                              840

                              450

                              680

                              6 570

                              2018

                              720

                              1 520

                              1 180

                              1 680

                              760

                              450

                              1 020

                              7 330

                              2019

                              760

                              1 760

                              1 240

                              1 840

                              680

                              450

                              1 360

                              8 090

                              2020

                              800

                              2 000

                              1 300

                              2 000

                              600

                              450

                              1 700

                              8 850

                              2021

                              800

                              2 000

                              1 300

                              2 000

                              600

                              450

                              1 700

                              8 850

                              …

                              2030

                              800

                              2 000

                              1 300

                              2 000

                              600

                              450

                              1 700

                              8 850

                  (106)

                  W badaniu określono również pomyślne połączenie rynków dostaw energii ze Słowacją, Republiką Czeską i Rumunią oraz odniesiono się do propozycji ENTSO-E opublikowanych w październiku 2015 r., w których Węgry uznano za część jednego regionu zdolności przesyłowych w Europie Środkowo-Wschodniej skoordynowanego z kilkoma państwami, z którymi ENTSO-E nie zawarła jeszcze porozumień dotyczących połączenia, w tym z Austrią, Niemcami i Polską (40). Węgry twierdzą, że w porównaniu z innymi państwami członkowskimi są już wysoce zintegrowanym rynkiem energii elektrycznej na terenie Unii Europejskiej, a przepustowość ich połączeń wzajemnych wynosi około 75 % całkowitej zainstalowanej mocy wytwórczej na rynku krajowym, tzn. jest około ośmiokrotnie wyższa niż cel UE ustanowiony dla państw członkowskich do 2020 r. i pięciokrotnie wyższa niż cel UE ustanowiony dla państw członkowskich do 2030 r. Zdaniem Węgier jest to wystarczający powód, aby rozważyć możliwe zakłócenia konkurencji na większą skalę.

                  (107)

                  Jeżeli chodzi o wprowadzanie nowych technologii, zarówno w scenariuszu faktycznym, jak i w przypadku braku Paks II, w badaniu przeprowadzonym przez Nera przewiduje się turbiny gazowe w cyklu kombinowanym lub turbiny gazowe w obiegu otwartym jako technologie wchodzące na rynek, przy czym zakłada się, że wejście na rynek i wyjście z rynku innych technologii takich jak odnawialne źródła energii, energia węglowa i energia jądrowa jest mało prawdopodobne w oparciu o czysto ekonomiczne przesłanki z następujących powodów:

                              a)

                              Obecne i dawne decyzje dotyczące wejścia na rynek elektrowni wykorzystującej odnawialne źródła energii zależą w dużej mierze od rządowych programów subsydiów, a nie od cen rynkowych. W związku z powyższym nie da się określić za pomocą modeli symulujących podstawowe czynniki rynkowe, czy elektrownia wykorzystująca odnawialne źródła energii w praktyce wejdzie na rynek lub z niego wyjdzie.

                              b)

                              Ze względu na obawy związane ze zmianą klimatu instalacja nieobniżonych nowo wybudowanych elektrowni opalanych węglem kamiennym i węglem brunatnym w UE jest obecnie bardzo kontrowersyjna, a wiele projektów jest zaskarżanych do agencji lub jest przedmiotem postępowania sądowego. Nie jest zatem jasne, w jakim stopniu nowe projekty budowlane są nadal wykonalne w UE.

                              c)

                              Rozwój nowo wybudowanej elektrowni jądrowej w UE zależy również od strategii energetycznej, która obejmuje elektrownię jądrową i wymaga intensywnej komunikacji między rządem i organami regulacyjnymi podczas procesu planowania i wydawania pozwoleń. W przypadku elektrowni jądrowej planowanie i wybudowanie jest znacznie większym przedsięwzięciem niż w przypadku turbin gazowych w cyklu kombinowanym i turbin gazowych w obiegu otwartym, a wyniki są znacznie bardziej uzależnione od polityki krajowej i uznaniowości organu regulacyjnego. Zakłada się zatem, że żadna nowa elektrownia jądrowa nie została wybudowana w inny sposób niż elektrownie w państwach, które prowadzą już politykę energetyczną w zakresie energii jądrowej dotyczącą wyłącznie aktywnych projektów będących już w trakcie budowy lub realizują umowy o świadczenie usług inżynieryjnych, przetargowych i budowlanych.

                  (108)

                  Z badania przeprowadzonego przez NERA wynika, że ze scenariusza faktycznego (budowa Paks II) można wyciągnąć następujące wnioski:

                              a)

                              zapotrzebowanie na energię elektryczną na Węgrzech powinno znacząco wzrosnąć do 2040 r.;

                              b)

                              Węgry mają obecnie deficyt dostaw i muszą importować znaczne ilości energii elektrycznej. Deficyt ten pogłębi się jeszcze bardziej w latach 2015–2025;

                              c)

                              mimo że elektrownia jądrowa Paks II zostanie przyłączona do sieci w 2025 r., Węgry utrzymają swoją pozycję w zakresie importu netto przez cały okres pokrywania się z obecnie działającymi blokami elektrowni jądrowej Paks, a następnie ponownie staną się coraz bardziej zależne od importu;

                              d)

                              zgodnie z prognozami ENTSO-E w pierwszych latach realizacji scenariusza faktycznego oczekuje się zwiększenia zasobów odnawialnych na Węgrzech, co jest zgodne z celem przyjętym przez Węgry w krajowym planie dotyczącym energii odnawialnej, zgodnie z którym do 2020 r. 10,9 % zużytej energii elektrycznej będzie pochodziło ze źródeł odnawialnych.

                     Wykres 7

                     Przewidywana produkcja według technologii i zapotrzebowania krajowego do 2040 r. (scenariusz faktyczny)

                                 Źródło:

                           Badanie przeprowadzone przez NERA.

                  (109)

                  Jak wyjaśniono powyżej w motywie 93, w badaniu przeprowadzonym przez NERA przypomina się, że w przypadku niewybudowania elektrowni jądrowej Paks II podobne moce produkcyjne preferowane pod względem komercyjnym w stosunku do innych rodzajów inwestycji w wytwarzanie energii zgodnych z węgierskimi warunkami rynkowymi zostałyby zapewnione przez turbinę gazową w obiegu otwartym i turbinę gazową w cyklu kombinowanym. W badaniu przeprowadzonym przez NERA sugeruje się, że pomimo zastąpienia większości mocy elektrowni Paks II nowymi mocami gazowymi na Węgrzech, Węgry nadal są w dużym stopniu uzależnione od importu energii elektrycznej przez cały okres modelowania w alternatywnym scenariuszu gazowym (zob. wykres 8).

                     Wykres 8

                     Przewidywana produkcja według technologii i zapotrzebowania krajowego do 2040 r. (scenariusz alternatywny)

                                 Źródło:

                           Badanie przeprowadzone przez NERA.

                  (110)

                  Ponadto Węgry twierdzą, że ze względu na silną zbieżność między cenami rynkowymi w państwach sąsiadujących a cenami na Węgrzech konkurenci będą prawdopodobnie w stanie zabezpieczyć się przed ryzykiem poprzez obrót energią elektryczną na sąsiednich rynkach, bez konieczności prowadzenia bezpośredniego obrotu energią elektryczną na rynku węgierskim. Na podstawie modelowania opisanego w badaniu przeprowadzonym przez NERA Węgry twierdzą, że cena energii elektrycznej wytwarzanej przy obciążeniu podstawowym na rynku regionalnym pozostałaby taka sama w scenariuszu alternatywnym (zob. wykres 9).

                     Wykres 9

                     Różnica między scenariuszem podstawowym a scenariuszem alternatywnym pod względem cen przy obciążeniu podstawowym obowiązujących na Węgrzech

                                 Źródło:

                           Badanie przeprowadzone przez NERA.

                  (111)

                  Węgry podkreślają, że oceniły możliwy wpływ Paks II w szerszym kontekście rynkowym. Na podstawie badania przeprowadzonego przez NERA twierdzą one, że w związku z tym, iż Słowacja jest najmniejszym z rynków sąsiadujących, z którym rynek węgierski jest obecnie powiązany, możliwy wpływ Paks II byłby najbardziej odczuwalny w tym właśnie państwie. Twierdzą również, że do 2040 r. obecność Paks II na tym powiązanym rynku utrzymałaby się na poziomie około 20 %.

                  (112)

                  W badaniu przeprowadzonym przez NERA wzięto pod uwagę również ewentualny szerszy rynek połączony (Węgry + Słowacja + Rumunia), argumentując, że są to rynki bezpośrednio ze sobą sąsiadujące, z którymi Węgry są obecnie powiązane rynkowo. Na tej podstawie Węgry twierdzą, że nawet łączne udziały grupy MVM i Paks II (wynoszące od 10 do 20 %) na połączonym rynku Węgry + Słowacja + Rumunia byłyby znacznie niższe od progu, co oznaczałoby możliwość dominacji (zob. wykres 10).

                     Wykres 10

                     Łączne udziały w rynku grupy MVM i Paks II według produkcji (MWh) na rynkach Węgry + Słowacja + Rumunia

                                 Źródło:

                           Badanie przeprowadzone przez NERA.

                  (113)

                  Ponadto Węgry podkreślają, że zarówno latem, jak i zimą technologia ustalania cen będzie opierała się na elektrowniach opalanych węglem brunatnym i węglem kamiennym, których koszty krańcowe są wyższe niż koszty Paks II, co oznacza, że Paks II ma pozostać cenobiorcą a nie podmiotem ustalającym ceny, nawet w pokrywającym się okresie eksploatacji elektrowni jądrowej Paks i Paks II, gdy prawdopodobieństwo, że technologia ustalania cen energii jądrowej pozostanie znacznie poniżej 5 % wszystkich godzin (zob. wykres 11).

                     Wykres 11

                     Ustalanie cen paliwa na węgierskim rynku energetycznym

                                 Źródło:

                           Badanie przeprowadzone przez NERA.

                  (114)

                  Węgry nie zgadzają się również z ustaleniami Komisji przedstawionymi w motywie 144 decyzji o wszczęciu postępowania, według których elektrownia jądrowa Paks II nie stworzy żadnego ryzyka płynności rynku hurtowego poprzez ograniczenie liczby ofert dostaw. Twierdzą, że jako oddzielny blok wytwórczy nowa elektrownia jądrowa powinna zwiększyć płynność i dywersyfikację dostaw energii. Węgry zauważają również, że Paks II nie dysponuje obecnie bazą klientów, którym mogliby bezpośrednio sprzedawać energię bez konieczności udziału w rynku.

                  (115)

                  Węgry opierają się na szeregu argumentów przedstawionych przez Zjednoczone Królestwo w sprawie poświęconej elektrowni Hinkley Point C (41), która dotyczyła możliwych zakłóceń konkurencji, i stwierdzają, że miałyby one zastosowanie również do Paks II. Argumenty te są następujące:

                              a)

                              środek ten pozwoliłby zachować ekspozycję beneficjenta na działanie sił rynkowych i stanowiłby dla niego zachętę do konkurowania na hurtowym rynku energii elektrycznej. Węgry podtrzymują ten argument i dodają, że nie zaoferowałyby Paks II żadnego wsparcia operacyjnego w formie kontraktów różnic kursowych;

                              b)

                              środek nie miałby żadnego znaczącego wpływu na przepływ połączeń wzajemnych i zachęty do inwestowania w te połączenia wzajemne z państwami sąsiadującymi. Węgry powtarzają, że węgierski rynek energii elektrycznej jest już dobrze połączonym rynkiem i realizuje cztery projekty w zakresie połączeń międzysystemowych;

                              c)

                              środek nie miałby wpływu na różnice cenowe między Węgrami i rynkami sąsiadującymi, które są obecnie połączone za pomocą połączeń wzajemnych.

                  (116)

                  Ponadto Węgry w swoich uwagach z dnia 28 lipca 2016 r. przedstawiły dodatkowe informacje w odpowiedzi na obawy Komisji wyrażone w sekcji 3.3.7 decyzji o wszczęciu postępowania dotyczące ogólnego zrównoważenia ewentualnego zakłócenia przez środek konkurencji na rynku wewnętrznym, jeżeli Komisja uzna, że środek stanowiłby pomoc państwa.

                  (117)

                  W swoich uwagach Węgry stwierdziły, że spółka Paks II, jej następcy i podmioty zależne są w pełni rozdzielone pod względem prawnym i strukturalnym, podlegają niezależnej władzy decyzyjnej w rozumieniu pkt 52 i 53 obwieszczenia dotyczącego kwestii jurysdykcyjnych w przypadku koncentracji przedsiębiorstw (42), a ich utrzymywanie, funkcjonowanie i zarządzanie nimi odbywają się w sposób niezależny i niepowiązany z grupą MVM i wszystkimi jej przedsiębiorstwami, następcami i podmiotami zależnymi oraz innymi przedsiębiorstwami państwowymi działającymi w sektorze wytwarzania energii, sprzedaży hurtowej lub detalicznej energii.

                  (118)

                  Ponadto, jeżeli chodzi o sprzedaż energii elektrycznej wygenerowanej w elektrowni jądrowej z Paks II, w tych samych uwagach Węgry wskazały, że strategia w zakresie obrotu mocą wyjściową Paks II będzie konkurencyjną strategią mającą na celu optymalizację zysków komercyjnych, realizowaną poprzez komercyjne uzgodnienia handlowe zawierane w drodze ofert rozliczanych na przejrzystej platformie obrotu lub na giełdzie. Węgry twierdzą również, że strategia obrotu mocą wyjściową Paks II (z wyłączeniem własnego zużycia przez Paks II) zostanie opracowana w następujący sposób:

                              a)

                              Tier 1: Paks II sprzedaje co najmniej 30 % całkowitej produkcji energii elektrycznej na rynku dnia następnego, rynku dnia bieżącego i na rynku terminowym przedsiębiorstwa Hungarian Power Exchange (HUPX). Z innych podobnych giełd energii elektrycznej można korzystać pod warunkiem uzyskania zgody służby Komisji; Komisja ma dwa tygodnie na udzielenie lub odmówienie udzielenia zgody po otrzymaniu wniosku od władz węgierskich;

                              b)

                              Tier 2: pozostałą część całkowitej produkcji energii elektrycznej Paks II sprzedaje na obiektywnych, przejrzystych i niedyskryminacyjnych warunkach w drodze aukcji. Warunki działania takich aukcji określa węgierski organ regulacyjny ds. energii, podobnie jak wymogi aukcyjne nakładane na MVM Partner (decyzja nr 741/2011 węgierskiego organu regulacyjnego). Węgry potwierdzają, że węgierski organ regulacyjny ds. energii nadzoruje również przebieg tych aukcji. Węgry potwierdziły również, że platforma aukcyjna dla Tier 2 jest obsługiwana przez Paks II, przy czym należy zapewnić, aby oferty zakupu i sprzedaży były jednakowo dostępne dla wszystkich licencjonowanych lub zarejestrowanych przedsiębiorców handlowych na tych samych warunkach rynkowych. Węgry zobowiązują się do utworzenia możliwego do zweryfikowania i przejrzystego systemu rozliczania ofert i do nienakładania żadnych ograniczeń na ostateczne wykorzystanie zakupionej energii elektrycznej.

            3.3.   DALSZE UWAGI W ODPOWIEDZI NA DECYZJĘ O WSZCZĘCIU POSTĘPOWANIA PRZEKAZANE PRZEZ WĘGRY

                  (119)

                  Węgry twierdzą, że w stopniu, w jakim projekt objęty jest zakresem traktatu EURATOM (np. art. 41 i załącznika II, art. 52–66 i art. 103), rząd Węgier nie uważa, aby TFUE, a w szczególności zasady pomocy państwa zawarte w art. 107 i 108 TFUE, miały zastosowanie do tego projektu. Twierdzą, że traktat EURATOM stanowi lex specialis w stosunku do TFUE. W związku z powyższym, gdy wykonanie uprawnień wynikających z traktatu EURATOM byłoby utrudnione w związku z wykonywaniem uprawnień wynikających z TFUE, pierwszeństwo mają przepisy określone w traktacie EURATOM. Jako poparcie tego twierdzenia Węgry przedstawiają decyzję Komisję w sprawie Kernkraftwerke Lippe-Ems GmbH (43).

                  (120)

                  Węgry zauważają, że chociaż w traktacie EURATOM nie ustanowiono konkretnego zbioru przepisów dotyczących pomocy państwa, z art. 6 lit. d) i art. 70 tego traktatu wynika, że nie istnieje ogólny zakaz stosowania pomocy państwa, a w szczególnych przypadkach zachęca się państwa członkowskie do udzielania subsydiów.

                  (121)

                  Węgry podkreślają, że finansowanie projektu realizowanego w przemyśle jądrowym powinno podlegać obowiązkowi zgłoszenia w rozumieniu art. 43 traktatu EURATOM. Ponadto twierdzą, że zgodnie z rozporządzeniem Komisji (WE) nr 1209/2000 (44) w przypadku każdego nowego projektu realizowanego przez dane państwo członkowskie należy przekazać dane dotyczące metod finansowania. Węgry twierdzą, że dostarczyły wszystkie niezbędne informacje zgodnie z art. 41 i 43 traktatu EURATOM, a ponieważ w kwietniu 2015 r. Europejska Agencja Dostaw zatwierdziła umowę dostawy paliwa (45), Węgry są zdania, że Komisja nie może obecnie twierdzić, iż finansowanie projektu może być niezgodne z prawem.

                  (122)

                  Węgry porównują traktat EURATOM z traktatem EWWiS, ponieważ oba mają charakter sektorowy, oraz twierdzą, że traktat EWWiS zawiera daleko idący zakaz udzielania pomocy państwa, który w praktyce został dostosowany do art. 107 TFUE na podstawie art. 67 i 95 traktatu EWWiS. Węgry uważają, że stosując zasady pomocy państwa określone w TFUE Komisja błędnie zinterpretowałaby cel regulacyjny realizowany przez autorów traktatu EURATOM, który nie zawiera żadnych szczegółowych przepisów dotyczących pomocy państwa.

                  (123)

                  Ponadto Węgry zauważają, że żadna inna inwestycja kapitałowa w budowę elektrowni jądrowej w Unii nie była nigdy przedmiotem postępowania wyjaśniającego w sprawie pomocy państwa prowadzonego przez Komisję, w tym inwestycja w Flamanville lub Hanhikivi. Zdaniem Węgier inwestycja w elektrownię Hinkley Point C podlegała kontroli w zakresie pomocy państwa tylko dlatego, że w przeciwieństwie do innych inwestycji w Europie posiadała szczególne cechy finansowe (takie jak państwowa gwarancja kredytowa i kontrakt na transakcje różnicowe).

            4.   UWAGI ZAINTERESOWANYCH STRON

      4.1.   UWAGI DOTYCZĄCE ISTNIENIA POMOCY

                  (124)

                  Uwagi otrzymane przez Komisję od następujących osób trzecich zawierały informacje i analizy ilościowe dotyczące istnienia środków:

                              —

                              uwagi przedstawione przez węgierskiego posła do Parlamentu Europejskiego, pana Benedeka Jávora („uwagi przedstawione przez Jávora”),

                              —

                              uwagi przedstawione przez Green Peace („uwagi przedstawione przez GP”), w tym badanie przygotowane przez jego doradców ekonomicznych, Candole Partners („badanie przeprowadzone przez Candole”) (46),

                              —

                              uwagi przedstawione przez EnergiaKlub („uwagi przedstawione przez EK”), w tym badanie przygotowane przez pana Balazsa Felsmanna („badanie przeprowadzone przez Felsmanna”) (47).

         Uwagi przedstawione przez Jávora

                  (125)

                  Uwagi przedstawione przez Jávora dotyczą głównie kosztów ponoszonych przez właściciela, które nie zostały uwzględnione w umowie o świadczenie usług inżynieryjnych, przetargowych i budowlanych (zob. sekcja 2.5.2 niniejszej decyzji) oraz twierdzeń, że koszty te mogły zostać znacznie zaniżone. W szczególności uwagi zawierają następujące stwierdzenia:

                              a)

                              jako że umowę o świadczenie usług inżynieryjnych, przetargowych i budowlanych w odniesieniu do Paks II zawarto na podstawie „projektu elektrowni Leningradskaja” (48), uzasadnione jest przypuszczenie, że wymagane będą dodatkowe inwestycje w system bezpieczeństwa wynoszące co najmniej 1 mld EUR;

                              b)

                              system bezpośredniego chłodzenia wodą słodką jest niewystarczający do schłodzenia wody w przypadku równoległej eksploatacji elektrowni jądrowych Paks i Paks II w gorące letnie dni. Stanowiłoby to dodatkowe obciążenie dla środowiska i wymagałoby inwestycji w wydajniejszy system chłodzenia oparty na chłodni kominowej, który jest około 40 % droższy niż bezpośredni system chłodzenia;

                              c)

                              kwota, którą planuje się wpłacić na Centralny Fundusz Jądrowy, jest prawdopodobnie niewystarczająca, aby pokryć potrzeby w zakresie składowania odpadów promieniotwórczych i likwidacji. Przede wszystkim tymczasowe składowanie, końcowe składowisko odpadów jądrowych i likwidacja elektrowni kosztowałyby odpowiednio co najmniej 150 mln EUR, 1,54 mld EUR i 1,734 mld EUR;

                              d)

                              modernizacja sieci wymagana w celu przyłączenia nowych bloków elektrowni jądrowej, w tym inwestycje zarówno w system przewodów o napięciu 400 kV i pomocniczy kabel wysokiego napięcia 120 kV, mogą kosztować nawet 1,6 mld EUR;

                              e)

                              inwestycje konieczne do zapewnienia zgodności z obowiązującymi przepisami dotyczącymi sieci, zarówno w postaci elektrowni szczytowo-pompowych, jak i dodatkowych bloków wytwarzających energię elektryczną i zapewniających rezerwy bezpieczeństwa, które zgodnie z prawem muszą równać się energii wytwarzanej w największym krajowym bloku wytwarzającym energię elektryczną, kosztowałyby 1,2 mld EUR;

                              f)

                              straty wynikające z ograniczenia eksploatacji jednej z dwóch sąsiadujących elektrowni jądrowych z przyczyn związanych z bilansowaniem systemu mogłyby spowodować łączną stratę finansową w wysokości około 1,2 mld EUR;

                              g)

                              różne podatki i cła nieobjęte umową o świadczenie usług inżynieryjnych, przetargowych i budowlanych mogą kosztować dodatkowe 1,8 mld EUR.

                  (126)

                  Zgodnie z powyższymi uwagami pozycje kosztów wymienione w motywie 125 należy dodać do kosztów projektu, co z kolei znacznie zmniejszyłoby IRR projektu. W uwagach wskazano również, że opóźnienia i krótszy okres eksploatacji jeszcze bardziej zmniejszyłyby IRR projektu.

         Badanie przeprowadzone przez Candole

                  (127)

                  W badaniu przeprowadzonym przez Candole wykorzystano założenia i informacje zawarte w badaniu ekonomicznym i przeanalizowano rentowność projektu Paks II. Twierdzono w nim przede wszystkim, że prognozy cenowe wykorzystane w badaniu ekonomicznym mogą być zbyt optymistyczne i że bardziej realistyczne prognozy cenowe sprawiłyby, że projekt przyniósłby straty, nawet w przypadku przyjęcia założeń operacyjnych badania ekonomicznego.

                  (128)

                  Aby zilustrować ten argument, w badaniu przeprowadzonym przez Candole opracowano własną długoterminową prognozę cen energii elektrycznej. W szczególności w badaniu prognozuje się przyszłe długoterminowe ceny energii elektrycznej na podstawie prognoz cen węgla kamiennego, ropy naftowej i gazu pochodzących ze światowej prognozy w sprawie energii opracowanej przez MAE na 2015 r. oraz oblicza się koszt krańcowy wytworzenia energii w przypadku różnego typu wytwórców (49). Ponadto opracowano również oddzielną prognozę dla różnych przyszłych scenariuszy rozważanych w światowej prognozie w sprawie energii opracowanej przez MAE na 2015 r., tj. (i) „scenariusza nowej polityki” odpowiadającego strategiom politycznym i środkom wykonawczym mającym wpływ na rynki energii, który przyjęto na kilka miesięcy przed publikacją światowej prognozy w sprawie energii opracowanej przez MAE na 2015 r. wraz z odpowiednimi deklarowanymi intencjami politycznymi, (ii) „scenariusza bieżącej polityki” odpowiadającego strategiom politycznym przyjętym kilka miesięcy przed publikacją badania przeprowadzonego przez Candole oraz (iii) „scenariusza niskich cen ropy naftowej”, w którym przeanalizowano wpływ utrzymujących się niższych cen (wynikających z niższych cen ropy naftowej) na system energetyczny (50). Na poniższym wykresie przedstawiono długoterminowe prognozy cen energii elektrycznej opracowane dla każdego z tych trzech scenariuszy.

                     Wykres 12

                     Krzywe długoterminowej prognozy cen energii elektrycznej (EUR/MWh)

                                 Źródło:

                           Candole Partners.

                  (129)

                  Z wykresu wynika, że zgodnie z przewidywaniami zawartymi w scenariuszu bieżącej polityki w przyszłości ceny energii elektrycznej nieco wzrosną, natomiast w scenariuszu niskich cen ropy naftowej przewidziano w przyszłości znacząco niższe ceny energii elektrycznej niż w centralnym scenariuszu nowej polityki, tj. scenariuszu, o którym mowa w uwagach przedstawionych przez Węgry.

                  (130)

                  Oprócz prognoz przedstawionych na wykresie 12 w badaniu przeprowadzonym przez Candole porównuje się również długoterminową prognozę cen energii elektrycznej opartą na scenariuszu niskich cen ropy naftowej przedstawionym w światowej prognozie w sprawie energii opracowanej przez MAE na 2015 r. z kontraktami terminowymi typu future będącymi przedmiotem obrotu (według stanu na luty 2016 r.) na niemieckich i węgierskich giełdach energii elektrycznej. Wspomniane krzywe przedstawiono na wykresie 13 poniżej.

                     Wykres 13

                     Krzywe długoterminowej prognozy cen energii elektrycznej (EUR/MWh)

                                 Źródło:

                           Candole Partners.

                  (131)

                  Z wykresu wynika, że do 2022 r., kiedy to niemiecko-austriackie umowy mogą być przedmiotem obrotu, ceny niemieckich kontraktów terminowych typu future będą niższe niż ceny określone w prognozie cen opartej na scenariuszu niskich cen ropy naftowej przedstawionym w światowej prognozie w sprawie energii opracowanej przez MAE na 2015 r. To samo dotyczy węgierskich giełdowych kontraktów terminowych typu future, które mogą być przedmiotem obrotu do 2019 r. (51).

                  (132)

                  Na podstawie tych rozważań w badaniu przeprowadzonym przez Candole stwierdzono, że zgodnie z długoterminowymi prognozami cen energii elektrycznej przedstawionymi w badaniu ekonomicznym projekt Paks II przyniósłby straty nawet w przypadku przyjęcia założeń operacyjnych badania ekonomicznego (52).

         Uwagi przedstawione przez EK

                  (133)

                  W uwagach przedstawionych przez EK wskazano na potencjalne niedociągnięcia w decyzji Komisji o wszczęciu postępowania oraz na problematyczne punkty w węgierskim badaniu ekonomicznym. Podkreślono również pewne zagrożenia, jakie mogą wystąpić podczas realizacji projektu. Ponadto EK przedstawiło badanie przeprowadzone przez Felsmanna jako analizę ilościową rentowności Paks II. W badaniu obliczono wartość bieżącą netto projektu Paks II na podstawie kosztów operacyjnych obecnej elektrowni jądrowej Paks i stwierdzono, że w większości rozważanych scenariuszy projekt przynosiłby straty.

                  (134)

                  W odniesieniu do decyzji o wszczęciu postępowania w uwagach przedstawionych przez EK wskazano, że w ocenie zawartej w decyzji o wszczęciu postępowania pominięto niektóre pozycje kosztów lub nie uwzględniono ich w całości. EK twierdzi przykładowo, że nie jest jasne, w jakim stopniu kwota określona w umowie o świadczenie usług inżynieryjnych, przetargowych i budowlanych obejmowała potencjalne dodatkowe koszty bezpieczeństwa jądrowego, koszty rozbudowy sieci konieczne do poniesienia w związku z przyłączeniem do systemu dwóch nowych reaktorów jądrowych Paks II lub koszty budowy odpowiedniego systemu chłodzenia. W uwagach wyrażono również wątpliwości dotyczące dokładności odzwierciedlenia kosztów wstępnych badań, pozwoleń i komunikacji.

                  (135)

                  Ponadto w uwagach twierdzono, że dane liczbowe dotyczące kosztów odpadów i likwidacji, tj. 2,1–2,7 EUR/MWh, mogą być niedoszacowane, ponieważ dla obecnej elektrowni jądrowej Paks dane te wynoszą 4,5 EUR/MWh. Co więcej, podkreślono również negatywny wpływ projektu na przyszłe budżety państwa, które zdaniem EK byłyby sprzeczne ze statystycznym systemem rachunkowości i unijną zasadą wzrostu zadłużenia (53). Ponadto w uwagach podkreślono ryzyko korupcji związane głównie z wielkością projektu i przewagą informacyjną dostawcy i właściciela (54).

                  (136)

                  W odniesieniu do badania ekonomicznego przygotowanego przez Węgry w przedłożonych uwagach kwestionuje się wysoki współczynnik wykorzystania (92 %) zastosowany w obliczeniach, zwłaszcza podczas równoległej eksploatacji elektrowni jądrowej Paks i Paks II, w okresach niskiego popytu, a także kwestionuje się ważność prognoz cenowych wykorzystanych w badaniu.

                  (137)

                  W odniesieniu do różnych rodzajów ryzyka związanych z projektem w uwagach przedstawionych przez EK podkreślono potencjalny wpływ opóźnień w realizacji projektu i przekroczeń kosztów oraz konieczność dalszego otrzymywania wsparcia ze strony państwa w okresie realizacji projektu.

                  (138)

                  Aby poprzeć swoje obawy dotyczące rentowności projektu Paks II, EK w swoich uwagach odniosło się do badania przeprowadzonego przez Felsmanna. W badaniu tym obliczono wartość bieżącą netto projektu Paks II, wykorzystując do tego koszty operacyjne obecnej elektrowni jądrowej Paks (które obejmują gruntowny przegląd śródokresowy elektrowni) oraz liczne alternatywne dane liczbowe (tj. 75 %, 85 % i 92 %) dotyczące wskaźnika wykorzystania z pewnymi prognozami cen energii elektrycznej opartymi na publicznie dostępnych źródłach międzynarodowych (np. amerykańskiej Agencji Informacji Energetycznej i krajowej sieci energetycznej w Zjednoczonym Królestwie). W badaniu stwierdzono, że w większości rozważanych scenariuszy projekt przyniósłby straty, co świadczy o istnieniu pomocy państwa.

         Rząd Austrii

                  (139)

                  Austria twierdzi, że budowa i eksploatacja elektrowni jądrowych jest nieopłacalna, biorąc pod uwagę wszystkie związane z tym koszty, które należy zinternalizować zgodnie z zasadą „zanieczyszczający płaci”. Austria uważa, że w odniesieniu do inwestycji Węgier w Paks II nie spełniono wymogów testu prywatnego inwestora. Ponadto twierdzi, że nie istnieją żadne dowody potwierdzające, iż badania ekonomiczne przedstawione Komisji przez Węgry zostały przeprowadzone z należytą starannością lub że koszty uwzględnione w obliczeniach obejmują wszystkie możliwe koszty zgodnie z zasadą „zanieczyszczający płaci”.

                  (140)

                  Austria twierdzi również, że spełniono pozostałe warunki dotyczące istnienia pomocy państwa.

         Inne uwagi dotyczące istnienia pomocy

                  (141)

                  Według Paks II w decyzji o wszczęciu postępowania nieprawidłowo zastosowano jednolitą krzywą prognozy cenowej, zwłaszcza biorąc pod uwagę długi okres realizacji projektu. W niektórych uwagach zauważono również, że Komisja błędnie wykorzystuje koszty eksploatacji i konserwacji związane z działaniem obecnej elektrowni jądrowej Paks do uzasadnienia kosztów eksploatacji i konserwacji nowych bloków nr 5 i 6 generacji III+. Ponadto Paks II podkreśla, że chociaż wstępną decyzję inwestycyjną przedsiębiorstwo podjęło z chwilą podpisania umowy o świadczenie usług inżynieryjnych, przetargowych i budowlanych oraz że takie zobowiązanie podjęto wyłącznie w odniesieniu do etapu opracowywania wydatków jako ostateczne zobowiązanie Paks II na okres budowy, wydatki będą miały miejsce w określonym momencie w przyszłości. Paks II oświadcza, że do tego punktu w przyszłości – jeżeli rentowność projektu jest zróżnicowana ze względu na zmiany zachodzące na rynku zewnętrznym – przedsiębiorstwo może podjąć decyzję, by nie kontynuować projektu, chociaż taka sytuacja jest raczej mało prawdopodobna. Paks II odnosi się również do sprawozdania przygotowanego przez Rothschild & Co dla rządu węgierskiego („badanie przygotowane przez Rothschild”) (55), w którym stwierdzono, że górna wartość zakresu IRR może osiągnąć 12 %, co znacznie przewyższa zakres 6,7–9 % wskazany przez Komisję w decyzji o wszczęciu postępowania. Ponadto Paks II zauważa, że zakresy WACC i IRR obliczone przez Komisję pokrywają się, a zatem można oczekiwać, że projekt zapewni odpowiednie wynagrodzenie.

                  (142)

                  Enersense Group twierdzi, że wzór służący do obliczenia WACC zastosowany przez Komisję jest niedokładny, ponieważ Komisja zastosowała nadmiernie konserwatywne czynniki przy jego określaniu. Zdaniem Enersense Group odpowiedni koszt zadłużenia, który należy zastosować w odniesieniu do elementu WACC w ocenie testu prywatnego inwestora, wynosi 4,5 % przed opodatkowaniem lub 3,6 % po opodatkowaniu, z niewielkimi planowanymi z czasem korektami. Enersense Group twierdzi, że w związku z tym, iż rosyjski dostawca zapewnia około 80 % finansowania ceny umownej, zwrot z inwestycji powinien opierać się na dźwigni finansowej w wysokości 80 % w celu odzwierciedlenia źródła finansowania inwestycji, podobnie jak jest to w przypadku innych elektrowni jądrowych. Enersense Group twierdzi, że przy założeniu, iż koszt kapitału własnego wynosi 11 %, a koszt zadłużenia po opodatkowaniu wynosi 3,6 %, oraz przy zastosowaniu obniżenia na podstawie dźwigni finansowej w wysokości 80 % – WACC powinien wynosić 5,1 %. Co więcej, Enersense Group twierdzi, że WACC wzrósłby do 6,2 %, gdyby zastosowano obniżenie na podstawie procentowej dźwigni finansowej wynoszącej 65 %. Podsumowując, grupa twierdzi, że zwrot z inwestycji uległby znacznemu zwiększeniu w związku z wybraniem rynkowego kosztu zadłużenia i efektu dźwigni.

                  (143)

                  Zainteresowane strony przedstawiły dalsze argumenty, a mianowicie, że po przyłączeniu elektrowni do sieci nastąpi znaczne obniżenie WACC, podczas gdy wartość przedsiębiorstwa wzrośnie. W związku z powyższym można sprzedać części elektrowni bądź całą elektrownię po cenie porównywalnej z ceną innych działających obecnie obiektów jądrowych. Twierdzi się, że obliczenia Komisji w decyzji o wszczęciu postępowania nie odzwierciedlają takiej elastyczności inwestycyjnej.

                  (144)

                  Komisja otrzymała również uwagi dotyczące znaczenia pełnej oceny i uwzględnienia alternatywnych kosztów wyłączenia technologii jądrowej w krajowym koszyku energetycznym w kontekście istotnych zmian w istniejącym portfelu zdolności produkcji energii elektrycznej. Zgodnie z tymi uwagami oprócz modeli dotyczących „zwrotu z inwestycji” lub „zdyskontowanych przepływów pieniężnych” ważne jest również, by uwzględnić fakt, iż projekt Paks II jest istotną inwestycją w istniejący sektor, która zwiększa wartość rzeczywistą, i nie jest tylko szansą na „inwestycje portfelowe” lub inwestycją prowadzoną na zasadzie krótkoterminowej spekulacji. Stwierdzono w nich, że cechy te powinny znaleźć odzwierciedlenie również w obliczeniach Komisji dotyczących rentowności projektu.

                  (145)

                  Kilka uwag dotyczy wniosku z badania przygotowanego przez Rothschild, zgodnie z którym projekt może być rentowny wyłącznie na podstawie warunków rynkowych, nawet jeżeli opiera się na bardzo pesymistycznych założeniach. Niektórzy twierdzą również, że kluczowe założenia dotyczące przyszłych cen energii elektrycznej są dość umiarkowane oraz że ceny te prawdopodobnie wzrosną po 2025 r. Na tej podstawie Paks II nie uzyskałby korzyści.

                  (146)

                  Zgodnie z niektórymi uwagami fakt, że projekt jest realizowany w ramach umowy o świadczenie usług inżynieryjnych, przetargowych i budowlanych na zasadzie „pod klucz”, uczyniłby go atrakcyjnym dla każdego prywatnego inwestora, dlatego Węgry zainwestowałyby również na warunkach rynkowych.

            4.2.   UWAGI DOTYCZĄCE MOŻLIWEJ ZGODNOŚCI ŚRODKA Z RYNKIEM WEWNĘTRZNYM

      4.2.1.   UWAGI DOTYCZĄCE CELU LEŻĄCEGO WE WSPÓLNYM INTERESIE

                  (147)

                  Austria, IG Windkraft, Oekostorm AG i inne osoby trzecie twierdzą, że zgodnie z zasadami określonymi w art. 107 ust. 3 TFUE subsydiowania budowy i eksploatacji nowych elektrowni jądrowych nie uznaje się za zgodne z rynkiem wewnętrznym. Energia jądrowa nie byłaby nową, innowacyjną ani zrównoważoną technologią wytwarzania energii elektrycznej, która mogłaby przyczynić się do osiągnięcia celu Unii, jakim jest zwiększenie udziału wytwarzania energii przez technologie energii odnawialnej. Dlatego też projekt nie powinien mieć możliwości otrzymania tymczasowego wsparcia dopóki nie osiągnie dojrzałości rynkowej.

                  (148)

                  Austria twierdzi, że na mocy art. 2 lit. c) i art. 40 traktatu EURATOM nie zezwala się, aby promowanie nowych inwestycji jądrowych uznawano za cel leżący we wspólnym interesie, ponieważ żadnego wspólnego interesu w rozumieniu art. 107 ust. 3 TFUE nie można interpretować na podstawie traktatu EURATOM. Ponadto taki cel byłby sprzeczny z innymi celami Unii określonymi w TFUE, a mianowicie z zasadą ostrożności określoną w art. 191 i zasadą zrównoważonego rozwoju określoną w programie „Horyzont 2020” (56).

                  (149)

                  W kilku uwagach stwierdzono, że projekt przyczyniłby się do realizacji ogólnoeuropejskich celów w zakresie rozmieszczania obiektów jądrowych oraz badań jądrowych, które uznano również w traktacie EURATOM.

                  (150)

                  Z wielu uwag wynika, że Komisja powinna uznać za wspólny cel Unii, który uzasadnia inwestycje, fakt, iż energetyka jądrowa zapewniłaby czyste, niskoemisyjne źródło energii.

                  (151)

                  W niektórych uwagach odniesiono się do art. 194 ust. 2 TFUE, który umożliwia państwom członkowskim określenie swojego koszyka wytwarzania energii. Z uwag wynika, że planowany przez Węgry koszyk wytwarzania energii stanowi część krajowej strategii energetycznej i zakłada wytwarzanie energii jądrowej, węglowej i bioenergii. Na tej podstawie inwestycja mogłaby być uzasadniona.

                  (152)

                  Komisja otrzymała również uwagi, z których wynika, że energetyka jądrowa zapewnia bardzo długotrwałe, bezpieczne i niezawodne źródło energii w unijnym koszyku wytwarzania energii. W uwagach tych stwierdzono, że energia elektryczna wytwarzana ze źródeł jądrowych – zazwyczaj o wysokich poziomach mocy wytwórczych (85–90 %) – może znacząco przyczynić się do długoterminowego bezpieczeństwa dostaw energii. Inne zainteresowane strony twierdziły, że ze względu na znaczną lukę w przyszłej mocy zainstalowanej, która prawdopodobnie wystąpi do 2030 r., wraz ze stopniowym wycofywaniem z eksploatacji istniejących bloków w elektrowni jądrowej Paks oraz ze względu na zależność od importu energii elektrycznej, projekt może być idealnym sposobem zapewnienia Węgrom bezpieczeństwa dostaw energii i zmniejszenia zależności paliwowej.

                  (153)

                  Komisji przedstawiono argumenty, że ukończenie projektu przyczyni się do wzrostu gospodarczego w regionie, głównie poprzez utworzenie miejsc pracy. Ponadto w niektórych spostrzeżeniach zwrócono uwagę na fakt, że przedsiębiorstwa każdej wielkości w Unii mają istotną szansę uczestniczyć w realizacji projektu, tym samym pobudzając transakcje w łańcuchu dostaw. W spostrzeżeniach tych sugeruje się, że taki przewidywany wzrost leży we wspólnym interesie, który może uzasadniać ukończenie projektu.

            4.2.2.   UWAGI DOTYCZĄCE STOSOWNOŚCI ŚRODKA

                  (154)

                  IG Windkraft i Energiaklub twierdzą, że środek jest nieodpowiedni, biorąc pod uwagę koszty projektu w porównaniu z możliwymi rozwiązaniami alternatywnymi, które byłyby ukierunkowane na niedostatki energii elektrycznej w przyszłej mocy zainstalowanej. Podobna kwota dotacji pozwoliłaby wyprodukować znacznie większą roczną sumę energii elektrycznej, jeżeli zostałaby zainwestowana w inne źródła energii elektrycznej takie jak technologie odnawialne.

            4.2.3.   UWAGI DOTYCZĄCE KONIECZNOŚCI ŚRODKA I EFEKTU ZACHĘTY

                  (155)

                  Austria twierdzi, że Komisja nieprawidłowo określiła rynek właściwy na potrzeby dokonania oceny występowania niedoskonałości rynku, tj. rynek energii jądrowej na Węgrzech. Austria twierdzi, że poprawnym rynkiem właściwym byłby zliberalizowany wewnętrzny rynek energii elektrycznej Unii. Austria twierdzi również, że niedoskonałość rynku nie występuje w zakresie wytwarzania energii elektrycznej i dostaw energii elektrycznej na rynku wewnętrznym. Wręcz przeciwnie – ceny energii elektrycznej spadałyby m.in. w związku z wystarczającymi zdolnościami wytwórczymi. Ponadto Węgry są dobrze połączone z sieciami sąsiednich państw członkowskich.

                  (156)

                  Austria i IG Windkraft twierdzą, że jeżeli Węgry stanęłyby w obliczu problemu bezpieczeństwa dostaw energii, elektrownie jądrowe mogą nie być odpowiednimi środkami do uporania się z tym problemem. Ich zdaniem odpowiedniejszymi środkami mogą być bardziej przyjazne środowisku, elastyczniejsze i tańsze źródła energii znajdujące się w małych, zdecentralizowanych jednostkach. Austria twierdzi ponadto, że ze względu na wymagane chłodzenie elektrownie jądrowe są wrażliwe na fale upałów oraz że państwa członkowskie niemal w 100 % polegają na przywożonej rudzie uranu.

                  (157)

                  Osoby trzecie również uznały, że sam rynek przyczyniłby się do budowy nowych zdolności wytwórczych w sektorze wytwarzania energii elektrycznej. Fakt, że Węgry polegają na importowanej energii elektrycznej nie stanowiłby niedoskonałości rynku, a w szczególności nie stanowiłby niedoskonałości, której zaradziłaby nowa elektrownia jądrowa. Z przedstawionych uwag wynika, że import tańszej energii elektrycznej z innych państw członkowskich jest normalnym i akceptowalnym skutkiem funkcjonującego rynku, a nie niedoskonałością rynku. Wskazuje to jedynie na zdolność zakupu towarów po najniższej cenie rynkowej. Zgodnie z otrzymanymi uwagami ceny energii ustala się na podstawie wielu czynników, w tym cen towarów, podaży i popytu. W szczególności w Europie spadki cen energii elektrycznej byłyby reakcją na nieustanne wytwarzanie energii przekraczające zdolności wytwórcze. Ponieważ sytuację taką można by uznać za reakcję skutecznie funkcjonującego rynku, jako uzasadnienie dla budowy nowych zdolności jądrowych nie można powołać się na fakt, że spadek cen rynkowych energii będący wynikiem importu stanowiłby niedoskonałość rynku.

                  (158)

                  Zgodnie z otrzymanymi uwagami, nawet jeżeli w sektorze wytwarzania energii elektrycznej wystąpiłaby niedoskonałość rynku, Węgry powinny rozważyć więcej możliwości w przejrzysty i niedyskryminujący sposób.

                  (159)

                  Inne spostrzeżenia sugerują, że chociaż wyzwania związane z inwestycją w energię jądrową – w tym duże inwestycje kapitałowe i konieczność wsparcia publicznego i politycznego – są dobrze znane, rozpoznanie tych trudności nie jest jednoznaczne z ustaleniem, że rozwój energii jądrowej wiąże się z niedoskonałością rynku. W tych samych spostrzeżeniach podkreślono, że chociaż Komisja uznała, iż w sprawie elektrowni jądrowej Hinkley Point C miała miejsce niedoskonałość rynku, nie należy zakładać, że wszystkie inwestycje jądrowe można realizować jedynie poprzez systemy dotacji lub że istnieją podstawy do założenia istnienia ogólnej niedoskonałości rynku energii jądrowej.

            4.2.4.   UWAGI DOTYCZĄCE PROPORCJONALNOŚCI ŚRODKA

                  (160)

                  Austria twierdziła, że pomoc państwa musi zawsze ograniczać się do minimalnej wymaganej kwoty. W tym przypadku, jeżeli budowa zaproponowanego projektu odbywa się bez zaproszenia do składania ofert, nie można ustalić, czy koszty całkowite projektu byłyby ograniczone do minimalnej wymaganej kwoty.

                  (161)

                  Energiaklub twierdzi, że władze węgierskie nie zbadały minimalnego poziomu wsparcia finansowego, który umożliwiłby zrealizowanie projektu. Zamiast tego władze węgierskie dążyły do sfinansowania całości projektu, prawdopodobnie także z uwzględnieniem kosztów operacyjnych. Energiaklub podkreśla również, że zgodnie z obliczeniami przedstawionymi przez Węgry pomoc państwa nie byłaby ograniczona jedynie do realizacji inwestycji, ale przyznano by ją również na funkcjonowanie projektu, co mogłoby stanowić nadmierną rekompensatę na rzecz Paks II.

            4.2.5.   UWAGI DOTYCZĄCE WPŁYWU ŚRODKA NA RYNEK WEWNĘTRZNY

                  (162)

                  Austria twierdzi, że pomoc państwa na rzecz technologii, która sama w sobie nie jest dochodowa w obrębie zliberalizowanego rynku wewnętrznego energii elektrycznej, prowadzi do nadmiernego zakłócenia konkurencji. Dodatkowo może też uniemożliwić wejście na rynek nowym, zrównoważonym i bardziej opłacalnym uczestnikom rynku lub zmusić tych uczestników do odejścia z rynku. Austria twierdzi, że uruchomienie elektrowni jądrowych ma na celu pokrycie wysokiej zdolności przy obciążeniu podstawowym oraz że przy połączeniu z siecią zdolności tej nadaje się priorytetowe znaczenie, ponieważ elektrownie jądrowe jedynie nieznacznie różnią się pod względem swoich zdolności wytwórczych. Chociaż koszty ich budowy i likwidacji są wysokie, ich koszty operacyjne są niskie, dzięki czemu znajdują się w rankingu cenowym.

                  (163)

                  Władze austriackie oraz IG Windkraft twierdzą, że budowa nowych elektrowni jądrowych nada znaczącą władzę rynkową operatorom elektrowni na terenie elektrowni Paks poprzez zwiększenie koncentracji rynku, prawdopodobnie prowadząc do nadużycia pozycji dominującej zgodnie z art. 102 TFUE.

                  (164)

                  Zdaniem grupy MVM i Paks II w następstwie sprzedaży przez grupę MVM 100 % akcji Paks II na rzecz państwa te dwa przedsiębiorstwa stały się od siebie zupełnie niezależne. Podmioty te zwracają uwagę na to, że grupa MVM nie sprawuje żadnej kontroli – bezpośredniej ani innego rodzaju – nad zarządzaniem Paks II ani nad funkcjonowaniem tej spółki. Podkreślają oni również fakt, że – podobnie jak wszyscy inni konkurenci – grupa MVM i Paks II to dwa osobne przedsiębiorstwa wytwarzające energię elektryczną i nie ma powodu, aby zakładać istnienie jakiejkolwiek koordynacji lub działalności lub możliwości połączenia tych dwóch przedsiębiorstw. Ponadto grupa MVM twierdzi, że jej własna strategia obejmuje możliwe inwestycje, które w przyszłości mogą konkurować z Paks II.

                  (165)

                  Zdaniem Paks II projekt ma na celu zastąpienie zdolności wytwórczych obecnych czterech blokach elektrowni jądrowej Paks. Oczekuje się, że te obecnie działające bloki zostaną wycofane z eksploatacji do połowy lat 30. tego wieku, natomiast nowe bloki nr 5 i 6 (projekt Paks II) nie będą eksploatowane do połowy lat 20. tego wieku. Paks II argumentuje, że ocena udziału w rynku i zarzuty dotyczące dominacji są zatem bezzasadne i nie można ich tym razem uwzględnić.

                  (166)

                  Kilka zainteresowanych stron podkreśliło, że biorąc pod uwagę rozległą skalę importu energii elektrycznej przez Węgry i bardzo dobry poziom połączenia międzysystemowego tego państwa z państwami sąsiadującymi, rynek energii, który ma zostać poddany ocenie, będzie wykraczał poza terytorium jednego państwa, na którym prowadzi działalność szereg międzynarodowych konkurentów.

                  (167)

                  Niektóre strony jednoznacznie stwierdzają, że projekt może mieć potencjalny wpływ na zmniejszenie dynamiki regionalnych rynków energii elektrycznej, takich jak Niemcy, gdzie oczekiwano by spadku rocznej ceny przy obciążeniu podstawowym maksymalnie o 0,6 % do 2025 r., o 1,1 % do 2030 r. oraz o 1,2 % do 2040 r. Z drugiej strony niektóre strony argumentują również, że odnawialne instalacje w Niemczech osiągnęłyby niższe przychody ze względu na nowe reaktory jądrowe elektrowni Paks II oraz że podatników w większym stopniu obciążono by finansowaniem odnawialnych programów pomocy Niemiec, natomiast dostawcy „brudnej” energii elektrycznej mogliby zaoszczędzić aż do 1,02 % do 2030 r.

            4.3.   DODATKOWE UWAGI PRZEDSTAWIONE PRZEZ ZAINTERESOWANE STRONY

                  (168)

                  W kilku spostrzeżeniach podkreślono, że na Węgrzech nie do końca upubliczniono szczegółowe informacje na temat projektu. Stwierdzono w nich również, że decyzja w sprawie Paks II z technicznego punktu widzenia nie jest uzasadniona, ponieważ nie przeprowadzono postępowań przygotowawczych dotyczących tego, w jaki sposób inwestycje w środki na rzecz efektywności energetycznej oraz w energię odnawialną realizowane na taką samą skalę przyczyniłyby się do zwiększenia bezpieczeństwa dostaw energii. Biorąc pod uwagę brak szeroko zakrojonego zaangażowania publicznego i zawodowego, przedmiotowe osoby, które przedstawiły uwagi, twierdzą zatem, że nie należy kontynuować realizacji projektu.

                  (169)

                  W niektórych uwagach powołano się na potencjalne niebezpieczeństwo związane z elektrowniami jądrowymi. W niektórych spostrzeżeniach wyrażono obawy dotyczące zdolności Węgier i Paks II do radzenia sobie z wypadkami w zakresie bezpieczeństwa jądrowego, w tym również z bezpiecznym trwałym składowaniem odpadów jądrowych.

                  (170)

                  W niektórych spostrzeżeniach położono nacisk na fakt niezorganizowania przetargu przy wyznaczaniu przedsiębiorstwa budowlanego odpowiedzialnego za budowę nowych bloków wytwórczych, co według autorów tych spostrzeżeń jest sprzeczne z przepisami prawa Unii. Dodatkowo poseł do Parlamentu Europejskiego Benedek Jávor twierdzi, że naruszenie unijnych przepisów dotyczących zamówień publicznych, które miało mieć miejsce, nieodłącznie wiąże się ze środkiem, gdyż jego zdaniem Rosja nie udzieliłaby Węgrom pożyczki na projekt Paks II bez zabezpieczenia inwestycji na rzecz Rosatom, która umożliwiłaby uniknięcie stosowania unijnych przepisów dotyczących zamówień publicznych. Benedek Jávor uznaje, że oceny tego, czy wykorzystanie udzielonej przez Rosję pożyczki stanowi pomoc państwa niezgodną z prawem, nie można oddzielić od uniknięcia stosowania przepisów dotyczących zamówień publicznych – kwestie te są ze sobą nieodłącznie powiązane, a ich skutek należy ocenić łącznie.

                  (171)

                  Zgłoszono kilka uwag wyrażających sprzeciw wobec faktu, że projekt jest realizowany dzięki pożyczce udzielonej przez Rosję. W uwagach tych stwierdzono, że sytuacja taka promowałaby zależność pod względem paliwa i finansów, jednocześnie naruszając europejską strategię bezpieczeństwa energetycznego poprzez ograniczenie możliwości unijnych uczestników rynku do rozwoju ogólnounijnej sieci i infrastruktury energetycznej.

                  (172)

                  Niektóre zainteresowane strony twierdzą, że jeżeli Węgry zadecydowały, że na przyszłość potrzebują nowych zdolności w zakresie energii elektrycznej, powinny były zachować zgodność z art. 8 dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/72/WE (57). W tym przypadku nie odbyła się procedura przetargowa ani żadna procedura równoważna w zakresie przejrzystości i niedyskryminacji dotycząca jakiejkolwiek nowej zdolności. W związku z powyższym zdaniem niektórych zainteresowanych stron inwestycja Paks II mogła naruszyć prawo Unii.

                  (173)

                  Zdaniem niektórych stron pomoc państwa nie jest odpowiednim środkiem w przypadkach, w których zdjęłaby z zanieczyszczającego ciężar kosztów generowanych przez niego zanieczyszczeń w rozumieniu wytycznych wspólnotowych w sprawie pomocy państwa na ochronę środowiska (58).

            4.4.   ODPOWIEDŹ WĘGIER NA UWAGI PRZEDSTAWIONE PRZEZ ZAINTERESOWANE STRONY

                  (174)

                  Dnia 8 kwietnia 2016 r. Węgry przedłożyły swoją odpowiedź na uwagi osób trzecich dotyczące decyzji o wszczęciu postępowania w sprawie pomocy państwa („odpowiedź na uwagi osób trzecich”).

                  (175)

                  Węgry w szczególności zdecydowanie nie zgadzają się z uwagami otrzymanymi od rządu Austrii, Greenpeace Energy, Energiaklub i posła do Parlamentu Europejskiego Benedeka Jávora, w których różne osoby trzecie stwierdziły, że kosztów związanych z przestrzeganiem przepisów dotyczących bezpieczeństwa i ochrony środowiska, finansowaniem dłużnym, ubezpieczeniem, bezpieczeństwem, trwałym składowaniem, likwidacją, przesyłami, połączeniami i inwestycjami w modernizację nie zamieszczono w analizie Węgier, tłumacząc, że strony te posiadają błędne informacje i że ich zarzuty są nieuzasadnione.

                  (176)

                  W odpowiedzi umieszczono szczegółową kontrargumentację dla uwag przedstawionych przez posła do Parlamentu Europejskiego Benedeka Jávora. Węgry w szczególności wskazują, że:

                              —

                              koszty wszystkich niezbędnych inwestycji związanych z bezpieczeństwem zawarto w umowie o świadczenie usług inżynieryjnych, przetargowych i budowlanych,

                              —

                              wybór bezpośredniego systemu chłodzącego poparto w ocenie oddziaływania na środowisko projektu,

                              —

                              dane liczbowe dotyczące kosztów związanych z gospodarowaniem odpadami i likwidacją obliczyła agencja ds. zarządzania odpadami promieniotwórczymi na podstawie aktu CXVI z 1996 r. w sprawie energii atomowej,

                              —

                              koszty związane z przyłączeniem elektrowni jądrowej Paks II do sieci zawarto w analizie finansowej projektu,

                              —

                              w godzinach niskiego zapotrzebowania nie nastąpi ograniczenie działalności ani elektrowni jądrowej Paks, ani Paks II, ponieważ elektrownia jądrowa Paks II powinna zastąpić starsze i istniejące zdolności wytwórcze, które zostałyby wycofane z eksploatacji,

                              —

                              biorąc pod uwagę fakt, że elektrownia reprezentuje generację III+ nowoczesnej technologii, można bezpiecznie założyć, że wskaźnik wykorzystania w okresie eksploatacji elektrowni jądrowej Paks II jest stosunkowo wysoki (powyżej 90 %),

                              —

                              na świecie powszechnie przyjmuje się okres operacyjny wynoszący 60 lat, ponieważ jest to standardowe założenie nawet w odniesieniu do mniej zaawansowanych elektrowni trzeciej generacji,

                              —

                              projekt jest neutralny z perspektywy VAT, a ponieważ znaczną część usług będą świadczyli dostawcy znajdujący się na terenie UE, założenia/obliczenia dotyczące opłat celnych są niedokładne.

                  (177)

                  Węgry twierdzą, że przeprowadziły wyczerpującą analizę wrażliwości w celu uwzględnienia wpływu założeń i zmiennych, takich jak okres eksploatacji elektrowni, koszty eksploatacji i konserwacji, koszty gospodarowania odpadami i likwidacji, współczynniki wykorzystania, czynniki makroekonomiczne takie jak kurs wymiany i inflacja, różne scenariusze rozwoju cen rynkowych, opóźnienia itp., na uzasadnienie biznesowe, oraz że przedmiotowa analiza wrażliwości w pełni popiera wniosek Węgier, zgodnie z którym środek nie stanowi pomocy państwa.

                  (178)

                  W odniesieniu do spostrzeżeń dotyczących możliwej zgodności środka Węgry podtrzymują kilka argumentów przedstawionych w odniesieniu do swobodnego wyboru oraz dywersyfikacji koszyka energetycznego, konieczności odtworzenia zdolności, obniżenia emisyjności, tworzenia miejsc pracy, przystępności i wskazanych efektów mnożnikowych.

                  (179)

                  Węgry twierdzą, że argument rządu Austrii, zgodnie z którym cel określony w traktacie EURATOM dotyczący „rozwoju energetyki jądrowej we Wspólnocie” został „już osiągnięty i nie można go wykorzystać w celu wsparcia wspólnego interesu w rozumieniu art. 107 ust. 3 TFUE ze względu na rozwinięte technicznie, liczne elektrownie jądrowe, które wybudowano w Europie”, jest błędny. Zdaniem Węgier w argumencie tym pomylono cel, jakim jest rozwój wytwarzania energii jądrowej, z koncepcją technologii, której nie można uznać za stojącą w miejscu. Węgry są zdania, że traktat EURATOM nadal stanowi część konstytucyjnego porządku Unii i nie został uchylony. Ponadto Węgry podkreślają, że Austria i Greenpeace nie przedstawiły żadnego orzecznictwa, które sugerowałoby, że kwestie związane z celami leżącymi we wspólnym interesie muszą być określone lub ograniczone w czasie.

                  (180)

                  W odniesieniu do dywersyfikacji koszyka wytwarzania energii Węgry obalają przedstawione przez Austrię i Austriackie Stowarzyszenie Energetyki Wiatrowej zarzuty dotyczące ogólnounijnej zależności od uranu i podkreślają, że w istotnych nieeksploatowanych źródłach znajduje się bardzo różnorodny i dostępny uran. Węgry twierdzą również, że sam fakt ograniczenia zasobów nie oznacza, iż jego wykorzystanie jest niezrównoważone, przy czym odpowiadają też na uwagi przedstawione przez ekonomistkę ds. energii Loretę Stankeviciute w imieniu Międzynarodowej Agencji Energii Atomowej (MAEA) (59), w których stwierdza ona, że „energia jądrowa przedstawia się korzystnie na tle wielu wskaźników zrównoważoności”.

                  (181)

                  Węgry podkreślają, że niektóre argumenty przedstawione w stosunku do konieczności obniżenia emisyjności w drodze wykorzystania jądrowych źródeł energii są uzasadnione, ponieważ technologie odnawialne wiążą się z wysokimi kosztami i stanowią nieciągłe źródła wytwarzania energii. Węgry twierdzą również, że stałe odnawialne taryfy subsydiowane są niezgodne z dopuszczaniem warunków wolnego rynku, oraz przytaczają wypowiedź Greenpeace, który argumentował, że umowy dotyczące stałej ceny zakupu energii elektrycznej byłyby mniej korzystne w przypadku niższych cen rynkowych, chociaż elektrownia Paks II nie sprzedawałaby wytworzonej przez siebie energii elektrycznej w ten sposób.

                  (182)

                  Węgry powołują się na kilka źródeł, w których stwierdzono, że środek nie zakłóci nadmiernie konkurencji, a także podkreślają, że Komisja miała wątpliwości nie co do zgodności środka z rynkiem wewnętrznym (jak zasugerował to Greenpeace), ale w odniesieniu do kwestii istnienia pomocy państwa.

                  (183)

                  W tym samym zakresie (możliwe zakłócenie konkurencji) Węgry obalają przedstawione przez Greenpeace argumenty, zgodnie z którymi Węgry miałyby ustalić stałą taryfę (podobną do tej w elektrowni Hinkley Point C) w celu długoterminowego wsparcia działalności elektrowni jądrowej Paks II.

                  (184)

                  Węgry kwestionują spostrzeżenia, zgodnie z którymi projekt wyparłby inwestycje w odnawialne źródła energii na Węgrzech i w państwach sąsiadujących. Węgry twierdzą, że w krajowej strategii energetycznej oprócz źródeł jądrowych uwzględniono odnawialne źródła energii oraz że przyszłej luki w mocy zainstalowanej nie będzie można wypełnić wyłącznie energią jądrową. Dodatkowe zdolności jądrowe nie powstrzymałyby zatem rozwoju w dziedzinie energii ze źródeł odnawialnych. Węgry zauważają, że w załączonym jako część uwag Greenpeace badaniu rynku przeprowadzonym przez Energy Brainpool założono poziom wykorzystania źródeł odnawialnych zgodny z krajowym celem Węgier w tym zakresie.

                  (185)

                  Węgry podtrzymują stanowisko przedstawione przez grupę MVM, zgodnie z którym nie przewiduje się połączenia grupy MVM i Paks II, w związku z czym nie wystąpi koncentracja rynku. Węgry podtrzymują także stwierdzenie grupy MVM, zgodnie z którym w strategii biznesowej grupy MVM uwzględniono możliwe inwestycje, które w przyszłości mogą konkurować z Paks II.

                  (186)

                  Węgry podkreślają również uwagi, że ze względu na wysoki poziom połączenia międzysystemowego rynek, który ma zostać zbadany, należy interpretować w szerszym zakresie niż państwo węgierskie. W tym kontekście skutek środka byłby nieznaczny. Węgry podważają także metodykę analizy przeprowadzonej w imieniu Greenpeace przez Energy Brainpool w zakresie potencjalnego wpływu projektu na regionalne rynki energii elektrycznej, takie jak Niemcy. Węgry twierdzą, że przyjęte podejście obejmuje ocenę wpływu projektu w kontekście czysto krajowym, bez uwzględnienia roli, jaką odgrywa import energii do Węgier, i ekstrapolując wynik na Niemcy, opierając się na domniemanym założeniu, że wpływ na niemiecki rynek energii elektrycznej będzie taki sam, jak na rynek energii elektrycznej Węgier. Węgry twierdzą również, że analiza jest błędna w zakresie, w jakim zakłada ona istniejący poziom przepustowości połączeń wzajemnych, ignorując dalsze połączenia międzysystemowe, które tworzą część celów Unii.

                  (187)

                  W odniesieniu do spostrzeżeń wskazujących na kwestie bezpieczeństwa Węgry są zdania że dzięki istniejącym czterem blokom jądrowym państwo posiada znaczącą wiedzę i znaczące doświadczenie. Węgry zauważają również, że węgierski organ ds. energii jądrowej (organ wydający licencje placówkom jądrowym) posiada już bardzo dobrą znajomość technologii VVER i opracował dwuletni wewnętrzny program szkoleniowy w zakresie tej technologii. Program obejmuje członków organu regulacyjnego, którzy posiadają istotne właściwe doświadczenie akademickie i praktyczne; w ramach programu dla nowych pracowników organizowane będą szkolenia i sesje rozwojowe z zakresu zadań i obowiązków, które podejmą jako część organu regulacyjnego.

                  (188)

                  Dodatkowo Węgry kładą nacisk na fakt, że zarówno organ ds. ochrony środowiska, jak i organ regulacyjny są od siebie niezależne, co zapewnia solidne i obiektywne ramy bezpieczeństwa. Węgry zauważają również, że istotne wymogi techniczne projektu dotyczące bezpieczeństwa jądrowego opracowano w drodze połączenia prawa węgierskiego, europejskich wymogów w zakresie użyteczności, zaleceń MAEA i Zachodnioeuropejskiego Stowarzyszenia Regulatorów Jądrowych w zakresie bezpieczeństwa, a także wniosków wyciągniętych z awarii elektrowni jądrowej w Fukushimie.

                  (189)

                  W odpowiedzi na spostrzeżenia zwracające uwagę na oczywisty brak przejrzystości podczas przygotowań projektu Węgry wyjaśniły, że osiągnęły przejrzystość w wyniku parlamentarnego procesu decyzyjnego. Proces parlamentarny zapewnił wszystkim zainteresowanym stronom i organom, w tym Komisji, dostęp do wszystkich istotnych informacji. W ramach procesu opublikowano wszystkie sprawozdania niezależnych ekspertów, w tym analizy ekonomiczne projektu, a wszystkie materiały związane z oceną oddziaływania na środowisko udostępniono w kilku językach.

                  (190)

                  Węgry odwołują się także do konsultacji społecznych prowadzonych przez komisarza rządowego odpowiedzialnego za projekt, które miały miejsce od dnia 17 marca do dnia 4 maja 2015 r., mających zaradzić potencjalnym skutkom, jakie budowa i eksploatacja elektrowni jądrowej Paks II mogłyby wywrzeć na środowisko. Węgry powiadomiły również o projekcie wszystkie sąsiadujące z nimi państwa trzecie (należące i nienależące do UE) i przeprowadziły dziewięć konsultacji społecznych na temat projektu w kilku państwach.

                  (191)

                  W odniesieniu do spostrzeżeń zakładających, że ukończenie projektu narusza przepisy ustanowione dyrektywą Parlamentu Europejskiego i Rady 2014/24/UE (60) oraz dyrektywą Parlamentu Europejskiego i Rady 2014/25/UE (61) władze węgierskie tłumaczą, że umowa międzyrządowa i umowy wykonawcze nie są objęte zakresem stosowania TFUE oraz dyrektyw 2014/24/UE i 2014/25/UE. Ponadto twierdzą one, że nawet gdyby TFUE miał zastosowanie, umowa międzyrządowa i umowy wykonawcze wchodziłoby w zakres szczególnego wyłączenia dotyczącego umów międzynarodowych określonego w art. 22 dyrektywy 2014/25/UE lub wyłączenia ze względów technicznych określonego w art. 50 lit. c) tej dyrektywy, w związku z czym umowy te powinny być zwolnione z obowiązku przestrzegania unijnych przepisów dotyczących zamówień publicznych. Węgry tłumaczą, że w umowie międzyrządowej określono jasne procedury zawierania umów wykonawczych, w tym szczególne wymogi w zakresie wyznaczania przedsiębiorstw i przyznawania umów o podwykonawstwo.

                  (192)

                  Węgry przeczą również spostrzeżeniom w których twierdzi się, że stanowi to naruszenie art. 8 dyrektywy 2009/72/WE. Zdaniem Węgier dyrektywa ta nie ma zastosowania do projektu, ponieważ projekt jest objęty wyłącznym zakresem traktatu EURATOM, który jest nadrzędny wobec postanowień TFUE oraz wszelkiego wynikającego z niego prawa wtórnego. Władze węgierskie podkreślają także, że ich zdaniem określone w dyrektywie 2009/72/WE przepisy dotyczące ogłaszania przetargów na nowe zdolności nie mają zastosowania, ponieważ projekt nie obejmuje pomocy państwa.

                  (193)

                  Węgry odnoszą się ponadto do orzecznictwa Trybunału Sprawiedliwości Unii Europejskiej (62), które stanowi, że ostatecznego stanowiska w kwestii naruszenia przepisów prawa Unii nie można uwzględnić w kontekście postępowania wyjaśniającego w sprawie pomocy państwa. W świetle tego faktu Węgry uważają, że jakiekolwiek możliwe naruszenie dyrektywy w sprawie energii elektrycznej należy zbadać poza zakresem formalnego postępowania wyjaśniającego w sprawie pomocy państwa. Węgry odnoszą się również do decyzji Komisji w sprawie pomocy państwa na rzecz elektrowni jądrowej Hinkley Point C, twierdząc, że w rozumieniu art. 8 dyrektywy 2009/72/WE zamiast określonych procedur przetargowych można przeprowadzić procedury równoważne pod względem przejrzystości i niedyskryminacji. Zdaniem Węgier przyznanie umów o podwykonawstwo przebiegałoby zgodnie z zasadami niedyskryminacji i przejrzystości.

            4.5.   DODATKOWE UWAGI PRZEDSTAWIONE PRZEZ WĘGRY W ODPOWIEDZI NA SPOSTRZEŻENIA ZGŁOSZONE KOMISJI

                  (194)

                  W swojej odpowiedzi na spostrzeżenia zgłoszone Komisji Węgry twierdzą, że w samym komunikacie Komisji w sprawie przykładowego programu energetyki jądrowej (PPEJ) (63) wskazano, że w celu zapewnienia bezpiecznej przyszłości dostaw energii w całej Unii w latach 2015–2050 w energię jądrową należałoby zainwestować miliardy euro (szacowana kwota wynosi 650–760 mld EUR).

            5.   OCENA ŚRODKA

      5.1.   ISTNIENIE POMOCY PAŃSTWA

                  (195)

                  Środek stanowi pomoc państwa w rozumieniu art. 107 ust. 1 TFUE, jeśli spełnione są równocześnie cztery warunki. Po pierwsze środek musi zostać przyznany przez państwo lub przy użyciu zasobów państwowych. Po drugie środek musi przynosić korzyść beneficjentowi. Po trzecie środek musi faworyzować pewne przedsiębiorstwa lub pewien rodzaj działalności gospodarczej (tj. musi istnieć pewien poziom selektywności). Oraz po czwarte musi wywierać potencjalny wpływ na wymianę handlową między państwami członkowskimi i zakłócać konkurencję na rynku wewnętrznym.

                  (196)

                  W sekcji 3.1 decyzji o wszczęciu postępowania Komisja dokonała wstępnych ustaleń, z których wynika, że środek może stanowić korzyść gospodarczą dla Paks II, wiąże się z udzieleniem pomocy państwa, ponieważ przyznano go z zasobów państwowych, które można przypisać państwu węgierskiemu, środek byłby selektywny oraz potencjalnie może mieć wpływ na wymianę handlową między państwami członkowskimi i zakłócać konkurencję na rynku wewnętrznym. Podczas formalnego postępowania wyjaśniającego Komisja nie znalazła żadnych powodów, które wpłynęłyby na zmianę jej oceny w tym zakresie.

            5.1.1.   KORZYŚĆ GOSPODARCZA

                  (197)

                  Komisja oceniła, czy środek wiązałby się z korzyścią gospodarczą dla Paks II ze względu na fakt, że elektrownia posiadałaby i wykorzystywałaby dwa nowe bloki jądrowe w pełni sfinansowane przez państwo węgierskie. Komisja oceniła ponadto możliwość wykluczenia istnienia korzyści gospodarczej dla Paks II w przypadku, gdyby inwestycja państwa węgierskiego była inwestycją rynkową uzasadnioną celem osiągnięcia zysku.

                  (198)

                  W swojej ocenie Komisja zgadza się z Węgrami w zakresie dotyczącym skorzystania z testu prywatnego inwestora w celu ustalenia, czy dana inwestycja jest inwestycją rynkową. Przedmiotowy test pozwala ustalić, czy prywatny inwestor zainwestowałby w projekt na takich samych zasadach i warunkach, co inwestor publiczny, w czasie, gdy podejmowano decyzję o inwestycji (zob. również motywy 53 oraz 54).

                  (199)

                  Test wskazuje na istnienie korzyści gospodarczej, a tym samym na istnienie pomocy państwa, jeżeli oczekiwana IRR inwestycji jest niższa niż rynkowy referencyjny WACC dla tego samego projektu, ponieważ racjonalny inwestor prywatny nie zainwestowałby na takich warunkach.

                  (200)

                  Test prywatnego inwestora wymaga, aby dowody wykorzystane do oszacowania IRR i WACC pochodziły z tego samego okresu co decyzja o inwestycji w celu odtworzenia informacji posiadanych w tym czasie przez inwestorów. Komisja określiła ramy czasowe procesu decyzyjnego dotyczącego projektu elektrowni jądrowej Paks II w celu ustalenia, które informacje były i byłyby dostępne dla inwestorów podczas podejmowania decyzji o kontynuowaniu projektu (64).

                  (201)

                  W dniu wydania niniejszej decyzji spółka Paks II nadal jeszcze nie zleciła nieodwołalnie prac budowlanych dotyczących dwóch nowych reaktorów jądrowych (65) […]. Komisja uważa zatem, że najistotniejsze z punktu widzenia oceny testu prywatnego inwestora byłyby dane dostępne w lutym 2017 r. (zwane dalej „danymi z 2017 r.”) i że te dane należy uważać za scenariusz podstawowy.

                  (202)

                  Negocjacje w sprawie elektrowni jądrowej Paks II rozpoczęły się jednak dwa lata wcześniej. W celu zapewnienia weryfikacji wiarygodności wyników testu prywatnego inwestora Komisja dokonała także osobnej oceny danych od dnia podjęcia wstępnej decyzji inwestycyjnej, tj. od czasu, gdy dnia 9 grudnia 2014 r. podpisano umowę o świadczenie usług inżynieryjnych, przetargowych i budowlanych (zwanych dalej „danymi z 2014 r.”). Komisja pokazuje, że wynik tej samej analizy, ale dla wcześniejszego okresu, tj. daty inwestycji początkowej, jest spójny z wynikiem uzyskanym przy użyciu danych z 2017 r.

                  (203)

                  W celu dokonania oceny spełnienia wymogów testu prywatnego inwestora Komisja oszacowała teoretyczny WACC inwestycji o profilu ryzyka podobnym do profilu Paks II. Następnie Komisja porównała wspomniany oszacowany WACC rynkowy z WACC projektu, najpierw w kontekście scenariusza podstawowego, stosując dane z 2017 r., a później w kontekście weryfikacji wiarygodności, stosując dane z 2014 r., które są istotne dla wstępnej decyzji inwestycyjnej.

            5.1.1.1.
            Ocena WACC przeprowadzona przez Komisję

                  (204)

                  Do oszacowania WACC Komisja wykorzystuje dwie metodyki zgodne z metodykami stosowanymi przez Węgry, tj. standardowe podejście oddolne, dzięki któremu teoretyczny WACC można ustalić w drodze oszacowania wszystkich jego części składowych, oraz analizę porównawczą, która opiera się na właściwych odniesieniach do przypadków porównywalnych z sytuacją Paks II. Pomimo zastosowania identycznych metod wynik otrzymany przez Komisję różni się od wniosków Węgier ze względu na fakt, że Komisja zakwestionowała wartości niektórych parametrów i niektóre odniesienia wykorzystane przez Węgry i odrzuciła ich ważność. Inne parametry i odniesienia zostały przyjęto i uwzględniono według wartości nominalnej zaproponowanej przez Węgry. W swojej ocenie Komisja przedstawi dowody potwierdzające każdą wartość, która różni się od wartości przedstawionej przez Węgry.

                  (205)

                  W obu przyjętych przez Komisję metodach oceny zastosowano dane z 2017 r. jako model referencyjny oraz dane z 2014 r. na potrzeby weryfikacji wiarygodności.

                  (206)

                  Biorąc pod uwagę stosunkowo duże niepewności nieodłącznie związane z szacunkową oceną finansów, Komisja przedstawia zakres wartości, jakie może przyjąć teoretyczny rynkowy referencyjny WACC, który należy wykorzystać w teście prywatnego inwestora.

                  (207)

                  Stosując obie metody, Komisja przyjęła cel wynoszący 40–50 % obliczony poprzez średni wskaźnik dźwigni finansowej w okresie trwania, który Węgry zaproponowały w badaniu dotyczącym testu prywatnego inwestora i w badaniu ekonomicznym, według wartości nominalnej jako zgodny z wiarygodnymi punktami odniesienia. Na potrzeby niniejszej decyzji odwołanie do dźwigni finansowej oznacza stosunek zadłużenia do łącznego kapitału projektu. Co więcej, Komisja przyjęła również węgierski podatek od osób prawnych wynoszący 19 %.

                  (208)

                  Przed przedstawieniem własnej oceny Komisja zauważyła następujące niedociągnięcia w odniesieniu do ostatecznego punktu odniesienia WACC przedłożonego przez Węgry:

                              a)

                              zakresy uzyskane przy zastosowaniu dwóch metod zaproponowanych przez Węgry nie są w zupełności spójne. Przedział [5,9–8,4 %] uzyskany w analizie porównawczej przeprowadzonej na potrzeby badania ekonomicznego jest szerszy niż zakres wyprowadzony z podejścia oddolnego w tym samym badaniu [6,2–7,0 %] i zawiera dużo wyższe wartości. Węgry nie wykazują, dlaczego najdokładniejszy podzbiór wartości WACC należy ograniczyć do [6,2–7,0 %], co pokrywa się jedynie z niższą częścią zakresu punktu odniesienia;

                              b)

                              ponadto wartości różnych zmiennych w analizie porównawczej Węgier zamieszczonej w badaniu dotyczącym testu prywatnego inwestora i badaniu ekonomicznym są niespójne z odpowiadającym im wartościom zmiennych podejścia oddolnego zawartego w tych samych badaniach (66);

                              c)

                              w odniesieniu do podejścia oddolnego Komisja odrzuca przede wszystkim trzy parametry zastosowane przez Węgry, mianowicie premię z tytułu ryzyka cen akcji, stopę wolną od ryzyka i premię z tytułu zadłużenia. Po pierwsze nie ma uzasadnienia, dlaczego historyczne wyniki rynku akcji z ostatnich 10 lat (wykorzystane zarówno w badaniu dotyczącym testu prywatnego inwestora, jak i w badaniu ekonomicznym) są odpowiednim punktem odniesienia dla węgierskiej premii z tytułu ryzyka cen akcji. Argumenty przemawiające za nieużywaniem historycznej premii z tytułu ryzyka odnoszą się do zachowań rynkowych po kryzysie z 2008 r., które uznano za sprzeczne z zachowaniami w okresach przed kryzysem (67). Po drugie stopę wolną od ryzyka przedstawioną przez Węgry w drugim piśmie wyjaśniającym (przed decyzją o wszczęciu postępowania) poddano analizie porównawczej z wyrażonym w HUF 15-letnim dochodem z obligacji skarbowych Węgier wynoszącym 3,8 %, który był ważny w okresie od listopada do grudnia 2014 r. Komisja uważa jednak, że ze względu na duże zmiany w dochodach uzyskiwanych z obligacji skarbowych Węgier rozsądniej jest obliczyć średni dochód na podstawie dostępnych danych dotyczących miesięcznego dochodu w okresie całego roku kalendarzowego poprzedzającego wydanie decyzji o inwestycji. Po trzecie Węgry korzystają z opartej na EUR stopy referencyjnej oprocentowania rynkowego (stopa CIRR) OECD dla projektu o 18-letnim okresie zapadalności jako wskaźnika zastępczego w odniesieniu do premii z tytułu zadłużenia Paks II. Jak jednak Węgry zauważają w badaniu dotyczącym testu prywatnego inwestora, stopę CIRR OECD oblicza się na podstawie przepisów, zgodnie z którymi do finansowania projektów jądrowych można wykorzystywać kredyty eksportowe i pomoc mającą związek z handlem. Potencjalny aspekt pomocy państwa w odniesieniu do kredytów eksportowych może zakłócić rynkowy punkt odniesienia premii z tytułu zadłużenia;

                              d)

                              ponadto Węgry nie omawiają szczegółów dotyczących odporności szacunków. Dodatkowego ryzyka związanego z elektrowniami jądrowymi nie uwzględniono jednoznacznie w szacunkach ani nie wykorzystano go w węgierskiej analizie wrażliwości. Jest to istotne, ponieważ wytwarzanie energii jądrowej może wiązać się z różnego rodzaju ryzykiem, które może być większe niż ryzyko związane ze stosowaniem innego rodzaju technologii wytwarzania energii elektrycznej (68)
                                 ,
                                  (69).

         Metoda pierwsza – podejście oddolne

                  (209)

                  W metodzie podejścia oddolnego stosuje się standardowy wzór na obliczenie WACC (stosowany również przez Węgry); za jej pomocą szacuje się wartość parametrów WACC:

                  gdzie D i E oznaczają wartości zadłużenia i kapitału własnego, Rd i Re oznaczają odpowiednio koszty zadłużenia i kapitału własnego, natomiast t oznacza podatek od osób prawnych, który w przypadku Węgier wynosi 19 %. Wzór ten opiera się na oczekiwanych wartościach występujących w nim parametrów. Rd i Re oznaczają koszty zadłużenia i kapitału własnego w momencie podjęcia decyzji o inwestycji, a nie koszty historyczne.

                  (210)

                  Z kolei koszt zadłużenia ustala się przy użyciu następującego wzoru (stosowanego również przez Węgry):

                  gdzie Rf oznacza stopę wolną od ryzyka na rynku, a (Rd–Rf) oznacza premię z tytułu obligacji na rynku.

                  (211)

                  Z kolei koszt kapitału własnego ustala się przy użyciu standardowego wzoru kapitałowego modelu wyceny aktywów (stosowanego również przez Węgry) (70):

                  gdzie Rf
                      oznacza stopę wolną od ryzyka na rynku, oznacza premię z tytułu ryzyka związanego z rynkiem akcji, natomiast β (beta) oznacza środek niesystematycznego i niedywersyfikowalnego ryzyka projektu.

                  (212)

                  Komisja zatwierdza następujące wartości dla parametrów zastosowanych do obliczenia WACC:

                              —

                              W celu przybliżenia stopy wolnej od ryzyka Komisja wykorzystuje stopę procentową wyrażonego w HUF 15-letniego dochodu z obligacji skarbowych Węgier, ponieważ była to obligacja o najdłuższym czasie trwania wyemitowana przez rząd węgierski. Wahania miesięcznej stopy procentowej były bardzo wysokie w okresie, kiedy podjęto wstępną decyzję inwestycyjną w sprawie Paks II. Wybór wartości odpowiadającej jedynie danemu miesiącowi może zatem skutkować nierzetelnym wynikiem. Wartość ta nie odzwierciedlałaby rzeczywistości i złożoności decyzji o tak dużej skali, w której inwestorzy poszukują całościowego zestawu informacji na jej temat. Z tego powodu Komisja wykorzystuje średnią wartość z 12 miesięcy kalendarzowych poprzedzających główny punkt w czasie, a nie tak jak zrobiły to Węgry – stopę procentową z miesiąca bezpośrednio poprzedzającego decyzję o inwestycji (71).

                              —

                              Z przyczyn wyjaśnionych w motywie 208 lit. c), w którym mowa o nieadekwatności stosowanych przez Węgry historycznych premii z tytułu ryzyka (cen akcji) na rynku, Komisja obliczyła premię z tytułu ryzyka cen akcji jako średnią arytmetyczną wartości premii z tytułu ryzyka cen akcji pochodzących z dwóch źródeł powszechnie uznanych w świecie finansów i biznesu:

                                          —

                                          głównym źródłem danych jest światowa baza danych premii z tytułu ryzyka cen akcji opracowana przez profesora Aswatha Damodarana z Uniwersytetu Nowojorskiego („baza danych premii z tytułu ryzyka opracowana przez Damodarana”) (72),

                                          —

                                          drugą bazą danych jest baza danych premii z tytułu ryzyka rynkowego stworzona przez profesora Fernandeza z IESE Business School Uniwersytetu Nawarry (73).

                                    Ustalenia podsumowano w tabeli 6 poniżej.

                                 Tabela 6

                                 Premia z tytułu ryzyka cen akcji – Węgry

                                          Grudzień 2014 r.

                                          Luty 2017 r.

                                          Premia z tytułu ryzyka cen akcji – Damodaran

                                          8,84

                                          8,05

                                          Premia z tytułu ryzyka cen akcji – Fernandez

                                          8,30

                                          8,10

                                          Średnia premia z tytułu ryzyka cen akcji

                                          8,57

                                          8,08

                              —

                              W celu oszacowania wartości beta Komisja przyjęła propozycję Węgier przedstawioną w uwagach dotyczących testu prywatnego inwestora według wartości nominalnej, mianowicie wartość 0,92 (74).

                              —

                              Koszt zadłużenia przed opodatkowaniem stanowiłby węgierską stopę wolną od ryzyka (średnią wartość w okresie 12 miesięcy kalendarzowych poprzedzających główny punkt w czasie) powiększoną o wynoszącą 2,26 % premię z tytułu ryzyka zadłużenia handlowego doliczaną do obligacji skarbowych, która jest środkiem na rzecz krajowej premii z tytułu ryzyka (75).

                              —

                              Zakładano, że wskaźnik dźwigni finansowej projektu przyjmie dwie wartości zaproponowane przez Węgry, 50 % i 40 %, zarówno w badaniu dotyczącym testu prywatnego inwestora, jak i w badaniu ekonomicznym.

                  (213)

                  Dane wejściowe WACC określone w motywie 212 i wyprowadzone zakresy WACC zebrano w tabeli 7. Każdy okres istotny z punktu widzenia oceny rozpisano w osobnej kolumnie.

                     Tabela 7

                     Oddolne obliczenia WACC

                              DANE WEJŚCIOWE

                              Grudzień 2014 r.

                              Luty 2017 r.

                              Stopa wolna od ryzyka – Węgry

                              5,30  %

                              3,45  %

                              Premia z tytułu ryzyka cen akcji – Węgry

                              8,57  %

                              8,08  %

                              Wartość beta

                              0,92

                              0,92

                              Stopa zwrotu z kapitału własnego

                              13,19  %

                              10,88  %

                              Premia z tytułu ryzyka zadłużenia handlowego doliczana do stopy zwrotu z obligacji państwowych Węgier

                              2,26  %

                              2,26  %

                              Przed złożeniem deklaracji podatkowej dotyczącej zadłużenia

                              7,56  %

                              5,71  %

                              Stawka podatku od osób prawnych

                              19 %

                              19 %

                              Po złożeniu deklaracji podatkowej dotyczącej zadłużenia

                              6,12  %

                              4,63  %

                              Wskaźnik dźwigni finansowej (D/(D+E)) – scenariusz I

                              50 %

                              50 %

                              Wskaźnik dźwigni finansowej (D/(D+E)) – scenariusz II

                              40 %

                              40 %

                              WACC z dźwignią finansową I

                              9,66  %

                              7,75  %

                              WACC z dźwignią finansową II

                              10,36  %

                              8,38  %

                              Zakres WACC

                              9,66 –10,36  %

                              7,75 –8,38  %

                  (214)

                  Z przedstawionych w tabeli 7 elementów WACC wynika, że zakres WACC wynosi [9,66–10,36 %] w odniesieniu do grudnia 2014 r. oraz [7,75–8,38 %] w odniesieniu do lutego 2017 r. (76). Należy jednak zauważyć, że jedynym wkładem ze strony sektorów w tych obliczeniach jest przemysłowa wartość beta (0,92). W konsekwencji ujęcie pełnej premii związanej z większym ryzykiem projektów jądrowych jest mało prawdopodobne (zob. przypis 68), w związku z czym należy tę premię postrzegać jako niższy pułap faktycznego ryzyka.

         Metoda druga – analiza porównawcza

                  (215)

                  Komisja zgadza się z Węgrami w kwestii tego, że alternatywnym podejściem do wyznaczenia odpowiedniego zakresu rynkowego WACC byłoby poddanie go analizie porównawczej względem odniesień do przypadków porównywalnych do projektu Paks II. Ze względów określonych w motywie a) Komisja nie uznała jednak odniesień i zakresów przedstawionych przez władze węgierskie za wystarczająco solidne. W związku z tym Komisja opracowała własną analizę porównawczą, w której ustaliła referencyjny WACC dla poszczególnych sektorów i państw w oparciu o bazę danych Damodaran (77)
                     ,
                      (78), wykorzystując dane z 2017 r. oraz dane z 2014 r.

                  (216)

                  Podejście to obejmuje w szczególności następujące trzy etapy (dane liczbowe dla wszystkich trzech etapów obliczono osobno dla grudnia 2014 r. i lutego 2017 r.):

                              a)

                              Na etapie pierwszym wykorzystuje się dane dostępne w przemysłowej bazie danych WACC Damodarana dla Europy Zachodniej w celu określenia kosztów zadłużenia i kapitału własnego ponoszonych przez sektory, które można uznać za dobre wskaźniki zastępcze dla sektora wytwarzania energii jądrowej (79).
                              Wykorzystane wskaźniki zastępcze dla sektora wytwarzania energii jądrowej obejmują sektory „zielonej energii i odnawialnych źródeł energii”, „energii elektrycznej” oraz „(ogólnych) usług użyteczności publicznej” w przypadku bazy danych z 2017 r. oraz sektory „energii elektrycznej” i „(ogólnych) usług użyteczności publicznej” w przypadku bazy danych z 2014 r. (80). Wszelkie wartości kosztu zadłużenia i kapitału własnego obliczone na podstawie tych sektorów można uznać za konserwatywne szacunki dla elektrowni jądrowej Paks z dwóch powodów. Po pierwsze, w bazie danych Damodaran nie istnieje rozróżnienie na uregulowane i nieuregulowane segmenty w tych sektorach. Paks II mieści się w segmencie nieuregulowanym, co oznacza wyższe ryzyko, a zatem wyższe wartości kosztów zadłużenia i kapitału własnego niż w przypadku przedsiębiorstw uregulowanych w tym samym sektorze. Po drugie, ze względu na duży rozmiar i skalę elektrownie jądrowe charakteryzują się wyższym ryzykiem niż przeciętne przedsiębiorstwo produkujące energię elektryczną lub świadczące usługi użyteczności publicznej (81).
                              W tabeli 8 określono koszty zadłużenia i kapitału własnego przed opodatkowaniem zaczerpnięte bezpośrednio z bazy danych WACC Damodaran dla Europy Zachodniej oraz wartości beta na poziomie sektorów (82). W tabeli zamieszczono również średnią wartość międzybranżową dla tych sektorów (83).

                                 Tabela 8

                                 Koszty zadłużenia (przed opodatkowaniem) i kapitału własnego na poziomie przemysłu dla Europy Zachodniej

                                          Rok

                                          Koszt

                                          Zielona energia i odnawialne źródła energii

                                          Energia elektryczna

                                          (Ogólne) Usługi użyteczności publicznej

                                          Wytwarzanie energii i usługi użyteczności publicznej (średnia)

                                          2014

                                          Zadłużenie

                                          —

                                          5,90  %

                                          5,40  %

                                          5,65  %

                                          Kapitał własny

                                          —

                                          9,92  %

                                          9,84  %

                                          9,88  %

                                          β

                                          —

                                          1,09

                                          1,08

                                          2017

                                          Zadłużenie

                                          4,41  %

                                          3,96  %

                                          3,96  %

                                          4,11  %

                                          Kapitał własny

                                          9,31  %

                                          9,82  %

                                          9,82  %

                                          9,65  %

                                          β

                                          1,01

                                          1,08

                                          1,08

                              b)

                              Na etapie drugim wykorzystuje się dane dostępne w bazie danych Damodarana zawierającej informacje o premii z tytułu ryzyka w celu obliczenia średnich premii z tytułu ryzyka zadłużenia oraz premii z tytułu ryzyka cen akcji wymaganych przez Węgry w stosunku do pozostałych państw Europy Zachodniej, które należą do podgrupy „Europa rozwinięta” (zob. przypis 77), jak przedstawiono w tabeli 9; w obliczeniach uwzględnia się przedsiębiorstwa prowadzące działalność w sektorach wymienionych w tabeli 8, które ujęto w przemysłowej bazie danych WACC (84). Uzyskane wartości dodaje się do wartości kosztu zadłużenia i kapitału własnego przedstawionych na etapie pierwszym (lit. a)).

                                 Tabela 9

                                 Premie z tytułu ryzyka dla Węgrzech

                                          (%)

                                          Rok

                                          Premia z tytułu ryzyka

                                          Europa rozwinięta

                                          Węgry

                                          Różnica

                                          2014

                                          Premia z tytułu ryzyka kraju (obligacje)

                                          0,99

                                          2,56

                                          1,57

                                          Premia z tytułu ryzyka kraju (kapitał własny)

                                          1,48

                                          3,84

                                          2,36

                                          2017

                                          Premia z tytułu ryzyka kraju (obligacje)

                                          1,06

                                          1,92

                                          0,86

                                          Premia z tytułu ryzyka kraju (kapitał własny)

                                          1,30

                                          2,36

                                          1,06

                              c)

                              Na etapie trzecim sumuje się odpowiednią różnicę państwowych premii z tytułu ryzyka dla Węgier określonych w kroku drugim (lit. b)) i koszt zadłużenia i kapitału własnego uzyskany w kroku pierwszym (lit. a)), otrzymując dane liczbowe dotyczące kosztu zadłużenia i kapitału własnego dla Węgier (85). Następnie wyprowadza się WACC dla dwóch poziomów dźwigni finansowej zaproponowanych przez władze węgierskie. W tabeli 10 zestawiono wyniki.

                                 Tabela 10

                                 Koszt zadłużenia, koszt kapitału własnego i WACC (*6) Węgier

                                          (%)

                                          Rok

                                          Koszt

                                          D/
                                          (D+E)

                                          Zielona energia i odnawialne źródła energii

                                          Energia elektryczna

                                          (Ogólne) Usługi użyteczności publicznej

                                          Wytwarzanie energii i usługi użyteczności publicznej (średnia)

                                          2014

                                          Zadłużenie przed opodatkowaniem

                                          7,47

                                          6,97

                                          7,22

                                          Zadłużenie po opodatkowaniu

                                          6,05

                                          5,65

                                          5,85

                                          Kapitał własny

                                          12,50

                                          12,40

                                          12,45

                                          WACC

                                          50 %

                                          9,28

                                          9,02

                                          9,15

                                          WACC

                                          40 %

                                          9,92

                                          9,70

                                          9,81

                                          2017

                                          Zadłużenie przed opodatkowaniem

                                          5,27  %

                                          4,82

                                          4,82

                                          4,97

                                          Zadłużenie po opodatkowaniu

                                          4,27  %

                                          3,91

                                          3,91

                                          4,03

                                          Kapitał własny

                                          10,38  %

                                          10,97

                                          10,97

                                          10,77

                                          WACC

                                          50 %

                                          7,32  %

                                          7,44

                                          7,44

                                          7,40

                                          WACC

                                          40 %

                                          7,93  %

                                          8,15

                                          8,14

                                          8,07

                  (217)

                  Wyniki uzyskane przy użyciu tej metody sugerują, że zakres WACC dla projektu elektrowni jądrowej Paks II wynosi 9,15–9,81 % w odniesieniu do grudnia 2014 r., będącego datą podjęcia wstępnej decyzji inwestycyjnej, oraz 7,40–8,07 % w odniesieniu do lutego 2017 r. Podstawę tego zakresu stanowią wartości wskaźnika dźwigni finansowej wynoszące 40–50 % określone w badaniu dotyczącym testu prywatnego inwestora. Należy również zauważyć, że gdyby dane dotyczące sektora „zielonej energii i odnawialnych źródeł energii” z 2014 r. były dostępne, niższą granicę równą 9,15 % w przypadku WACC na 2014 r. prawdopodobnie należałoby skorygować w górę. Ponadto wyraźniejsze włączenie dodatkowej premii z tytułu ryzyka dla elektrowni jądrowych (zob. przypis 68) skutkowałoby zwiększeniem obu zakresów.

         Wnioski dotyczące WACC

                  (218)

                  Stosowanie dwóch metod szacowania rynkowego punktu odniesienia dla WACC prowadzi do uzyskania nakładających się na siebie przedziałów. Całkowite wartości na 2017 r. średnio są niższe niż wartości na 2014 r., co głównie odzwierciedla sposób, w jaki rynki oceniają węgierską stopę wolną od ryzyka. Odpowiednie przedziały zestawiono w tabeli 11.

                     Tabela 11

                     Podsumowanie WACC

                              (%)

                              Grudzień 2014 r.

                              Luty 2017 r.

                              Metoda podejścia oddolnego

                              9,66 –10,36

                              7,75 –8,38

                              Metoda analizy porównawczej

                              9,15 –9,81

                              7,40 –8,07

                              Całkowity zakres

                              9,15 –10,36

                              7,40 –8,38

                              Wartość środkowa

                              9,76

                              7,89

                  (219)

                  W tabeli 11 wskazano, że wartości WACC mieszczą się w zakresie 9,15–10,36 % w odniesieniu do grudnia 2014 r., będącego datą podjęcia wstępnej decyzji inwestycyjnej, i w zakresie 7,40–8,38 % w odniesieniu do lutego 2017 r. Wszystkie te wartości WACC należy postrzegać jako konserwatywne, ponieważ nie zawierają potencjalnej premii z tytułu ryzyka, której wymagają projekty elektrowni jądrowych (86).

            5.1.1.2.
            Ocena IRR projektu przeprowadzona przez Komisję

                  (220)

                  W swojej ocenie IRR Komisja wykorzystała przedłożony przez Węgry model finansowy. W szczególności Komisja przyjęła zastosowaną w modelu finansowym metodę, a także wykorzystane w nim dane wejściowe, z wyjątkiem prognozy cen energii elektrycznej w przypadku rozważanego scenariusza centralnego. Komisja zauważa jednak, że:

                              a)

                              wartość IRR jest bardzo wrażliwa na prognozę cenową wybraną do obliczeń. Przykładowo zastosowanie kursu wymiany EUR/USD z listopada 2014 r. (87) zamiast kursu z października 2015 r. (wybór dokonany przez rząd węgierski) podczas obliczania wyrażonej w EUR prognozy cenowej MAE z 2014 r. (która opierała się na danych przewidzianych w światowej prognozie w sprawie energii opracowanej przez MAE na 2014 r.) zmniejsza IRR projektu o ponad 0,8 %. Wymaga to ponownej oceny prognozy cenowej wykorzystanej do obliczenia IRR projektu;

                              b)

                              wartość IRR jest także wrażliwa na (i) współczynnik wykorzystania (lub wskaźnik wykorzystania) bloków elektrowni jądrowej; (ii) różnorodne pozycje kosztów związane z projektem, w tym zarówno koszty ponoszone przez właściciela w okresie budowy, jak i późniejsze koszty eksploatacji i konserwacji ponoszone w okresie eksploatacji; a także na (iii) potencjalne opóźnienia w budowie. Wpływ zmian tych czynników należy dokładnie ocenić, tj. w zakresie szerszym niż drobne odchylenia zbadane przez Węgry w modelu finansowym, poprzez przeprowadzenie analizy wrażliwości, która zapewni weryfikację wiarygodności głównych wyników.

                  (221)

                  W celu zapewnienia większej dokładności szacunkowych wyników IRR projektu oraz towarzyszących im analiz wrażliwości i weryfikacji wiarygodności Komisja wprowadziła zatem pewne udoskonalenia części składowych wykorzystywanych do szacowania IRR. W szczególności Komisja poddała przeglądowi i ukończyła prognozy cenowe przedłożone przez Węgry. Ponadto oprócz wykorzystania wartości kosztów i współczynnika wykorzystania zaproponowanych przez Węgry w odniesieniu do scenariusza centralnego przedstawionego w modelu finansowym Komisja włączyła również informacje przedstawione przez zainteresowane strony w celu poprawy dokładności wyników. Komisja przeprowadziła również szczegółową kontrolę wrażliwości wyników, symulując zmiany we wszystkich istotnych parametrach modelu.

                  (222)

                  Podobnie jak w przypadku WACC odpowiednie zakresy IRR obliczono zarówno na podstawie informacji dostępnych w lutym 2017 r. (dane z 2017 r.), jak i na podstawie informacji dostępnych w dniu 9 grudnia 2014 r., kiedy to podjęto wstępną decyzję inwestycyjną (dane z 2014 r.).

         Prognozy cenowe

                  (223)

                  Punktami początkowymi przeprowadzonej przez Komisję oceny prognoz cen są krzywe prognozy cenowej przedstawione na wykresie 16 badania ekonomicznego przedłożonego przez Węgry oraz prognoza cenowa oparta na światowej prognozie w sprawie energii opracowanej przez MAE na 2014 r., którą Komisja wykorzystała w decyzji o wszczęciu postępowania. W celu uwzględnienia całego oczekiwanego okresu funkcjonowania bloków elektrowni jądrowej Paks II Komisja rozszerzyła te wykresy, aby uwzględniały wyłącznie te, które obejmują jedynie okresy odpowiednio do 2030 r. i 2040 r., utrzymując prognozowane ceny na stałym poziomie wartości, które ceny przyjęłyby w momencie ich zakończenia (tj. 2030 r. i 2040 r.). Omawiane prognozy cenowe przedstawiono na wykresie 14.

                     Wykres 14

                     Krzywe długoterminowej prognozy cen energii elektrycznej (EUR/MWh) (88)

                                 Źródło:

                           Badanie ekonomiczne i model finansowy (zob. motyw 69).

                  (224)

                  Komisja wykorzystała w decyzji o wszczęciu postępowania krzywą D przedstawioną na wykresie 14 w celu obliczenia IRR projektu. Ponadto krzywa H przedstawia prognozę badania rynku BMWi (niemieckiego Ministerstwa Gospodarki) z 2014 r., krzywa I przedstawia prognozę scenariusza odniesienia BMWi z 2014 r., krzywa J przedstawia prognozę cen energii elektrycznej zawartą w światowej prognozie w sprawie energii opracowanej przez MAE na 2014 r., przy czym wartość USD przeliczono na wartość wyrażoną w EUR przy wykorzystaniu przybliżonego średniego kursu wymiany EUR/USD z września 2015 r. równego 0,9 (89). Podstawę obliczeń IRR przedstawionych przez Węgry zasadniczo stanowił krzywe H, I oraz J.

                  (225)

                  Komisja wprowadziła następujące korekty do krzywych przedstawionych na wykresie 14. Krzywą J skorygowano na podstawie średniego kursu wymiany EUR/USD dostępnego w listopadzie 2014 r., kiedy to opublikowano wyrażone w USD prognozy zawarte w światowej prognozie w sprawie energii opracowanej przez MAE na 2014 r. Wówczas średni kurs wymiany EUR/USD na przestrzeni poprzedzających 3 miesięcy wynosił 0,79. Tę korektę wprowadzono także dla krzywej L przedstawionej na wykresie 15 (90).

                  (226)

                  Co więcej, w celu oszacowania dokładnej IRR z lutego 2017 r. Komisja wskazuje prognozy cenowe zawarte w światowej prognozie w sprawie energii opracowanej przez MAE na 2016 r. opublikowanej dnia 16 listopada 2016 r. (91). Ponieważ pierwotne wartości liczbowe przedstawiono w USD, aby wyrazić te wartości w EUR, Komisja zastosowała średni kurs wymiany EUR/USD, wynoszący 0,9, w okresie trzech miesięcy (okres od połowy sierpnia 2016 r. do połowy listopada 2016 r.) odpowiedni do tej daty publikacji (92)
                     ,
                      (93). Przedmiotową prognozę cenową przedstawiono na krzywej M na wykresie 15 poniżej.

                     Wykres 15

                     Krzywe długoterminowej prognozy cen energii elektrycznej (EUR/MWh) (94)

                                 Źródło:

                           Badanie ekonomiczne, model finansowy (zob. motyw 69) i obliczenia Komisji.

                  (227)

                  Wykres ten przedstawia dwie zasadnicze informacje. Po pierwsze poprzez zastosowanie odpowiedniego kursu wymiany podczas przeliczania wartości wyrażonych w USD na wartości wyrażone w EUR przedstawione w światowej prognozie w sprawie energii opracowanej przez MAE na 2014 r. prognozy cenowe dla Europy spadają w przybliżeniu o 12 % (krzywa L znajduje się poniżej krzywej J). Po drugie opublikowana w listopadzie 2016 r. prognoza cen przedstawiona w światowej prognozie w sprawie energii opracowanej przez MAE jest średnio o nieco ponad 20 % niższa niż prognoza cenowa przedstawiona w tej samej publikacji dwa lata wcześniej (krzywa L i krzywa M). Można to przypisać spadającym cenom energii elektrycznej w 2014 r. i 2016 r. oraz wymaganym przez to korektom prognozy (95). W związku z powyższym jakakolwiek ocena dokonana w odniesieniu do prognozy z 2016 r. i wszelkie powiązane obliczenia IRR powinny uwzględniać wspomniany spadek w prognozach cenowych oraz powinny skupić się na krzywej M przedstawionej na wykresie 15 (96).

                  (228)

                  W stosunku do prognoz cenowych opracowanych na podstawie światowej prognozy w sprawie energii opracowanej przez MAE należy zauważyć, że opracowano je na podstawie „scenariusza nowej polityki” (97). W szczegółowej ocenie należy także uwzględnić pozostałe scenariusze rozważane w światowej prognozie w sprawie energii opracowanej przez MAE, takie jak „scenariusz bieżącej polityki” i „scenariusz niskich cen ropy naftowej” opracowany w badaniu przeprowadzonym przez Candole w odniesieniu do prognoz cenowych przedstawionych w światowej prognozie w sprawie energii opracowanej przez MAE na 2015 r. (98). Jest to istotne, ponieważ wybór innego wariantu polityki prowadzi do innego sposobu kształtowania się prognoz cenowych, jak wykazano na wykresie 12 i powielono na wykresie 16 poniżej.

                     Wykres 16

                     Krzywe długoterminowej prognozy cen energii elektrycznej (EUR/MWh)

                                 Źródło:

                           Candole Partners.

                  (229)

                  Scenariusze podstawowy, najlepszy i najgorszy przedstawione na wykresie 16 odpowiadają scenariuszowi nowej polityki, scenariuszowi bieżącej polityki i scenariuszowi polityki niskich cen ropy naftowej przedstawionym w światowej prognozie w sprawie energii opracowanej przez MAE na 2015 r. (zob. także motyw 128). Z wykresu 16 wynika, że scenariusz bieżącej polityki przewiduje w przyszłości nieco wyższe ceny energii elektrycznej niż scenariusz nowej polityki, natomiast w scenariuszu niskich cen ropy naftowej przewidziano w przyszłości znacząco niższe ceny energii elektrycznej niż w centralnym scenariuszu nowej polityki (prognozy sporządzone w 2015 r.). Należy to uwzględnić w szczegółowej analizie wrażliwości obliczeń IRR projektu dla Paks II (99).

                  (230)

                  Co więcej, w celu uzyskania dokładnej interpretacji i oceny wartości prognoz cenowych w perspektywie długoterminowej sporządzonych przez różne instytucje wartości te należy połączyć z przyszłymi cenami umownymi energii elektrycznej określonymi na giełdzie energii elektrycznej, nawet jeżeli te odnoszą się do znacznie krótszych horyzontów czasowych, jak przedstawiono na wykresie 12. Z krzywych cen przedstawionych na wykresie 13, porównujących niemieckie i węgierskie ceny kontraktów terminowych typu future z najniższymi prognozami cen przedstawionymi w światowej prognozie w sprawie energii opracowanej przez MAE (prognozą odpowiadającą scenariuszowi niskich cen ropy naftowej), wynika, że nawet najnowsze prognozy cenowe zamieszczone w światowej prognozie w sprawie energii opracowanej przez MAE na 2015 r. mogą być zbyt optymistyczne, ponieważ mogą zawyżać przyszłe ceny energii elektrycznej. Fakt ten trzeba także wziąć pod uwagę podczas ustalania IRR projektu elektrowni jądrowej Paks II oraz podczas przeprowadzania jakiejkolwiek wspierającej analizy wrażliwości.

         Współczynnik wykorzystania, różnorodne pozycje kosztów i opóźnienia

                  (231)

                  Ze względu na duży rozmiar, złożoność prac budowlanych i długi czas eksploatacji elektrownie jądrowe są narażone na niepewności dotyczące m.in. współczynnika wykorzystania, czasu budowy i różnorodnych pozycji kosztów. To z kolei ma zasadniczy wpływ na IRR projektu.

                  (232)

                  Trudność w ocenie takich niepewności stanowi fakt, że elektrownia Paks II jest elektrownią jądrową generacji III+, a w chwili obecnej nie funkcjonują elektrownie jądrowe zaprojektowane w ten sposób (100). Wszelkie analizy porównawcze są zatem hipotetyczne. Technologiczna różnica między elektrowniami jądrowymi trzeciej generacji a elektrowniami jądrowymi generacji III+ jest wystarczająco duża, by uznać, że niepewności wspomniane w motywie 231 nie dotyczą elektrowni Paks II.

         Współczynnik wykorzystania

                  (233)

                  Oszacowana przez rząd węgierski IRR opiera się na założeniu, że średni współczynnik wykorzystania elektrowni jądrowej Paks II wynosi [90–95 %] (*7). Jest to wartość dużo wyższa niż średni roczny współczynnik wykorzystania wszystkich elektrowni jądrowych na świecie, który wynosi 72 %, jak podkreślono w sprawozdaniu „The World Nuclear Industry – Status Report 2015” („Przemysł jądrowy na świecie – sprawozdanie na temat stanu za 2015 r.”) („WNISR2015”) (101). Z kolei w światowej prognozie w sprawie energii opracowanej przez MAE na 2014 r. w ramach prognozy w sprawie energii jądrowej zauważono, że „w latach 1980–2010 średni światowy współczynnik zdolności reaktorów jądrowych wzrósł z 56 % do 79 %. Jest to wynik lepszego zarządzania, które znacząco ograniczyło czas trwania przerw w dostawie prądu z powodu planowanych prac konserwacyjnych i tankowania. Współczynniki zdolności najwydajniejszych reaktorów jądrowych sięgają około 95 %. Wraz ze starzeniem się elektrowni mogą jednak wystąpić trudności z osiągnięciem tak wysokich poziomów ze względu na wymagane częstsze inspekcje i badania części składowych” (102).

                  (234)

                  Należy zauważyć, że tak wysokie wartości współczynnika wykorzystania mogą być z łatwością zagrożone ze względu na awarie występujące w okresie eksploatacji elektrowni. Przykładowo awaria bloku nr 2 elektrowni jądrowej Paks w 2003 r. spowodowała obniżenie średniego współczynnika wykorzystania w latach 1990–2015 o niemal pięć punktów procentowych – z 85,3 % do 80,7 %.

                  (235)

                  Kolejnym wyzwaniem związanym z utrzymaniem współczynnika wykorzystania powyżej 90 % przez dwa nowe reaktory jądrowe elektrowni jądrowej Paks II jest fakt, że elektrownia ma funkcjonować w tym samym czasie co niektóre bloki elektrowni jądrowej Paks. Wpływ na środowisko, jaki wywiera bliskie położenie dwóch elektrowni jądrowych nad Dunajem, może wymagać zmniejszenia produkcji jednej z elektrowni w gorące letnie dni. Ponieważ zakłada się, że dwa nowe reaktory jądrowe elektrowni Paks II będą funkcjonować nieustannie przy dużym współczynniku wykorzystania, prowadziłoby to do zmniejszenia produkcji i przychodów elektrowni jądrowej Paks; jest to koszt gospodarczy, który należy wziąć pod uwagę podczas dokonywania oceny rentowności projektu Paks II.

         Koszty

                  (236)

                  Koszty okresu eksploatacji projektu długoterminowego mogą w znaczącym stopniu odbiegać od wartości przewidzianych w długoterminowych prognozach przedstawionych w początkowym biznesplanie projektu. Typowym powodem rozbieżności jest nieuwzględnienie wszystkich istotnych pozycji kosztów w biznesplanie lub zastosowanie nadmiernie optymistycznych założeń i szacunków kosztów.

                  (237)

                  Ze względu na złożoność tych projektów faktyczny koszt budowy elektrowni jądrowych często znacznie przewyższa koszt prognozowany. Na przykład koszty budowy elektrowni AREVA EPR generacji III+ we Francji i w Finlandii były niemal trzykrotnie wyższe niż początkowe koszty zamieszczone w umowie o usługę budowlaną (103). W przypadku budowanych w Chinach i Stanach Zjednoczonych reaktorów jądrowych Westinghouse AP1000 również znacznie przekroczono szacowane koszty – o około 20 % lub więcej – natomiast w przypadku elektrowni jądrowej Rosatom AES-2006 na Białorusi początkowe koszty budowy przekroczono niemal dwukrotnie (104).

                  (238)

                  Chociaż zasadniczo umowy na realizację „pod klucz” w cenach stałych mogą zapewniać właścicielowi ochronę na wypadek zwiększonych kosztów budowy, często nie pokrywają całości kosztów nowych reaktorów jądrowych. W związku z tym koszty ponoszone przez właściciela, w tym koszty uzyskania wymaganych zezwoleń, koszty podłączenia do sieci, koszty gospodarowania odpadami, koszty likwidacji i koszty środowiskowe nie są stałe i mogą wzrosnąć. Z kolei dostawca może zadecydować o nieponoszeniu kosztów wykraczających poza ustalone wartości graniczne i może zasugerować, że wzrost kosztów wynika ze zmian, o które wniósł właściciel. Tego rodzaju spór może prowadzić do postępowania polubownego i przed sądem, tym samym jeszcze bardziej zwiększając koszty związane z inwestycją.

                  (239)

                  Wydaje się, że niektóre założenia dotyczące kosztów zawarte w biznesplanie elektrowni jądrowej Paks II również można uznać za optymistyczne. W swoich uwagach zainteresowane strony sugerują, że tymczasowe dane liczbowe mogą być zbyt optymistyczne w odniesieniu do następujących pozycji:

                              —

                              chłodzenie elektrowni jądrowej: w modelu finansowym założono stosowanie wspieranego przez Węgry systemu chłodzenia wodą słodką zamiast droższego systemu chłodzenia opartego na chłodni kominowej, który w opinii posła do Parlamentu Europejskiego Benedeka Jávora jest niezbędny; w badaniu dotyczącym oceny oddziaływania projektu na środowisko nie przedstawiono szczegółowej analizy ilościowej kosztów i korzyści tych dwóch systemów. Może również zaistnieć potrzeba zainstalowania droższej chłodni kominowej podczas równoległej eksploatacji obu elektrowni (105),

                              —

                              podłączenie do sieci: w modelu finansowym przedstawiono całkowitą kwotę wynoszącą [43 000–51 000] (*8) mln HUF lub [124–155] (*8) mln EUR, która jest kwotą o wiele niższą niż przedstawiona przez posła do Parlamentu Europejskiego Benedeka Jávora kwota równa 1,6 mld EUR; żadna ze stron nie przedstawiła szczegółowych informacji dotyczących sposobu obliczenia tych kwot,

                              —

                              koszt rezerwy: w modelu finansowym nie zamieszczono pozycji, którą można przypisać kosztom wpływu elektrowni jądrowej Paks II na węgierski system energii elektrycznej, np. dodatkowych wymogów w zakresie rezerwy; zdaniem posła do Parlamentu Europejskiego Benedeka Jávora dodatkowe rezerwy będą prawnie wymagane ze względu na duże rozmiary pojedynczych bloków elektrowni jądrowej Paks II,

                              —

                              koszty ubezpieczenia: ubezpieczenie obejmujące wielkoskalowe wypadki, które może spowodować elektrownia jądrowa – awarie pozaprojektowe – może być droższe niż przedstawione w modelu finansowym [15 000–20 000] (*8) mln HUF lub [45–60] (*8) mln EUR (106),

                              —

                              koszt utrzymania: nie przewiduje się istotnych kosztów modernizacji w okresie eksploatacji elektrowni jądrowej; koszty modernizacji mogą być konieczne ze względu na przedwczesne starzenie się niektórych elementów elektrowni jądrowej lub ze względu na wypadki lub awarie mające miejsce w okresie eksploatacji elektrowni jądrowej (107).

                  (240)

                  Komisja zauważa, że wszelkie odchylenia od danych liczbowych przedstawionych przez Węgry w biznesplanie (i modelu finansowym) Paks II powodowane obawami wymienionymi w motywie 239 prowadziłyby do obniżenia wartości IRR projektu (108).

         Potencjalne opóźnienia

                  (241)

                  Podczas budowy elektrowni jądrowych mogą wystąpić na opóźnienia, które wydłużają czas budowy (109). Główne przyczyny opóźnień w budowie obejmują kwestie związane z projektami, niedobór wykwalifikowanej siły roboczej, utratę wiedzy eksperckiej, kwestie związane z łańcuchem dostaw, niedostateczne planowanie oraz problemy pierwsze w swoim rodzaju (110)
                     ,
                      (111).

                  (242)

                  W odniesieniu do opóźnień podczas budowy pierwszych dwóch elektrowni generacji III+, których budowę faktycznie zlecono i ukończono, tj. elektrowni Oikiluoto-3 w Finlandii (rozpoczęcie budowy: 2005 r.) i elektrowni Flamanville we Francji (rozpoczęcie budowy: 2007 r.), w obu przypadkach doszło do opóźnień wynoszących ponad pięć lat (112). Obie elektrownie są modelami AREVA EPR.

                  (243)

                  W przypadku czterech projektów Rosatom AES-2006 generacji III+ w Rosji, których budowa rozpoczęła się w latach 2008–2010 r., również doświadczono opóźnień, jak opisano w tabeli 3 w motywie 99. Na przykład budowę jednego z dwóch bloków V-491 (projekt bloków Paks II) w Petersburgu (których uruchomienie pierwotnie zaplanowano na październik 2013 r.) na etapie Leningrad II zakłóciło zapadnięcie się stalowej struktury systemu uszczelniającego w dniu 17 lipca 2011 r. (113), w związku z czym obecnie uruchomienia oczekuje się w połowie 2017 r.; natomiast drugi blok, który zgodnie z oczekiwaniami miał zostać uruchomiony do 2016 r., obecnie ma zostać przyłączony do sieci nie wcześniej niż 2018 r. (114). Budowę innego bloku w Niemen w Kaliningradzie zawieszono w 2013 r. (115).

                  (244)

                  W związku z powyższym najnowsze doświadczenia w zakresie budowy elektrowni generacji III+ wskazują, że występowanie opóźnień podczas ich budowy jest dość powszechne (116). To z kolei ma wpływ na IRR. Wpływ ten można w pewnym stopniu ograniczyć jedynie poprzez określenie wypłaty odszkodowań w pewnych okolicznościach.

         Obliczanie IRR

                  (245)

                  W celu obliczenia zakresów odpowiednich wartości IRR na grudzień 2014 r. i luty 2017 r. Komisja wykorzystała przedłożony przez Węgry model finansowy. W szczególności Komisja:

                              —

                              za punkt początkowy przyjęła dane liczbowe dotyczące kosztów, które rząd węgierski zamieścił w modelu finansowym,

                              —

                              zaktualizowała krzywe prognozy cenowej przedstawionej w modelu finansowym oraz linie omówione w podsekcji „Prognozy cen” (zob. motywy 223–230); krzywe prognozy cenowej H, I oraz L wykorzystano do obliczenia IRR na grudzień 2014 r., natomiast krzywą M wykorzystano do obliczenia IRR na luty 2017 r.,

                              —

                              opracowała analizę wrażliwości opartą na metodzie Monte Carlo w celu uzyskania odpowiednich zakresów wartości IRR odpowiadających dwóm punktom w czasie, mianowicie grudniowi 2014 r. i lutemu 2017 r. (117).

                  (246)

                  Analizę wrażliwości opartą na metodzie Monte Carlo wykorzystano w celu oszacowania odchyleń IRR od jej wartości centralnej występujących w następstwie drobnych zmian wartości różnych danych wejściowych modelu. Założono wystąpienie następujących odchyleń od wartości wprowadzonych przez Węgry:

                              —

                              walutowego, kosztów operacyjnych, kosztów paliwa, wydatków kapitałowych na utrzymanie, kosztów gospodarowania odpadami i likwidacji, oczekiwanego okresu eksploatacji i zastosowanej krzywej prognozy cenowej (118),

                              —

                              drobne niesymetryczne odchylenia przyszłych wskaźników przestoju – pełne wykorzystanie mocy produkcyjnych (100 %) ogranicza odchylenia ujemne, które uznaje się za mniejsze niż odchylenia dodatnie od wartości wyjściowej wynoszącej [5–10] % (**) (tj. [90–95] % (**) wykorzystania mocy produkcyjnych) (119),

                              —

                              opóźnień w realizacji projektu nie uwzględniono w analizie metodą Monte Carlo ze względu na niepełne odniesienie się do opóźnień w modelu finansowym (zob. motyw 249 poniżej).

                        Na wykresie 17 i wykresie 18 poniżej przedstawiono rozkład wartości IRR projektu przypadający na dwa okresy poddane ocenie. W obu przypadkach wynik uzyskano na podstawie 10 000 symulacji (120).

                  (247)

                  W odniesieniu do grudnia 2014 r. centralny punkt rozkładu szacowanej IRR wynosi 8,79 %, natomiast 90 % obliczonych wartości IRR mieści się w przedziale [8,20–9,36 %].

                     Wykres 17

                     Wartości IRR na grudzień 2014 r.

                                 Źródło:

                           Obliczenia Komisji.

                  (248)

                  W odniesieniu do lutego 2017 r. centralny punkt rozkładu szacowanej IRR wynosi 7,35 %, natomiast 90 % obliczonych wartości IRR mieści się w przedziale [6,79–7,90 %] (121):

                     Wykres 18

                     Wartości IRR na luty 2017 r.

                                 Źródło:

                           Obliczenia Komisji.

                  (249)

                  Należy zauważyć, że wpływu potencjalnych opóźnień nie uwzględniono w obliczeniach IRR, na podstawie których opracowano wykres 17 i wykres 18. Główną tego przyczyną jest niepełne odniesienie się do opóźnień w modelu finansowym. W szczególności w modelu finansowym dopuszcza się następujące rodzaje opóźnień:

                              —

                              opóźnienia, które miały miejsce jeszcze przed rozpoczęciem prac budowlanych (w modelu finansowym oznaczono je jako „podczas budowy”),

                              —

                              opóźnienia, które nastąpiły po ukończeniu prac budowlanych (w modelu finansowym oznaczono je jako „wydatki wykraczające poza cenę oferty”).

                  (250)

                  Komisja zauważa, że wspomniane dwa scenariusze opóźnień uwzględnione w modelu finansowym są podstawowe i nie można ich wykorzystać do odpowiedniego przedstawienia faktycznego wpływu najczęściej występujących rodzajów opóźnień, np. w przypadkach, gdy opóźnienia o różnym okresie trwania pojawiają się na różnych etapach okresu budowy (122).

                  (251)

                  Zakresy IRR dla dwóch punktów w czasie istotnych dla oceny podsumowano w tabeli 12 poniżej. Szacowana IRR jest niższa w przypadku lutego 2017 r. ze względu na spadek prognozy cen energii elektrycznej w okresie 2014–2017. Oba szacunki można jednak uznać za konserwatywne, biorąc pod uwagę, że niektórych elementów jakościowych opisanych w motywach 238 i 239 oraz niedociągnięć w szacunkach władz węgierskich nie można było ilościowo uwzględnić w modelu finansowym.

                     Tabela 12

                     Zestawienie IRR

                              (%)

                              Grudzień 2014 r.

                              Luty 2017 r.

                              Zakres

                              8,20 –9,36

                              6,79 –7,90

                              Wartość środkowa

                              8,79

                              7,35

            5.1.1.3.
            Ocena uśrednionych kosztów wytworzenia energii dokonana przez Komisję

                  (252)

                  Na potrzeby kompletności i w celu odzwierciedlenia wszystkich informacji przedłożonych przez Węgry (zob. motywy 69 oraz 81–82) Komisja pokrótce rozważyła również rentowność Paks II za pomocą środka uśrednionych kosztów wytworzenia energii (zob. sekcja 3.1.1.3).

                  (253)

                  Podczas dokonywania oceny uśrednionych kosztów wytworzenia energii dla węgierskiej elektrowni jądrowej takiej jak elektrownia Paks II jako punkt początkowy Komisja przyjęła badanie OECD/MAE/NEA z 2015 r. (zob. motyw 81). W badaniu tym uśrednione koszty wytworzenia energii w węgierskiej elektrowni jądrowej oszacowano na 80,95 EUR/MWh przy stopie procentowej wynoszącej 7 % oraz 112,45 EUR/MWh przy stopie procentowej wynoszącej 10 %, zakładając, że współczynnik wykorzystania wynosi 85 % (123). Ze względu na fakt, że te dane liczbowe opublikowano w sierpniu 2015 r., można je wykorzystać jedynie do oceny uśrednionych kosztów wytworzenia energii w 2017 r., a nie w 2014 r.

                  (254)

                  Komisja zauważa, że przy zwiększeniu współczynnika wykorzystania do [90–95] % (*9) i centralnej wartości współczynnika wykorzystania w uwagach Węgier, wartości uśrednionych kosztów wytworzenia energii w poprzednich motywach zmieniają się odpowiednio na 74 EUR/MWh i 103 EUR/MWh (124).

                  (255)

                  Na podstawie powyższego Komisja stwierdza, że uśrednione koszty wytworzenia energii w węgierskiej elektrowni jądrowej są wyższe niż 74 EUR/MWh, przy czym ta wartość z kolei jest wyższa niż opracowana w 2015 r. prognoza cenowa wskazująca cenę 73 EUR/MWh lub opracowana w 2016 r. prognoza cenowa wskazująca cenę 68 EUR/MWh (125).

            5.1.1.4.
            Wnioski dotyczące korzyści gospodarczej

                  (256)

                  Do oceny spełnienia wymogów testu prywatnego inwestora Komisja wykorzystuje szacunki WACC i IRR wyprowadzone w sekcjach 5.1.1.1 i 5.1.1.2. W tabeli 13 poniżej zestawiono istotne informacje dla obu tych punktów w czasie:

                     Tabela 13

                     Porównanie WACC i IRR

                              (%)

                              Grudzień 2014 r.

                              Luty 2017 r.

                              Zakres WACC

                              9,15 –10,36

                              7,40 –8,35

                              Zakres IRR

                              8,20 –9,36

                              6,79 –7,90

                              Wartość środkowa WACC

                              9,76

                              7,88

                              Centralna wartość IRR

                              8,79

                              7,35

                              Odsetek przypadków symulacji IRR, w których IRR<min(WACC)

                              85

                              55

                  (257)

                  W tabeli 13 przedstawiono następujące kluczowe informacje:

                              —

                              centralna wartość IRR jest znacznie niższa niż wartość środkowa zakresu WACC (8,79 % w przeciwieństwie do 9,66 % oraz 7,35 % w przeciwieństwie do 7,88 %) w obu okresach,

                              —

                              centralna wartość IRR jest jeszcze niższa niż dolna granica zakresu WACC (8,79 % w przeciwieństwie do 9,15 % oraz 7,35 % w przeciwieństwie do 7,40 %) w obu okresach,

                              —

                              w większości przypadków IRR jest niższa niż odnośny zakres WACC, mianowicie w większości przypadków wartości IRR oszacowane w drodze symulacji metodą Monte Carlo są niższe niż dolna granica zakresu WACC (85 % w przypadku grudnia 2014 r. i 55 % w przypadku lutego 2017 r.) (126)
                                 ,
                                  (127).

                  (258)

                  Komisja podkreśla, że wyniki te są konserwatywne, biorąc pod uwagę, że:

                              —

                              Komisja nie posiada środków do dokładnej oceny dodatkowych kosztów, w szczególności wielkości zasugerowanej w uwagach przedstawionych przez zainteresowane strony w następstwie publikacji decyzji o wszczęciu postępowania; różnice w kosztach przedstawionych w symulacjach metodą Monte Carlo miały znacznie mniejszy zasięg niż rozbieżności zasugerowane w uwagach,

                              —

                              przedstawionych w uwagach złożonych Komisji prognoz cen odnoszących się do scenariuszy niskich cen ropy naftowej w przyszłości nie uwzględniono w analizie wrażliwości ani nie wprowadzono poprawek pozwalających uwzględnić odchylenie podpisanych na giełdzie energii elektrycznej przyszłych cen umownych energii elektrycznej od rozpatrywanych prognoz cenowych,

                              —

                              nie uwzględniono żadnej premii z tytułu ryzyka dla elektrowni jądrowych wykraczającej poza standardowe premie z tytułu ryzyka wytwarzania energii elektrycznej i świadczenia usług użyteczności publicznej,

                              —

                              w analizie porównawczej WACC z 2014 r. szacunki WACC dla sektora „zielonej energii i odnawialnych źródeł energii” nie były dostępne.

                        Wynika z tego, że w rzeczywistości potencjalna różnica między wartościami IRR a wartościami WACC odpowiadająca każdemu z punktów w czasie najprawdopodobniej jest jeszcze większa.

                  (259)

                  Dodatkowo obliczenia, na których opierają się szacunki IRR projektu, w połączeniu z szacowanymi wartościami WACC można również wykorzystać do określenia wartości bieżącej netto całkowitych oczekiwanych strat w okresie trwania projektu, jeżeli byłby on finansowany przez prywatnego inwestora. W szczególności oczekuje się, że projekt przyniesie straty w wysokości 600 mln EUR w podstawowym scenariuszu, gdzie WACC rynkowy wynosi 7,88 %, a IRR wynosi 7,35 % – średnia wartości wynikająca z danych z 2017 r. (128).

                  (260)

                  Ponadto, oprócz porównania WACC-IRR, krótka analiza uśrednionych kosztów wytworzenia energii również potwierdziła, że uśrednione koszty wytworzenia energii elektrycznej przez elektrownię jądrową Paks II nie zostałyby pokryte przez prognozowane ceny.

                  (261)

                  Na podstawie tych wyników Komisja stwierdza, że przedmiotowy projekt nie przyniósłby wystarczających zysków pozwalających na pokrycie kosztów inwestora prywatnego, który mógłby uzyskać finansowanie jedynie po cenach rynkowych. Chociaż dane z lutego 2017 r. są najodpowiedniejsze do przeprowadzenia testu prywatnego inwestora, wyniki uzyskane w drodze poddania tych danych analizie są ważne nawet wtedy, gdy analizę przeprowadzi się z wykorzystaniem danych, które były dostępne podczas podjęcia wstępnej decyzji inwestycyjnej w grudniu 2014 r.

                  (262)

                  Na podstawie opracowanej oceny Komisja stwierdza, że inwestor prywatny nie zainwestowałby w projekt na takich samych zasadach i warunkach. Ze względu na to, że Paks II w pełni korzysta z nowego mienia o wartości ekonomicznej, Komisja uznaje zatem, że środek wiąże się z korzyścią gospodarczą dla Paks II.

            5.1.2.   PRZENIESIENIE ZASOBÓW PAŃSTWOWYCH I MOŻLIWOŚĆ PRZYPISANIA

                  (263)

                  Jak wyjaśniono w decyzji o wszczęciu postępowania, Węgry sfinansowałyby budowę projektu z funduszy państwowych, z których 80 % pochodzi z pożyczki udzielonej przez Federację Rosyjską, a 20 % – z funduszy własnych Węgier. Węgry bezpośrednio sfinansowałyby wszystkie inwestycje niezbędne do zlecenia, zaprojektowania i wybudowania bloków energetycznych nr 5 i 6, jak określono w umowie międzyrządowej w sprawie finansowania. W związku z powyższym Komisja stwierdza, że środek wiązałby się z przekazaniem zasobów przez państwo węgierskie.

                  (264)

                  Komisja przypomina również, że środek można przypisać państwu węgierskiemu, ponieważ Węgry podjęły decyzję o inwestycji w projekt, a także zadecydują o wypłacie niezbędnych funduszy na pokrycie ceny zakupu określonej w umowie o świadczenie usług inżynieryjnych, przetargowych i budowlanych oraz o finansowaniu kapitałowym dwóch nowych reaktorów jądrowych Paks II.

            5.1.3.   SELEKTYWNOŚĆ

                  (265)

                  Środek uznaje się za selektywny, jeżeli sprzyja tylko niektórym przedsiębiorstwom lub produkcji niektórych towarów. Komisja podtrzymuje, że środek jest selektywny, ponieważ dotyczy on jedynie jednego przedsiębiorstwa w takim zakresie, w jakim Węgry wyznaczyły Paks II na podstawie uchwały rządu nr 1429/2014 (VII. 31.), jako że właścicielem i operatorem nowych bloków wytwarzających energię jądrową będzie organizacja zatwierdzona przez Węgry. Korzyść uznaje się zatem za selektywną.

            5.1.4.   WPŁYW NA WYMIANĘ HANDLOWĄ I ZAKŁÓCENIE KONKURENCJI

                  (266)

                  Jak Komisja wskazała w decyzji o wszczęciu postępowania, rynek energii elektrycznej w Unii zliberalizowano, a producenci energii elektrycznej uczestniczą w wymianie handlowej między państwami członkowskimi. Ponadto węgierska infrastruktura energii elektrycznej jest stosunkowo dobrze rozwinięta i obejmuje solidne połączenia międzysystemowe (równe 30 % krajowej mocy zainstalowanej) z sąsiadującymi państwami członkowskimi. Chociaż Węgry są importerem netto, z wykresu 5 w motywie 49 wynika, że Węgry również eksportują energię elektryczną, nie tylko na połączony rynek dnia następnego obejmujący Republika Czeska, Słowację, Węgry i Rumunię (funkcjonujący od 2014 r.), ale także na rynek Austrii i Chorwacji.

                  (267)

                  Zgłoszony środek umożliwiłby rozwinięcie znacznej zdolności, która w przeciwnym wypadku mogłaby być przedmiotem prywatnej inwestycji ze strony innych uczestników rynku korzystających z alternatywnych technologii, pochodzących z Węgier albo z innych państw członkowskich. Co więcej, ze względu na transgraniczny obrót energią elektryczną każda korzyść o charakterze selektywnym może wpływać na wymianę handlową w całej Unii.

                  (268)

                  Komisja podtrzymuje zatem, że środek ten grozi zakłóceniem konkurencji.

            5.1.5.   WNIOSEK DOTYCZĄCY ISTNIENIA POMOCY PAŃSTWA

                  (269)

                  Biorąc pod uwagę, że Komisja stwierdza, iż środek wiąże się z korzyścią gospodarczą na rzecz Paks II oraz że obecne są pozostałe elementy istnienia pomocy państwa, Komisja stwierdza, że w przedmiotowym projekcie państwo węgierskie przyznaje pomoc Paks II, co stanowi pomoc państwa w rozumieniu art. 107 ust. 1 TFUE.

            5.2.   Zgodność pomocy z prawem

                  (270)

                  Jak ustalono w decyzji o wszczęciu postępowania (motyw 116), Komisja utrzymuje swoje stanowisko, że chociaż podpisano już szereg umów i podjęto już wstępną decyzję inwestycyjną, nadal nie podjęto jeszcze ostatecznej decyzji inwestycyjnej, na podstawie której spółka Paks II nieodwołalnie zleca budowę dwóch nowych reaktorów jądrowych, a także nie dokonano jeszcze żadnych płatności w ramach umowy o świadczenie usług inżynieryjnych, przetargowych i budowlanych. Poprzez zgłoszenie środka przed jego wdrożeniem Węgry wypełniły zatem klauzulę zawieszającą zgodnie z art. 108 ust. 3 TFUE.

            5.3.   ZGODNOŚĆ

                  (271)

                  Biorąc pod uwagę, że przyjęto, iż środek stanowi pomoc państwa, Komisja przeprowadziła dalsze badania, aby stwierdzić, czy środek można uznać za zgodny w rynkiem wewnętrznym.

                  (272)

                  Komisja zauważa, że zdaniem Węgier środek nie stanowi pomocy państwa, niemniej jednak Węgry przedstawiły argumenty dotyczące zgodności środka z rynkiem wewnętrznym w odpowiedzi na decyzję o wszczęciu postępowania oraz w odpowiedzi na uwagi osób trzecich przedstawione Komisji w następstwie opublikowania decyzji o wszczęciu postępowania (zob. sekcja 3.2).

            5.3.1.   PODSTAWA PRAWNA OCENY

                  (273)

                  Jak wyjaśniono w sekcji 3.3.1 decyzji o wszczęciu postępowania, Komisja może uznać dany środek pomocy za zgodny z rynkiem wewnętrznym bezpośrednio na podstawie art. 107 ust. 3 lit. c) TFUE, jeśli środek ten przyczynia się do osiągnięcia celu stanowiącego przedmiot wspólnego zainteresowania, jest konieczny i proporcjonalny do osiągnięcia tego celu oraz nie zmienia warunków wymiany handlowej w zakresie sprzecznym ze wspólnym interesem.

                  (274)

                  Środek pomocy musi spełniać następujące warunki: (i) środek jest przeznaczony na ułatwianie rozwoju działań gospodarczych lub regionów gospodarczych zgodnie z art. 107 ust. 3 lit. c) TFUE; (ii) środek ma na celu doprowadzenie do sytuacji, w której pomoc może przynieść istotną poprawę, niemożliwą do osiągnięcia w wyniku działania samego rynku (np. poprzez skorygowanie niedoskonałości rynku); (iii) proponowany środek pomocy jest instrumentem polityki adekwatnym do osiągnięcia celu leżącego we wspólnym interesie; (iv) środek stwarza efekt zachęty; (v) środek jest proporcjonalny do potrzeb, w odniesieniu do których został wprowadzony; oraz (vi) środek nie zakłóca nadmiernie konkurencji ani wymiany handlowej między państwami członkowskimi.

                  (275)

                  W swojej odpowiedzi na decyzję o wszczęciu postępowania władze węgierskie twierdziły, że zasady pomocy państwa, a w szczególności ogólny zakaz przyznawania pomocy państwa, nie mają zastosowania do środków objętych zakresem stosowania traktatu EURATOM.

                  (276)

                  Komisja uznaje, że przedmiotowa inwestycja stanowi działalność przemysłową wchodzącą w zakres stosowania traktatu EURATOM (zob. załącznik II do tego traktatu). Fakt ten nie sprawia jednak, że art. 107 i 108 TFUE nie mają zastosowania przy ocenie metody finansowania tego rodzaju działalności.

                  (277)

                  W praktyce, chociaż art. 2 lit. c) traktatu EURATOM zobowiązuje Unię do ułatwiania inwestycji w dziedzinie energetyki jądrowej, a art. 40 traktatu EURATOM – do publikacji informacji na temat przykładowych programów w celu ułatwienia dokonywania inwestycji jądrowych, to jednak w traktacie EURATOM nie przewidziano żadnych szczegółowych zasad dotyczących kontroli finansowania tego rodzaju inwestycji przez państwo członkowskie. Zgodnie z art. 106a ust. 3 traktatu EURATOM postanowienia TFUE nie wprowadzają odstępstw od postanowień traktatu EURATOM.

                  (278)

                  Art. 107 i 108 TFUE faktycznie nie zawierają odstępstw od żadnych postanowień traktatu EURATOM, gdyż w traktacie EURATOM nie przewidziano żadnych odrębnych zasad kontroli pomocy państwa, a kontrola pomocy państwa sprawowana przez Komisję na podstawie art. 107 i 108 TFUE nie utrudnia spełnienia celu, jakim jest propagowanie nowych inwestycji jądrowych, określonego w traktacie EURATOM.

            5.3.2.   ZGODNOŚĆ Z ZASADAMI PRZEWIDZIANYMI W PRAWIE UNII INNYMI NIŻ ZASADY POMOCY PAŃSTWA

                  (279)

                  Wiele zainteresowanych stron przedstawiło uwagi dotyczące zgodności środka z przepisami dyrektyw 2014/24/UE i 2014/25/UE (szczególnie dyrektywy 2014/25/UE ze względu na szczegółowe przepisy sektorowe) i art. 8 dyrektywy 2009/72/WE (dyrektywa w sprawie energii elektrycznej). Komisja dokonała zatem oceny stopnia, w jakim (ewentualna) niezgodność z przepisami dyrektyw 2014/24/UE i 2014/25/UE i art. 8 dyrektywy 2009/72/WE w związku z bezpośrednim udzieleniem przedsiębiorstwu zamówienia na budowę dwóch nowych reaktorów jądrowych Paks II mogła mieć wpływ na ocenę pomocy państwa na podstawie art. 107 ust. 3 lit. c) TFUE.

                  (280)

                  Zgodnie z utrwalonym orzecznictwem: „gdy Komisja prowadzi postępowanie w dziedzinie pomocy państwa, jest ona zobowiązana na podstawie ogólnej systematyki traktatu do przestrzegania spójności między postanowieniami regulującymi pomoc państwa i postanowieniami szczególnymi innymi niż postanowienia dotyczące pomocy państwa, a zatem do oceny zgodności rozpatrywanej pomocy z tymi szczególnymi postanowieniami. Jednakże taki obowiązek ciąży na Komisji wyłącznie w odniesieniu do tych aspektów pomocy, które są do tego stopnia nierozerwalnie związane z przedmiotem pomocy, iż nie jest możliwa ich odrębna ocena. […] Obowiązek zajęcia przez Komisję – w ramach postępowania w sprawie pomocy państwa, niezależnie od związku między aspektami pomocy i przedmiotem rozpatrywanej pomocy – ostatecznego stanowiska w kwestii naruszenia przepisów prawa Unii innych niż przepisy zawarte w art. 107 TFUE i 108 TFUE […] jest bowiem sprzeczny, po pierwsze, z zasadami i gwarancjami proceduralnymi – w części bardzo odrębnymi i pociągającymi za sobą odmienne skutki prawne – charakterystycznymi dla postępowań przewidzianych specjalnie w celu kontroli stosowania tych przepisów, a po drugie, z zasadą autonomii postępowań administracyjnych i środków zaskarżenia. […] Zatem jeśli rozpatrywane aspekty pomocy są nierozerwalnie związane z przedmiotem pomocy, ich zgodność z postanowieniami innymi niż postanowienia dotyczące pomocy państwa jest oceniana przez Komisję w ramach postępowania przewidzianego w art. 108 TFUE i ocena ta może zakończyć się stwierdzeniem niezgodności danej pomocy z rynkiem wewnętrznym. Natomiast jeśli rozpatrywane aspekty mogą zostać oderwane od przedmiotu pomocy, Komisja nie jest zobowiązana do dokonania oceny ich zgodności z przepisami innymi niż przepisy dotyczące pomocy państwa w ramach postępowania przewidzianego w art. 108 TFUE” (129).

                  (281)

                  W związku z powyższym, jeżeli chodzi o zgłoszony środek, na ocenę jego zgodności z rynkiem wewnętrznym może mieć wpływ ewentualna niezgodność z przepisami dyrektywy 2014/25/UE, jeżeli środek ten spowodował dodatkowe zakłócenie konkurencji i wymiany handlowej na rynku energii elektrycznej (czyli na rynku, na którym działalność będzie prowadził beneficjent pomocy – spółka Paks II).

                  (282)

                  W tej kwestii Komisja zauważa, że dyrektywa 2014/25/UE ma znaczenie w odniesieniu do bezpośredniego udzielenia jednemu konkretnemu przedsiębiorstwu zamówienia na budowę dwóch nowych reaktorów jądrowych. W przedmiotowej sprawie, chociaż na podstawie umowy międzyrządowej bezpośrednie zamówienie na budowę dwóch reaktorów jądrowych udzielono JSC NIAEP, czyli przedsiębiorstwu prowadzącemu działalność w sektorze budowy reaktorów jądrowych, to jednak przedsiębiorstwo to nie jest beneficjentem pomocy. Faktycznym beneficjentem pomocy jest spółka Paks II – uczestnik rynku energii elektrycznej, która będzie właścicielem i operatorem obu nowych reaktorów jądrowych. Jak już stwierdzono w decyzji o wszczęciu postępowania, przedsiębiorstwa JSC NIAEP nie uznaje się za potencjalnego beneficjenta przedmiotowego środka.

                  (283)

                  Ewentualna niezgodność z przepisami dotyczącymi zamówień publicznych w przedmiotowej sprawie może zatem powodować zakłócenia na rynku budowy obiektów jądrowych. Przedmiotem pomocy inwestycyjnej na rzecz spółki Paks II jest jednak umożliwienie jej wytwarzania energii elektrycznej bez ponoszenia kosztów inwestycji związanych z budową obiektów jądrowych. Nie stwierdzono zatem żadnego dodatkowego negatywnego wpływu na konkurencję i wymianę handlową na rynku energii elektrycznej, którego źródłem byłaby niezgodność z przepisami dyrektywy 2014/25/UE w związku z bezpośrednim udzieleniem przedsiębiorstwu JSC NIAEP zamówienia na obiekty budowlane.

                  (284)

                  W związku z brakiem „nierozerwalnego związku” między ewentualnym naruszeniem przepisów dyrektywy 2014/25/UE a przedmiotem pomocy tego rodzaju ewentualne naruszenie nie może mieć zatem wpływu na ocenę zgodności pomocy z rynkiem wewnętrznym.

                  (285)

                  W każdym razie Komisja przeprowadziła ocenę przestrzegania przez Węgry przepisów dyrektywy 2014/25/UE w ramach odrębnej procedury, w wyniku której na podstawie dostępnych informacji wstępnie stwierdziła, że procedury określone w dyrektywie 2014/25/UE nie miałyby zastosowania do powierzenia budowy dwóch reaktorów jądrowych na podstawie art. 50 lit. c) tejże dyrektywy.

                  (286)

                  Jeżeli chodzi o ewentualne naruszenie przepisów art. 8 dyrektywy 2009/72/WE, Komisja uznaje, że wymóg stosowania procedury przetargowej lub dowolnej procedury równoważnej z punktu widzenia przejrzystości i niedyskryminacji do celów tworzenia nowych zdolności nie ma charakteru bezwzględnego. W praktyce w pierwszym zdaniu w art. 8 ust. 1 państwa członkowskie zobowiązuje się do zapewnienia w prawie krajowym możliwości stosowania procedury przetargowej do celów tworzenia nowych zdolności. Węgry spełniły ten wymóg, transponując ten wymóg na mocy ustawy o energii elektrycznej (130). Ponadto zgodnie z drugim zdaniem art. 8 ust. 1 nie można wymagać przeprowadzenia procedury przetargowej, jeżeli zdolności wytwórcze, które mają być budowane na podstawie procedury udzielania zezwoleń określonej w art. 7 dyrektywy 2009/72/WE, były wystarczające, aby zapewnić bezpieczeństwo dostaw energii. Taka sytuacja zachodzi w przedmiotowej sprawie: celem projektu, na który udzielono zezwolenia (zgodnie z procedurą udzielania zezwoleń opisaną w art. 7), było właśnie uzupełnienie m.in. luki w przewidywanej przyszłej całkowitej krajowej mocy zainstalowanej, a Komisja nie dysponuje informacjami, z których wynikałoby, że moc zainstalowana byłaby niewystarczająca. Wydaje się zatem, że wymóg przeprowadzenia procedury przetargowej lub równoważnej procedury na podstawie art. 8 dyrektywy 2009/72/WE nie ma zastosowania w odniesieniu do przedmiotowego projektu. W związku z powyższym Komisja nie dysponuje wystarczającą wiedzą pozwalającą na ewentualne stwierdzenie, że art. 8 dyrektywy 2009/72/WE ma zastosowanie.

                  (287)

                  Komisja uznaje zatem, że zgodność z innymi przepisami prawa Unii nie ma wpływu na ocenę środka zgłoszonego w oparciu o zasady pomocy państwa.

            5.3.3.   CEL LEŻĄCY WE WSPÓLNYM INTERESIE

                  (288)

                  Jak wyjaśniono w sekcji 3.3.2 decyzji o wszczęciu postępowania, środek musi mieć na celu osiągnięcie jasno określonego celu leżącego we wspólnym interesie. Cel leżący we wspólnym interesie to cel, który Unia uznaje za leżący we wspólnym interesie państw członkowskich.

                  (289)

                  Komisja zauważyła, że ze środkiem wiąże się szczególne wsparcie na rzecz technologii jądrowej. W tym względzie Komisja zauważyła, że art. 2 lit. c) traktatu EURATOM stanowi, że Unia: „ułatwia inwestycje i zapewnia, w szczególności stymulując działania ze strony przedsiębiorstw, tworzenie podstawowych instalacji niezbędnych do rozwoju energetyki jądrowej we Wspólnocie”.

                  (290)

                  Komisja uznała, że można zatem stwierdzić, iż przewidziana przez Węgry pomoc inwestycyjna na rzecz spółki Paks II, której celem było wspieranie energetyki jądrowej, służy osiągnięciu celu leżącego we wspólnym interesie poprzez wspieranie nowych inwestycji jądrowych.

                  (291)

                  Szereg zainteresowanych stron przedstawiło uwagi, w których twierdziły one, że nie można uznać, iż inwestycje w obszarze energetyki jądrowej dokonane przez Węgry na podstawie traktatu EURATOM stanowią cel leżący we wspólnym interesie.

                  (292)

                  Komisja uznaje jednak, że postanowienia traktatu EURATOM zostały wyraźnie potwierdzone w traktacie lizbońskim, a zatem nie można uznać, że postanowienia traktatu EURATOM są nieaktualne lub przestarzałe i nie mają zastosowania. Strony traktatu lizbońskiego uznały potrzebę, aby postanowienia traktatu EURATOM nadal wywoływały w pełni skutek prawny (131). W preambule do traktatu EURATOM uznano, że należy stworzyć warunki niezbędne do rozwoju silnego przemysłu jądrowego. Jak uznano we wcześniejszych decyzjach Komisji (132), Komisja stwierdza, że wspieranie energetyki jądrowej jest podstawowym celem traktatu EURATOM, a tym samym – Unii. Jak wskazano w preambule traktatu EURATOM, Komisja jest instytucją EWEA i ma obowiązek stworzyć „warunki niezbędne do rozwoju silnego przemysłu jądrowego zapewniającego szeroki dostęp do zasobów energetycznych”. Komisja powinna brać pod uwagę ten obowiązek, korzystając ze swoich uprawnień do zatwierdzania pomocy państwa zgodnie z art. 107 ust. 3 lit. c) i art. 108 ust. 2 TFUE.

                  (293)

                  Ponadto, chociaż państwa członkowskie nie mają obowiązku rozwijać energetyki jądrowej, a niektóre państwa członkowskie zdecydowały się nie budować ani nie rozwijać elektrowni jądrowych, to jednak do celów kontroli pomocy państwa propagowanie inwestycji jądrowych można uznać za cel leżący we wspólnym interesie. W praktyce wiele celów dopuszczalnych i uznanych na podstawie zasad pomocy państwa, takich jak rozwój regionalny, ma znaczenie zaledwie dla jednego państwa członkowskiego lub kilku państw członkowskich.

                  (294)

                  Komisja stwierdza zatem, że środek przewidziany przez władze węgierskie służy osiągnięciu celu polegającego na propagowaniu nowych inwestycji jądrowych, przewidzianego w traktacie EURATOM.

                  (295)

                  W następstwie decyzji o wszczęciu postępowania władze węgierskie przedstawiły zaktualizowane informacje pochodzące z badań OSP, w których uwzględniono import i zmiany popytu. Zgodnie z badaniem wydanym przez MAVIR, o którym mowa w motywie 50, rynek węgierski będzie potrzebował co najmniej 5,3 GW dodatkowej nowej zdolności wytwórczej energii elektrycznej do 2026 r. i nieco więcej niż 7 GW do końca okresu objętego prognozą w 2031 r. Komisja uznaje zatem, że przedmiotowy środek, mający na celu propagowanie energetyki jądrowej, służy osiągnięciu celu leżącego we wspólnym interesie, określonego w traktacie EURATOM, i jednocześnie wspiera również bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej.

            5.3.4.   KONIECZNOŚĆ POMOCY I NIEDOSKONAŁOŚĆ RYNKU

                  (296)

                  W decyzji o wszczęciu postępowania Komisja uznała, że z sektorem energetyki jądrowej wiążą się wyjątkowo wysokie stałe koszty utopione oraz bardzo długie okresy, w których takie koszty muszą zostać amortyzowane. Wynika z tego, że inwestorzy rozważający wejście na rynek wytwarzania energii jądrowej będą narażeni na wysokie poziomy ryzyka finansowania.

                  (297)

                  Komisja wezwała do udzielenia informacji na temat ewentualnych nowych inwestycji jądrowych (nieobjętych wsparciem ze strony państwa), terminów ich realizacji (mając na uwadze specyfikę węgierskiego rynku energii elektrycznej), ich oczekiwanego rozwoju, a także modeli rynkowych w tym zakresie, na potrzeby oceny kwestii, czy występowały jakiekolwiek niedoskonałości rynku, które mogły mieć wpływ na nowe inwestycje w projekty jądrowe na Węgrzech, oraz jakie byłyby to projekty.

                  (298)

                  Jak wyjaśniono w motywie 129 decyzji o wszczęciu postępowania, aby stwierdzić, czy pomoc państwa jest konieczna, Komisja musi ustalić, czy środek ma na celu doprowadzenie do sytuacji, w której może on przynieść istotną poprawę, niemożliwą do osiągnięcia w wyniku działania samego rynku, np. poprzez skorygowanie jasno określonej niedoskonałości rynku.

                  (299)

                  Występowanie niedoskonałości rynku stanowi jedną z kwestii uwzględnianych w ramach oceny, czy pomoc państwa jest niezbędna dla osiągnięcia celu leżącego we wspólnym interesie. W przedmiotowej sprawie Węgry promują nowe inwestycje jądrowe, czyli realizują cel określony w traktacie EURATOM, aby uzupełnić lukę w całkowitej krajowej mocy zainstalowanej, która powstanie już niedługo. Komisja musi zatem ocenić kwestię, czy pomoc państwa jest potrzebna do osiągnięcia celu polegającego na propagowaniu nowych inwestycji jądrowych.

                  (300)

                  W tym zakresie Komisja przypomina uwagi zainteresowanych stron, jeżeli chodzi o potrzebę przeprowadzenia przez Komisję oceny kwestii, czy występowanie niedoskonałości rynku jest typowe w przypadku inwestycji w zakresie produkcji energii elektrycznej w ujęciu ogólnym. Niektóre zainteresowane strony zauważają, że w przypadku tego rodzaju inwestycji nie występowałyby żadne niedoskonałości rynku, a bieżące hurtowe ceny energii elektrycznej stanowią efekt normalnego funkcjonowania rynku. Inne zainteresowane strony podniosły argument, że Komisja powinna określić jako rynek właściwy, na którym ocenia się występowanie niedoskonałości rynku, zliberalizowany rynek wewnętrzny energii elektrycznej. Ponadto, jeżeli na tym rynku właściwym występowałaby niedoskonałość rynku, elektrownia jądrowa nie byłaby najlepszym sposobem eliminacji tego rodzaju niedoskonałości.

                  (301)

                  W swojej ocenie konieczności pomocy Komisja bada jednak, czy istniałaby możliwość osiągnięcia celu leżącego we wspólnym interesie bez interwencji ze strony państwa, czy raczej byłoby to niemożliwe ze względu na niedoskonałość rynku. Oceniając konieczność pomocy, Komisja nie musi w pierwszej kolejności określić rynku właściwego. Aby ustalić, czy występuje niedoskonałość rynku, Komisja musi w pierwszej kolejności określić cel będący przedmiotem wspólnego zainteresowania, jaki realizuje dane państwo członkowskie. Cel leżący we wspólnym interesie, realizowany w ramach przedmiotowego środka, nie dotyczy ogólnie rozumianego rynku wewnętrznego energii elektrycznej ani ogółu inwestycji w zakresie produkcji energii elektrycznej. Cel ten dotyczy natomiast propagowania nowych inwestycji jądrowych, jak przewidziano w traktacie EURATOM, które to inwestycje oczywiście stanowią niezaprzeczalny elementy rynku energii elektrycznej i pomogą uzupełnić przyszłą lukę w całkowitej mocy zainstalowanej Węgier. Po drugie, Komisja musi zbadać kwestię, czy swobodne wzajemne oddziaływanie podaży i popytu na ogólnie pojętym rynku energii elektrycznej zapewnia możliwość osiągnięcia tego celu polegającego na utworzeniu nowych obiektów jądrowych bez interwencji ze strony państwa. W tym zakresie nie zachodzi potrzeba określenia konkretnego rynku.

                  (302)

                  Komisja oceniła zatem kwestię występowania niedoskonałości rynku, jeżeli chodzi o realizację celu polegającego na propagowaniu nowych inwestycji jądrowych na Węgrzech, oraz kwestię, czy jest to ogólna cecha rynku węgierskiego, czy szczególna cecha związana wyłącznie z energią jądrową.

                  (303)

                  W sekcji 5.1.1.4 niniejszej decyzji Komisja stwierdziła, że przedmiotowy projekt nie przyniósłby wystarczających zysków umożliwiających pokrycie kosztów inwestora prywatnego, który mógłby uzyskać finansowanie jedynie po cenach rynkowych, gdyż IRR inwestycji jest niższa od rynkowego referencyjnego WACC projektu, a rozsądny inwestor prywatny nie dokonałby zatem inwestycji w takich warunkach bez dodatkowego wsparcia ze strony państwa.

                  (304)

                  Mając na uwadze inwestycje w energię jądrową, Węgry uznają, że z technologią tą wiąże się niezwykle wysoka koncentracja kosztów inwestycji na wstępie oraz bardzo długie okresy oczekiwania na wynagrodzenie dla inwestorów.

                  (305)

                  W decyzji o wszczęciu postępowania przedstawiono już opis węgierskiego rynku energii elektrycznej oraz uzasadnienie decyzji Węgier o realizacji nowego projektu dotyczącego elektrowni jądrowej, w szczególności mając na uwadze, że szacuje się, iż istniejące elektrownie niedługo zostaną zamknięte. Jak wyjaśniono w motywie 14 decyzji o wszczęciu postępowania, studium wykonalności opracowane przez grupę MVM, w którym przeanalizowano kwestie wdrożenia i finansowania nowej elektrowni jądrowej, opierało się na założeniu, że zgodnie z przewidywaniami do 2025 r. moc zainstalowana brutto na Węgrzech zmniejszy się o 6 000 MW z 8 000–9 000 MW w wyniku zamknięcia przestarzałych elektrowni.

                  (306)

                  Jak wyjaśniono w motywach 15 i 45 decyzji o wszczęciu postępowania, węgierski operator systemu przesyłowego, MAVIR, przewidział znaczną lukę w przyszłej całkowitej mocy zainstalowanej na Węgrzech (133). Na podstawie najnowszych dostępnych informacji, o których mowa w motywie 50 niniejszej decyzji, z nowych szacunków wynika, że do 2031 r. całkowita wymagana zdolność wyniesie ponad 7 GW. Według władz węgierskich bieżąca lokalna produkcja energii elektrycznej w coraz większym stopniu nie będzie w stanie sprostać rosnącemu zapotrzebowaniu na energię, w związku z czym Węgry nie unikną luki między zapotrzebowaniem na energię elektryczną a jej podażą, coraz większego uzależnienia od importu energii ani wzrostu cen energii elektrycznej uiszczanych przez konsumentów końcowych, jeżeli nie zostaną dokonane nowe inwestycje w zakłady wytwarzania energii. Projekt Paks II wnoszący zdolność na poziomie 2,4 GW przyczyni się do spełnienia tego wymogu.

                  (307)

                  Następnie władze węgierskie odniosły się do ustalenia MAVIR, zgodnie z którym pomimo zidentyfikowania dużej luki pod względem zdolności na Węgrzech powstaje stosunkowo niewielka ilość nowych zdolności, jak wyjaśniono w motywie 46 decyzji o wszczęciu postępowania i przedstawiono w tabeli 2 w motywie 51 niniejszej decyzji. Komisja poddaje zatem w wątpliwość twierdzenie, że jakakolwiek niedoskonałość rynku mająca zastosowanie do nowych inwestycji jądrowych na Węgrzech ogranicza się do tego typu inwestycji.

                  (308)

                  Komisja zauważa, że nowe inwestycje jądrowe w Europie cechuje brak pewności, i w niektórych przypadkach można planować środki wsparcia ze strony państwa. Komisja przeanalizowała przedstawione przez Węgry informacje dotyczące nowych projektów jądrowych w Finlandii, we Francji i na Słowacji, co do których twierdzono, że są one objęte finansowaniem rynkowym. Węgry twierdzą, że finansowanie rynkowe tych projektów wykluczyłoby występowanie niedoskonałości rynku w odniesieniu do projektów jądrowych (przynajmniej w niektórych państwach członkowskich). Komisja zauważa jednak, że na Słowacji, we Francji i w przypadku bloku Olkiluoto 3 w Finlandii decyzje o zainwestowaniu w te projekty podjęto przed kryzysem gospodarczym z 2008 r. oraz przed katastrofą elektrowni Fukushima, czyli zanim miały miejsce dwoma wydarzenia, które mogły w znacznym stopniu wpłynąć na parametry inwestycji. Ponadto inwestycje w Finlandii opierają się na modelu biznesowym zwanym „Mankala” (134), w ramach którego fińscy inwestorzy uzyskują całość wyprodukowanej energii elektrycznej po cenie zakupu. Model Mankala daje możliwość podziału ryzyka związanego z inwestycją między licznych udziałowców należących do spółdzielni inwestującej, dzięki czemu można uniknąć sytuacji, w której całe ryzyko związane z realizacją projektu obejmującego budowę elektrowni jądrowej spoczywa na jednym głównym udziałowcu lub kilku głównych udziałowcach.

                  (309)

                  Węgry twierdzą, że Paks II należy porównać z projektem Hanhikivi-1 realizowanym w Finlandii przez przedsiębiorstwo Fennovoima. Komisja zauważa, że projekt Hanhikivi-1 jest oparty na modelu biznesowym „Mankala”, a ponadto 34 % jego udziałów należy do przedsiębiorstwa budującego elektrownię – Rosatom. Komisja nie jest w stanie porównać tych dwóch projektów, w przypadku których profil ryzyka wydaje się różny, przynajmniej pod względem udziałów. Węgry jako inwestor same poniosłyby ryzyko związane z realizacją projektu Paks II, natomiast w ramach modelu Mankala inwestorzy wspólnie ponoszą tego typu obciążenie. Co więcej, projekty te mogą różnić się pod względem zachowania przedsiębiorstwa odpowiedzialnego za budowę elektrowni, jako że w przypadku projektu Hanhikivi-1 przedsiębiorstwo budowlane jest bezpośrednim udziałowcem, a w przypadku projektu Paks II przedsiębiorstwo budowlane ponosi odpowiedzialność wyłącznie na podstawie umowy o świadczenie usług inżynieryjnych, przetargowych i budowlanych, a nie jako inwestor lub udziałowiec.

                  (310)

                  W związku z powyższym wydaje się, że realizowane już projekty jądrowe nie stanowią odpowiedniego punktu odniesienia do celów oceny występowania niedoskonałości rynku w przypadku nowych inwestycji jądrowych.

                  (311)

                  Ponadto Węgry przedstawiły informacje na temat planów budowy nowych elektrowni jądrowych w innych państwach członkowskich: w Bułgarii, w Republice Czeskiej, na Litwie i w Rumunii. Wydaje się jednak, że plany te cechują się brakiem pewności, tj. nadal stanowią przedmiot negocjacji, jeżeli chodzi o niezbędne środki wsparcia i strukturę finansowania (135), albo przewidują pokrycie ryzyka cenowego w ramach kontraktów na transakcje różnicowe (136). Mając na uwadze, że wydaje się, iż plany te nie są jeszcze gotowe, nie wydaje się, aby stanowiły one ważny wskaźnik na potrzeby oceny występowania niedoskonałości rynku.

                  (312)

                  Z badania dotyczącego oceny skutków instrumentu pożyczkowego Euratomu („badanie ICF”) (137) – przeprowadzonego przez ICF Consulting Services dla Dyrekcji Generalnej ds. Gospodarczych i Finansowych Komisji – wynika, że projekty jądrowe wykazują pewne wyjątkowe cechy, które mogą stanowić szczególne wyzwanie w zakresie finansowania tego typu projektów. Tego typu cechy to: wysoki koszt inwestycji i złożoność techniczna reaktorów jądrowych, z którymi wiąże się stosunkowo wysokie ryzyko na etapie udzielania koncesji, budowy i eksploatacji; długi okres zwrotu z inwestycji; często kontrowersyjny charakter projektów jądrowych, z którym wiąże się dodatkowe ryzyko o charakterze politycznym, publicznym i regulacyjnym; oraz potrzeba opracowania przejrzystych metod oraz planów finansowych w zakresie gospodarowania odpadami promieniotwórczymi i likwidacji. Oprócz tradycyjnych wyzwań związanych z finansowaniem w badaniu ICF ustalono, że przedsiębiorstwa budujące elektrownie jądrowe spotykają się z większą kontrolą i ostrożnością ze strony ewentualnych podmiotów finansujących, co wynika z obecnych warunków rynkowych, a mianowicie: trwających skutków światowego kryzysu finansowego z 2008 r., awarii elektrowni Fukushima, problemów strefy euro oraz pakietu Bazylea III. Ze względu na wyzwania związane z finansowaniem na nowo dużą wagę przywiązuje się do ryzyka związanego z projektem (138). W wyniku badania ICF ustalono – na podstawie opinii wyrażonych przez zainteresowane strony, z którymi przeprowadzono konsultacje w toku tego badania – że wyzwania związane z finansowaniem w mniejszym stopniu wynikają z braku dostępności finansowania przez podmioty sektora prywatnego, a w większym stopniu z faktu, że ryzyko związane z tego rodzaju inwestycjami jest dużo wyższe niż w przypadku alternatywnych możliwości inwestycyjnych (tj. inwestycji w infrastrukturę obejmującą energię ze źródeł konwencjonalnych i odnawialnych). W podsumowaniu badania ICF stwierdzono, że w rezultacie finansowanie technologii jądrowej jest nieatrakcyjne, przez co powstaje luka między poziomem wymaganych inwestycji a poziomem inwestycji oferowanym przez rynek.

                  (313)

                  Ryzyko finansowe związane z utworzeniem nowych obiektów jądrowych obejmuje: ryzyko związane z opracowaniem i przygotowaniem projektu, ryzyko związane z budową, ryzyko rynkowe i ryzyko związane z dochodami, ryzyko o charakterze politycznym i regulacyjnym. Z badania ICF wynika, że ryzyko właściwe dla energii jądrowej, w porównaniu z produkcją energii elektrycznej z innego rodzaju źródeł, dotyczy norm bezpieczeństwa wymaganych w przypadku obiektów jądrowych, co oznacza wyższe koszty budowy i wyższe koszty operacyjne w porównaniu z innymi technologiami produkcji energii, a także ryzyko to dotyczy średniego cyklu życia elektrowni jądrowej, który jest znacznie dłuższy niż w przypadku porównywalnych inwestycji w zakresie infrastruktury, z czym wiąże się ryzyko finansowe. Ustalenie to jest zgodne z ustaleniami Komisji w ramach oceny pomocy państwa na rzecz Hinkley Point C (139).

                  (314)

                  W opinii zainteresowanych stron, z którymi przeprowadzono konsultacje w ramach tego badania, ryzyko rynkowe stanowi główną przeszkodę uniemożliwiającą inwestowanie w energię jądrową. Jeżeli chodzi o ryzyko rynkowe, z badania ICF wynika, że w porównaniu z konwencjonalnymi źródłami energii, które można eksploatować i które przynoszą dochody w ciągu trzech lat, więcej czasu potrzeba na wybudowanie elektrowni jądrowej i oddanie jej do eksploatacji tak, aby przynosiła dochody. Dłuższy czas eksploatacji elektrowni oznacza również, że dochody uzyskuje się w dłuższej perspektywie, w przeciwieństwie do perspektywy krótko- i średnioterminowej w przypadku inwestycji w konwencjonalne źródła energii. W związku z tym, że trudno jest dokładnie przewidzieć ceny energii w perspektywie długoterminowej, inwestorzy opierają się na prognozach cen paliwa kopalnego, udziale odnawialnych źródeł energii w sektorze i ich dostępie do sieci oraz przyszłej cenie uprawnień do emisji dwutlenku węgla (140). O ile ceny paliwa kopalnego ustala rynek i siłą rzeczy są one niepewne, cenę uprawnień do emisji dwutlenku węgla w pewnym stopniu określa się na podstawie przyjętej polityki. Z badania ICF wynika, że nie jest pewne, czy w przyszłości cena uprawnień do emisji dwutlenku węgla będzie wystarczająco wysoka, aby zapewnić konkurencyjność technologii produkcji energii z innych źródeł niż paliwo kopalne, w tym energii jądrowej.

                  (315)

                  Ponadto Komisja odnotowuje duży poziom ogólnej niepewności pod względem cen energii elektrycznej w perspektywie długoterminowej, co wynika z faktu, że na przyszłe ceny energii elektrycznej mają wpływ przyszłe ceny na rynkach wyższego szczebla, tj. na rynku gazu, węgla kamiennego i ropy naftowej, oraz przyszłe strategie w zakresie odnawialnych źródeł energii, energii jądrowej i handlu uprawnieniami do emisji, przy czym wszystkie te elementy są bardzo trudne do przewidzenia. Wniosek ten potwierdza również status podobnych projektów w Unii, w przypadku których przy podejmowaniu decyzji inwestycyjnych uwzględniano przede wszystkim pewność przepływu dochodów i zapewnienie produkcji energii elektrycznej. Ponadto obecna tendencja zniżkowa w zakresie cen energii elektrycznej w Europie oraz większe zapotrzebowanie na rynkach energii elektrycznej na elastyczne metody produkcji energii przyczyniają się do braku pewności co do przepływu dochodów z elektrowni jądrowej, która wytwarza energię przy nieelastycznym obciążeniu podstawowym.

                  (316)

                  W badaniu ICF zidentyfikowano również dodatkowy elementy ryzyka rynkowego obejmujący zdolność kredytową przedsiębiorstwa budowlanego/podmiotu odpowiedzialnego za projekt oraz państwa członkowskiego udzielającego finansowego wsparcia na rzecz projektu. Zdolność kredytowa ma wpływ na koszty finansowania, które wskutek takiego wpływu mogą być zbyt wysokie dla inwestycji sektora prywatnego.

                  (317)

                  Z badania ICF wynika również, że długi okres obowiązywania projektu finansowego i wstępnego elektrowni jądrowych sprawia, że są one narażone na ryzyko związane ze zmianami wsparcia publicznego i politycznego, co ma wpływ na komercyjną zasadność i rentowność projektów jądrowych. Inwestorzy pragną zatem uzyskać gwarancję i pewność, że po wybudowaniu elektrowni postanowienia umowy o dostawy energii zostaną spełnione lub zostanie osiągnięty szacowany okres eksploatacji elektrowni. Obawy inwestorów wiążą się również z normami regulacyjnymi, które mogą zmienić się w ciągu cyklu życia elektrowni jądrowej i mogą wymagać dodatkowych inwestycji kapitałowych lub większych kosztów operacyjnych. Inwestorzy zachowują ostrożność, jeżeli chodzi o finansowanie tego typu projektów, chyba że do celów poprawy bezpieczeństwa zostaje przedstawiony wystarczający plan awaryjny. Ma to szczególne znaczenie w momencie, w którym kończy się okres zwykłej eksploatacji elektrowni jądrowej i zostaje on przedłużony, co wymaga nowej koncesji udzielanej z zastrzeżeniem spełnienia dodatkowych warunków (141). Jako trzecią najistotniejszą przeszkodę w zakresie inwestowania w elektrownie jądrowe zainteresowane strony, z którymi przeprowadzono konsultacje, wskazały ryzyko o charakterze politycznym i regulacyjnym.

                  (318)

                  Z badania wynika, że niekorzystny wpływ na poziom inwestycji w obszarze energii jądrowej w porównaniu z innymi technologiami energetycznymi może mieć również liberalizacja rynku, co wynika z konieczności dokonywania większych inwestycji. Istotnym elementem są ramy regulacyjne w każdym państwie członkowskim, gdyż mają one wpływ na zdolność dostawcy mediów do generowania zysków, a tym samym – na wartość danego przedsiębiorstwa i jego zdolność do finansowania utworzenia obiektu jądrowego w ramach swojego bilansu lub kredytów i pożyczek długoterminowych zaciąganych u instytucji finansowych. Kolejna przeszkoda pod względem finansowania nowych inwestycji jądrowych wiąże się z ostatnimi zasadami dotyczącymi rynków kapitałowych, określonymi przez komitet bazylejski w ramach pakietu Bazylea III, w ramach których zwiększa się poziom kapitału, którym banki muszą dysponować w celu zabezpieczenia kredytów długoterminowych, takich jak kredyty na rozwój elektrowni jądrowych (142).

                  (319)

                  Ustalenia te zgadzałyby się z uwagami przedstawionymi przez władze węgierskie, które twierdzą, że zarówno w przypadku przedsiębiorstw w sektorze prywatnym, jak i budżetów państw istnieją ograniczenia, jeżeli chodzi o możliwość ekspozycji finansowej w związku z poszczególnymi projektami wymagającymi znacznego finansowania, długie okresy realizacji projektu i ryzyko związane z dostawą i zamówieniem w przypadku braku ochrony wobec przekroczenia okresu budowy lub budżetu przeznaczonego na realizację danego projektu. Lepsze wyniki pod względem inwestycji odnotowuje sektor ropy naftowej i gazu niż służby użyteczności publicznej, szczególnie po niedawnym pogorszeniu się wycen tych przedsiębiorstw. Co więcej, jeżeli służby użyteczności publicznej dokonują inwestycji, zwykle robią to wraz z podobnymi przedsiębiorstwami w celu podziału ryzyka.

                  (320)

                  Z modelowania przeprowadzonego do celów badania ICF wynika, że zasadniczo do 2030 r. inwestycjom w elektrownie jądrowe będzie brakować konkurencyjności, przy czym ten brak konkurencyjności zacznie w znacznym stopniu spadać od 2040 r. Według najbardziej pesymistycznego scenariusza zakładającego niekorzystne warunki gospodarcze w całym tym okresie nie zostaną jednak dokonane niemal żadne nowe inwestycje (143). W wyniku badania ICF ustalono również, że po 2030 r. odnotowana zostanie większa konkurencyjność na rynku w związku z dalszym wzrostem cen uprawnień do emisji dwutlenku węgla i cen energii po 2030 r. W badaniu ICF zastosowano modelowanie wrażliwości, aby ocenić zmianę ceny uprawnień do emisji dwutlenku węgla i wpływ takiej zmiany na inwestycje w elektrownie jądrowe. W ramach tego badania ustalono, że żaden scenariusz dotyczący ceny uprawnień do emisji dwutlenku węgla nie przewiduje, aby hipotetycznie inwestycje jądrowe miałyby być rentowne w latach 2020–2025.

                  (321)

                  Ponadto z podanych do wiadomości publicznych informacji pochodzących od agencji ratingowych (144) wynika, że budowa nowych elektrowni jądrowych zwykle negatywnie wpływa na oceną kredytową; dowiedziono natomiast, że zaprzestanie działalności w sektorze energii jądrowej oznacza dla służb użyteczności publicznej poprawę oceny kredytowej.

                  (322)

                  Modelowanie i ustalenia w ramach badania ICF mają również pełne zastosowanie do sytuacji rynkowej na Węgrzech, w przypadku których oczekuje się – jak wyjaśniono powyżej w motywach 305 i 306 – wystąpienia znacznej luki w przyszłej całkowitej mocy zainstalowanej na Węgrzech. W związku z powyższym, uwzględniając informacje przedstawione w niniejszej sekcji 5.3.4, Komisja stwierdza istnienie niedoskonałości rynku pod względem finansowania, która to niedoskonałość ma wpływ na nowe inwestycje jądrowe, co dotyczy również nowych inwestycji jądrowych na Węgrzech.

                  (323)

                  Można by oczywiście argumentować, że w przypadku niniejszej decyzji główne ryzyko związane z opracowaniem i przygotowaniem projektu oraz jego realizacją zostało ograniczone, przynajmniej do pewnego stopnia, dzięki umowie o świadczenie usług inżynieryjnych, przetargowych i budowlanych „pod klucz”. Nie zmienia to jednak faktu, że ograniczeniu nie podlega ryzyko rynkowe ani ryzyko związane z dochodami, ani też ryzyko o charakterze politycznym i regulacyjnym dotyczące projektu Paks II. Przedmiotowy środek wydaje się zatem potrzebny do osiągnięcia celu polegającego na propagowaniu nowych inwestycji jądrowych na Węgrzech.

            5.3.5.   ODPOWIEDNI INSTRUMENT

                  (324)

                  W swojej ocenie Komisja musi ustalić, czy proponowany środek pomocy jest instrumentem polityki adekwatnym do osiągnięcia celu leżącego we wspólnym interesie, polegającego na propagowaniu energii jądrowej.

                  (325)

                  Środek ma formę środka dotyczącego inwestycji, udzielonego przez państwo węgierskie na rzecz Paks II na rozwój projektu. Węgry potwierdziły, że nie będą planować udzielenia wsparcia operacyjnego na rzecz Paks II w czasie eksploatacji elektrowni, a pomoc państwa będzie obejmować wyłącznie koszty inwestycji związane z ukończeniem projektu.

                  (326)

                  W następstwie decyzji o wszczęciu postępowania Węgry nie przedstawiły żadnych informacji na temat ewentualnych alternatywnych instrumentów, które mogłyby przyciągnąć nowe inwestycje w obszarze energii jądrowej.

                  (327)

                  Zdaniem Komisji innego rodzaju instrumenty i systemy, takie jak pożyczki na warunkach preferencyjnych lub ulgi podatkowe, nie wystarczyłyby do osiągnięcia takiego samego rezultatu, biorąc pod uwagę specyfikę projektu i znaczne ilości niezbędnych zasobów finansowych i innych zasobów oraz uwzględniając zidentyfikowaną ewentualną niedoskonałość rynku.

                  (328)

                  Komisja uznaje zatem, że środek ten stanowiłby instrument odpowiedni do celów budowy dwóch nowych reaktorów jądrowych Paks II.

            5.3.6.   EFEKT ZACHĘTY

                  (329)

                  Aby dany środek wywierał efekt zachęty, musi on zmieniać zachowanie danego przedsiębiorstwa, co przejawia się zaangażowaniem się takiego przedsiębiorstwa w dodatkową działalność, której nie podjąłby bez tego środka lub którą podjąłby w ograniczonej skali lub w inny sposób.

                  (330)

                  Komisja zauważa, że Paks II jest spółką zarejestrowaną przez państwo tylko w jednym celu, jakim jest rozwój i eksploatacja bloków nr 5 i 6 elektrowni jądrowej. Jak opisano w motywach 12, 26 i 27 powyżej, państwo węgierskie podjęło decyzję o zapewnieniu wkładu finansowego na rzecz Paks II na potrzeby osiągnięcia tego celu.

                  (331)

                  W tym zakresie Komisja zauważa, że projekt nie zostałby zrealizowany, gdyby wymagane zasoby finansowe i innego rodzaju zasoby nie były dostępne, czy też gdyby beneficjent nie miał do nich dostępu, jako że nie prowadzi on żadnej innej działalności dochodowej, a jego strukturę kapitałową zapewnia i konstruuje wyłącznie państwo. Potwierdzono to w toku formalnego postępowania wyjaśniającego, w wyniku którego Komisja ustaliła, że projekt nie byłby wystarczająco rentowny bez wsparcia ze strony państwa węgierskiego (zob. analiza w sekcji 5.1.1 niniejszej decyzji).

                  (332)

                  Pomoc państwa stanowi zatem zachętę do osiągnięcia celu leżącego we wspólnym interesie, jakim jest na budowa elektrowni jądrowej.

            5.3.7.   PROPORCJONALNOŚĆ

                  (333)

                  W ramach oceny proporcjonalności środka Komisja musi zapewnić, aby środek był ograniczony do minimalnej kwoty umożliwiającej skuteczne ukończenie projektu pozwalające na osiągnięcie realizowanego celu będącego przedmiotem wspólnego zainteresowania.

                  (334)

                  W przedmiotowej sprawie beneficjent otrzymałby wkład finansowy na budowę aktywów wytwórczych, nie ponosząc jakiegokolwiek ryzyka związanego z kosztami refinansowania, które ponosiliby inni uczestnicy rynku.

                  (335)

                  W wielu uwagach otrzymanych przez Komisję podniesiono argument, że w związku z tym, iż realizacja projektu będzie odbywać się bez zaproszenia do składania ofert, nie można ustalić, czy środek mający na celu pokrycie kosztów całkowitych byłyby ograniczony do minimalnej kwot potrzebnej na realizację projektu.

                  (336)

                  Komisja zauważa, że zasady pomocy państwa nie zawierają wymogu oszacowania kosztów i przychodów w ramach przetargu. Przetarg jest jedynie jednym z szeregu metod pozwalających na dokonanie oszacowania. Dlatego też sam fakt, że Węgry nie wybrały Paks II na beneficjenta środka w wyniku procedury przetargowej nie oznacza ani nie powoduje nadmiernej rekompensaty.

                  (337)

                  Jeżeli chodzi o zarzuty, że władze węgierskie nie zbadały minimalnego poziomu wsparcia umożliwiającego realizację projektu i zamiast tego podjęły decyzję o finansowaniu całego projektu, Komisja uznaje, że faktycznie ze względu występującą niedoskonałość rynku całość finansowania budowy dwóch nowych reaktorów jądrowych Paks II należy uznać za pomoc państwa, co potwierdzono w sekcji 5.1 niniejszej decyzji.

                  (338)

                  Jeżeli chodzi o ewentualną nadmierną rekompensatę dla beneficjenta wynikającą ze środka, Komisja odwołuje się do analizy ekonomicznej przeprowadzonej w sekcji 5.1, w wyniku której ustaliła, że projekt jako taki nie byłby rentowny, gdyż oczekiwana IRR nie przekroczyłaby rynkowego WACC, co wynika z faktu, że oczekuje się, iż uzyskane przychody nie pokryją kosztów wstępnych ani dalszych kosztów związanych z realizacją projektu, nawet przyjmując stosunkowo optymistyczne scenariusze. W toku oceny Komisja oszacowała poziom IRR na podstawie prognoz ceny rynkowej oraz innych parametrów uznanych za zgodne z rynkiem. Ustalając tego rodzaju lukę między kosztem kapitału a zyskiem, Komisja w pełni uwzględniła zatem oczekiwany wkład przychodów z działalności komercyjnej (sprzedaż energii elektrycznej) w rentowność projektu. W praktyce oczekiwane koszty projektu porównano z oczekiwanym zyskiem, mając na uwadze, że Węgry nie przewidziały przekazania żadnych dodatkowych zasobów państwowych.

                  (339)

                  W związku z tym, że koszt kapitału związany z projektem przekracza oczekiwany zysk, Komisja jest zdania, że cała pomoc państwa udzielona przez Węgry jest konieczna i proporcjonalna do celów realizacji projektu, oraz że w tym zakresie wyklucza się nadmierną rekompensatę. Etap eksploatacji nie jest objęty żadnym dodatkowym wsparciem, co potwierdziły Węgry.

                  (340)

                  W tym względzie, jak wyjaśniono w motywach 96 i 97, zgodnie z zobowiązaniem podjętym przez Węgry Paks II wykorzysta zasoby państwowe wyłącznie do celów realizacji projektu, a każda uzyskana nadwyżka byłaby przekazana z powrotem do budżetu państwa. Zdaniem Komisji tego rodzaju zobowiązanie wyklucza sytuację, w której zasoby państwowe są wykorzystywane w sposób generujący dodatkowe zyski dla Paks II wykraczające poza kwotę konieczną do zapewnienia rentowności beneficjenta, a ponadto zobowiązanie to zapewnia ograniczenie pomocy do minimum.

                  (341)

                  W innych uwagach podkreśla się, że pomoc państwa nie byłaby ograniczona jedynie do realizacji inwestycji, ale przyznano by ją również na etapie eksploatacji, co mogłoby skutkować nadmierną rekompensatą na rzecz Paks II. W tym zakresie Komisja przypomina, że Węgry wskazały, iż nie udzielą żadnego dodatkowego wsparcia ze strony państwa oprócz zgłoszonego środka będącego przedmiotem postępowania. Ponadto Komisja przypomina, że zgodnie z dodatkowymi informacjami przedstawionymi przez Węgry w dniu 28 lipca 2016 r. każde nowe wsparcie na rzecz Paks II zawsze podlegałoby zatwierdzeniu pomocy państwa.

                  (342)

                  Komisja zbadała kwestię, czy mogłoby dość do nadmiernej rekompensaty, jeżeli zyski osiągnięte przez beneficjenta środka pomocy w czasie eksploatacji reaktorów jądrowych przekroczyłyby zyski oszacowane przez Komisję w ramach obliczeń IRR (zob. sekcja 5.1). W szczególności Komisja zbadała, co by się stało, gdyby spółka Paks II mogła reinwestować zyski niewypłacane państwu w formie dywidend w celu utworzenia lub zakupu dodatkowych aktywów wytwórczych i tym samym umocnienia swojej pozycji na rynku. W tym zakresie Komisja zauważa, że zgodnie z dodatkowymi informacjami przedstawionymi przez Węgry w dniu 28 lipca 2016 r. (zob. motyw 96) beneficjent nie może dokonać reinwestycji w zwiększanie zdolności lub wydłużenie okresu eksploatacji Paks II lub instalację dodatkowych zdolności wytwórczych, innych niż zdolności reaktorów jądrowych nr 5 i 6 Paks II, które są objęte zakresem stosowania niniejszej decyzji.

                  (343)

                  Mając na uwadze informacje przedstawione w niniejszej sekcji 5.3.7, Komisja jest zdania, szczególnie w świetle dodatkowych informacji dotyczących zgłoszenia, o których mowa w motywach 96 i 97, że beneficjent powinien zrekompensować państwu udostępnienie elektrowni i nie powinien zachowywać dodatkowych zysków wykraczających poza kwotę konieczną do zapewnienia możliwości prowadzenia swojej działalności gospodarczej i uzyskania rentowności. Środek jest zatem proporcjonalny.

            5.3.8.   POTENCJALNE ZAKŁÓCENIA KONKURENCJI I WPŁYW NA WYMIANĘ HANDLOWĄ ORAZ OGÓLNE ZRÓWNOWAŻENIE

                  (344)

                  Zgodność środka pomocy z rynkiem wewnętrznym wymaga, aby negatywny wpływ środka pomocy w postaci zakłócenia konkurencji i oddziaływania na wymianę handlową między państwami członkowskimi był ograniczony oraz zrównoważony pozytywnymi efektami w postaci wkładu w osiągnięcie celu leżącego we wspólnym interesie. W szczególności po ustaleniu celu, jakiemu służy dany środek, konieczne jest ograniczenie do minimum potencjalnego negatywnego oddziaływania środka na konkurencję i wymianę handlową.

                  (345)

                  W decyzji o wszczęciu postępowania Komisja określiła trzy ewentualne sposoby zakłócenia konkurencji. Po pierwsze, zakłócenie polega na zwiększeniu ewentualnej koncentracji na rynku w wyniku połączonej przyszłej własności i eksploatacji obecnie działającej elektrowni jądrowej Paks i Paks II. Po drugie, Komisja miała wątpliwości w kwestii, czy nowe zdolności przy obciążeniu podstawowym charakteryzujące się wysokim wskaźnikiem wykorzystania mogą stanowić barierę wejścia dla nowych uczestników rynku i spowodować dalszy spadek wzdłuż krzywej rankingu cenowego określonej ilości bardziej kosztownych zdolności wytwórczych. W związku z tym Komisja zbadała następujące parametry: (i) potencjalny wpływ środka na rynek węgierski; (ii) potencjalny transgraniczny wpływ środka; (iii) potencjalny wpływ równoległej eksploatacji elektrowni jądrowych Paks i Paks II. Ponadto wykryto potencjalne zakłócenie w związku z podejrzeniem Komisji, że elektrownia Paks II może stwarzać pewne ryzyko płynności rynku hurtowego poprzez ograniczenie liczby ofert dostaw dostępnych na rynku.

            5.3.8.1.   Zwiększenie ewentualnej koncentracji na rynku

                  (346)

                  W decyzji o wszczęciu postępowania Komisja wyraziła wątpliwości w zakresie ewentualnej koncentracji na rynku, podobnie niektóre zarzuty przedstawione przez zainteresowane strony również dotyczyły ewentualnego połączenia Paks II i operatora obecnie działających czterech bloków elektrowni jądrowej Paks. Grupa MVM i spółka Paks II oraz państwo węgierskie zaprzeczają tym zarzutom.

                  (347)

                  Komisja zauważa, że węgierski rynek wytwarzania energii elektrycznej charakteryzuje się stosunkowo wysoką koncentracją na rynku, jako że obecna elektrownia jądrowa Paks (grupa MVM) wytwarza około 50 % produkcji krajowej. Tego rodzaju koncentracje na rynku mogą mieć szkodliwy wpływ na skuteczną konkurencję na rynku, gdyż mogą stanowić barierę wejścia na rynek dla nowych uczestników oraz mogą stwarzać ryzyko płynności poprzez ograniczenie liczby dostępnych ofert dostaw.

                  (348)

                  Planuje się, że eksploatacja dwóch nowych reaktorów jądrowych Paks II rozpocznie się zanim istniejące cztery reaktory jądrowe zostaną wycofane z eksploatacji. W decyzji o wszczęciu postępowania Komisja wskazała, że taka sytuacja może mieć szkodliwy wpływ na rynek węgierski, chyba że całość udziałów operatorów elektrowni jądrowych Paks i Paks II będzie znajdować się w posiadaniu innych właścicieli tak, aby elektrownie te można było uznać za niezależne i niepowiązane.

                  (349)

                  Komisja uznaje, że aktualnie spółka Paks II jest prawnie niezależna od grupy MVM. Komisja miała jednak obawy, że tego rodzaju prawne oddzielenie jest niewystarczające lub może nie zostać utrzymane bez dodatkowych gwarancji w tym zakresie. Komisja wyraziła również obawy co do przyszłych ewentualnych powiązań między Paks II a przedsiębiorstwami państwowymi prowadzącymi działalność w dziedzinie energii, które to powiązania mogą wzmocnić ich wpływ na węgierskim rynku energii.

                  (350)

                  Po pierwsze, Komisja zauważa, że celem węgierskiego środka jest stopniowe zastąpienie istniejących zdolności jądrowych elektrowni jądrowej Paks w latach 2025–2037. Oczekuje się, że w praktyce wszystkie cztery reaktory jądrowe znajdujące się obecnie w eksploatacji będą przez pewien okres działały równolegle z reaktorami jądrowymi Paks II. Okres ten jest jednak ograniczony do lat 2026–2032, a wraz z wycofaniem wszystkich zdolności jądrowych do 2037 r. nastąpi znaczny spadek udziału w rynku grupy MVM.

                  (351)

                  Po drugie, Komisja przypomina (zob. motyw 102), że Węgry stwierdziły, iż grupa MVM i Paks II są niezależne i niepowiązane z następujących względów:

                              a)

                              zarządzają nimi różne departamenty rządowe (grupą MVM zarządza Ministerstwo Rozwoju Krajowego za pośrednictwem węgierskiego przedsiębiorstwa National Asset Management Inc., zaś spółką Paks II zarządza Kancelaria Premiera);

                              b)

                              w zarządzie każdego przedsiębiorstwa nie ma wspólnych lub dzielonych stanowisk dyrektorów;

                              c)

                              wprowadzono zabezpieczenia mające na celu zapewnienie, aby między przedsiębiorstwami nie dochodziło do wymiany szczególnie chronionych informacji handlowych i informacji poufnych;

                              d)

                              każde przedsiębiorstwo posiada oddzielne i różniące się między sobą uprawnienia decyzyjne.

                  (352)

                  Potwierdza to również grupa MVM, która podkreśla fakt, że – podobnie jak wszyscy inni konkurenci – grupa MVM i Paks II to dwa osobne przedsiębiorstwa wytwarzające energię elektryczną i nie ma powodu, aby zakładać istnienie jakiejkolwiek koordynacji lub działalności lub możliwości połączenia tych dwóch przedsiębiorstw. Ponadto grupa MVM twierdzi, że jej własna strategia obejmuje możliwe inwestycje, które w przyszłości mogą konkurować z Paks II.

                  (353)

                  Po trzecie, Komisja przywołuje dodatkowe informacje przedstawione przez Węgry, o których to informacjach mowa w motywie 117 i zgodnie z którymi spółka Paks II, jej następcy i podmioty zależne będą w pełni rozdzielone pod względem prawnym i strukturalnym w rozumieniu pkt 52 i 53 obwieszczenia dotyczącego kwestii jurysdykcyjnych w przypadku koncentracji przedsiębiorstw, a ich utrzymywanie, zarządzanie nimi oraz ich funkcjonowanie będzie odbywać się w sposób niezależny i niepowiązany z grupą MVM i wszystkimi jej przedsiębiorstwami, następcami i podmiotami zależnymi oraz innymi przedsiębiorstwami państwowymi działającymi w sektorze wytwarzania energii, sprzedaży hurtowej lub sprzedaży detalicznej energii.

                  (354)

                  Komisja jest przekonana, że przedstawione dodatkowe informacje rozwiewają wszystkie jej obawy odnośnie do ewentualnych przyszłych koncentracji i powiązań między zasiedziałymi podmiotami aktywnymi w sektorze energii na węgierskim rynku energii elektrycznej. Nie jest możliwe, aby spółka Paks II była obecnie powiązania z grupą MVM albo z innymi przedsiębiorstwami państwowymi aktywnymi w sektorze energii, a tym samym – aby zwiększyła swój wpływ na rynku w okresie eksploatacji obecnie działających czterech bloków elektrowni jądrowej Paks i w późniejszym okresie.

            5.3.8.2.
            Bariera wejścia dla nowych uczestników rynku

                  (355)

                  Jeżeli chodzi o wątpliwości Komisji w kwestii, czy nowe zdolności mogą stanowić barierę wejścia dla nowych uczestników rynku, w niektórych uwagach podkreślono, że uruchomienie elektrowni jądrowych służy zapewnieniu wysokiej zdolności przy obciążeniu podstawowym, która ma pierwszeństwo przy wprowadzaniu do sieci, a w związku z niskimi kosztami operacyjnymi elektrownie jądrowe są również w korzystniejszej sytuacji z punktu widzenia podaży na rynku.

                  (356)

                  Komisja zbadała wpływ środka na konkurencję, czyli na innych uczestników rynku węgierskiego oraz rynków sąsiadujących. Ponadto Komisja zbadała konkretnie okres równoległej eksploatacji obecnie działających czterech bloków elektrowni jądrowej Paks i elektrowni Paks II, tj. zgodnie z przewidywaniami na lata 2026–2032.

            a)   Potencjalny wpływ środka na rynek węgierski

                  (357)

                  Komisja przypomina, że uruchomienie bloków nr 5 i 6 Paks II ma na celu zrekompensowanie utraty mocy, gdy bloki nr 1–4 elektrowni jądrowej Paks będą stopniowo zamykane odpowiednio do końca 2032 r., 2034 r., 2036 r. i 2037 r., bez przewidywanej perspektywy dalszego przedłużenia cyklu życia (zob. motyw 10). Uruchomienie dwóch nowych bloków nr 5 i 6 Paks II planuje się odpowiednio na lata 2025 i 2026. Taki rozwój zdolności jądrowych przyjęto również w badaniu wydanym przez MAVIR w 2016 r. (zob. motyw 20).

                  (358)

                  Komisja przypomina, że elektrownia jądrowa Paks wytwarza obecnie energię elektryczną zapewniającą 36 % całkowitego zużycia energii elektrycznej na Węgrzech, przy czym udział ten zmniejszy się w świetle oczekiwanego wzrostu zapotrzebowania, o którym mowa w motywie 50, a zgodnie z oczekiwaniami wielkość produkcji w elektrowni Paks II będzie utrzymywać się na podobnym poziomie po wycofaniu z eksploatacji elektrowni jądrowej Paks.

                  (359)

                  Mając na uwadze, że projekt Paks II ma na celu wymianę zdolności, Komisja zauważa, że po wycofaniu z eksploatacji wszystkich czterech bloków elektrowni jądrowej Paks w 2037 r. przewidywana przez OSP przyszła luka w całkowitej krajowej mocy zainstalowanej – jak wyjaśniono w motywie 50 – wróciłaby do wcześniejszych poziomów (zob. również wykres 7 w motywie 108), czyli zdolność na poziomie 2,4 GW zapewniana przez elektrownię Paks II nie spowoduje długotrwałego wzrostu całkowitego poziomu zainstalowanych zdolności jądrowych na Węgrzech.

                  (360)

                  Komisja zauważa również, że wykaz bieżących inwestycji lub zatwierdzonych nowych inwestycji w zakłady wytwarzania energii elektrycznej jest dość krótki (zob. tabela 2 w motywie 51). Uwzględniając te dane, Komisja jest zdania, że po wycofaniu z eksploatacji czterech bloków obecnie działającej elektrowni jądrowej Paks Węgry pozostaną istotnym importerem netto.

                  (361)

                  Jak wyjaśniono w motywie 93 powyżej, Węgry stwierdziły, że zgodnie z analizą przeprowadzoną przez NERA w przypadku braku zgłoszonego środka zdolność na poziomie 2,4 GW zapewnianą przez Paks II zapewniłyby zamiast tego komercyjne turbiny gazowe w obiegu otwartym i turbiny gazowe w cyklu kombinowanym. Nawet w przypadku uruchomienia elektrowni Paks II nadal możliwe będzie wprowadzenie nowych mocy gazowych lub mocy z innych źródeł. W badaniu przeprowadzonym przez NERA sugeruje się, że pomimo zastąpienia większości mocy elektrowni Paks II nowymi mocami gazowymi na Węgrzech, Węgry pozostałyby w dużym stopniu uzależnione od importu energii elektrycznej.

                  (362)

                  Jeżeli chodzi o wprowadzenie ewentualnych innych technologii oprócz Paks II, Komisja przywołuje twierdzenie Węgier, że obecne i dawne decyzje dotyczące wejścia na rynek elektrowni wykorzystującej odnawialne źródła energii zależą w dużej mierze od rządowych programów subsydiów, a nie od cen rynkowych (zob. motyw 107 lit. a)). Komisja uznaje, że w krajowej strategii energetycznej Węgier (145) w koszyku energetycznym Węgier przewidziano energię ze źródeł odnawialnych zgodnie z unijnym pakietem klimatyczno-energetycznym do 2020 roku (146), krajowymi celami w zakresie energii ze źródeł odnawialnych określonymi w dyrektywie w sprawie energii ze źródeł odnawialnych (147) oraz kluczowymi celami ram polityki klimatyczno-energetycznej do roku 2030 (148). Komisja zauważa, że koszty zmienne (149) związane z technologiami odnawialnymi tradycyjnie są niższe ze względu na brak uzależnienia od paliwa w porównaniu z kosztami związanymi z technologią jądrową. Ponadto w świetle wspomnianych europejskich i krajowych celów i obowiązków w zakresie energii ze źródeł odnawialnych Węgry nie stanowią wyjątku, jeżeli chodzi o uruchamianie mechanizmów wsparcia na rzecz przyłączenia do sieci nowych elektrowni, które wytwarzają energię elektryczną ze źródeł odnawialnych. Komisja zauważa, że część węgierskiego programu dotyczącego odnawialnych źródeł energii METÁR została uruchomiona w styczniu 2017 r. i działa od tamtej pory (150), natomiast w przypadku innych części programu związanych z większymi producentami w sektorze odnawialnych źródeł energii obecnie oczekuje się na zatwierdzenie pomocy państwa przez Komisję.

                  (363)

                  Komisja przypomina, że zgodnie z badaniem wydanym przez MAVIR w 2016 r. (zob. motyw 20) bieżąca infrastruktura elektrowni węglowych (węgiel brunatny) (zob. wykresy 1 i 2 w motywie 43) zostanie stopniowo zlikwidowana w latach 2025–2030, co umożliwiłoby przyłączenie do sieci dodatkowych instalacji, szczególnie mając na uwadze, że technologie o nieprzewidywalnej charakterystyce produkcji, wymienione w motywie 362, wymagałyby również współistnienia uzupełniających się, elastycznych zdolności.

                  (364)

                  Węgierski środek ma charakter wsparcia inwestycyjnego, w związku z czym po uruchomieniu bloków wytwórczych spółka Paks II nie otrzyma żadnego dodatkowego wsparcia operacyjnego, i tym samym będzie ona narażona na ryzyka rynkowe.

                  (365)

                  Ceny energii elektrycznej określa się głównie na podstawie kosztów krańcowych ponoszonych przez wytwórców będących uczestnikami określonego rynku. Koszty krańcowe związane z technologiami odnawialnymi są niskie, gdyż większość tego rodzaju technologii można stosować bez ponoszenia kosztów paliwa. Z technologią jądrową również wiążą się niskie koszty bieżące, przez co technologia ta zajmuje kolejne miejsce za odnawialnymi źródłami energii w tzw. rankingu cenowym. Chociaż z eksploatacją elektrowni węglowych – ze względu na związane z nimi koszty paliwa – zazwyczaj wiąże się wyższa stopa kosztu krańcowego niż w przypadku elektrowni jądrowych, to jednak w przypadku niskich cen uprawnień do emisji dwutlenku węgla koszty bieżące elektrowni węglowej są zazwyczaj niższe w porównaniu z kosztami elektrowni wyposażonej w turbinę gazową w cyklu kombinowanym. Oznacza to, że technologie generujące wyższe koszty operacyjne mogą powodować wzrost cen, a zatem nie oczekuje się, żeby sam fakt uwzględnienia energii jądrowej w koszyku energetycznym miał spowodować wzrost cen energii elektrycznej na Węgrzech, a energia jądrowa będzie odwzorowywać ceny a nie je wyznaczać.

            b)   Potencjalny transgraniczny wpływ środka

                  (366)

                  Jak wskazały zarówno Węgry, jak i szereg zainteresowanych stron, rynek energii, który ma zostać poddany ocenie, wykracza poza terytorium jednego państwa, co wynika głównie z bardzo dobrego poziomu połączenia międzysystemowego, a środek powoduje zakłócenia konkurencji mające wpływ przynajmniej na państwa członkowskie znajdujące się w niedużej odległości od Węgier.

                  (367)

                  Komisja zauważa, że – jak pokazano na wykresie 5 w motywie 49 niniejszej decyzji – bilans importu i eksportu w zakresie węgierskiego obrotu energią elektryczną jest ujemny w przypadku niemal wszystkich sąsiadujących państw członkowskich. Komisja odnotowuje również fakt, że Węgry są ogólnym importerem netto – na wykresie 1 w motywie 43 widać, że w 2015 r. z importu pochodziło w przybliżeniu 30 % krajowego zapotrzebowania, co odpowiada około 13 TWh. Komisja przypomina, że – jak przedstawiono na wykresie 2 w motywie 43 decyzji o wszczęciu postępowania – poziom importu odpowiadał poziomowi w 2014 r.

                  (368)

                  Zdaniem Komisji Węgry są wysoce zintegrowanym rynkiem energii elektrycznej na terenie Unii Europejskiej, a przepustowość połączeń wzajemnych wynosi około 75 % całkowitej zainstalowanej mocy wytwórczej na rynku krajowym. Ponadto, jak ukazano w tabelach 4 i 5 w motywie 105, do 2030 r. zostanie odnotowany znaczny wzrost przepustowości połączeń wzajemnych, dzięki czemu przepływy handlowe nadal będą docierać do węgierskiego regionu cenowego.

                  (369)

                  Uznaje się, że wyjaśnienia przedstawione powyżej w motywie 365 dotyczą również kontekstu transgranicznego. Budowa elektrowni Paks II w przyszłości wywrze presję na spadek cen na rynku węgierskim, gdyż koszt krańcowy ponoszony w związku z wytwarzaniem energii w elektrowni Paks II jest stosunkowo niski w porównaniu z alternatywnymi zdolnościami zapewnianymi przez turbinę gazową w cyklu kombinowanym i turbinę gazową w obiegu otwartym, które w przeciwnym razie zdaniem zostałyby wybudowane, jak wynika z ustaleń NERA. W badaniu przeprowadzonym przez NERA wykazano jednak, że Paks II pozostanie cenobiorcą, a inne elektrownie nadal będą ustalać ceny na Węgrzech na wyższych poziomach. W związku z tym import do Węgier nadal będzie opłacalny.

                  (370)

                  Komisja uwzględniła uwagi Węgier dotyczące możliwego wpływu Paks II w szerszym kontekście rynkowym. Jak wyjaśniono w motywie 112, z oceny NERA dotyczącej rynków bezpośrednio ze sobą sąsiadujących, z którymi Węgry tworzą obecnie rynek połączony (Węgry + Słowacja + Rumunia), wynika, że łączne udziały grupy MVM i Paks II w połączonym rynku Węgry + Słowacja + Rumunia nie przekroczyłyby poziomu 20 % (zob. wykres 10 w motywie 112).

                  (371)

                  Jeżeli chodzi o inne rynki sąsiadujące, oczekuje się, że wpływ nowej elektrowni Paks II będzie mniej znaczący ze względu na brak łączenia rynków z tymi strefami cenowymi oraz bardziej ograniczoną (istniejącą i planowaną) przepustowość połączeń wzajemnych z tymi państwami członkowskimi (zob. tabele 3 i 4).

            c)   Potencjalny wpływ równoległej eksploatacji elektrowni jądrowych Paks i Paks II

                  (372)

                  Jak wyjaśniono w motywach 98–99 oraz w motywach 241–244, istnieje szereg powodów, dla których z budową elektrowni jądrowych mogą wiązać się opóźnienia wydłużające czas budowy. Komisja przyjmuje do wiadomości, że już teraz istnieje znaczne opóźnienie w realizacji projektu w porównaniu z pierwotnym harmonogramem […]. Ponadto, jak widać w tabeli 3 w motywie 99, w przypadku technologii oferowanej przez JSC NIAEP odnotowuje się średnio dwuletnie opóźnienia w Rosji będącej rynkiem krajowym wykonawcy, gdzie znajduje się najwięcej wybudowanych przez niego elektrowni. Opóźnienia te są znacznie dłuższe w przypadku realizacji projektu poza terenem Rosji (w Indiach wynoszą maksymalnie 7 lat). Węgry twierdzą, że Paks II ma być pierwszą elektrownią jądrową wykorzystującą technologię VVER III+, której budowę zlecono w UE, gdzie obowiązują najwyższe normy bezpieczeństwa jądrowego, a zamówienie na część projektu nieobjętą wyłączeniem technicznym musi być udzielone zgodnie z wymogami UE dotyczącymi udzielania zamówień publicznych. Można spodziewać się, że spowoduje to dodatkowe opóźnienia. W związku z powyższym zdaniem Komisji oczekuje się, że pierwotnie ustalony sześcioletni okres równoległej eksploatacji wszystkich czterech bloków elektrowni jądrowej Paks i obu bloków Paks II będzie znacznie krótszy. Ponadto, chociaż pewne pokrywanie się okresów eksploatacji istniejących i nowych bloków – które z wyżej wymienionych przyczyn z realistycznego punktu widzenia będzie raczej ograniczone w czasie – z oczywistych względów będzie miało wpływ na rynek krajowy, to jednak można je uznać za proporcjonalne w świetle celów polegających na zapewnieniu bezpieczeństwa dostaw energii i konieczności starannego przygotowania likwidacji bloków elektrowni jądrowej Paks, mając na uwadze, że jądrowe zdolności wytwórcze stanowią ponad 50 % krajowej produkcji energii elektrycznej na Węgrzech.

                  (373)

                  W każdym razie Komisja przywołuje ustalenia z badania przeprowadzonego przez NERA (zob. w szczególności wykres 7 w motywie 108), z których wynika, że nawet w okresie równoległej eksploatacji elektrowni jądrowych Paks i Paks II (w latach 2025–2037) oczekiwane rosnące zapotrzebowanie szczytowe nie zostanie zaspokojone wyłącznie przez krajowe elektrownie, ponieważ całkowita moc wyjściowa obejmująca dodatkowe moce ze źródeł odnawialnych i dodatkowe moce gazowe oraz moce jądrowe nie osiągnie poziomu przewidywanego zapotrzebowania krajowego (wskazanego czarną linią na wykresie 7). W ramach badania uznaje się, że wynika to głównie z faktu, że Węgry mają obecnie deficyt dostaw i muszą importować znaczne ilości energii elektrycznej. NETA wyjaśnia, że ustalono, iż deficyt ten będzie się pogłębiał w latach 2015–2025, gdyż zapotrzebowanie na energię elektryczną na Węgrzech powinno znacząco wzrosnąć do 2040 r., a druga pod względem wielkości stale działająca elektrownia na Węgrzech (elektrownia Mátra – zob. wykresy 1 i 2 w motywie 43) ma zostać zamknięta w latach 2025–2030, jak przewidziano w badaniu OSP (zob. motyw 20).

                  (374)

                  W rezultacie oprócz wyżej wspomnianych mocy jądrowych, mocy ze źródeł odnawialnych i mocy gazowych system będzie wymagał dodatkowych zdolności krajowych lub importowych do celów sprostania zapotrzebowaniu krajowemu i zapewnienia stabilności systemu w świetle oczekiwanych niedoborów zdolności. Wymagane jest również zapewnienie dodatkowych zdolności na potrzeby utworzenia obowiązkowej rezerwy określonej przez ENTSO-E (zob. motyw 50).

                  (375)

                  Ponadto Komisja przypomina, że – jak wyjaśniono w motywie 105 – już wysoki poziom połączeń międzysystemowych Węgier z państwami sąsiadującymi zwiększy się jeszcze bardziej w wyniku nowych połączeń wzajemnych, które zostaną uruchomione w latach 2016–2021 między Słowacją (2 × 400 kV i 1 × 400 kV) a Słowenią (1 × 400 kV), tj. na długo przed przyłączeniem do sieci dwóch nowych bloków Paks II. Komisja jest zdania, że te dwa nowe połączenia wzajemne, o których mówią Węgry, mogą poprawić dostępność transgranicznych przepływów handlowych, w szczególności tych pochodzących z importu.

                  (376)

                  Jak wskazano w motywie 369, Komisja uwzględniła również ustalenia z badania przeprowadzonego przez NERA, zgodnie z którymi oczekuje się, że technologia jądrowa nadal będzie odwzorowywać ceny, a nie je wyznaczać, nawet w pokrywającym się okresie eksploatacji elektrowni jądrowych Paks i Paks II, w którym prawdopodobieństwo, że technologią ustalania cen będzie technologia jądrowa, pozostanie znacznie poniżej 5 % wszystkich godzin (zob. wykres 11 w motywie 113).

            5.3.8.3.
            Ryzyko płynności rynku hurtowego

                  (377)

                  Jak wskazano w sekcji 2.6, transakcje w węgierskim sektorze hurtowej sprzedaży energii elektrycznej odbywają się najczęściej w ramach dwustronnych umów na zakup energii, a HUPX nie osiągnęło jeszcze odpowiedniego poziomu płynności. Komisja miała wstępne obawy w kwestii, czy – w scenariuszu zakładającym, że dominujący dostawca (MVM Partner) i znaczna ilość nowych zdolności wytwórczych (Paks II) stanowią własność tego samego podmiotu (państwo węgierskie) – może dość do zmniejszenia płynności na rynku wskutek ograniczenia liczby ofert dostaw dostępnych na rynku przez zaangażowanych uczestników.

                  (378)

                  Komisja uważała również, że w zależności od sposobu, w jaki energia elektryczna wytwarzana przez nowe reaktory jądrowe będzie sprzedawana na rynku, może występować znaczny wpływ na poziomy płynności oraz może dość do wzrostu kosztów ponoszonych przez konkurentów działających na rynku niższego szczebla w wyniku ograniczenia ich konkurencyjnego dostępu do ważnych rynków (blokowanie wejścia na rynek). Sytuacja taka mogłaby mieć miejsce, gdyby energię elektryczną wytwarzaną przez Paks II sprzedawano przede wszystkim w drodze umów długoterminowych tylko niektórym dostawcom, przenosząc w ten sposób władzę rynkową Paks II na rynku wytwarzania energii na rynek detaliczny.

                  (379)

                  Część obaw Komisji została rozwiana poprzez wykluczenie powiązań Paks II z operatorami państwowymi na rynku detalicznym, co wyjaśniono w motywie 353.

                  (380)

                  Komisja zauważa, że Węgry potwierdziły – jak wyjaśniono w motywie 118 – że strategia w zakresie obrotu mocą wyjściową Paks II będzie konkurencyjną strategią mającą na celu optymalizację zysków komercyjnych, realizowaną poprzez komercyjne uzgodnienia handlowe zawierane w drodze ofert rozliczanych na przejrzystej platformie obrotu lub na giełdzie.

                  (381)

                  W szczególności Węgry potwierdziły, że tego rodzaju strategia handlowa (z wyłączeniem własnego zużycia przez Paks II) zostanie opracowana w następujący sposób:

                              a)

                              Paks II będzie sprzedawać co najmniej 30 % swojej całkowitej produkcji energii elektrycznej na rynku dnia następnego, rynku dnia bieżącego i na rynku terminowym HUPX. Z innych podobnych giełd energii elektrycznej można korzystać pod warunkiem uzyskania zgody służb Komisji; Komisja ma dwa tygodnie na udzielenie lub odmówienie udzielenia zgody po otrzymaniu wniosku od władz węgierskich;

                              b)

                              pozostałą część całkowitej produkcji energii elektrycznej Paks II sprzedaje na obiektywnych, przejrzystych i niedyskryminacyjnych warunkach w drodze aukcji. Warunki działania takich aukcji określa węgierski organ regulacyjny ds. energii, podobnie jak wymogi aukcyjne nakładane na MVM Partner. Węgierski organ regulacyjny ds. energii nadzoruje również przebieg tych aukcji.

                  (382)

                  Komisja zauważa również, że Węgry zapewniłyby, aby oferty zakupu i sprzedaży były jednakowo dostępne dla wszystkich licencjonowanych lub zarejestrowanych przedsiębiorców handlowych na tych samych warunkach rynkowych w ramach platformy aukcyjnej obsługiwanej przez Paks II oraz aby system rozliczania ofert stosowany w ramach tej platformy był możliwy do zweryfikowania i przejrzysty. Nie przewiduje się nakładania zdanych ograniczeń na ostateczne wykorzystanie zakupionej energii elektrycznej.

                  (383)

                  Zapewniono zatem, aby energia elektryczna wytwarzana w elektrowni Paks II była dostępna na rynku hurtowym dla wszystkich uczestników rynku na przejrzystych zasadach oraz aby nie zachodziło ryzyko, że energia elektryczna wytworzona w elektrowni Paks II zostanie zmonopolizowana na podstawie umów długoterminowych, co skutkowałoby ryzykiem płynności rynku.

                  (384)

                  W związku z powyższym Komisja uznaje, że ryzyko płynności rynku związane ze środkiem w jego w obecnym kształcie jest niewielkie.

            5.3.8.4.
            Wniosek dotyczący zakłóceń konkurencji i ogólnego zrównoważenia

                  (385)

                  W związku z dokładną oceną przedstawioną w sekcji 5.3 niniejszej decyzji Komisja uznaje, że przedmiotowy środek ma na celu propagowanie nowych inwestycji w zakresie energii jądrowej, a zatem służy on osiągnięciu celu leżącego we wspólnym interesie, określonego w traktacie EURATOM, i jednocześnie wspiera również bezpieczeństwo dostaw energii.

                  (386)

                  Pomoc zostanie przyznana w sposób proporcjonalny. Węgry zapewnią, aby spółka Paks II zapewniła rekompensatę na rzecz państwa z tytułu nowych bloków wytwórczych oraz aby nie zachowała ona żadnych dodatkowych zysków wykraczających poza kwotę ściśle konieczną do zapewnienia możliwości prowadzenia swojej działalności gospodarczej i uzyskania rentowności. Komisja zauważa również, że zyski uzyskane przez beneficjenta nie zostaną wykorzystane do celów reinwestycji w zwiększenie mocy Paks II ani do celów zakupu lub budowy nowych zdolności wytwórczych bez zatwierdzenia pomocy państwa.

                  (387)

                  Komisja zbadała również kwestię tego, czy środek może stanowić barierę wejścia dla innego rodzaju zdolności wytwórczych, szczególnie w ograniczonym okresie równoległej eksploatacji elektrowni jądrowych Paks i Paks II. Komisja jest zdania, że każda bariera wejścia jest ograniczona, zważywszy, że ze względu na ustaloną przez OSP lukę w przyszłej całkowitej mocy zainstalowanej możliwy byłby udział innych technologii wytwórczych (zarówno technologii odnawialnych, jak i technologii innych niż technologie niskoemisyjne) niezależnie od tego, czy elektrownia Paks II zostanie wybudowana, czy też nie.

                  (388)

                  Komisja zbadała również potencjalny transgraniczny wpływ środka, choć nie oczekuje się, aby elektrownia Paks II – ze względu na swój rozmiar odpowiadający rozmiarowi obecnie działających czterech bloków elektrowni jądrowej Paks – miała istotne transgraniczne znaczenie, nawet jeżeli uwzględni się dobry poziom połączenia międzysystemowego Węgier, gdyż Węgry – posiadające jedne z najwyższych cen w regionie – pozostaną importerem netto. Oprócz oczekiwanego utrzymującego się na Węgrzech deficytu między wartością importu a wartością eksportu Komisja uznaje, że wpływ elektrowni Paks II w regionach cen energii elektrycznej poza regiony bezpośrednio sąsiadujące z Węgrami będzie ograniczony ze względu na odległość i ograniczenia sieciowe, które sprawiają, że energia elektryczna wytwarzana na Węgrzech jest jeszcze droższa dla bardziej oddalonych regionów.

                  (389)

                  Komisja wzięła również pod uwagę ustalenie, zgodnie z którym w okresie równoległej eksploatacji elektrowni jądrowych Paks i Paks II, który prawdopodobnie będzie krótszy niż pierwotnie przewidywano, spodziewane rosnące krajowe zapotrzebowanie szczytowe nie zostanie zaspokojone wyłącznie przez elektrownie krajowe.

                  (390)

                  Komisja ponownie zauważa, że inne ewentualne zakłócenia rynku, takie jak wzrost ewentualnej koncentracji na rynku oraz brak płynności rynku, zostały zminimalizowane za sprawą potwierdzeń przedstawionych przez Węgry w dniu 28 lipca 2016 r.

                  (391)

                  Komisja stwierdza zatem, że wszystkie potencjalne zakłócenia konkurencji mają charakter ograniczony i rekompensuje je określony cel leżący we wspólnym interesie realizowany w sposób proporcjonalny, w szczególności uwzględniając potwierdzenia przedstawione przez Węgry w dniu 28 lipca 2016 r.

            6.   WNIOSEK

                  (392)

                  Z powyższych względów Komisja uznaje, że środek zgłoszony przez Węgry stanowi pomoc państwa, która – po zmianach dokonanych przez Węgry w dniu 28 lipca 2016 r. – jest zgodna z rynkiem wewnętrznym na podstawie art. 107 ust. 3 lit. c) TFUE,

            PRZYJMUJE NINIEJSZĄ DECYZJĘ:
      Artykuł 1
      Środek – który Węgry planują wdrożyć celem udzielenia finansowego wsparcia na rzecz utworzenia dwóch nowych reaktorów jądrowych finansowanych w całości przez państwo węgierskie na rzecz spółki MVM Paks II Nuclear Power Plant Development Private Company Limited by Shares („Paks II”), która będzie właścicielem tych reaktorów jądrowych oraz będzie je obsługiwała – stanowi pomoc państwa.
      Artykuł 2
      Przedmiotowy środek pomocy jest zgodny z rynkiem wewnętrznym z zastrzeżeniem warunków określonych w art. 3.
      Artykuł 3
      Węgry zapewniają, aby spółka Paks II wykorzystywała wszelkie zyski pochodzące z działalności bloków nr 5 i 6 elektrowni jądrowej Paks II wyłącznie do następujących celów:

                  a)

                  projekt Paks II („projekt”), który definiuje się jako projekt zakładający utworzenie, sfinansowanie, budowę, uruchomienie, eksploatację i konserwację, modernizację, gospodarowanie odpadami i likwidację dwóch nowych bloków elektrowni jądrowej z reaktorami jądrowymi VVER nr 5 i 6 w elektrowni jądrowej Paks II na Węgrzech. Zysków nie można przeznaczać na finansowanie inwestycji w działania nieobjęte zakresem tego określonego projektu;

                  b)

                  wypłata zysków państwu węgierskiemu (np. w formie dywidend).

            Węgry zapewniają, aby spółka Paks II powstrzymała się od (ponownego) inwestowania w zwiększanie zdolności lub wydłużenie okresu eksploatacji Paks II oraz w instalację dodatkowych zdolności wytwórczych innych niż zdolności reaktorów jądrowych nr 5 i 6 elektrowni jądrowej Paks II. Ewentualne nowe inwestycje tego typu podlegają odrębnemu zatwierdzeniu pomocy państwa.
      Węgry zapewniają, aby strategia w zakresie obrotu mocą wyjściową Paks II była konkurencyjną strategią mającą na celu optymalizację zysków komercyjnych, realizowaną poprzez komercyjne uzgodnienia handlowe zawierane w drodze ofert rozliczanych na przejrzystej platformie obrotu lub na giełdzie. Strategia obrotu mocą wyjściową Paks II (z wyłączeniem własnego zużycia przez Paks II) zostanie opracowana w następujący sposób:

                  Tier 1: Paks II sprzedaje co najmniej 30 % całkowitej produkcji energii elektrycznej na rynku dnia następnego, rynku dnia bieżącego i na rynku terminowym przedsiębiorstwa Hungarian Power Exchange (HUPX). Z innych podobnych giełd energii elektrycznej można korzystać pod warunkiem uzyskania zgody służb Komisji; Komisja udziela zgody lub odmawia jej udzielenia w terminie dwóch tygodni od otrzymania wniosku od władz węgierskich;

                  Tier 2: pozostałą część całkowitej produkcji energii elektrycznej Paks II sprzedaje na obiektywnych, przejrzystych i niedyskryminacyjnych warunkach w drodze aukcji. Warunki działania takich aukcji, podobnie jak wymogi aukcyjne nakładane na MVM Partner (decyzja nr 741/2011 węgierskiego organu regulacyjnego), określa węgierski organ regulacyjny ds. energii. Węgierski organ regulacyjny ds. energii nadzoruje również przebieg tych aukcji.

            Węgry zapewniają, aby platforma aukcyjna dla Tier 2 była obsługiwana przez Paks II oraz aby oferty zakupu i sprzedaży były jednakowo dostępne dla wszystkich licencjonowanych lub zarejestrowanych przedsiębiorców handlowych na tych samych warunkach rynkowych. System rozliczania ofert musi być możliwy do zweryfikowania i przejrzysty. Nie można nakładać żadnych ograniczeń w odniesieniu do ostatecznego wykorzystania zakupionej energii elektrycznej.
      Ponadto Węgry zobowiązują się, aby spółka Paks II, jej następcy i podmioty zależne były w pełni rozdzielone pod względem prawnym i strukturalnym, podlegały niezależnej władzy decyzyjnej w rozumieniu pkt 52 i 53 obwieszczenia dotyczącego kwestii jurysdykcyjnych w przypadku koncentracji przedsiębiorstw (151), a ich utrzymywanie, zarządzanie nimi oraz ich funkcjonowanie odbywało się w sposób niezależny i niepowiązany z grupą MVM i wszystkimi jej przedsiębiorstwami, następcami i podmiotami zależnymi oraz innymi przedsiębiorstwami państwowymi działającymi w sektorze wytwarzania energii, sprzedaży hurtowej lub sprzedaży detalicznej energii.
      Artykuł 4
      Węgry przedstawiają Komisji roczne sprawozdania dotyczące wypełnienia zobowiązań, o których mowa w art. 3. Pierwsze sprawozdanie przedstawia się w terminie jednego miesiąca od dnia zakończenia pierwszego roku obrotowego komercyjnej eksploatacji Paks II.

         Sporządzono w Brukseli dnia 6 marca 2017 r.

               W imieniu Komisji

            Margrethe VESTAGER

               Członek Komisji

         (1)  Dz.U. C 8 z 12.1.2016, s. 2.

         (2)  Zob. przypis 1.

         (3)  Umowa między rządem Federacji Rosyjskiej a rządem Węgier w sprawie współpracy w zakresie pokojowego wykorzystania energii jądrowej zawarta w dniu 14 stycznia 2014 r. i ratyfikowana na Węgrzech ustawą II parlamentu węgierskiego z 2014 r. (2014. évi II. törvény a Magyarország Kormánya és az Oroszországi Föderáció Kormánya közötti nukleáris energia békés célú felhasználása terén folytatandó együttműködésről szóló Egyezmény kihirdetéséről).

         (4)  Władze węgierskie przyjęły, że moc netto każdego reaktora jądrowego wynosi 1 180 MW.

         (5)  Art. 3 umowy międzyrządowej.

         (1)  Uchwała rządu nr 1429/2014. (VII. 31.) (A Kormány 1429/2014. (VII. 31.) Korm. Határozata a Magyarország Kormánya és az Oroszországi Föderáció Kormánya közötti nukleáris energia békés célú felhasználása terén folytatandó együttműködésről szóló Egyezmény kihirdetéséről szóló 2014. évi II. törvény szerinti Magyar Kijelölt Szervezet kijelölése érdekében szükséges intézkedésről).

         (6)  Art. 8 umowy międzyrządowej.

         (7)  Umowa między rządem Federacji Rosyjskiej a rządem Węgier w sprawie rozszerzenia kredytu państwowego na Rząd Węgier w celu sfinansowania budowy elektrowni jądrowej na Węgrzech zawarta w dniu 28 marca 2014 r.

         (8)  Więcej informacji o grupie MVM można znaleźć w motywie 18 decyzji o wszczęciu postępowania.

         (9)  Dane dotyczące węgierskiego systemu energii elektrycznej (Mavir, 2014 r.) – https://www.mavir.hu/documents/10262/160379/VER_2014.pdf/a0d9fe66-e8a0-4d17-abc2-3506612f83df, data uzyskania dostępu – 26 października 2015 r.

         (10)  25/2009. (IV.4.) OGY Határozat a paksi bővítés előkészítéséről.

         (11)  Krajowa strategia energetyczna (Ministerstwo Rozwoju Krajowego, Węgry, 2011 r.):
      http://2010-2014.kormany.hu/download/7/d7/70000/Hungarian%20Energy%20Strategy%202030.pdf

         (12)  A magyar villamosenergia-rendszer közép- és hosszú távú forrásoldali kapacitásfejlesztése (Rozwój aktywów wytwórczych węgierskiego systemu energii elektrycznej w perspektywie średnio- i długoterminowej):
      https://www.mavir.hu/documents/10258/15461/Forr%C3%A1selemz%C3%A9s_2016.pdf/462e9f51-cd6b-45be-b673-6f6afea6f84a (Mavir, 2016 r.).

         (13)  Dekret Ministra Rozwoju Narodowego nr 45/2014. (XI.14.) (45/2014. (XI.14.) NFM rendelet az MVM Paks II. Atomerőmű Fejlesztő Zártkörűen Működő Részvénytársaság felett az államot megillető tulajdonosi jogok és kötelezettségek összességét gyakorló szervezet kijelöléséről).

         (14)  Art. 9 umowy międzyrządowej.

         (15)  Do pierwszego dnia spłaty oprocentowanie wynosi 3,95 %, a przez kolejnych 21 lat od 4,50 % do 4,95 %.

         (16)  W każdym siedmioletnim okresie: wykorzystano odpowiednio 25 %, 35 % i 40 % kwoty kredytu.

         (*1)  Informacje niejawne/tajemnica handlowa.

         (17)  […].

         (18)  Kary umowne stanowią określoną kwotę kary uzgodnioną przez strony umowy, która ma być należna jako rekompensata w przypadku naruszenia określonych zobowiązań wynikających z umowy.

         (19)  Zob. decyzja nr 747/2011 Węgierskiego Urzędu Energetycznego z dnia 14 października 2011 r.

         (20)  Többi nagyerőmű oznacza „inne duże elektrownie”, zaś kiserőművek oznacza „małe elektrownie”.

         (21)  Sprawozdanie krajowe dotyczące energii sporządzone przez Węgry (Komisja Europejska – 2014 r.): https://ec.europa.eu/energy/sites/ener/files/documents/2014_countryreports_hungary.pdf, data uzyskania dostępu – 26 października 2015 r.

         (22)  A magyar villamosenergia-rendszer közép- és hosszú távú forrásoldali kapacitásfejlesztése (Rozwój aktywów wytwórczych węgierskiego systemu energii elektrycznej w perspektywie średnio- i długoterminowej): https://www.mavir.hu/documents/10258/15461/Forr%C3%A1selemz%C3%A9s_2016.pdf/462e9f51-cd6b-45be-b673-6f6afea6f84a (Mavir, 2016 r.).

         (23)  Test prywatnego inwestora to standardowy test służący do oceny istnienia pomocy, który Węgry wykorzystały również w swoich analizach ekonomicznych przedstawionych przed zgłoszeniem sprawy oraz po jej zgłoszeniu. Komisja dokładanie zbadała – a następnie uzupełniła – przedstawioną przez Węgry analizę testu prywatnego inwestora w celu dokonania własnej oceny istnienia pomocy.

         (24)  T-319/12 i T-321/12, Królestwo Hiszpanii i Ciudad de la Luz przeciwko Komisji, ECLI:EU:T:2014:604, pkt 40, T-233/99 i T-228/99, Landes Nordrhein-Westfalen przeciwko Komisji, ECLI:EU:T:2003:57, pkt 245.

         (25)  Zazwyczaj istnieją dwa główne źródła kapitału: kapitał własny i kapitał obcy (finansowy). Całkowity koszt kapitału to średni ważony koszt kapitału (WACC) uwzględniający udział kapitału własnego i obcego.

         (26)  Dz.U. C 200 z 28.6.2014, s. 1.

         (27)  Zob. przypis 9.

         (28)  Pierwszym sposobem jest standardowe zweryfikowanie testu prywatnego inwestora w różnych przemysłach, zaś drugi sposób jest przeznaczony do stosowania w szczególności w przemyśle energii elektrycznej.

         (29)  Uśrednione koszty wytworzenia energii to całkowity koszt instalacji i realizowania projektu wytwarzania energii elektrycznej wyrażony w postaci jednolitej ceny energii elektrycznej w trakcie trwania projektu. Formalnie
      uśrednione koszty wytworzenia energii = [Sumt (Costst × (1+r)–t)]/[Sumt (MWh × (1+r)–t)],
      gdzie „r” oznacza stopę dyskontową, a „t” oznacza rok t. W rezultacie są one wrażliwe na stosowaną stopę dyskontową. Powszechną praktyką jest stosowanie WACC projektu jako stopy dyskontowej.

         (30)  Dokument jest publicznie dostępny pod adresem: http://www.kormany.hu/download/6/74/90000/2015_Economic%20analysis%20of%20Paks%20II%20-%20for%20publication.pdf

         (31)  Model finansowy jest zaktualizowaną wersją wstępnego modelu finansowego. Aktualizacje obejmują ustalenia umowne między Paks II a JSC NIAEP, dostawcą elektrowni jądrowej.

         (32)  Zob. motywy 52–81 decyzji o wszczęciu postępowania.

         (33)  Zob. http://www.worldenergyoutlook.org/weo2014/.

         (34)  Ze względu na niewystarczające informacje i brak jasności w decyzji o wszczęciu postępowania nie oceniono szacunków uzyskanych przy zastosowaniu tej metody. W związku z powyższym dany przegląd obejmuje również dokumenty opublikowane przed ogłoszeniem decyzji o wszczęciu postępowania.

         (35)  Uśrednione koszty wytworzenia energii określone w badaniu OECD/MAE/NEA wynoszą 89,94 USD/MWh (zob. tabela 4.7) i nie jest jasne, w jaki sposób z poprzedniej wartości uzyskano wartość 70 EUR/MWh na wykresie 3 w badaniu ekonomicznym i wartość 50,5–57,4 EUR/MWh. Badanie OECD/MAE/NEA z 2015 r. dostępne jest pod adresem: https://www.oecd-nea.org/ndd/egc/2015/

         (36)  Zob. Aszódi, A., Boros I. i Kovacs, A., (2014) „A paksi atomerőmű bővítésének energiapolitikai, műszaki és gazdasági kérdései”, w Magyar Energetika, maj 2014 r. Tłumaczenie w języku angielskim pt. „Extension of the Paks II NPP – energy political, technical and economical evaluations” („Rozbudowa elektrowni jądrowej Paks II – polityczne, techniczne i gospodarcze oceny energetyczne”) przedłożono Komisji w lutym 2016 r. W badaniu tym przedstawiono obliczenia w HUF zawierające uśrednione koszty wytworzenia energii wynoszące 16,01–16,38 HUF/kWh przez cały okres realizacji projektu. Nie przedstawiono żadnych szczegółowych informacji na temat sposobu przeliczenia tych danych liczbowych w HUF na zakres uśrednionych kosztów wytworzenia energii w EUR/MWh, o których mowa w motywie 81.

         (37)  Zob. wykres 15 w badaniu ekonomicznym.

         (38)  Zob. s. 77 w badaniu ekonomicznym.

         (39)  Traktat ustanawiający Europejską Wspólnotę Energii Atomowej (Euratom).

         (*2)  No data provided in forecast

         (*3)  Assumption: Slovenia starting from zero.

         Źródło: Badanie przeprowadzone przez NERA.

         (*4)  No data provided in forecast

         (*5)  Assumption: Slovenia starting from zero.

         Źródło: Badanie przeprowadzone przez NERA.

         (40)  ENTSO-E (2015), wniosek wszystkich OSP dotyczący ustalenia regionów wyznaczania zdolności przesyłowych zgodnie z art. 15 ust. 1 rozporządzenia Komisji (UE) 2015/1222 z dnia 24 lipca 2015 r. ustanawiającego wytyczne dotyczące alokacji zdolności przesyłowych i zarządzania ograniczeniami przesyłowymi, dnia 29 października 2015 r., s. 9, art. 9.

         (41)  Decyzja Komisji (UE) 2015/658 z dnia 8 października 2014 r. w sprawie środka pomocy SA.34947 (2013/C) (ex 2013/N), który Zjednoczone Królestwo planuje wdrożyć w celu wsparcia elektrowni jądrowej Hinkley Point C (Dz.U. L 109 z 28.4.2015, s. 44).

         (42)  Skonsolidowane obwieszczenie Komisji dotyczące kwestii jurysdykcyjnych na mocy rozporządzenia Rady (WE) nr 139/2004 w sprawie kontroli koncentracji przedsiębiorstw (Dz.U. C 95 z 16.4.2008, s. 1).

         (43)  Decyzja Komisji 94/285/Euratom (Dz.U. L 122 z 17.5.1994, s. 30) pkt 22.

         (44)  Rozporządzenie Komisji (WE) nr 1209/2000 z dnia 8 czerwca 2000 r. określające procedury przekazywania określone w art. 41 Traktatu ustanawiającego Europejską Wspólnotę Energii Atomowej (Dz.U. L 138 z 9.6.2000, s. 12).

         (45)  Zob. motyw 13 lit. c).

         (46)  Zob. Candole Partners – Elektrownia jądrowa Paks II, ocena wykonalności ekonomicznej z lutego 2016 r., dostępna pod adresem: http://www.greenpeace.org/hungary/Global/hungary/kampanyok/atomenergia/paks2/NPP%20Paks%20II%20Candole.pdf

         (47)  Zob. Felsmann Balázs, „Működhet-e Paks II állami támogatások nélkül? Az erőműtársaság vállalatgazdasági közelítésben”, dokument dostępny pod adresem: https://energiaklub.hu/sites/default/files/paks2_allami_tamogatas_2015jun.pdf

         (48)  Opis elektrowni jądrowej Leningradskaja dostępny jest pod adresem: http://atomproekt.com/en/activity/generation/vver/leningr_npp/, data uzyskania dostępu: 24 lutego 2017 r.

         (49)  Zob. światowa prognoza w sprawie energii opracowana przez MAE na 2015 r. dostępna pod adresem: http://www.worldenergyoutlook.org/weo2015/

         (50)  W światowej prognozie w sprawie energii opracowanej przez MAE na 2015 r. rozważono również czwarty scenariusz – „scenariusz 450” przedstawiający sposób osiągnięcia celu, jakim jest ograniczenie zmiany klimatu do 2 oC, za pośrednictwem technologii, które są bliskie udostępnienia na skalę handlową.

         (51)  Różnica między niemieckimi i węgierskimi cenami kontraktów terminowych typu future prawdopodobnie wynika z niedoskonałego połączenia rynków.

         (52)  Badanie przeprowadzone przez Candole zawiera dodatkową sekcję, w której porównano koszty związane z Paks II z kosztami operacyjnymi reaktorów jądrowych EPR oszacowanymi przez francuski Trybunał Obrachunkowy (2002 r.), opublikowanymi w Boccard, N. „The Costs of Nuclear Electricity: France after Fukushima” (Koszty energii jądrowej: Francja po wydarzeniach w Fukushimie), dokument dostępny pod adresem: http://papers.ssrn.com/sol3/papers.cfm?abstract_id=2353305.

         (53)  Odnosi się do tego Romhányi Balázs w dokumencie pt. „A Paks II beruházási költségvetés-politikai következnényei” dostępnym pod adresem: https://energiaklub.hu/sites/default/files/a_paks_ii_beruhazas_koltsegvetes-politikai_kovetkezmenyei.pdf.

         (54)  Odnoszą się do tego Fazekas, M. i in. w badaniu „The Corruption Risks of Nuclear Power Plants: What Can We Expect in Case of Paks2?” („Zagrożenia korupcyjne związane z elektrowniami jądrowymi: czego możemy spodziewać się w przypadku Paks II?”); dokument dostępny pod adresem: http://www.pakskontroll.hu/sites/default/files/documents/corruption_risks_paks2.pdf.

         (55)  http://www.kormany.hu/download/a/84/90000/2015%20Economic%20analysis%20of%20Paks%20II.pdf

         (56)  https://ec.europa.eu/programmes/horizon2020/en/what-horizon-2020

         (57)  Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/72/WE z dnia 13 lipca 2009 r. dotycząca wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej i uchylająca dyrektywę 2003/54/WE (Dz.U. L 211 z 14.8.2009, s. 55).

         (58)  Wytyczne wspólnotowe w sprawie pomocy państwa na ochronę środowiska (Dz.U. C 82 z 1.4.2008, s. 1).

         (59)  https://www.oecd-nea.org/ndd/climate-change/cop21/presentations/stankeviciute.pdf

         (60)  Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2014/24/UE z dnia 26 lutego 2014 r. w sprawie zamówień publicznych, uchylająca dyrektywę 2004/18/WE (Dz.U. L 94 z 28.3.2014, s. 65).

         (61)  Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2014/25/UE z dnia 26 lutego 2014 r. w sprawie udzielania zamówień przez podmioty działające w sektorach gospodarki wodnej, energetyki, transportu i usług pocztowych, uchylająca dyrektywę 2004/17/WE (Dz.U. L 94 z 28.3.2014, s. 243).

         (62)  Sprawa T-289/03, BUPA, pkt 313.

         (63)  http://eur-lex.europa.eu/legal-content/PL/TXT/PDF/?uri=CELEX:52016DC0177&qid=1503665182304&from=PL

         (64)  W swoich uwagach Węgry nie określiły ram czasowych, a wykorzystane w nich dane liczbowe pochodziły z różnych okresów i czasem używano ich w sposób niespójny. Chociaż uwagi przedstawione przez Węgry dotyczyły głównie decyzji w sprawie inwestycji z grudnia 2014 r., w przedłożonym przez Węgry drugim piśmie wyjaśniającym dane liczbowe dotyczące premii z tytułu ryzyka cen akcji również pochodziły z lipca 2015 r.

         (65)  Umowa o świadczenie usług inżynieryjnych, przetargowych i budowlanych stanowi, że prace nad nowymi reaktorami jądrowymi są podzielone na dwa etapy; na pierwszy z nich składa się jedynie […], natomiast na drugi – […].

         (66)  Np. w analizach porównawczych załączonych przez Węgry do przytoczonych badań szacowana premia z tytułu ryzyka cen akcji wynosi 9,0 % w przeciwieństwie do wynikającej z metodyki podejścia oddolnego szacowanej premii z tytułu ryzyka cen akcji wynoszącej 4,0 % zamieszczonej w tych samych badaniach.

         (67)  Zob. Damodaran, A., Equity risk premium (ERP): Determinants, estimation and implications – The 2016 Edition, sekcja „Estimation Approaches – Historical Premiums”, 2016, s. 29–34, dokument dostępny pod adresem: http://papers.ssrn.com/sol3/papers.cfm?abstract_id=2742186 Ponadto przypadek historycznego wskaźnika węgierskiej giełdy papierów wartościowych, który osiągnął wartość blisko 24 561,80 w dniu 2 maja 2006 r. i blisko 26 869,01 w dniu 2 maja 2016 r. (dane pobrane ze strony: https://www.bet.hu/oldalak/piac_most) wydają się potwierdzać te wątpliwości.

         (68)  Zgodnie z badaniem przeprowadzonym przez agencję Moody’s (2009 r.) ogłoszenie projektu budowy elektrowni jądrowej przez amerykańskie przedsiębiorstwa wytwarzające energię elektryczną oznacza średnie obniżenie ratingu o 4 punkty. Z kolei Damodaran w swoich bazach danych szacuje, że różnica 4 punktów w ratingu kredytowym, np. A3 i Ba1, przekłada się na całkowitą premię z tytułu ryzyka cen akcji w wysokości 2,0 % (baza danych Damodaran, wersje wartości z lipca 2016 r.).

         (69)  Ryzyko takie jest mniejsze w przypadku Paks II, ponieważ elektrownia jest jedynie w ograniczonym stopniu narażona na ryzyko związane z budową.

         (70)  Kapitałowy model wyceny aktywów (CAPM) to standardowy model finansowy używany do szacowania oczekiwanej stopy zwrotu z aktywów; zob. http://www.investopedia.com/terms/c/capm.asp

         (71)  Komisja przyjrzała się stawkom obligacji skarbowych wyrażonym nie tylko w EUR, ale także w USD; te obligacje skarbowe miały jednak krótszy czas trwania, a ostatnią datą emisji jest maj 2011 r. dla obligacji wyrażonych w EUR i marzec 2014 r. dla obligacji wyrażonych w USD. Ze względu na tak duże rozbieżności w stawkach obligacji skarbowych Komisja postanowiła nie uwzględniać tych obligacji w analizie. Co więcej, ich uwzględnienie zwiększyłoby szacowaną wartość WACC, przez co ich wykluczenie z analizy jest wyborem konserwatywnym.

         (72)  Dane liczbowe aktualne w grudniu 2014 r. znajdują się w zakładce „Risk Premiums for Other Markets” > „1/14” na stronie internetowej: http://people.stern.nyu.edu/adamodar/New_Home_Page/dataarchived.html. Dane liczbowe aktualne w lutym 2017 r. znajdują się w zakładce „Risk Premiums for Other Markets” > „Download” na stronie internetowej http://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/New_Home_Page/datacurrent.html. Bazy danych Damodarana są powszechnie używane i cytowane w praktyce finansowej.

         (73)  W odniesieniu do 2014 r. zob. Fernandez, P., Linares, P. i Acin, I. F., Market Risk Premium used in 88 countries in 2014: a survey with 8,228 answers z dnia 20 czerwca 2014 r., dokument dostępny pod adresem: http://www.valuewalk.com/wp-content/uploads/2015/07/SSRN-id2450452.pdf. W odniesieniu do 2016 r. zob. Fernandez, P., Oriz, A. i Acin, I. F., Market Risk Premium used in 71 countries in 2016: a survey with 6,932 answers z dnia 9 maja 2016 r., dokument dostępny pod adresem: https://papers.ssrn.com/sol3/papers2.cfm?abstract_id=2776636&download=yes.

         (74)  Wszystkie pozostałe wartości beta przedstawione przez Węgry w badaniu dotyczącym testu prywatnego inwestora i w następującym po nim drugim piśmie wyjaśniającym oraz wartości beta odpowiadające odpowiednio sektorom użyteczności publicznej, energii odnawialnej i sektorowi energetycznemu w bazie danych Damodaran są wyższe niż 1. Zastosowanie wartości beta wynoszącej 0,92 jest zatem wyborem konserwatywnym, ponieważ prowadzi do uzyskania wartości WACC niższej niż w przypadku pozostałych, wyższych wartości beta.

         (75)  Zob. http://www.mnb.hu/statisztika/statisztikai-adatok-informaciok/adatok-idosorok, część „XI. Deviza, penz es tokepiac” > „Allampapir piaci referenciahozamok” w odniesieniu do pierwszej przytoczonej kategorii i https://www.quandl.com/data/WORLDBANK/HUN_FR_INR_RISK-Hungary-Risk-premium-on-lending-lending-rate-minus-treasury-bill-rate w odniesieniu do drugiej. W stosunku do drugiej przytoczonej kategorii zaleca się przyjęcie pewnej dozy ostrożności ze względu na niewielki rozmiar węgierskiego rynku obligacji korporacyjnych. Dane odnoszą się do dnia 31 grudnia 2014 r. Brakuje danych odnoszących się do późniejszych okresów.

         (76)  Przywołane dane liczbowe są wyższe niż dane uzyskane przez Węgry przede wszystkim dlatego, że Komisja zastosowała wyższą wartość stopy wolnej od ryzyka oraz wyższą premię z tytułu ryzyka cen akcji (wybory wartości dokonane przez Węgry skrytykowano w motywie 208).

         (77)  Wartości WACC dla poszczególnych państw aktualne w grudniu 2014 r. są dostępne w zakładce „Data” > „Archived data” > „Cost of capital by industry” > „Europe” > „1/14” na stronie internetowej http://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/. Wartości WACC dla poszczególnych państw aktualne w lutym 2017 r. są dostępne w zakładce „Data” > „Current data” > „Cost of capital by industry” > „Europe” na stronie internetowej: http://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/. Wartości premii z tytułu ryzyka znajdują się w przypisie 72. Należy również zauważyć, że ta baza danych jest częścią światowej bazy danych i obejmuje państwa europejskie (oznaczone jako „Western Europe” (Europa Zachodnia)). Państwa zostały jednak dodatkowo pogrupowane, przy czym Węgry przyporządkowano do podgrupy „Developed Europe” (Europa rozwinięta) – zob. arkusz „Europe” lub „Industries sorted global” w pliku programu Excel: http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/datasets/indname.xls.

         (78)  W drugim piśmie wyjaśniającym (w załączniku 2 do tego pisma) Węgry również opracowały krótką analizę porównawczą na podstawie danych pochodzących z bazy danych Damodaran. Analiza ta nie jest jednak właściwa, ponieważ uzasadnienie decyzji inwestycyjnej podjętej w 2014 r. oparto na informacjach dostępnych w późniejszym okresie.

         (79)  Dane liczbowe przedstawione w tabelach dostosowano poprzez doliczenie do zadłużenia węgierskiego podatku od osób prawnych wynoszącego 19 %.

         (80)  Dane dotyczące sektora „zielonej energii i odnawialnych źródeł energii” były niedostępne w bazie danych z 2014 r. W 2016 r. WACC w tym sektorze był wyższy niż średnia wartość WACC z dwóch pozostałych sektorów, co wskazuje na to, że jego uwzględnienie zwiększyłoby wartość szacowanego WACC z 2014 r., jeżeli byłby on dostępny.

         (81)  Zob. przypis 68.

         (82)  Dane liczbowe zamieszczone w tej tabeli wykorzystują wartości beta zaczerpnięte z przemysłowej bazy danych WACC Damodaran.

         (83)  W tym przypadku zamiast średniej ważonej obliczonej na podstawie liczby przedsiębiorstw w każdym segmencie zastosowano prostą średnią, ponieważ skupiono się na segmentach zastępczych, a nie na zastępczych przedsiębiorstwach. Zastosowanie średniej ważonej nie wpłynęłoby na wartości dla 2016 r., natomiast skutkowałoby osiągnięciem nieznacznie wyższych wartości dla 2014 r., co z kolei oznaczałoby wyższe wartości WACC. W obecnym kontekście wybór prostej średniej zamiast średniej ważonej jest zatem wyborem konserwatywnym.

         (84)  Zasadniczym elementem obliczeń szacunkowych jest fakt, że Damodaran określa premię z tytułu ryzyka cen akcji jako sumę premii z tytułu dojrzałości rynkowej i dodatkowej premii z tytułu ryzyka kraju opierającej się na domyślnym spreadzie państwa i powiększonej (o 1,5 w 2014 r. oraz o 1,39 w 2016 r.) w celu odzwierciedlenia wyższego ryzyka cen akcji na rynku. Więcej szczegółowych informacji można znaleźć w arkuszu „Explanation and FAQ” bazy danych Damodarana zawierającej dane dotyczące premii z tytułu ryzyka cen akcji dla poszczególnych państw, dostępnej pod adresem: http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/datasets/ctryprem.xls

         (85)  Należy zauważyć, że obliczoną w lit. b) dodatkową premię z tytułu ryzyka cen akcji dla Węgier będzie trzeba pomnożyć przez wartości beta przedstawione w tabeli 8, aby włączyć ją w koszt kapitału własnego wyprowadzony w lit. c).

         (*6)  We wzorze służącym do obliczenia wartości WACC wykorzystuje się koszt zadłużenia po opodatkowaniu.

         (86)  Co więcej, gdyby dane dotyczące sektora „zielonej energii i odnawialnych źródeł energii” z 2014 r. byłyby dostępne, niższą granicę równą 9,15 % w przypadku 2014 r. prawdopodobnie należałoby skorygować w górę.

         (87)  Data wydania prognozy cenowej MAE w 2014 r.

         (88)  Krzywą D uznaje się za informację poufną/tajemnicę handlową.

         (89)  Rząd węgierski nie przedstawił żadnych szczegółowych informacji dotyczących zastosowanego kursu wymiany. Zastosowaną wartość 0,9 można wydedukować z modelu finansowego. We wrześniu 2015 r. średni miesięczny kurs wymiany wynosił 0,89. Wspomnianą wartość kursu wymiany EUR/USD (wraz z pozostałymi wartościami wykorzystanymi w niniejszym dokumencie) zaczerpnięto ze strony internetowej EBC dostępnej pod adresem: http://sdw.ecb.europa.eu/quickview.do;jsessionid=B13D3D3075AF28A4265A4DF53BE1ABC0?SERIES_KEY=120.EXR.D.USD.EUR.SP00.A&start=01-07-2014&end=15-11-2016&trans=MF&submitOptions.x=46&submitOptions.y=5.

         (90)  Ze względu na duże wahania w kursie wymiany EUR/USD Komisja wybrała średni kurs wymiany obliczony dla okresu 3 miesięcy poprzedzających dzień 9 grudnia 2014 r., będący datą podjęcia wstępnej decyzji inwestycyjnej; okres ten obejmuje także publikację światowej prognozy w sprawie energii opracowanej przez MAE na 2014 r. Ewentualnie można zastosować średnie roczne kursy walutowe. Średni roczny kurs wymiany w okresie poprzedzającym grudzień 2014 r. wynosi 0,75, co skutkowałoby uzyskaniem nieco niższej wartości IRR; wybór średniego kursu wymiany z okresu 3 miesięcy w kontekście obecnej analizy jest wyborem konserwatywnym.

         (91)  Zob. http://www.worldenergyoutlook.org/publications/weo-2016/.

         (92)  Zob. dane liczbowe dotyczące hurtowej ceny energii elektrycznej przedstawione w tabeli 6.13 na stronie 267 światowej prognozy w sprawie energii opracowanej przez MAE na 2016 r.

         (93)  Właściwy średni roczny kurs wymiany w tym przypadku również wynosi 0,89; wybór średniego kursu wymiany z okresu 3 miesięcy w kontekście obecnej analizy jest wyborem bardziej konserwatywnym.

         (94)  Krzywą D uznaje się za informację poufną/tajemnicę handlową.

         (95)  Podobnych korekt w dół prognoz cen energii elektrycznej w latach 2014–2015 podjęła się również sieć krajowa Zjednoczonego Królestwa – zob. np. s. 46 dokumentu pt. „2014 UK Future Energy Scenarios” sieci krajowej Zjednoczonego Królestwa dostępnego pod adresem: http://www2.nationalgrid.com/UK/Industry-information/Future-of-Energy/FES/Documents-archive/ oraz s. 36 dokumentu „2015 UK Future Energy Scenarios” sieci krajowej Zjednoczonego Królestwa dostępnego pod adresem: http://www2.nationalgrid.com/UK/Industry-information/Future-of-Energy/FES/Documents-archive/, w których wykazano średni spadek prognoz cen energii elektrycznej wynoszący 12 % w okresie objętym prognozą, tj. w latach 2016–2035. Takiego porównania nie znaleziono wśród danych BMWi.

         (96)  Komisja w swojej analizie ilościowej przyjęła założenia Węgier, zgodnie z którym ceny energii elektrycznej będą wzrastać do 2040 r., a następnie będą utrzymywać się na stałym poziomie. Jest to wybór konserwatywny. Ewentualnie scenariusze prognozy cenowej można opracować poprzez wyraźniejsze uwzględnienie wpływu wdrożenia odnawialnych źródeł energii na dużą skalę na hurtowe ceny energii elektrycznej; doświadczane obecnie niskie ceny byłyby normą, przy czym ceny w przypadku niedoborów byłyby wysokie i uzależnione od warunków pogodowych. W takim scenariuszu przyszłe ceny byłyby zbliżone do obecnych cen, co oznacza, że stopa zwrotu inwestycji byłaby niższa niż wartości wyraźnie rozważane w następnych sekcjach.

         (97)  Zob. motyw 128 – definicja „scenariusza nowej polityki”.

         (98)  Zob. motyw 128 i przypis 53: W scenariuszu bieżącej polityki uwzględniono jedynie obszary polityki zatwierdzone na kilka miesięcy przed wydaniem publikacji. Scenariusz 450 przedstawia sposób osiągnięcia celu, jakim jest ograniczenie zmiany klimatu do 2 oC, za pośrednictwem technologii, które są bliskie udostępnienia na skalę handlową. W scenariuszu niskich cen ropy naftowej rozważono wpływ utrzymania się niskich cen (w wyniku niższych cen ropy naftowej) na system energetyczny.

         (99)  Komisja nie podjęła się przeprowadzenia tego rodzaju szczegółowej analizy ilościowej ze względu na brak odpowiednich danych wysokiej jakości. Niemniej jednak można zauważyć, że krzywa cen odpowiadająca scenariuszowi niskich cen ropy naftowej prowadziłaby do uzyskania znacznie niższej wartości IRR niż krzywa cen odpowiadająca scenariuszowi nowej polityki.

         (100)  Zob. sekcja 2.3.

         (*7)  Współczynnik wykorzystania uznaje się za tajemnicę handlową, w związku z czym zastąpiono go szerszym zakresem wartości.

         (101)  Zob. WNISR2015, s. 25.

         (102)  Zob. światowa prognoza w sprawie energii opracowana przez MAE na 2014 r., s. 350.

         (103)  Zob. http://www.world-nuclear-news.org/NN-Flamanville-EPR-timetable-and-costs-revised-0309154.html oraz http://www.theecologist.org/News/news_analysis/2859924/finland_cancels_olkiluoto_4_nuclear_reactor_is_the_epr_finished.html

         (104)  Zob. WNISR2015, s. 66.

         (105)  Zob. sekcja 6.3 badania dotyczącego oceny oddziaływania na środowisko dostępnego pod adresem: http://www.mvmpaks2.hu/hu/Dokumentumtarolo/Simplified%20public%20summary.pdf.

         (*8)  Dane liczbowe przedstawione w modelu finansowym uznaje się za tajemnicę handlową, w związku z czym zastąpiono je szerszymi zakresami wartości.

         (106)  Koszty takich awarii pozaprojektowych z łatwością mogą przekroczyć 100 mld EUR i mogą osiągnąć wartości sięgające wielu setek lub nawet tysięcy miliardów EUR (zob. dokument pt. „The true costs of nuclear power” wydany przez Wiener Umweltanwaltshaft oraz Össterreichisce Ökologie Institute, s. 20–24; dokument dostępny pod adresem: http://wua-wien.at/images/stories/publikationen/true-costs-nucelar-power.pdf). Przy awarii pozaprojektowej mającej miejsce raz na 25 lat (1986 r. (Czarnobyl) i 2011 r. (Fukushima)) i niemal 400 reaktorach jądrowych funkcjonujących na całym świecie, prawdopodobieństwo nastąpienia awarii pozaprojektowej w jednym z dwóch reaktorów jądrowy Paks II w pierwszych 25 latach jej eksploatacji wynosi 2 × (1/400) = 0,5 %. Koszt ubezpieczenia obejmującego tego rodzaju szkody jest zazwyczaj znacznie wyższy niż oczekiwana wartość szkód związanych z taką awarią, tj. wyższy niż 0,5 % × 100 mld EUR = 500 mln EUR (przyjmując bardziej konserwatywne szacunki wartości szkód spowodowanych faktycznym wystąpieniem awarii pozaprojektowej).

         (107)  W badaniu Felshmanna określono tego rodzaju istotne modernizacje w odniesieniu do elektrowni jądrowej Paks I. Chociaż rząd węgierski wyklucza potrzebę podobnych modernizacji elektrowni jądrowej Paks II, podstawy takiego wykluczenia nie są jasne.

         (108)  Komisja nie podjęła się przeprowadzenia szczegółowej analizy ilościowej wpływu jakichkolwiek odchyleń tego rodzaju ze względu na brak odpowiednich danych wysokiej jakości. Zamiast tego wykorzystano niektóre informacje przedstawione w motywie 239 w celu uzasadnienia analizy wrażliwości, na podstawie której określono IRR projektu (zob. motywy 245 i 246 w następnej sekcji).

         (109)  Zob. WNISR2015, s. 33.

         (110)  Zob. WNISR2015, s. 58–60.

         (111)  W światowej prognozie w sprawie energii opracowanej przez MAE na 2014 r. zauważono również, że ze względu na brak doświadczenia i uczenie się budowa pierwszych w swoim rodzaju projektów może zająć więcej czasu i wiązać się ze znacznie wyższymi kosztami niż budowa bardziej dojrzałych technologicznie projektów – zob. s. 366.

         (112)  Więcej informacji na temat opóźnień w budowie elektrowni Oikiluoto-3 można znaleźć pod adresem: http://www.world-nuclear-news.org/C-Olkiluoto-EPR-supplier-revises-compensation-claim-1002164.html. Więcej informacji na temat opóźnień w budowie elektrowni Flamanville znajduje się pod adresem: http://www.world-nuclear-news.org/NN-Flamanville-EPR-timetable-and-costs-revised-0309154.html.

         (113)  Zob. WNISR2015, s. 64.

         (114)  Zob. http://www.world-nuclear.org/information-library/country-profiles/countries-o-s/russia-nuclear-power.aspx.

         (115)  Zob. WNISR2015, s. 63 oraz artykuły prasowe: https://www.osw.waw.pl/pl/publikacje/analizy/2013-06-12/rosja-zamraza-budowe-elektrowni-jadrowej-w-kaliningradzie oraz http://www.bsrrw.org/nuclear-plants/kaliningrad/.

         (116)  W rzeczywistości same Węgry oczekują wystąpienia opóźnień (zob. motyw 99).

         (117)  Przedmiotową analizę wrażliwości opracowano bardziej szczegółowo niż analizę przedstawioną przez Węgry w modelu finansowym (zob. motyw 177), ponieważ w analizie przedstawionej przez Węgry zbadano jedynie wpływ na WACC i IRR tylko jednej zmiennej bazowej. Analiza oparta na metodzie Monte Carlo umożliwia natomiast określenie wpływu zmian wartości więcej niż tylko jednej zmiennej bazowej.

         (118)  Odchylenia te uzyskano na podstawie rozkładu normalnego o średniej równej wartościom wyjściowym zawartym w modelu finansowym oraz o odchyleniu standardowym równym odchyleniom zawartym w analizie wrażliwości przedstawionej w modelu finansowym – 95 % wartości uzyskanych z tego rozkładu normalnego mieści się w przedziale równym dwukrotnemu wybranemu odchyleniu standardowemu rozkładu. Jako pary średnich odchyleń standardowych wybrano następująco: (i) inflację ([0–2] %*; 0,25 %); (ii) kurs wymiany (HUF/EUR) [300–310]*; 10 %); (iii) wrażliwość cen (każdą osobną krzywą; EUR 2,5/MWh); oraz (iv) okres eksploatacji elektrowni (60; 5). W przypadku różnorodnych okresowych pozycji kosztów, tj. (i) kosztów operacyjnych; (ii) kosztów paliwa; (iii) wydatków kapitałowych na utrzymanie; oraz (iv) kosztów gospodarowania odpadami i likwidacji, wybrano odchylenie standardowe wynoszące 10 % z odpowiedniej wartości okresowej.

                  *

                  Metody wybrane w modelu finansowym, które przedstawiono w niniejszym przypisie, uznaje się za tajemnicę handlową, w związku z czym zastąpiono je szerszymi zakresami wartości.

         (**)  Wartość wyjściowa i wykorzystanie mocy produkcyjnych uznaje się za tajemnicę handlową, w związku z czym zastąpiono je szerszymi zakresami wartości.

         (119)  Ze względu na fakt, że wyjściowy wskaźnik przestoju jest niewielki (wynosi [5–10]*** %), odchylenia dodatnie, tj. większe wskaźniki przestoju, potencjalnie mogą być wyższe nić odchylenia ujemne, tj. niższe wskaźniki przestoju. Wybrano rozkład trójkątny o punktach końcowych wynoszących 5 % i 12 % (odpowiadających współczynnikom wykorzystania wynoszącym 88 % i 95 %) oraz o centralnym punkcie szczytowym wynoszącym [5–10]*** % (wartość wyjściowa).

                  ***

                  Wartość wyjściową przedstawioną w niniejszym przypisie uznaje się za tajemnicę handlową, w związku z czym zastąpiono ją szerszym zakresem wartości.

         (120)  Należy zauważyć, że podczas przeprowadzania tych symulacji nie zakładano żadnych powiązań między poszczególnymi zmiennymi.

         (121)  Wartości IRR oszacowane przez Komisję dla obu tych lat są niższe niż wartości przedłożone przez Węgry głównie z powodu niższych prognoz przyszłych cen, jak również ze względu na bardziej ogólny charakter analizy wrażliwości (zob. motyw 246).

         (122)  Co więcej, takie opóźnienia najprawdopodobniej wiązałyby się z przekroczeniem kosztów. W szczególności istnieje możliwość przekroczenia kosztów pomimo tego, że w umowie o świadczenie usług inżynieryjnych, przetargowych i budowlanych umówiono się na realizację „pod klucz” i stałą cenę, z dwóch powodów: (i) stała cena odnosi się jedynie do kosztów ponoszonych przez dostawców, a nie do kosztów ponoszonych przez właścicieli; oraz (ii) jeżeli dostawca nie zgadza się z tym, że ponosi odpowiedzialność za pewne podwyżki kosztów, ewentualny spór prawny z pewnością zwiększy koszty projektu.

         (123)  Wartości EUR/MWh uzyskano poprzez zastosowanie średniego miesięcznego kursu wymiany EUR/USD, który w sierpniu 2015 r. wynosił 0,9 (miesiąc wydania OECD/MAE/NEA) dla wartości USD/MWh w publikacji.

         (*9)  Współczynnik wykorzystania uznaje się za tajemnicę handlową, w związku z czym zastąpiono go szerszym zakresem wartości.

         (124)  Te korekty wartości uśrednionych kosztów wytworzenia energii można uzyskać poprzez pomnożenie każdego okresu w mianowniku wzoru na uśrednione koszty wytworzenia energii LCOE=(Sumt(Costst × (1+r)–t))/(Sumt(MWht × (1+r)–t)) (zob. przypis 32) przez 93/85.

         (125)  Prognozę cenową wskazującą cenę 73 EUR/MWh można uzyskać poprzez pomnożenie wartości hurtowej ceny energii elektrycznej wynoszącej 81 EUR/MWh na 2040 r. (przedstawionej na wykresie 8.11 s. 327 światowej prognozy w sprawie energii opracowanej przez MAE na 2015 r.) przez średni miesięczny kurs wymiany EUR/USD wynoszący 0,9 w okresie wrzesień–listopad 2015 r., czyli w terminie publikacji światowej prognozy w sprawie energii opracowanej przez MAE na 2015 r. Analogicznie prognozę cenową wskazującą cenę 68 EUR/MWh można uzyskać poprzez pomnożenie wartości hurtowej ceny energii elektrycznej wynoszącej 75 EUR/MWh na 2040 r. (przedstawionej na wykresie 6.13 s. 267 światowej prognozy w sprawie energii opracowanej przez MAE na 2016 r.) przez średni miesięczny kurs wymiany EUR/USD wynoszący 0,9 w okresie wrzesień–listopad 2016 r., czyli w terminie publikacji światowej prognozy w sprawie energii opracowanej przez MAE na 2016 r.

         (126)  Należy również wziąć pod uwagę, że rozdział wartości WACC we wskazanym zakresie najprawdopodobniej nie jest jednolity. Zamiast tego bardziej prawdopodobne jest, że wartość będzie skupiona wokół wartości środkowej zakresu, tj. bardziej prawdopodobne jest przyjęcie wartości zbliżonych do wartości środkowej zakresu i mniej prawdopodobne jest przyjęcie wartości bliższej punktom końcowym zakresu, co wskazuje na to, że zakres pokrywających się wartości IRR i WACC jest jeszcze węższy niż zakresy wynikające z danych liczbowych przedstawionych w ostatnim wierszu tabeli 13.

         (127)  Należy zauważyć, że ten zakres pokrywania się obliczono jedynie do celów statystycznych. Prywatny inwestor zazwyczaj porównałby centralne wartości (lub zakresy) przedziałów WACC i IRR. Przyczyną jest fakt, że pokrywanie się tych dwóch zakresów obejmuje dość ekstremalne warunki, w których IRR jest wysoka i jednocześnie WACC jest niski. Ponieważ oba środki są powiązane z tymi samymi warunkami rynkowymi oraz z tym samym konkretnym projektem, tj. Paks II, zwykle zmieniają się jednocześnie (tj. wysoka wartość IRR w ramach zakresu IRR najprawdopodobniej pokrywa się z wysoką wartością WACC w ramach zakresu WACC), potencjalnie wykluczając jednoczesne występowanie niskiej wartości WACC i wysokiej wartości IRR.

         (128)  Szacunki tej wartości bieżącej netto są konserwatywne, ponieważ nie uwzględniają wpływu niektórych rodzajów opóźnień (zob. motywy 99, 246 i 0) oraz czynników wymienionych w motywach 239 i 258, które mogłyby znacząco zwiększyć koszty lub zmniejszyć przyszłe dochody, w związku z czym ich zastosowanie prawdopodobnie przyczyniłoby się do niedoszacowania ostatecznych strat. Wszelkie odchylenia w zakresie tych czynników w większym stopniu zwiększyłyby straty netto projektu.

         (129)  Wyrok Trybunału Sprawiedliwości w sprawie T-57/11, Castelnou Energía przeciwko Komisji Europejskiej, ECLI:EU:T:2014:1021, pkt 181–184.

         (130)  Zob. art. 8 ustawy LXXXVI z 2007 r. o energii elektrycznej.

         (131)  Protokół nr 2 do traktatu lizbońskiego.

         (132)  Zob. decyzja Komisji 2005/407/WE z dnia 22 września 2004 r. w sprawie pomocy państwa, jakiej Wielka Brytania planuje udzielić British Energy plc (Dz.U. L 142 z 6.6.2005, s. 26) i decyzja Komisji (UE) 2015/658 z dnia 8 października 2014 r. w sprawie środka pomocy SA.34947 (2013/C) (ex 2013/N), który Zjednoczone Królestwo planuje wdrożyć w celu wsparcia elektrowni jądrowej Hinkley Point C (Dz.U. L 109 z 28.4.2015, s. 44).

         (133)  A magyar villamosenergia-rendszer közép- és hosszú távú forrásoldali kapacitásfejlesztése (Rozwój aktywów wytwórczych węgierskiego systemu energii elektrycznej w perspektywie średnio- i długoterminowej): https://www.mavir.hu/documents/10258/15461/Forr%C3%A1selemz%C3%A9s_2016.pdf/462e9f51-cd6b-45be-b673-6f6afea6f84a (Mavir, 2016 r.).

         (134)  Mankala to powszechnie stosowany model biznesowy w fińskim sektorze energii elektrycznej, zakładający istnienie spółki z ograniczoną odpowiedzialnością prowadzonej przez niedochodową spółdzielnię na korzyść jej udziałowców. Dostępny na stronie internetowej: http://www.ben.ee/public/Tuumakonverentsi%20ettekanded%202009/Peter%20S.%20Treialt%20-%20Mankala%20principles.pdf, data uzyskania dostępu – 26 października 2015 r.

         (135)  Jeżeli chodzi o Republikę Czeską, zob.: http://www.world-nuclear.org/info/country-profiles/countries-a-f/czech-republic/, data uzyskania dostępu – 26 października 2015 r., jeżeli chodzi o Litwę, zob.: http://www.world-nuclear.org/info/Country-Profiles/Countries-G-N/Lithuania /, data uzyskania dostępu – 26 października 2015 r., jeżeli chodzi o Bułgarię, zob.: http://www.world-nuclear.org/info/Country-Profiles/Countries-A-F/Bulgaria/, data uzyskania dostępu – 21 czerwca 2016 r.

         (136)  Jeżeli chodzi o Rumunię, zob.: http://economie.hotnews.ro/stiri-companii-20436128-nuclearelectrica-solicita-actionarilor-aprobarea-memorandumului-intelegere-care-semna-companie-chineza-pentru-construirea-unitatilor-3-4-cernavoda.htm, data uzyskania dostępu – 21 czerwca 2016 r.

         (137)  Badanie z dnia 2 listopada 2015 r., jeszcze nieopublikowane, s. 35.

         (138)  Badanie z dnia 2 listopada 2015 r., jeszcze nieopublikowane, s. 35.

         (139)  SA.34947 (2013/C) (ex 2013/N) – Zjednoczone Królestwo – Wsparcie elektrowni jądrowej Hinkley Point C.

         (140)  Badanie z dnia 2 listopada 2015 r., jeszcze nieopublikowane, s. 37.

         (141)  Badanie z dnia 2 listopada 2015 r., jeszcze nieopublikowane, s. 38.

         (142)  Badanie z dnia 2 listopada 2015 r., jeszcze nieopublikowane, s. 39.

         (143)  Badanie z dnia 2 listopada 2015 r., jeszcze nieopublikowane, s. 60.

         (144)  Moody’s Investor Service, Nuclear Generation’s Effect on Credit Quality, dostępne pod adresem: https://www.oecd-nea.org/ndd/workshops/wpne/presentations/docs/2_2_LUND_OECD_Sept%2019_Lund_Moodys_Nuclear_Generations_effect_on_Credit_Quality.pdf, data uzyskania dostępu – 13 lipca 2016 r.

         (145)  Zob. motyw 20.

         (146)  http://ec.europa.eu/clima/policies/strategies/2020/index_pl.htm

         (147)  Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/28/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych zmieniająca i w następstwie uchylająca dyrektywy 2001/77/WE oraz 2003/30/WE (Dz.U. L 140 z 5.6.2009, s. 16).

         (148)  http://ec.europa.eu/clima/policies/strategies/2030/index_pl.htm

         (149)  Koszty zmienne związane z blokiem wytwarzającym energię elektryczną to koszty, które zazwyczaj decydują o ostatecznej cenie jednej jednostki wytworzonej energii elektrycznej.

         (150)  Zgłoszony Komisji w sprawie nr SA.47331 (2017/X) na podstawie ogólnego rozporządzenia w sprawie wyłączeń blokowych (rozporządzenie Komisji (UE) nr 651/2014 z dnia 17 czerwca 2014 r. uznające niektóre rodzaje pomocy za zgodne z rynkiem wewnętrznym w zastosowaniu art. 107 i 108 Traktatu (Dz.U. L 187 z 26.6.2014, s. 1)).

         (151)  Skonsolidowane obwieszczenie Komisji dotyczące kwestii jurysdykcyjnych na mocy rozporządzenia Rady (WE) nr 139/2004 w sprawie kontroli koncentracji przedsiębiorstw (Dz.U. C 95 z 16.4.2008, s. 1).