(1)

Genom en skrivelse av den 15 mars 2022 underrättade Tjeckien kommissionen om en åtgärd till stöd för uppförandet och driften av ett nytt kärnkraftverk vid anläggningen i Dukovany (projektet). Efter kommissionens begäran om upplysningar av den 21 april 2022 lämnade Tjeckien ytterligare upplysningar till kommissionen genom en skrivelse av den 5 maj 2022.

(2)

Genom en skrivelse av den 30 juni 2022 underrättade kommissionen Tjeckien om sitt beslut att inleda det förfarande som anges i artikel 108.2 i fördraget om Europeiska unionens funktionssätt (beslutet att inleda förfarandet) avseende åtgärden. Beslutet att inleda förfarandet har offentliggjorts i Europeiska unionens officiella tidning. Kommissionen uppmanade berörda parter att inkomma med synpunkter.

(3)

Tjeckien inkom med sina synpunkter på beslutet att inleda förfarandet den 31 augusti 2022.

(4)

Kommissionen har mottagit synpunkter från tredjeparter. Kommissionen översände dessa synpunkter till Tjeckien, som gavs tillfälle att bemöta dem, och Tjeckiens kommentarer mottogs genom en skrivelse av den 21 oktober 2022.

(5)

Ytterligare upplysningar lämnades av Tjeckien den 30 januari 2023, 16 mars 2023, 4 april 2023, 11 april 2023, 24 april 2023, 9 juni 2023, 21 juni 2023, 3 juli 2023, 14 juli 2023, 2 augusti 2023, 8 september 2023, 14 september 2023, 22 september 2023, 6 oktober 2023, 9 oktober 2023, 18 oktober 2023, 19 oktober 2023, 22 oktober 2023, 25 oktober 2023, 8 november 2023, 20 november 2023, 16 december 2023, 10 januari 2024, 26 januari 2024, 1 februari 2024, 7 februari 2024, 9 februari 2024, 12 februari 2024, 21 februari 2024, 23 februari 2024, 26 februari 2024, 1 mars 2024, 7 mars 2024, 8 mars 2024, 11 mars 2024, 19 mars 2024, 20 mars 2024, 21 mars 2024 och 15 april 2024.

(6)

Den 26 januari 2024 samtyckte de tjeckiska myndigheterna undantagsvis till att avstå från sina rättigheter enligt artikel 342 i EUF-fördraget jämförd med artikel 3 i rådets förordning nr 1/1958 och till att detta beslut skulle antas och meddelas på engelska.

(7)

Såsom förklaras i avsnitt 2.1 i beslutet att inleda förfarandet domineras Tjeckiens energimix för närvarande av brunkol och kärnkraftsbaserad elproduktion. Följande tabell visar utvecklingen av elproduktionskapaciteten och bruttoelproduktionen i Tjeckien mellan 2000 och 2022.

Tabell 1

Utvecklingen av elproduktionskapaciteten i gigawatt (GW) och bruttoelproduktionen i terawatttimmar (TWh) i Tjeckien, 2000–2022

(8)

I sitt uppdaterade utkast till nationell energi- och klimatplan från 2023 (den nationella energi- och klimatplanen) (2) bekräftade Tjeckien sitt åtagande att fasa ut fossila bränslen från sitt elsystem och fasa ut användningen av kol för energi- och värmeproduktion senast 2033.

(9)

Enligt det uppdaterade utkastet till nationell energi- och klimatplan kommer solkraftverk och landbaserade vindkraftverk senast 2030 att spela en betydande roll för utfasningen av fossila bränslen från elförsörjningen. Tjeckien anser att intermittenta förnybara energikällor, trots den förväntade betydande ökningen av dessa, inte kommer att kunna minska koldioxidutsläppen från det tjeckiska energisystemet på egen hand, eftersom de inte skulle kunna täcka den förväntade försörjningsbristen. De tjeckiska myndigheterna förklarade att dessa intermittenta källor i Tjeckien har relativt begränsade kapacitetsfaktorer på 11 % för solceller och 22 % för landbaserad vindkraft. En begränsad potential för vindkraftsutveckling har dessutom påvisats i Tjeckien på grund av allmänhetens låga acceptans och förekomsten av befolkade områden med hög densitet. Tjeckien har inte heller någon potential för havsbaserad vindkraft eller storskalig vattenkraft, vilket ytterligare begränsar möjligheterna till betydande storskalig kapacitet för produktion av förnybar energi.

(10)

Tjeckien anser inte att naturgas är en lämplig ersättning för sten- och brunkol på grund av dess höga emissionsfaktor (499 ton CO2e/GWh jämfört med 29 ton från kärnkraft eller 85 från solenergi inom en livscykel) och beroendet av gasimport. Gasberoendet är i allmänhet högre under vintern eftersom förnybara energikällor inte producerar tillräckligt med el under den perioden och uppvärmningen ökar efterfrågan på naturgas. Med tanke på den nuvarande geopolitiska situationen och dess inverkan på gasförsörjningen till Europeiska unionen, särskilt från Ryssland, strävar de tjeckiska myndigheterna dessutom efter att minska beroendet av gasimport.

(11)

I oktober 2019 presenterade den tjeckiska systemansvarige för överföringssystemet, ČEPS, en resurstillräcklighetsprognos (3) med två scenarier – scenario A: ett referensscenario där man utgår från att elen produceras i moderniserade brunkolskraftverk (Prunéřov II, Tušimice, Mělník I och Ledvice PP), och scenario B: ett koldioxidsnålt scenario där man antar att alla brunkolskraftverk förutom Ledvice PP kommer att fasas ut. Båda scenarierna leder till kapacitetsproblem.

(12)

En annan, nyare studie som även den utförts av ČEPS (4) visar på problem med produktionstillräckligheten från och med 2030 på grund av avvecklingen av brunkol och nödvändiggör en ökning av importen till nivåer som överstiger 20 % för att täcka den tjeckiska efterfrågan. Problem med elbrist uppstår i alla scenarier från och med 2035 och är särskilt akuta i scenarier där en fullständig utfasning av kol genomförs antingen 2033 (det centrala scenario som ČEPS anser vara mest sannolikt) eller 2030 (scenariot med minskade koldioxidutsläpp). Denna prognos (baserad på antagandet om en maximal nettoimportnivå på 20 TWh på grund av tekniska begränsningar och säkerhetsbegränsningar och med inkludering av den nya kärnenergienheten i antagandena efter 2035) betonar att nivåerna för den förväntade belastningsförlusten (5) skulle förbli otillräckliga. De beräkningar som gjorts för det centrala scenariot visar att produktionskapaciteten redan 2030 är otillräcklig för att täcka förbrukningen.

(13)

De tjeckiska myndigheternas studier tar hänsyn till de förväntade gränsöverskridande flödena mellan Tjeckien och dess grannländer. Det tjeckiska elsystemet är väl sammankopplat med systemen i angränsande medlemsstater och sammankopplingskapaciteten planeras öka ytterligare i framtiden (6). Den tjeckiska dagen före-elmarknaden är ansluten genom flerregionala kopplingar (7) på grundval av den implicita tilldelningen av gränsöverskridande kapacitet baserad på nettoöverföringskapaciteten. I juni 2022 togs kärnregionens (8) projekt för flödesbaserad marknadskoppling (9) i drift; Tjeckien har fullt ut integrerat sina dagen före- och intradagsmarknader för el och genom detta uppnått målmodellen för elmarknaden i Europeiska unionen enligt definitionen i kommissionens förordning (EU) 2015/1222 av den 24 juli 2015 om fastställande av riktlinjer för kapacitetstilldelning och hantering av överbelastning (10).

(14)

För närvarande är Tjeckien en nettoexportör av el till länder i Central- och Östeuropa, men enligt ČEPS kommer detta inte att vara fallet i framtiden. Enligt 2019 års tillräcklighetsprognos kommer exporten under 2025 att minska till 5,4 TWh med en total behållning på 1,8 TWh till förmån för Tjeckien. Behållningen skulle bli negativ 2030, med en import på 8,2 TWh el och en total negativ behållning på 5,4 TWh i referensscenariot. Enligt scenariot med låga koldioxidutsläpp och utfasning av kol senast 2030 skulle den totala negativa behållning vara 9,2 TWh.

(15)

Även om elproduktionen förväntas minska förväntas förbrukningen öka något från för närvarande omkring 67 TWh till omkring 77,5 TWh under 2040, trots energieffektivitetsåtgärder enligt Europaparlamentets och rådets direktiv (EU) 2018/2002 av den 11 december 2018 om ändring av direktiv 2012/27/EU om energieffektivitet. ČEPS:s tillräcklighetsprognos från 2022 förutsätter en mätbar ökning av efterfrågan på el under de kommande 15 åren i alla prognosscenarier, där det centrala scenariot visar på en ökning på 46 % till 98 TWh per år jämfört med den nuvarande nivån på omkring 67 TWh. Tjeckien förväntar sig också att efterfrågan på el delvis kommer att öka till följd av övergången från gaseldad uppvärmning till användning av värmepumpar och den allmänna ersättningen av gas med el inom industrin.

(16)

Även om Tjeckien är väl sammankopplat med de omgivande länderna varierar elflödena avsevärt vid olika tidpunkter på året. I 2019 års tillräcklighetsprognos påpekades det att perioder med elbrist i systemet i den centraleuropeiska regionen (kärnregionen för beräkning av överföringskapaciteten) förväntas uppstå i flera länder samtidigt på grund av liknande klimatförhållanden, planer för utfasning av kol och försörjningsbrister (11). De tjeckiska myndigheterna anser att den minskade industriproduktionen till följd av den förväntade elbristen skulle leda till en försvagad ekonomisk tillväxt och konkurrenskraft för den tjeckiska ekonomin, vilket också kan leda till stora underskott på intäktssidan i den offentliga budgeten. Alla strömavbrott eller en långsiktig brist på el kan därför ha en betydande inverkan på den sociala stabiliteten i landet med alla de negativa konsekvenser som följer av detta.

(17)

Enligt ovannämnda studier framstår kärnkraft som ett säkrare alternativ för framtida koldioxidsnåla energiinvesteringar i Tjeckien. De tjeckiska myndigheterna förklarade att beslutet att investera i ny kärnkraftskapacitet grundades på dess mål för minskade koldioxidutsläpp samt på resultaten av 2019 års tillräcklighetsprognos, som utgjorde ett viktigt underlag för att kvantifiera behovet av nya investeringar i kärnenergi. Den tjeckiska regeringen planerar en utökning på omkring 4 GW i ny kärnkraftskapacitet (inklusive den anmälda investeringen) mellan 2036 och 2050.

(18)

De tjeckiska myndigheterna planerar att bibehålla eller öka kärnenergins roll i sin elproduktion, vilket bidrar till utfasningen av fossila bränslen i deras energimix, skapandet av arbetstillfällen och den industriella konkurrenskraften, och åtgärdar de ovan beskrivna problemen med försörjningstryggheten. Projektet ingår i ett bredare program för att stödja koldioxidsnåla produktionskällor, och siktar på att kärnkraftsproduktionen ska stå för ungefär 50 % av den totala elproduktionskapaciteten i Tjeckien. Förstärkningen av kärnkraftens roll har redan beskrivits i detalj i den nationella handlingsplanen för utveckling av kärnenergi (12) i Tjeckien, som godkändes i juni 2015.

(19)

Det finns för närvarande sex kärnkraftsverk i drift i Tjeckien, i Temelín (13) och Dukovany (14). Enligt Tjeckien förväntas de befintliga fyra enheterna vid anläggningen i Dukovany stängas mellan 2045 och 2047, under förutsättning att den statliga myndigheten för kärnsäkerhet godkänner det befintliga kärnkraftverkets säkerhetskrav vart tionde år under tillgångens livstid. De tjeckiska myndigheterna hävdar att det för närvarande inte finns något särskilt åtagande att driva verken efter denna period.

(20)

I utkastet till Tjeckiens uppdaterade nationella energi- och klimatplan (15) fastställs energidiversifieringsmål för andelen enskilda bränslen i) av de sammanlagda primära energikällorna (utom el) och ii) i elproduktionen. De tjeckiska myndigheterna förklarade att andelen kärnenergi för 2022 var 15 % respektive 37 %, medan målnivån för 2040 fastställdes till 25–33 % för de sammanlagda primära energikällorna (exklusive el) och 46–58 % för elproduktionen.

(21)

En ökning av andelen kärnenergi och förnybara energikällor för ersättning av fossila bränslen anses i den nationella energi- och klimatplanen vara nödvändig för att uppnå de långsiktiga åtagandena när det gäller att minska utsläppen av växthusgaser. Tjeckien har åtagit sig att uppnå klimatneutralitet senast 2050. För att uppnå detta mål måste strukturen på den tjeckiska energimarknaden och elproduktionskällorna förändras avsevärt. Kraftverk för produktion av fossil el med höga koldioxidutsläpp måste fasas ut parallellt med avvecklingen av den åldrande kärnkraftskapaciteten.

(22)

Enligt Tjeckien kommer Tjeckien att bli en nettoimportör av el senast 2030, och att inte investera i ny kärnkraftskapacitet skulle förvärra Tjeckiens beroende av elimport. Tjeckien hävdar att projektet kommer att spela en avgörande roll för att säkerställa energisäkerheten och tillförlitligheten hos elförsörjningen, som en nödvändig förutsättning för omvandlingen av produktionsmixen i syfte att uppnå koldioxidneutralitet i Tjeckien. Tjeckien uppger också att brun- och stenkolskraftverk som levererar el på marknaden för närvarande håller på att avvecklas, med det planerade resultatet att ha en importorienterad elsektor från och med 2025.

(23)

Med tanke på storleken på behoven av ersättningskapacitet och de nationella målen för minskade koldioxidutsläpp och försörjningstrygghet har Tjeckien, mot bakgrund av den tjeckiska ekonomins och den industriella basens beroende av energiresurser, dragit slutsatsen att det behövs en betydande ny ersättningskapacitet i form av kärnkraft. De tjeckiska myndigheterna betonar att investeringar i koldioxidsnåla kärnenergikällor tillsammans med förnybara energikällor och annan energiteknik med nettonolleffekt kommer att bidra till uppnåendet av EU:s hållbarhets- och miljöskyddsmål (16).

(24)

Tjeckien förklarade vidare att projektet också direkt kommer att bidra till målen för REPowerEU, eftersom det kommer att minska beroendet av importerade fossila bränslen som är utsatta för prisfluktuationer och geopolitiska risker samt stärka energisäkerheten (17).

(25)

De tjeckiska myndigheterna har undersökt flera alternativ för att säkra en koldioxidsnål energimix, närmare bestämt investeringar i förnybara energikällor, gasbaserad kraftproduktion, ökad import, efterfrågeflexibilitet och kärnkraft. Ytterligare detaljer om de alternativ som övervägs presenteras i beslutet att inleda förfarandet, skälen 19–21.

(26)

På grund av de geografiska särdragen och svårigheterna att utveckla storskaliga projekt för förnybar energi i Tjeckien har kärnkraft blivit ett föredraget alternativ för de tjeckiska myndigheterna (18), som ser den långa livslängden, de låga koldioxidutsläppen, den höga kapacitetsutnyttjandefaktorn, den höga bränslekoncentrationen och den stabila, tillförlitliga och förutsägbara driften som stora fördelar. De två kärnkraftverken i Dukovany och Temelín är väl sammankopplade med industri-, forsknings- och innovationsanläggningar. Av dessa skäl har utvecklingen av kärnenergi fastställts vara ett strategiskt mål som kompletterar Tjeckiens övriga mål när det gäller att uppnå energisäkerhet och hållbarhet (ökad andel förnybara energikällor, utfasning av brunkolskraftverk osv.).

(27)

Den 1 oktober 2021 antog Tjeckien lagen om åtgärder för Tjeckiens övergång till en koldioxidsnål energisektor (19) (lagen om en koldioxidsnål energisektor). I lagen om en koldioxidsnål energisektor fastställs ramen för uppförande och drift efter 2030 av kärnkraftverk på över 100 megawatt (MW) i Tjeckien, inklusive projektet (20).

(28)

Ytterligare detaljer om de alternativ som övervägs presenteras i beslutet att inleda förfarandet, skälen 24–31.

(29)

Som svar på de tvivel som kommissionen uttryckte i sitt beslut att inleda förfarandet (se avsnitt 3.13) ändrade Tjeckien vissa delar av de ursprungligen planerade åtgärderna.

(30)

Dessa ändringar gäller framför allt följande:

(31)

Ovanstående ändringar redovisas i detalj i återstoden av avsnitt 3 i detta beslut.

(32)

ČEZ är den enda kärnkraftverksoperatören i Tjeckien. Det är ett offentligt företag som är noterat på aktiebörserna i Prag och Warszawa, och moderbolaget till ČEZ-gruppen är verksamt i flera europeiska länder (särskilt i Tjeckien, Tyskland, Polen, Slovakien, Frankrike, Italien, Nederländerna och Österrike). ČEZ-gruppen är främst verksam inom produktion, handel och distribution av el samt försäljning av el och värme. ČEZ-gruppen är också i mindre utsträckning verksam inom råvaruhandel, distribution och leverans av gas, gruvdrift och energitjänster (21). Majoritetsägaren i ČEZ är Tjeckien med 69,78 % av aktierna, och aktieägarnas rättigheter utövas av finansministeriet.

(33)

Den direkta stödmottagaren är Elektrárna Dukovany II a. s. (EDU II), ett helägt dotterbolag till ČEZ som bildats för att bygga och driva det nya kärnkraftverket vid anläggningen i Dukovany. EDU II kommer att vara stödmottagare med avseende på det elköpsavtal som ingås med specialföretaget (22) och med avseende på det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet (23). EDU II och ČEZ åtnjuter också investeringsskydd enligt mekanismen för skydd mot ändring av lag eller policy.

(34)

Tjeckien förklarade att projektet kommer att övervakas av två styrelser (styrelsen för projektets strategiska styrkommitté och styrelsen för projektets styrkommitté) och en ledningsgrupp med erfarenhet av kärnkraftverk och konventionella kraftverk.

(35)

ČEZ är projektsponsor med ansvar för den strategiska kontrollen och tillsynen av projektet, medan EDU II är en separat enhet som ska utföra alla de förvaltningsfunktioner som står under ČEZ:s faktiska kontroll och tillsyn. De tjeckiska myndigheterna hävdar att ČEZ och EDU II ska styras oberoende av varandra av följande skäl.

(36)

För det första kommer det enligt Tjeckien att finnas en tydlig rättslig och ekonomisk skiljelinje mellan EDU II och ČEZ. Förvaltningsstrukturen (25) kommer att säkerställa EDU II:s oberoende av ČEZ och effektivt undanröja incitamenten för ČEZ att på ett otillbörligt sätt ingripa i EDU II:s dagliga verksamhet.

(37)

För det andra kommer villkoren i köpeavtalet att syfta till att skydda statens intresse av att säkra försörjningen och säkerställa att sanktionsmekanismer tillämpas om EDU II skulle åsidosätta sina avtalsförpliktelser. Under alla omständigheter skulle staten genom sitt ägande i ČEZ (26) också kunna se till att EDU II inte förhindras från att driva kraftverket fullt ut.

(38)

För det tredje förklarar Tjeckien att det finns ett starkt ekonomiskt incitament för EDU II att verka på ett effektivt sätt på elmarknaden, vilket garanteras genom ersättningsformeln i elköpsavtalet. All verksamhet som syftar till att minska EDU II:s intäkter skulle strida mot företagets ekonomiska intresse.

(39)

För det fjärde förklarar Tjeckien att projektet är av avgörande betydelse för ČEZ-gruppens produktionsportfölj och ekonomiska resultat, särskilt efter utfasningen av kol och nedläggningen av Dukovany I (som för närvarande förväntas ske mellan 2045 och 2047, se skäl 19). Enligt den affärsplan som utarbetats av ČEZ (se skäl 76) uppskattar ČEZ-gruppen att EDU II:s genomsnittliga årliga vinst före räntor, skatt, av- och nedskrivningar (EBITDA) under projektets löptid uppgår till omkring [200 till 500] miljoner euro i 2020 års reala termer, vilket i det fall allt annat är lika motsvarar en ökning på cirka [10–20] % för den nuvarande koncernens EBITDA om den helt konsolideras. Projektets omfattning, särskilt med avseende på ČEZ:s befintliga produktionsportfölj och balansräkning, innebär att projektet kommer att ha betydande konsekvenser för ČEZ-gruppen totalt sett.

(40)

Elköpsavtalet (se avsnitt 3.6) för inköp av den el som produceras av kärnkraftverket planeras som ett avtal mellan staten och EDU II, projektets huvudsakliga stödmottagare. Villkorsförteckningen för det elköpsavtal som ingåtts mellan staten och EDU II föreskriver att staten har rätt att tilldela/delegera vissa rättigheter och skyldigheter som härrör från elköpsavtalet (eller en särskild del därav) till en statligt helägd juridisk person som innehar en licens för handel med el enligt energilagen (specialföretaget), som skulle bli part i detta avtal efter tilldelningen/delegeringen.

(41)

Om elpriserna ligger över elköpsavtalets lösenpris (se skälen 94–106), kommer specialföretaget inte att behöva några ytterligare medel från staten. Om däremot elköpsavtalets lösenpris är högre än marknadspriserna på el, måste staten finansiera prisskillnaden med statliga medel, dvs. genom statsbudgeten och/eller genom förbrukningsavgifter, i enlighet med elköpsavtalets ersättningsformel (se skälen 88–93). Enligt artikel 8 i lagen om en koldioxidsnål energisektor får staten använda endera eller båda de finansiella mekanismerna. De tjeckiska myndigheterna förklarade att det sannolikt skulle bli fråga om en kombination av både statsbudgeten och särskilda avgifter.

(42)

I artikel 8 i lagen om en koldioxidsnål energisektor fastställs regler som gör det möjligt för specialföretaget att fastställa en avgift som de systemansvariga för överförings- och distributionssystemen kan ta ut från elkonsumenterna och betala tillbaka till specialföretaget. Den nationella energitillsynsmyndigheten (energitillsynskontoret) skulle fastställa metoden och tidpunkten för redovisning och utbetalning av avgiften för att täcka de relevanta kostnaderna. De tjeckiska myndigheterna bekräftade också att om en avgift skulle tas ut och intäkterna från avgiften inte skulle vara tillräckliga för att täcka kostnaderna för specialföretaget skulle resten av kostnaderna tas ur statsbudgeten. Om den eventuella avgiften däremot skulle generera intäkter som överstiger kostnaderna skulle detta överskott tillfalla statsbudgeten. De tjeckiska myndigheterna hävdade att alla kostnader för specialföretaget, i den mån de uppkommer, skulle ersättas inom ramen för åtgärden enbart på marknadsvillkor (27). Dessutom kommer lagstiftningen om offentlig upphandling också att säkerställa att specialföretaget agerar på marknadsvillkor.

(43)

Genom åtgärd 1 kanaliseras kassaflödena på ett ändamålsenligt sätt genom specialföretaget (se avsnitt 3.6). Specialföretaget kommer därför att ta på sig förlusterna och erhålla intäkterna från försäljningen till marknaden av den el som produceras av EDU II. Under gynnsamma marknadsvillkor kommer specialföretaget därför att behålla vinsterna från elförsäljningen. De tjeckiska myndigheterna förklarade att dessa intäkter så småningom kommer att tillföras statsbudgeten (eller användas för att finansiera stöd till förnybara investeringar, vilket skulle minska respektive avgift) eftersom specialföretaget kommer att ägas och kontrolleras helt av Tjeckien. De tjeckiska myndigheterna förklarade att ingen direkt fördelning av intäkterna till elkunderna planeras inom ramen för åtgärden.

(44)

Specialföretaget kommer att inneha en licens för elhandel enligt den tjeckiska energilagen, som gör det möjligt för företaget att släppa ut EDU II:s produktion på grossistmarknaderna för el. Det avses i första hand vara balansansvarig part gentemot den tjeckiska marknadsaktören OTE.

(45)

De tjeckiska myndigheterna förklarade att syftet med denna struktur är att minska risken för potentiella snedvridningar av marknaden på grund av koncentrationen av marknadsinflytande inom ČEZ-gruppen.

(46)

De tjeckiska myndigheterna räknar med att specialföretaget kommer att inrätta sitt eget interna handlarbord och sin egen interna handelsverksamhet. De uppgav dock att om specialföretaget anser att det är lämpligare och mer kostnadseffektivt med avseende på den valda handelsmetoden kan det hålla ett konkurrensutsatt, transparent och icke-diskriminerande anbudsförfarande som är öppet för alla lämpliga parter för att lägga ut sina utvalda funktioner på entreprenad. Detta skulle kunna inbegripa att agera som balansansvarig part eller handelsfunktionen i framtiden, om det finns ett tillräckligt antal kvalificerade potentiella motparter på den relevanta marknaden. Under inga omständigheter får dock specialföretagets handel med el läggas ut på entreprenad till ČEZ-gruppen eller till enheter som ingår i ČEZ-gruppen.

(47)

Specialföretaget kommer därför antingen att sälja elen på grossistmarknaden med hjälp av sitt eget handlarbord eller externalisera sin verksamhet genom att ingå avtal med en tredje part som sedan åtar sig att sälja elen på marknaden för specialföretagets räkning. Specialföretaget kan också ingå bilaterala avtal om försäljning av el eller prissäkringsavtal med enskilda kunder utöver försäljning på dagen före- och intradags(spot)marknaderna.

(48)

Tjeckien förklarade att specialföretaget förväntas inrättas tidigast 2030, men senast tolv månader innan det nya kärnkraftverket tas i drift, för att undvika onödiga kostnader mot bakgrund av osäkerheterna i samband med marknaden och regelverket efter 2030. Enligt Tjeckien kommer specialföretaget att inrättas i enlighet med tillämplig nationell lagstiftning och EU-lagstiftning, dvs. i synnerhet principerna om oberoende, kompetens och öppenhet kommer att säkerställas. Enligt lagen om en koldioxidsnål energisektor planeras specialföretaget vara en statligt helägd enhet med licens för elhandel (28).

(49)

Specialföretaget kommer inte att ingå i en vertikalt integrerad grupp som kontrolleras av ČEZ. Företagsstrukturen för specialföretaget kommer att följa lag nr 90/2012 om kommersiella företag och kooperativ (lagen om affärsföretag), inklusive reglerna om ledningsansvar för medlemmarna i specialföretagets organ. Specialföretagets styrelse kommer att inrättas så att den säkerställer principerna om kompetens och öppenhet. Dessutom kommer en oberoende revisionskommitté att inrättas för att övervaka specialföretagets alla redovisnings- och revisionsverksamheter.

(50)

De tjeckiska myndigheterna förklarade att valet av den nuvarande projektmodellen och av ČEZ som projektansvarigt var resultatet av en detaljerad bedömning som utförts av regeringen, men att det inte föregicks av ett anbudsförfarande, ett urvalsförfarande eller en offentlig inbjudan att anmäla intresse.

(51)

I juni 2017 utarbetade och diskuterade ständiga kommittén för kärnenergi en rapport (29) som sammanfattade den analys som gjorts och bedömningen av de olika investerarmodeller (inklusive konsortier av privata företag) och finansieringsmodeller som övervägts för projektet. I rapporten beskrevs tre alternativ. Det första alternativet var ett konsortium för privata investerare med tre delalternativ: i) ett investerarkonsortium som helt utesluter deltagande av den tjeckiska staten eller ČEZ-gruppen, ii) ett investerarkonsortium med en minoritetsandel som innehas av ČEZ-gruppen, och iii) ett investerarkonsortium med en minoritetsandel som innehas av staten. Detta första alternativ valdes inte på grund av den lilla kontroll som staten kunde utöva på projektets slutförande. Det andra alternativet var att projektet skulle genomföras fullt ut av en separat statligt ägd enhet som skulle anförtros uppförandet och driften av ett nytt kärnkraftverk. Även om detta alternativ ansågs erbjuda tillräcklig säkerhet avvisades det på grund av dess stora inverkan på budgeten och bristen på tillräcklig teknisk kunskap.

(52)

Det tredje alternativet, där ČEZ var projektansvarig (30), ansågs av de tjeckiska myndigheterna vara optimalt, eftersom det tillhandahöll den statliga kontroll som krävdes (särskilt genom det specialföretag som skapades) och utnyttjade ČEZ:s erfarenhet av uppförande och drift av kärnkraftverk. Enligt de tjeckiska myndigheterna är ČEZ den lämpligaste enheten för att agera som byggherre och investerare för projektet, delvis på grund av att Tjeckien (företrätt av finansministeriet) innehar majoritetsägarandelen i företaget, vilket är betryggande för den tjeckiska regeringen när det gäller nationella säkerhetsaspekter och tillgången till medel för det kapital som krävs. Detta alternativ godkändes efter regeringsresolution nr 485 av den 8 juli 2019.

(53)

De tjeckiska myndigheterna förklarade att ČEZ har stor erfarenhet på marknaden som en trovärdig och kompetent byggherre för och operatör av kärnkraftverk i Tjeckien som har stor kännedom om lagstiftningen och regelverket, inklusive licensieringsförfarandena. Som ett av de tio största energiföretagen i Europa har ČEZ-gruppen också erfarenhet av kärnforskning, planering, uppförande och underhåll av energianläggningar och bearbetning av energibiprodukter. De tjeckiska myndigheterna förklarade därför att ČEZ har högkvalificerad personal som inte bara har erfarenhet av kärnenergi, utan även av offentlig upphandling och förhandlingar, vilket bör vara en tillgång för projektets genomförande.

(54)

Enligt de tjeckiska myndigheterna utgör tillgången till lämpliga anläggningar för uppförande av ett kärnkraftverk och den ekonomiska rationaliteten hos ett sådant uppförande andra viktiga aspekter av projektet. Tjeckiens geologiska, geografiska och tekniska betingelser för uppförandet av ett nytt kärnkraftverk är begränsade med avseende på stabiliteten i underliggande jordlager, tillgången till vatten och möjligheten att överföra den producerade kraften. De tjeckiska myndigheterna ansåg att de bästa betingelserna, som bekräftats av mer än 30 års drift av de befintliga enheterna, fanns i Dukovany.

(55)

De tjeckiska myndigheterna redogjorde för ČEZ:s förberedelser hittills. ČEZ har i synnerhet förvärvat äganderätten till den föreslagna anläggningsplatsen för kärnkraftverket, en process som inleddes i april 2008 och slutfördes 2021. ČEZ har dessutom genomfört genomförbarhetsstudier i syfte att påskynda projektets tidsplan och minska de därmed förbundna kostnaderna. Dessa åtgärder vidtogs för att minska den beräknade kapacitetsbristen och säkerställa säkerheten hos systemets försörjningsbehov. Tjeckien betonade dessutom att alternativa projekt med längre utvecklingshorisonter inte på ett tillfredsställande sätt skulle lösa de omedelbara försörjningsproblemen. De tjeckiska myndigheterna förklarade att om en annan projektansvarig skulle försöka hitta en lämplig anläggningsplatsför ett kärnkraftverk i Tjeckien uppskattades detta leda till betydande förseningar på upp till 14 år längre än projektets tidslinje, jämte ökade risker och kostnader. De tjeckiska myndigheterna förklarade slutligen att om man skulle anlita en annan projektansvarig skulle det sannolikt uppstå ytterligare kostnader på omkring [200–700] miljoner euro, vilket skulle täcka värdet på kärnkraftverksanläggningen, licensiering, utvecklingsverksamhet och synergier med befintlig kärnkraftsinfrastruktur.

(56)

ČEZ och EDU II har redan ett antal nödvändiga tillstånd och godkännanden för att genomföra projektet, t.ex. en miljökonsekvensbedömning och ett förläggningstillstånd enligt atomenergilagen samt ett statligt tillstånd för ett nytt kärnkraftverk. Processen för att erhålla byggnadstillstånd och bygglov, vilket krävs enligt nationella regler, går också framåt.

(57)

De tjeckiska myndigheterna förklarade att landets ekonomi i stor utsträckning är sårbar för hot från externa källor när det gäller tillhandahållandet av energi. Det offentliga ägandet av majoriteten av aktierna i ČEZ var en viktig aspekt i urvalet, särskilt när det gäller att skydda Tjeckiens nationella säkerhetsintressen.

(58)

Genom att utöka kärnkraftskapaciteten i ČEZ-gruppens portfölj i syfte att ersätta den framtida avvecklingen av en del av den befintliga produktionskapaciteten utgör projektet en central del av ČEZ:s affärsstrategi på medellång till lång sikt.

(59)

Avslutningsvis hävdade Tjeckien att det inte fanns något annat rimligt alternativ än ČEZ för projektet, utan att detta skulle ha någon inverkan på liknande projekt i framtiden.

(60)

Projektet består i uppförande och drift av ett nytt kärnkraftverk vid anläggningen i Dukovany, Tjeckien, med en kapacitet på upp till 1 200 MW.

(61)

Lagen om en koldioxidsnål energisektor, som skapar en bred ram för stöd till investeringar i kärnenergi, omfattas inte av detta beslut, eftersom lagen om en koldioxidsnål energisektor utgör en allmänt tillämplig lag som är skild från de statliga stödåtgärder som särskilt utformats och planerats för projektet.

(62)

Det statliga stödet utgörs av ett paket med tre åtgärder:

(63)

Åtgärd 1: ett elköpsavtal (elköpsavtalet eller köpeavtalet) mellan den huvudsakliga stödmottagaren – EDU II, ett helägt dotterbolag till ČEZ – och staten, som företräds av industri- och handelsministeriet (ministeriet). Elen kommer att säljas till ett företag som fungerar som ett specialföretag som ska införlivas i ett senare skede, och som ägs och förvaltas direkt av staten (se avsnitt 3.6).

(64)

Åtgärd 2: ett statligt lån (det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet) till en subventionerad ränta som i princip täcker 100 % av byggkostnaderna (se avsnitt 3.7).

(65)

Åtgärd 3: En mekanism för skydd mot ändring av lag eller policy för ČEZ som investerare (ibland kallad investeraren, se avsnitt 3.8).

(66)

Stödmottagarna (se avsnitt 3.2) och projektets struktur presenteras i följande diagram:

Diagram 1

Dukovany-projektets struktur

(67)

Projektet är indelat i fem etapper:

(68)

Det nybyggda kärnkraftverket förväntas startas upp för försöksdrift 2036, medan den kommersiella driften planeras inledas 2038. Anläggningen kommer att ha en livslängd på 60 år och planeras att avvecklas 2096.

(69)

De tjeckiska myndigheterna förklarade att ett första genomförandeavtal som ingåtts mellan Tjeckien, ČEZ och EDU II reglerar etapp 1 i projektet, dvs. fram till valet av entreprenör för konstruktion, upphandling och uppförande. Detta kontrakt tjänar bland annat Tjeckiens grundläggande säkerhetsintressen under genomförandet av projektet och säkerställer Tjeckiens tillgång till information om projektet samt tillämpningen av säkerhetskrav under urvalsförfarandena. Denna etapp förväntas slutföras 2025. För etapperna 2 och 3 i projektet (dvs. förberedande arbeten, uppförande och idrifttagning) föreskrivs i det första genomförandeavtalet att ett andra genomförandeavtal eller elköpsavtal ska undertecknas senast den 31 december 2024 och ersätta det första genomförandeavtalet. Avtalsarrangemanget därefter omfattar elköpsavtalet, ett investeringsavtal och ett beslut av staten om att tillhandahålla det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet.

(70)

Tjeckien hävdar att staten, på grund av projektets väsentliga nationella säkerhetsintressen, var tvungen att inkludera villkor i avtalsramen och säkerställa att den hade tillräcklig kontroll över projektet. Dessa villkor fastställs i det första genomförandeavtalet, bland annat rörande konfidentiellt informationsutbyte och frågor som rör statens säkerhet. Inom ramen för detta avtal anser parterna att nationella säkerhetsintressen utgör ett giltigt skäl till undantag från de nationella reglerna för offentlig upphandling på grundval av avsnitt 29 a i lag nr 134/2016 om offentlig upphandling (31) för valet av avtalspart för uppförande av kraftverket.

(71)

ČEZ och EDU II diskuterade organiseringen av upphandlingen utom ramen för lagen om offentlig upphandling med den nationella konkurrensmyndigheten och fick ett positivt yttrande den 15 juni 2020 innan anbudsinfordran inleddes (32).

(72)

Leverantören av konstruktion, upphandling och uppförande kommer att ansvara för konstruktion, uppförande och idrifttagning av projektet. Efter statens beslut att utesluta sökande från stater som inte var parter i avtalet om offentlig upphandling (33) fanns det vid tiden för upphandlingsförfarandets början tre möjliga teknikval:

(73)

Anbudsinfordran för att välja ut entreprenören för konstruktion, upphandling och uppförande inleddes i mars 2022 av ČEZ via dotterbolaget EDU II, och de ursprungliga anbuden från de tre preliminärt utvalda leverantörerna mottogs i november samma år. Efter att två gånger ha förlängt tidsfristen för inlämning av slutliga anbud lämnade de tre preliminärt utvalda potentiella leverantörerna in uppdaterade anbud den 31 oktober 2023. Tjeckien förklarade att anbuden enligt anbudsförfarandets villkor skulle innehålla bindande anbud för uppförandet av den femte enheten i Dukovany, vilket är syftet med projektet och utgör grunden för detta beslut, och icke-bindande anbud för ytterligare tre enheter, varav en skulle placeras vid anläggningen i Dukovany och två vid anläggningen i Temelín.

(74)

Den 31 januari 2024 beslutade (34) den tjeckiska regeringen att utvidga omfattningen av upphandlingen av konstruktion, upphandling och uppförande genom att ge EDU II i uppdrag att begära bindande anbud för upp till fyra kärnreaktorer (inklusive projektet), i syfte att säkra möjligheten att inleda uppförandet av dessa ytterligare enheter någon gång i framtiden, när och om den tjeckiska staten beslutar att göra detta. Tjeckien förklarade att varken investeraren/operatören eller finansieringsmodellen för dessa ytterligare andelar hade fastställts när detta beslut antogs. Den tjeckiska regeringen gav industri- och handelsministern samt finansministern i uppdrag att senast den 31 december 2024 lämna in ett förslag till regeringen om finansiering av ytterligare tre nya kärnkraftsenheter vid anläggningarna i Dukovany och Temelín. Statligt stöd för uppförandet av dessa ytterligare tre enheter, i förekommande fall, faller utom ramen för detta beslut.

(75)

De tjeckiska myndigheterna försäkrar, om statligt stöd bedöms vara nödvändigt för de tre ytterligare kärnkraftsenheterna utöver den femte reaktorn vid Dukovanyanläggningen, att Tjeckien i enlighet därmed kommer att anmäla stödet till Europeiska kommissionen och invänta kommissionens godkännande innan det genomförs.

(76)

Mot bakgrund av behovet av ny kärnkraftskapacitet godkände ČEZ 2010 en första affärsplan för att senast 2036 utöka kapaciteten vid Dukovany-anläggningen med upp till 1 200 MW. En genomförbarhetsstudie för utbyggnaden av den nuvarande kärnkraftskapaciteten vid anläggningen i Dukovany slutfördes samma år. En första affärsplan som utarbetats av ČEZ lämnades in till kommissionen i juni 2021 och en uppdaterad version lämnades in den 25 oktober 2023.

(77)

ČEZ började redan i april 2008 förvärva den mark som var nödvändig för projektet. I februari 2024 ägde EDU II den mark som var nödvändig för projektet och alla anbudsgivare (i anbudsförfarandet för konstruktion, upphandling och uppförande) informerades om det tillgängliga utrymmet.

(78)

Projektet var tvunget att genomgå en miljökonsekvensbedömning i syfte att identifiera, beskriva och göra en heltäckande bedömning av den förutsebara inverkan på miljö och folkhälsa. Processen inleddes i början av 2016 och inbegrep internationella samråd och offentliga diskussioner under 2018. Miljökonsekvensbedömningen följdes av en positiv oberoende bedömning, och miljöministeriet utfärdade i augusti 2019 ett positivt bindande uttalande om projektets miljökonsekvensbedömning (35), vilket var ett nödvändigt steg för att inleda tillståndsgivningen för projektet.

(79)

I mars 2020 inledde ČEZ och EDU II processen för att bedöma platsen för en kärnteknisk anläggning med avseende på kärnsäkerhet, strålskydd, teknisk säkerhet, strålningssituation, övervakning, hantering av extraordinära strålningshändelser och säkerhet under en kärnteknisk anläggnings livstid. EDU II fick i mars 2021 förläggningstillstånd för kärnenergianläggningen, vilket är det första tillstånd som krävs för ett nytt kärnkraftverk. Tjeckien uppger att alla viktiga licenser och tillstånd som behövdes för att främja en snabb utveckling av projektet har införskaffats.

(80)

Projektet är inriktat på uppförandet av en generation III+-reaktor i form av en tryckvattenreaktor (PWR). Ett intervall mellan 850 MW och 1 200 MW anses erbjuda tillräckligt många tekniska lösningar för valet av teknikleverantör. De tjeckiska myndigheterna förklarade att projektets teknik- och leveranspartner skulle väljas ut genom ett konkurrensutsatt och öppet anbudsförfarande.

(81)

De tjeckiska myndigheterna förklarade också att projektet kommer att uppfylla de tekniska granskningskriterier som anges i punkt 4.27 i den delegerade akt som antagits i enlighet med taxonomiförordningen (36). Den 11 januari 2023 antog Tjeckien regeringsresolution nr 24/2023 (37) som fastställer Tjeckiens skyldighet att uppfylla de tekniska granskningskriterier rörande hantering av radioaktivt avfall som härrör från taxonomiförordningen. I denna resolution krävs i synnerhet förenlighet med punkterna 4.26, 4.27 och 4.28 i bilaga I till taxonomiförordningen, inklusive kraven på att ha en dokumenterad plan med detaljerade steg så att en anläggning för bortskaffande av högaktivt radioaktivt avfall kan tas i drift senast 2050 och olyckstolerant kärnbränsle kan användas från och med 2025. Enligt den resolutionen måste industri- och handelsministern senast den 31 december 2024 lägga fram ett förslag till den tjeckiska regeringen om uppdatering av den nationella politiken för hantering av radioaktivt avfall och använt bränsle, inklusive tidsfristen för val av slutlig förläggningsplats och reservplatser för den framtida anläggningen för djupförvaring.

(82)

Dessutom förklarade de tjeckiska myndigheterna att det i enlighet med taxonomiförordningen kommer att finnas resurser tillgängliga i slutet av kärnkraftverkets beräknade livslängd motsvarande den beräknade kostnaden för hantering av radioaktivt avfall och avveckling, vilket framgår av att kostnaderna för avveckling och hantering av kärnavfall ingår i projektets finansiella modell (se avsnitt 3.6.6).

(83)

Den första åtgärden består av elköpsavtalet mellan staten som köpare och EDU II som leverantör, vilket ger intäktsstöd under de första 40 åren som kärnkraftverket är i drift. Stödmottagaren är EDU II, ett helägt dotterbolag till ČEZ-gruppen (se avsnitt 3.2), och kontraktets motpart är det specialföretag som till fullo ägs av den tjeckiska staten (se avsnitt 3.2.2).

(84)

Tjeckien hade inledningsvis anmält en avtalslängd på 60 år till ett fast pris som uppskattades till mellan 50 och 60 euro/MWh, vilket gav kraftverket incitament att maximera sin produktion.

(85)

För att skingra de tvivel som kommissionen uttryckte i beslutet att inleda förfarandet ersatte Tjeckien den åtgärd som beskrivs i skäl 84 ovan med elköpsavtalet med en ersättningsformel, som Tjeckien anser har liknande effekter som ett dubbelriktat differenskontrakt (38) som utöver en intäktsgaranti innehåller en begränsning uppåt av stödmottagarens marknadsintäkter. Tjeckien förklarade att den ändrade stödåtgärden kommer att ge lämpliga incitament för EDU II att verka och delta effektivt på elmarknaderna genom att optimera sin produktion inom anläggningens tekniska begränsningar som svar på marknadssignalerna.

(86)

Enligt utkastet till villkor för elköpsavtalet kommer specialföretaget att köpa in all el som genereras och exporteras till nätet av EDU II (produktionsvolymen) under 40 år (inköpsperioden) från driftsstarten. (39) Under elköpsavtalets inköpsperiod kommer EDU II att vara skyldigt att uteslutande sälja hela sin produktionsvolym till specialföretaget, och kommer att erhålla betalning på grundval av elköpsavtalets ersättningsformel (se skäl 88).

(87)

Alla dirigeringsrättigheter innehas av EDU II. Om specialföretaget inte köper in produktionsvolymen eller någon del därav kommer EDU II under dessa exceptionella omständigheter att sälja elen på spotmarknaden utan att kunna sätta sina egna priser. Tjeckien hävdar att syftet är att säkerställa förmågan att fortsätta producera el till dess att situationen får en lösning. Orsakerna kan vara rättsliga (förlust av handelstillstånd), finansiella (insolvens, oförmåga att uppfylla sina skyldigheter, bristande uppfyllande av de finansiella villkoren för avräkning av avvikelser) eller tekniska (förlust av specialföretagets tillträde till marknaderna). Under dessa omständigheter är kraftverket fortfarande i drift och elen måste släppas ut på marknaden. Specialföretaget kommer att betala ut ersättning till EDU II för att täcka eventuella underskott jämfört med de intäkter som EDU II skulle ha haft om specialföretaget hade uppfyllt sin inköpsskyldighet. Tjeckien försäkrade att EDU II i detta fall ska sälja all producerad el på spotmarknaden (börsbaserad dagen före- eller intradagsmarknad) utan att sätta sina egna priser (dvs. utan att fastställa ett minimipris för elen). De tjeckiska myndigheterna hävdade att i denna situation kan EDU II varken välja någon särskild köpare (eftersom försäljningen genomförs på en anonym börs) eller fastställa priset eller försäljningsvillkoren (eftersom standardprodukter säljs till marginalpriset på börsen). De tjeckiska myndigheterna hävdar att ministeriet, som är enheten med ansvar för att utse specialföretaget, i ett sådant fall kommer att vidta nödvändiga åtgärder för att återställa specialföretagets förmåga att fullgöra sina inköpsskyldigheter. I enlighet med lagen om en koldioxidsnål energisektor kommer specialföretaget eller ministeriet att informera den nationella tillsynsmyndigheten om varje sådan händelse.

(88)

Genom elköpsavtalets ersättningsformel beräknas de belopp som ska betalas av specialföretaget till EDU II eller vice versa. Formeln består av två komponenter: (1) en efterhandsavräkning, och (2) marknadsexponeringen. Den är utformad på grundval av följande referensformel:

inklusive vissa justeringar som är tillämpliga på efterhandsavräkningstermen, beroende på marknadsförhållandena och anläggningens driftskostnader. Elköpsavtalets ersättningsformel definieras specifikt som

där

(89)

De tjeckiska myndigheterna förklarade att den första termen i referensformeln, dvs. efterhandsavräkningen, kommer att ge stödmottagaren en stabil intäkt oavsett de genomsnittliga marknadsvillkoren, samtidigt som staten får en garanti mot överkompensation (41). Efterhandsavräkningen kommer att beräknas för avräkningsperioden (den period under vilken marknadsreferenspriset definieras, dvs. ett år) på grundval av faktiska värden för marknadsreferenspriset, alfa och andra tillämpliga parametrar, och ska betalas två månader efter utgången av varje avräkningsperiod. Den allmänna principen i referensformeln är att när marknadsreferenspriset (p’) är lägre än lösenpriset (f) erhåller kraftverket skillnaden mellan lösenpriset (f) och marknadsreferenspriset (p’) för referenskvantiteten (k). Omvänt, när marknadsreferenspriset (p’) är högre än lösenpriset (f), måste kraftverket betala tillbaka mellanskillnaden för referenskvantiteten (k).

(90)

Jämfört med referensformeln innehåller elköpsavtalets ersättningsformel vissa justeringar av efterhandsavräkningstermen, beroende på marknadsförhållandena (p’) och kraftverkets rörliga driftskostnader per enhet (c), enligt definitionen i skäl 88. När marknadsreferenspriset (p’) är högre än kraftverkets rörliga driftskostnader (c) under avräkningsperioden kommer efterhandsavräkningstermen att justeras så att återbetalningen begränsas, i syfte ge ett skydd mot driftsförluster i händelse av oplanerade avbrott när priserna är höga. Om exempelvis referensmarknadspriset är högre än de rörliga driftskostnaderna (c) och högre än lösenpriset (f) kommer EDU II att betala tillbaka skillnaden mellan marknadsreferenspriset (p’) och lösenpriset (f) för referenskvantiteten (k) eller produktionsvolymen (q), beroende på vilken som är lägre. När marknadsreferenspriset (p') är lika med eller lägre än kraftverkets rörliga driftskostnader (c), kommer värdet på efterhandsavräkningen att begränsas till skillnaden mellan lösenpriset (f) och de rörliga driftskostnaderna (c) gånger referenskvantiteten (k), vilket syftar till att ge ett skydd mot överdriven ersättning när priserna är låga.

(91)

(92)

Enligt elköpsavtalet kan EDU II fritt bestämma sin produktion och är inte skyldigt att upprätthålla en förutbestämd minimiproduktionsnivå. All el som produceras av EDU II kommer att köpas av specialföretaget, som kommer att sälja den på marknaden, på grundval av en försäljningsstrategi som ska uppfylla vissa åtaganden (se avsnitt 3.6.4). Eventuella avvikelser mellan det pris som realiseras på marknaden av specialföretaget och det marknadspris som betalas till EDU II bekostas av specialföretaget.

(93)

Tjeckien angav att elköpsavtalet kommer att ingås i ett senare skede, efter det att entreprenören och leveranspartnerna för konstruktion, upphandling och uppförande valts ut. Elköpsavtalet kommer att ingås och undertecknas i enlighet med avtalsvillkoren för konstruktion, upphandling och uppförande. Specialföretaget kommer att inrättas senare och före idrifttagningen av det nybyggda kraftverket, som en avtalspart i elköpsavtalet.

(94)

De tjeckiska myndigheterna förklarade att elköpsavtalet kommer att fastställa det initiala lösenpris som beräknas på grundval av den finansiella modell (den finansiella modellen) som Tjeckien har lämnat in (42), så att investeraren kan uppnå en målavkastning på eget kapital (tillåten internränta på eget kapital (internränta eller avkastning på eget kapital)) på [9–11] % i nominell förkommersiell finansiering efter skatt under projektets förväntade livslängd (inklusive avvecklingskostnader). Värdet på lösenpriset baserat på antagandena i den finansiella modell som lämnades in till kommissionen den 15 mars 2024 är [65–80] euro/MWh (43), och värdet på referenskvantiteten är [75–100] % av nettokapaciteten. Värdet på lösenpriset kan ändras mycket markant beroende på de olika indataparametrarna, såsom beskrivs nedan i detta underavsnitt. Om till exempel de förväntade byggkostnaderna efter ingåendet av avtalet om konstruktion, upphandling och uppförande skulle bli betydligt högre än enligt de ursprungliga antagandena skulle detta, i den mån kostnadsökningen beror på berättigade skäl (se skäl 104), leda till en betydande ökning av lösenpriset. Tjeckien har lämnat in sammanlagt 35 olika scenarier till kommissionen, som representerar olika möjliga antaganden om utvecklingen av kostnader och intäkter och som leder till initiala lösenpriser på mellan [50–80] euro/MWh (i scenario 35, baserat på antaganden om höga marknadspriser på [100–200] euro/MWh) och [100–125] euro/MWh (i scenario 30, baserat på en ökning av byggkostnaderna till [17–18] miljarder euro).

(95)

Den finansiella modellen kommer att som indata använda antaganden, däribland om förväntningarna på marknadspriset, EDU II:s tillgänglighet, förväntningar rörande lastföljning (44), förväntade byggkostnader, driftskostnader och avvecklingskostnader samt andra relevanta antaganden, såsom kapitalutgifter och finansiering (inklusive det statliga lånet, se avsnitt 3.7) såväl som den ursprungliga referenskvantiteten för elköpsavtalets ersättningsformel. I avsnitt 3.6.6 beskrivs dessa antaganden i detalj.

(96)

Den finansiella modellen gör det möjligt att beräkna produktionsvolymen och beräkna det fria kassaflödet varje år från undertecknandet av elköpsavtalet till slutet av avvecklingen. Lösenpriset (som påverkar kraftverkets förväntade intäkter genom efterhandsavräkningstermen) beräknas i den finansiella modellen som det värde som ger ett nettonuvärde av kassaflöden som är lika med noll vid den tillåtna internräntan för eget kapital.

(97)

De flesta kostnadsposter och andra indata (inklusive prognoser för marknadspriser) till modellen kommer att indexeras efter inflationen. Elköpsavtalets lösenpris kommer också att indexeras efter inflationen. Ett definierat index eller en indexkorg kommer att tillämpas på alla relevanta kostnadsposter och andra indata i modellen. Vissa kostnadsposter kommer inte att indexeras eftersom de fastställs genom lagstiftning eller genom det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet (t.ex. räntan på det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet, avvecklingskostnader, fullgörande av kärnenergikontot, minimireserver). Prognoserna för marknadspriserna kommer att indexeras på grundval av Tjeckiens KPI (45). För både anläggnings- och driftskostnaderna kommer en korg av offentliggjorda index att användas för att fastställa indexeringen. Denna korg bygger på en viktning av fyra index för Tjeckien, nämligen producentprisindex (PPI) (46), Tjeckiens KPI, EU:s PPI (47) och de tjeckiska lönerna (48) enligt följande:

(98)

Indexeringsmekanismen för lösenpriset kommer att baseras på ovanstående index och viktningar beroende på om projektet befinner sig i bygg- eller driftsfasen (dvs. lösenpriset kommer att justeras med hjälp av en byggkorg av index under uppbyggnaden och med hjälp av en driftskorg av index under driften). Elköpsavtalet kommer att tillhandahålla en indexeringsmekanism (med relevant index och tillämpningsmetod) enligt vilken det tidigare tillämpliga lösenpriset årligen kommer att höjas. Inflationsantagandet för indexeringsmekanismen kommer att uppdateras som en del av överkompensationsöversynen vart femte år, se avsnitt 3.6.7.

(99)

Som exempel kan nämnas att detta innebär att ett lösenpris på [60–80] euro/MWh i nominella termer under 2020 (baserat på en förmodad inflationstakt på 2 %) skulle (utan hänsyn tagen till eventuella ändringar av indataparametrarna under de regelbundna översynerna) leda till ett nominellt lösenpris på [90–110] euro/MWh under 2036, [130–170] euro/MWh under 2056 och [200–250] euro/MWh under 2076. De tjeckiska myndigheterna hävdar att syftet med detta tillvägagångssätt är rättvisa mellan generationerna, så att man undviker alltför höga lösenpriser i början av driften och (med tanke på den allmänna inflationen) alltför låga lösenpriser i slutet av elköpsavtalsperioden. De hävdar att även om indata för beräkningen av lösenpriset tar hänsyn till inflationen, leder detta inte till dubbel indexering, eftersom startvärdet för lösenpriset utan separat indexering av lösenpriset skulle behöva vara betydligt högre. På grundval av exemplet ovan hävdar de att det alternativa icke-indexerade lösenpriset i grundscenariot skulle vara [100–150] euro/MWh under elköpsavtalets löptid.

(100)

Andra kostnader indexeras enligt följande: För utvecklings- och byggkostnaderna används det byggindex som anges ovan. För drifts- och avvecklingskostnader används det index för driftskostnader som anges ovan.

(101)

Lösenpriset och referenskvantiteten kommer att fastställas på grundval av de parametrar som finns tillgängliga efter undertecknandet av avtalet om konstruktion, upphandling och uppförande, särskilt när det gäller byggkostnaderna, och kommer endast att ses över 1) vid den periodiska översynen av parametrarna i elköpsavtalets ersättningsformel (se skäl 102) och 2) när de justeringar av lösenpriset som överenskommits i elköpsavtalet äger rum (se skäl 104).

(102)

(103)

I det utkast till avtalsdokument som tillhandahållits av Tjeckien förutses också möjligheten att ändra definitionerna av de parametrar som används i ersättningsformeln. Alla ändringar av dessa definitioner måste dock anmälas till kommissionen innan de genomförs.

(104)

För det andra kan justeringar av lösenpriset i enlighet med elköpsavtalet göras vid en händelse som leder till en ökning av kapital-/driftsutgifterna eller en förlust av projektintäkterna eller någon annan negativ inverkan på projektet, som i elköpsavtalet kallas ett ”berättigat skäl”. Elköpsavtalet kommer att innehålla en uttömmande förteckning över berättigade skäl (49). Om ett berättigat skäl uppstår kommer värdena för vissa parametrar i elköpsavtalets ersättningsformel, dvs. (c), (k), (f) och (α), samt indataparametrarna till den finansiella modellen, att ses över och uppdateras för att mildra effekterna av det berättigade skälet för EDU II. Dessa justeringar av lösenpriset är utformade för att göra det möjligt för EDU II att på sin höjd uppnå samma tillåtna internränta på eget kapital som skulle ha uppnåtts om det relevanta berättigade skälet inte hade inträffat. Detta innebär att om andra förändringar har ägt rum som inte utgör berättigade skäl, och dessa andra förändringar har lett till en minskad internränta, tillåter inte effekterna av de berättigade skälen någon ersättning för effekterna av icke-berättigade skäl, och den internränta för eget kapital som man ska inrikta sig på är lägre än den tillåtna internräntan för eget kapital på [9–11] %.

(105)

I händelse av berättigade skäl kan EDU II och staten komma överens om att EDU II ska få ersättning i form av en engångsbetalning (eller flera utbetalningar) som ska betalas inom en överenskommen tidsperiod från och med den tidpunkt då det relevanta berättigade skälet inträffade.

(106)

De tjeckiska myndigheterna förklarade vidare att berättigade skäl är tillämpliga under förutsättning att de negativa effekterna inte kan åtgärdas genom att EDU II utövar tillbörlig aktsamhet.

(107)

Enligt artikel 9 i lagen om en koldioxidsnål energisektor kommer finansieringen av stödet till kärnenergi att täckas av ministeriet med medel som skapas genom i) intäkterna från specialföretagets försäljning av el, ii) en avgift (50) som nätoperatörerna tar ut av de slutliga elkonsumenterna, liknande den befintliga finansieringen av förnybara energikällor, och iii) bidrag från statsbudgeten.

(108)

Tjeckien hävdar att valet mellan att använda skattebetalare eller konsumenter för eventuella avgifter eller rabatter är en politisk fråga som fortsatt bör beslutas av staten. De tjeckiska myndigheterna förklarade att de hade för avsikt att använda alla intäktsflöden som beskrivs i artikel 9 i lagen om en koldioxidsnål energisektor. De medel som öronmärkts för finansieringsåtgärder för en övergång till en koldioxidsnål energisektor kommer att placeras av ministeriet eller specialföretaget separat på särskilda konton hos banker i Tjeckien.

(109)

De tjeckiska myndigheterna bekräftade att om en avgift som tas ut av nätoperatörerna inte skulle vara tillräcklig för att täcka ett underskott mellan de medel som anskaffas genom avgiften och intäkterna från specialföretagets elförsäljning, skulle bidrag från den tjeckiska statsbudgeten användas för att täcka underskottet i enlighet med artiklarna 9.1 d och 9.9 i lagen om en koldioxidsnål energisektor. Om det däremot skulle uppstå ett överskott efter att kostnaderna för åtgärden har täckts, skulle detta överskott föras in i statsbudgeten.

(110)

De tjeckiska myndigheterna förklarade vidare att även om en avgift kan bidra till finansieringen av åtgärderna skulle finansieringen inte vara beroende av en sådan avgift, och statsbudgeten skulle vid behov täcka potentiella underskott. Tjeckien åtog sig särskilt att se till att staten ingriper för att täcka eventuella underskott mellan de medel som anskaffats genom den potentiella avgiften och den avsedda stödnivån inom ramen för projektet.

(111)

När det gäller specialföretagets eventuella intäkter från betalning av efterhandsavräkningen, i enlighet med lag nr 367/2021 om åtgärder för Tjeckiens övergång till koldioxidsnål energi, kommer dessa att användas i) i första hand för att finansiera avräkningsbetalningarna till stödmottagaren i framtiden, ii) i andra hand för att finansiera förnybara energikällor i enlighet med lag nr 165/2012 om främjade energikällor (på icke-diskriminerande grund genom att sänka det belopp som ska finansieras genom den reglerade delen av elpriset) eller återföras till statsbudgeten.

(112)

Tjeckien har åtagit sig att se till att minst 70 % av EDU II:s totala elproduktion kommer att säljas på dagen före-, intradags- och terminsmarknaderna under kärnkraftverkets hela livstid. Detta åtagande gäller därför specialföretaget under hela elköpsavtalsperioden och stödmottagaren EDU II efter avtalsperiodens slut, samt varje enhet till vilken specialföretaget eller EDU II delegerar sin handelsverksamhet (varje hänvisning till specialföretaget/EDU II i detta avsnitt 3.6.4 omfattar varje enhet till vilken handelsverksamheten har delegerats).

(113)

Av principskäl kommer specialföretaget/EDU II (51) att handla på dagen före- och intradagsmarknaderna på den kortfristiga börs som organiseras av den tjeckiska elmarknadsoperatören (OTE) och på terminsmarknaderna på den tjeckiska elbörsen (PXE), och endast undantagsvis och med förbehåll för kommissionens förhandsgodkännande på andra börser.

(114)

Specialföretaget/EDU II kommer att sälja resten av EDU II:s totala elproduktion (dvs. högst 30 %) på objektiva, transparenta och icke-diskriminerande villkor genom auktioner. Reglerna och/eller ramarna för dessa auktioner måste ses över och godkännas i förväg av den tjeckiska energitillsynsmyndigheten i enlighet med tillsynsmyndighetens skyldigheter och befogenheter enligt den tjeckiska energilagen. Specialföretaget/EDU II måste anmäla alla auktioner till den tjeckiska energitillsynsmyndigheten senast en dag före deras offentliga tillkännagivande.

(115)

Tjeckien åtar sig att se till att kärnkraftsauktionerna kommer att vara öppna, tydliga, transparenta och icke-diskriminerande samt baserade på objektiva kriterier och fastställda i förväg, och att de kommer att minimera risken för strategisk budgivning. Auktionerna ska genomföras på en allmänt tillgänglig plattform för att säkerställa tillgängligheten, samtidigt som geografiska hinder undanröjs och ett brett deltagande av olika marknadsaktörer möjliggörs. Plattformen ska utformas på ett sätt som förenklar auktionsprocessen och förbättrar användbarheten för alla deltagare samtidigt som auktionsuppgifternas konfidentialitet och integritet säkerställs. Plattformen ska uppfylla de relevanta lagstadgade krav och normer som gäller för elmarknaderna, inbegripet reglerna för marknadsutformning, drift, öppenhet och sund konkurrens. Deltagandet i auktioner ska vara lika tillgängligt för alla licensierade och registrerade näringsidkare på samma villkor. Inga begränsningar ska införas för den slutliga användningen av den el som säljs på auktioner. Kriterierna för auktionerna ska offentliggöras tillräckligt långt före utgången av tidsfristen för att lämna anbud, det förväntade antalet budgivare bör vara tillräckligt stort för att möjliggöra en effektiv konkurrens, och den volym el som säljs på auktionen kommer att representera en bindande begränsning. Efterhandsjusteringar av resultatet av budgivningen ska undvikas. Den tjeckiska energitillsynsmyndigheten kommer att övervaka auktionsprocessen och efterlevnaden av de godkända auktionsreglerna. Den kommer också att rapportera om bristande efterlevnad till Europeiska kommissionen.

(116)

Tjeckien förklarade att de planerade parametrarna för de framtida kärnkraftsauktionerna kommer att omfatta uppskattade partistorlekar på 1–10 MW och avtalstider på ett år, ett fjärdedels år eller kortare löptider. Auktionerna kommer att organiseras som pay-as-bid, med ett fördefinierat minimipris som kommer att meddelas tidigast en till två dagar före slutet på budgivningen. Auktionernas frekvens ska dessutom fastställas på kvartals- till årsbasis med transparenta regler för meddelandeperioden på 30 dagar innan auktionen inleds. Avslutningsvis kommer auktionernas varaktighet inte att överstiga sju kalenderdagar, och resultaten kommer att meddelas inom följande vecka. Detta gäller för auktioner under såväl som efter elköpsavtalsperioden.

(117)

I undantagsfall får specialföretaget/EDU II avvika från de handelsregler som beskrivs ovan. Om köpkraftsfaktorn (52) för den börs på vilken specialföretaget/EDU II är skyldigt att sälja minst 70 % av EDU II:s totala elproduktion sjunker till under 40 % (tröskelvärdet) under en period på 30 på varandra följande dagar kommer specialföretaget/EDU II således att ha rätt att sälja upp till 50 % av EDU II:s totala elproduktion genom auktioner som uppfyller villkoren i detta avsnitt under en period på 30 dagar, som börjar den 31:a dagen efter det att den tjeckiska energitillsynsmyndigheten fastställde att köpkraftsfaktorn föll under tröskelvärdet. För att undvika tvivel under dessa omständigheter försäkrar Tjeckien att minst 50 % av EDU II:s totala elproduktion kommer att säljas på börserna i enlighet med skäl 113.

(118)

Tjeckien kommer att utan onödigt dröjsmål informera kommissionens avdelningar när köpkraftsfaktorn sjunker under tröskelvärdet och när specialföretaget/EDU II avser att sälja upp till 50 % av EDU II:s totala elproduktion genom auktioner.

(119)

Om specialföretaget utnyttjar undantaget att sälja upp till 50 % av EDU II:s totala elproduktion genom auktioner under ett kalenderår ska Tjeckien lämna in en årlig övervakningsrapport till kommissionen rörande detta undantag, och där ange skälen för undantaget och dess varaktighet.

(120)

Tjeckien hade inledningsvis anmält (53) en målinternränta på eget kapital (eller tillåten internränta på eget kapital) på [9–11] % (54), som motiverades av en uppskattning enligt prissättningsmodellen för kapitaltillgångar (CAPM-modellen) av den nödvändiga avkastningen på eget kapital på […] % till […] %. Detta baserades på aktuella marknads- och jämförelsedata och omfattade ett bygg- och driftsbidrag för kärnkraftverk för att införliva risker som specifikt hänför sig till kärnkraftverk.

(121)

I beslutet att inleda förfarandet (55) uttryckte kommissionen tvivel om huruvida de antaganden som användes för att uppskatta den erforderliga avkastningen på eget kapital korrekt återspeglade investerarens riskexponering. Kommissionen hyste framför allt tvivel rörande bygg- och driftsbidraget för kärnkraftverk mot bakgrund av stödmottagarens minskade riskexponering.

(122)

För att skingra de tvivel som kommissionen uttryckte i beslutet att inleda förfarandet lämnade Tjeckien in flera inlagor och uppdaterade avkastningen på eget kapital på grundval av följande:

(123)

Tjeckien hävdar att den ändrade avkastningen på eget kapital, eller målet för eget kapital, på [9–11] % under projektets löptid kommer att ge lämplig ersättning till EDU II:s aktieägare.

(124)

Tjeckien har lämnat in många dokument till stöd för sin uppfattning. Dessutom lämnade den tjeckiska regeringen in en finansiell modell. Den senaste versionen av denna modell lämnades in till kommissionen den 15 mars 2024.

(125)

I beslutet att inleda förfarandet görs en bedömning av Tjeckiens ståndpunkt i varje centrala fråga såsom den återspeglas i Tjeckiens inlagor fram till dagen för beslutet att inleda förfarandet (56). Återstoden av detta avsnitt ger en översikt över Tjeckiens ståndpunkter i de centrala frågor som togs upp efter offentliggörandet av beslutet att inleda förfarandet, med avseende på uppskattningen av avkastningen på eget kapital, skuldkostnaden och den vägda genomsnittliga kapitalkostnaden (WACC), såväl som internräntan för eget kapital och projektets internränta.

(126)

Den finansiella modell som beskrivs i avsnitt 3.6.2 syftar till att uppskatta det lösenpris i elköpsavtalet som krävs för att uppnå målet för avkastningen på eget kapital på [9–11] %.

(127)

De tjeckiska myndigheterna förklarade att de bedömde den nödvändiga avkastningen på eget kapital i enlighet med vedertagen marknadspraxis. I synnerhet genomförde Tjeckien en så kallad bottom-up-analys baserad på CAPM-modellen och riktmärkte den genom att titta på andra projekt och investeringar med liknande riskprofiler.

(128)

Standardformeln för CAPM-modellen är följande:

där

(3)	( ) är marknadsriskpremien, och

(129)

De tjeckiska myndigheterna uppskattade att den marknadsmässiga avkastningen på eget kapital för ett projekt som liknar Dukovany ligger inom intervallet […] % till […] % inklusive en fristående premie för stora risker (den fristående riskpremien) (58), och inom […] % till […] % exklusive en sådan premie. Dessa siffror och deras underliggande antaganden visas i tabell 2 och förklaras nedan.

Tabell 2

Tjeckiens uppskattning av avkastning på eget kapital

(130)

För den riskfria räntan (59) använde de tjeckiska myndigheterna tvååriga och tjugoåriga genomsnitt för trettioåriga statsobligationer från euroområdet och Tyskland samt europeiska tioåriga (och däröver) företagsobligationer med kreditbetyget AAA (60). Tjeckien uppger att de har beaktat gällande och långsiktiga genomsnittliga uppgifter för att säkerställa analysens robusthet, eftersom den ger en indikation på vad den riskfria räntan är på både kort och lång sikt (61). Till följd av detta val har de tjeckiska myndigheterna utarbetat två scenarier, ett där man beaktar gällande uppgifter och ett annat som beaktar mer långsiktiga genomsnitt för den riskfria räntan. Tjeckien uppger vidare att efter att ha valt euroobligationer och tyska obligationer som riktvärde för den riskfria räntan måste justeringar göras för att omvandla denna riskfria ränta till en riskfri ränta för Tjeckien, dvs. en premie måste läggas till (62). Denna premie fastställs så att den är lika med den tjeckiska tvååriga genomsnittliga landriskpremien (63). Denna analys ger en riskfri ränta i intervallet [2–5] %.

(131)

För marknadsriskpremien utgår Tjeckien från ett intervall på [5–7] % (64). Siffran […] % är genomsnittet av Damodarans kreditswappbaserade tillvägagångssätt ([…] %) och kreditvärderingsbaserade tillvägagångssätt ([…] %) (65). Siffran […] % är genomsnittet av a) Damodarans siffra på […] %, och b) Fernandez senaste, i juni 2022 publicerade undersökning av marknadsriskpremien, som anger ett genomsnittligt värde och ett medianvärde för marknadsriskpremien på […] % respektive […] % (66).

(132)

För beräkningen av betavärdet (67) beaktade Tjeckien betavärdena för en jämförelsegrupp med företag. För denna grupp övervägde Tjeckien ett antal börsnoterade europeiska allmännyttiga energiföretag, och förfinade förteckningen till att främst beakta betavärdena för företag vars portföljer omfattar kärnenergiverksamhet (68). Denna analys ger en beta exklusive skulder på […] (69). Tjeckien förklarar att även om dessa är de lämpligaste företagen för en riktmärkning av EDU II, ger de endast en preliminär uppskattning av betavärdet för ett kärnkraftsprojekt som är inriktat enbart på verksamheten (”pure play”-projekt) och att detta intervall av betavärden är lågt räknade. Tjeckien förklarar i synnerhet att många av dessa förtecknade jämförelseföretag bedriver flera andra affärsverksamheter än kärnteknisk verksamhet. Tjeckien uppger vidare att eftersom vissa av uppgifterna återspeglar risken med reglerade överförings- och distributionstillgångar (i stället för den rena risken med ett kärnkraftverk) måste det ingå en viss bedömning vid tolkningen av uppgifterna i sig. Tjeckien hävdar därför att det är troligt att betavärdet för ett kärnkraftverk i Tjeckien ligger närmare den översta delen av intervallet för jämförelseföretagens betavärden (70).

(133)

När det gäller uppskattningen av skuldbeta (71) har Tjeckien ansett det lämpligt att anta både en noll- och en icke-noll-uppskattning på […] (72), i enlighet med som använts i nyligen antagna lagstiftningsbeslut inom vatten- och energisektorerna i Förenade kungariket (73). Målet för avkastning på eget kapital på [9–11] % härleddes utifrån skuldbetavärdet på […].

(134)

För uppskattningen av skuldsättningsgraden (74) använder Tjeckien en siffra på […] %. Detta återspeglar den enkla genomsnittliga skuldsättningsgraden under kärnkraftverkets livstid och projektets målskuldsättningsgrad (75). Tjeckien noterar att detta är ett försiktigt antagande, för det första eftersom projektets kapitalstruktur förutser en skuldsättning på 98 % och för det andra eftersom projektets ”effektiva skuldsättningsgrad” ligger i intervallet 67–78 % (76).

(135)

När det gäller den fristående riskpremien hävdade Tjeckien att kärnkraftverk är fristående större projekt med vissa unika egenskaper och risker jämfört med andra elproduktionsprojekt, vilket man måste ta hänsyn till genom att inkludera en fristående riskpremie i den avkastning på eget kapital som härletts enligt CAPM-modellen. De tjeckiska myndigheternas uppskattning på 3–3,5 % skulle ta hänsyn till dessa risker, som inte fångas upp av de uppskattade betavärdena för diversifierade allmännyttiga energibolag (77). Med tanke på de betydande riskbegränsande åtgärder som införts i den föreslagna finansiella och avtalsmässiga strukturen, inklusive det långfristiga lösenprisskyddet, har den fristående riskpremien dock inte inkluderats i målavkastningen på eget kapital.

(136)

På grundval av ovanstående antaganden härleder Tjeckien ett uppskattat intervall för målavkastningen på eget kapital på mellan […] och […], exklusive den fristående riskpremien. Tjeckien hävdar att målavkastningen på eget kapital har definierats som den lägre gränsen för intervallet av följande skäl: det ligger närmare mitten av intervallet mellan riktmärkena i (se punkt 137) och projektet har en robust riskprofil på grund av intäktsskyddet och andra riskbegränsningar som ingår i den kommersiella strukturen.

(137)

För att riktmärka sin analys jämför Tjeckien projektets målavkastning på [9–11] % med avkastningen på proxyvariabler, inklusive andra kärntekniska projekt, större kommersiella infrastrukturprojekt, tjeckiska reglerade allmännyttiga företag och brittiska YieldCos. Dessa resultat visas i tabellen nedan (78).

Tabell 3

Tjeckiens riktmärken  (79)

(138)

Tjeckien hävdar att resultaten av denna jämförelse visar att beräkningarna av avkastningen på eget kapital för det föreslagna kärnkraftverket i Dukovany är förenliga med beräkningarna för andra kärnkraftverk och energiinfrastrukturprojekt. Tjeckien uppger vidare att EDU II:s avkastning på eget kapital förväntas bli högre än hos de andra nya kärnkraftverken, bland annat med tanke på den högre skuldsättningsgraden hos EDU II. När man justerar den reglerade avkastningen för allmännyttiga energibolag i Tjeckien genom att ta hänsyn till skillnaderna i avvägningen mellan risk och avkastning (dvs. genom att lägga till den fristående riskpremien på 3–3,5 %) får man en jämförbar avkastning (86).

(139)

De tjeckiska myndigheterna drar slutsatsen att internräntan på eget kapital på [9–11] % är lämplig med tanke på marknadsrisken och de därtill hörande riskreducerande åtgärderna. Tjeckien uppger vidare att målet på [9–11] % avkastning på eget kapital återspeglar den föreslagna finansiella strukturen för projektet, där EDU II ansvarar för verksamheten före uppförandet, byggnationen finansieras genom det statliga lånet och det finns ett 40-årigt köpeavtal (87).

(140)

De tjeckiska myndigheterna förklarar vidare att om man tillämpar ett realistiskt scenario med ett kostnadsöverskridande på 10 % orsakad av icke-berättigade skäl skulle internräntan för eget kapital sjunka till […] %.

(141)

Tjeckien förklarar att kostnaden för det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet under byggnationen och garantiperioden är 0 % per år, medan kostnaden för det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet under den kommersiella driften kommer att vara lika med kostnaderna för den statliga skuldfinansieringen plus 1 %, men inte mindre än 2 % per år. Tjeckien förklarar vidare att skuldkostnaden, mot bakgrund av den senaste tidens rörelser i de statliga lånekostnaderna och inflationen, uppgår till 3,5 % under driftsfasen (88). Enligt Tjeckiens beräkningar är den totala skuldkostnaden för projektet är lika med [2–4] % (89).

(142)

Tjeckien förlitade sig på följande ”reguljära” WACC-formel (90):

där

(3)	är projektets skuldsättningsgrad på […] %, som diskuteras i avsnitt 3.6.5.1.

(143)

Denna formel ger en vägd genomsnittlig kapitalkostnad (WACC) på [4,5–7] %. Tjeckien förklarar att ingen skattesköldeffekt beaktas i deras WACC-formel eftersom alla skatteeffekter redovisas i den finansiella modellen och tas med i de kassaflöden som används för att beräkna nyckeltalen i den finansiella modellen (91). Om skattesköldeffekten skulle inkluderas och den effektiva skattesatsen på 21 % skulle användas, skulle emellertid WACC vara [4–7] % (92).

(144)

Som förklaras i avsnitt 3.6.2 bygger den finansiella modell som Tjeckien har lämnat in på flera antaganden om förväntningarna på marknadspriset, anläggningens tillgänglighet, byggkostnader, driftskostnader och avvecklingskostnader samt andra relevanta antaganden, t.ex. om kapitalutgifter och finansiering av projektet.

(145)

Kraftverkets intäkter beräknas med hänsyn tagen till prognoserna för marknadspriserna och med antagande av en drift med begränsad lastföljning genom vilken kraftverket justerar sin elproduktion, inom vissa tekniska begränsningar, med beaktande av spotmarknadspriserna per timme, i linje med de ekonomiska incitament som tillhandahålls av den ersättningsformel som beskrivs i skäl 88.

(146)

De tjeckiska myndigheterna förklarade att anläggningens kapacitet för lastföljning kommer att ha tekniska begränsningar, som delvis beror på den valda tekniken. Vid modelleringen av kraftverkets dirigering som reaktion på marknadspriserna utgick Tjeckien från att anläggningen åtminstone kommer att uppfylla de europeiska kraven för allmännyttiga elproduktionsbolag, European Utility Requirements (EUR-kraven) för kärnkraftverk med lättvattenreaktorer. (93) Om anläggningens tekniska kapacitet skulle överstiga dessa minimikrav kommer detta att återspeglas i de intäktsantaganden som används för att beräkna lösenpriset efter ingåendet av avtalet om konstruktion, upphandling och uppförande. En sådan ökad flexibilitet skulle möjliggöra en bättre optimering av lastföljningen och därmed ha en nedåtgående effekt på lösenpriset.

(147)

För uppskattningarna av de centrala marknadspriserna förlitade sig Tjeckien på ČEZ:s kommersiella antaganden om utvecklingen av de genomsnittliga årliga elmarknadspriserna i Tjeckien mellan 2035 och 2050. För perioden 2051–2096, för att täcka anläggningens hela förväntade livslängd, utgår de tjeckiska myndigheterna från att marknadspriserna gradvis kommer att sjunka med en konstant takt på […] % per år, för att återspegla förväntningarna på att tendensen kommer att vara att marknadspriserna sjunker på längre sikt på grund av ett ökat antal förnybara energikällor i systemet. Utan inflationsjusteringar börjar det förmodade centrala marknadspriset på […] euro per MWh under 2036, sjunker sedan till […] euro per MWh fram till 2050 och sjunker därefter gradvis till […] euro per MWh under 2076 och till […] euro per MWh under 2096.

(148)

De tjeckiska myndigheterna har lagt fram priskänslighetsanalyser inom ramen för den finansiella modellen, med hjälp av ytterligare scenarier som utgår från konstanta årliga genomsnittliga förväntningar på marknadspriset på mellan –10 euro per MWh och 150 euro per MWh. I scenarierna med marknadspriser på –10 euro per MWh, 10 euro per MWh och 20 euro per MWh förväntas anläggningen stänga när elköpsavtalet har löpt ut. Efter beaktande av samtliga priskänslighetsscenarier uppskattar de tjeckiska myndigheterna att det lösenprisintervall som krävs för att uppnå målavkastningen på eget kapital på [9–11] % under projektets löptid kommer att ligga på mellan [50–80] euro per MWh och [75–90] euro per MWh. Om man utgår från ett fast lösenpris på [65–80] euro/MWh (i 2020 års reella priser), skulle den förväntade internräntan för eget kapital enligt de olika känslighetsberäkningarna ligga på […] % före vinstdelningen under avtalstiden, […] % före vinstdelningen under projektets varaktighet och […] % efter vinstdelningen vid marknadspriser på 150 euro/MWh, […] % både före och efter vinstdelningen vid priser på 40 euro/MWh, […] % både före och efter vinstdelningen vid priser på 20 euro/MWh, och […] % både före och efter vinstdelningen vid priser på 10 euro/MWh samt på minus 10 euro/MWh.

(149)

Såsom förklaras i skäl 145 utarbetade Tjeckien en årlig intäktsmodell som beräknar kraftverkets intäkter för varje drifttimme, på grundval av uppskattade timbaserade marknadspriser och med antagande av att produktionen optimeras som svar på marknadsprissignalerna, samtidigt som hänsyn tas till planerat och oplanerat underhåll. Timpriskurvorna fastställdes på grundval av prisvolatiliteten på årsbasis för 2035 enligt ČEZ:s centrala prisscenario, vilket tillämpades på de årliga prisprognoserna under tillgångens livstid. För varje timpriskurva beräknades sedan kraftverkets intäkter med hjälp av den ersättningsformel som beskrivs i avsnitt 3.6.1, på grundval av antagandet att produktionen optimeras för att svara på marknadssignalerna inom ramen för kärnkraftverkets tekniska kapacitet.

(150)

Tjeckien uppskattade inverkan på kraftverkets lönsamhet baserat på ett antagande om drift med lastföljning enligt beskrivningen ovan, jämfört med ett scenario med drift utan lastföljning där produktionen bibehålls med en genomsnittlig årlig tillgänglighetsnivå på [75–100] % av kraftverkets kapacitet. Med lastföljning uppskattar de tjeckiska myndigheterna att kraftverkets drift kommer att ha en genomsnittlig tillgänglighet på [70–90] % av kraftverkets kapacitet (som en följd av en förväntad produktionsminskning till 75 % under perioder där marknadspriserna p är lägre än kostnaderna c), vilket gör att man i genomsnitt uppnår 101,24 % av de intäkter och 96,59 % av de kostnader som kraftverket skulle ha uppnått utan lastföljning under projektets löptid. De tjeckiska myndigheterna betonar att resultatet av analysen i hög grad styrs av profilen för de förmodade marknadspriserna, som är hypotetiska till sin natur, och kan endast betraktas som teoretiska indikatorer på kraftverkets prestanda.

(151)

Den ersättningsformel som beskrivs i skäl 88 ger EDU II intäktsstabilitet oberoende av det genomsnittliga marknadsläget under elköpsavtalsperioden (2038–2078).

(152)

Eftersom resultatet av anbudsförfarandet inte är känt vid tidpunkten för antagandet av detta beslut lämnade Tjeckien in preliminära kostnadsberäkningar baserade på riktmärkning och offentligt tillgänglig information från utformningen och driften av befintliga anläggningar. Tjeckien erkänner att kostnadsprognosernas tillförlitlighet är begränsad eftersom det inte finns några direkt jämförbara projekt i Tjeckien sedan tidigare och utformningsarbetet ännu inte är tillräckligt detaljerat. Tjeckien hävdar dock att man förväntar sig att ett konkurrensutsatt anbudsförfarande för entreprenören för konstruktion, upphandling och uppförande borde ge den ekonomiskt mest fördelaktiga lösningen som bör minimera kostnaderna.

(153)

Enligt grundscenariot uppskattas de totala kapitalutgifterna, dvs. kostnaderna för uppförande (den s.k. byggkostnaden över natten), till […]/kW, vilket motsvarar […] miljarder euro i 2020 års reala priser (och […] miljarder euro i nominella priser).

(154)

Tjeckien hävdar vidare att det med tanke på kärnkraftverkens komplexitet och tekniska särdrag inte är ovanligt att byggkostnaderna blir mycket högre än vad som ursprungligen förutsågs. Tjeckien angav att i ett värsta scenario med kostnadsöverskridanden liknande dem för kärnkraftverken i Vogtle (USA) och Hinkley Point C (Förenade kungariket) skulle projektets byggkostnad över natten kunna uppgå till [14 000–15 000] euro per kW, eller [17–18] miljarder euro (i 2023 års reala priser).

(155)

De rörliga driftskostnaderna omfattar bränslekostnader, avgifter för avfallshantering som betalas till staten, drifts- och underhållskostnader exklusive bränslekostnader och ett krav på löpande avsättningar för avvecklingskostnader. Sammanlagt uppskattar de tjeckiska myndigheterna de rörliga driftskostnaderna till cirka [10–15] euro/MWh (med uppskattningar av bränsleanskaffningskostnader på […] euro/MWh, kostnader för avveckling och avfallshantering på […] euro/MWh och rörliga drift- och underhållskostnader på […] euro/MWh). De rörliga driftskostnaderna används som indatavariabel (c) i elköpsavtalets ersättningsformel och för att uppskatta lastföljningen baserat på timpriserna på spotmarknaden.

(156)

De totala driftskostnaderna i den finansiella modellen omfattar också löpande livscykelkostnader på […] euro/MWh, vilka enligt de tjeckiska myndigheterna är kostnader för utbyte och omfattande renovering av komponenter i kraftverket, men inte kostnader för förlängning av livslängden. Driftskostnaderna i den finansiella modellen omfattar dessutom fasta driftskostnader på [10–20] euro/MWh, vilket enligt de tjeckiska myndigheterna omfattar löner, inköpta tjänster, försäkringar och skatter, avgifter, inspektioner och översynskostnader, avvecklingsavsättningar och diverse kostnader.

(157)

För att återspegla lastföljningens kostnadseffekt har de tjeckiska myndigheterna lagt till driftskostnader på […] euro/MWh. Enligt de tjeckiska myndigheterna omfattar merkostnaderna rörande lastföljning i kärnkraftverk en ökad driftskomplexitet, underhåll och bränsleeffektivitetsproblem, samtidigt som dessa merkostnader styrs av faktorer såsom kärnkraftverkets specifika utformning, dess ålder, regelverket inom ramen för vilket kärnkraftverket är verksamt och dess driftsrutiner. Det nuvarande antagandet på […] euro/MWh utgör en första uppfattning och kommer att ses över efter anbudsförfarandet rörande konstruktion, upphandling och uppförande och som en del av de regelbundna översynerna.

(158)

Efter slutförandet av anbudsförfarandet för konstruktion, upphandling och uppförande kommer Tjeckien att uppdatera vissa kostnadsantaganden som beskrivs ovan (se bilagan). Mer specifikt kommer byggkostnaderna över natten, de rörliga driftskostnaderna (bränslekostnader, drifts- och underhållskostnader, kostnader för avveckling och avfallshantering), livscykelkostnaderna, de fasta driftskostnaderna, lastföljningskostnaderna och antagandena om tillgänglighet att uppdateras och användas i den finansiella modellen för att beräkna det inledande lösenpriset.

(159)

Under de periodiska översynerna kan vissa antaganden uppdateras (dvs. justeras uppåt eller nedåt), inklusive antagandena om inflationen, de rörliga driftskostnaderna, livscykelkostnaderna, de fasta driftskostnaderna, lastföljningskostnaderna och lönsamhetsberäkningarna för lastföljningen (se bilagan). Översynen kommer att övervakas av en oberoende tredje part, som förväntas vara det tjeckiska energitillsynskontoret.

(160)

Dessutom kan vissa antaganden uppdateras på grund av berättigade skäl, såsom beskrivs i avsnitt 3.8.

(161)

Såsom förklaras i beslutet att inleda förfarandet föreslog de tjeckiska myndigheterna ursprungligen en kontrollmekanism för överkompensation som består av en vinstdelning för eget kapital med tröskelvärdet fastställt på samma nivå som målet för avkastningen på eget kapital på [9–11] % och en fördelningsfaktor på 50:50.

(162)

Efter de föreslagna ändringarna av åtgärd 1, särskilt med avseende på minskningen av elköpsavtalets löptid från 60 till 40 år, vilket enligt Tjeckien utsätter stödmottagaren för marknadsprisrisker under de sista 20 åren av tillgångens livslängd, hävdar de tjeckiska myndigheterna att en något modifierad vinstdelning för eget kapital skulle vara lämplig, eftersom den mer exakt skulle återspegla stödmottagarens högre riskexponering för marknadspriser efter det att elköpsavtalet löpt ut. Därför kommer vinstdelningen för eget kapital att innebära att

(163)

Tjeckien förklarade att projektets faktiska avkastning kommer att bedömas vart femte år under projektets operativa livslängd för att utröna om övervinster har uppstått. Denna bedömning kommer att genomföras i) första gången efter utgången av det räkenskapsår då det tillstånd som erhållits för driften av kärnkraftverket träder i kraft eller, om den görs tidigare, efter utgången av det räkenskapsår som omedelbart föregår utgången av en femårsperiod från början av leveransen av el från kärnkraftverket till nätet (den inledande överkompensationsgranskningen) och ii) vart femte år därefter (den därpå följande överkompensationsgranskningen) till dess att projektet upphör med sin kommersiella verksamhet.

(164)

Bedömningen kommer att baseras på den senaste versionen av den finansiella modellen och uppdateras i enlighet därmed i slutet av det räkenskapsår som föregår bedömningen (bedömningsdatumet) med faktiska inkomst- och kostnadssiffror.

(165)

Bedömningen kommer att pröva huruvida den faktiska avkastningen på eget kapital (den faktiska internräntan för eget kapital) överskrider ett tröskelvärde för internräntan för eget kapital (tröskelvärdet för överkompensation). Den faktiska internräntan för eget kapital kommer att vara den avkastning som uppnås med det lösenpris och de marknadsintäkter samt andra ersättningsformelparametrar som gäller på bedömningsdatumet. Fastställandet av den faktiska internräntan för eget kapital kommer att återspegla projektets faktiska resultat från projektets inledning fram till tidpunkten för respektive bedömning. Ingen hänsyn kommer att tas till prognostiserade kassaflöden fram till slutet av verksamheten. Tröskelvärdet för överkompensation har fastställts på förhand till [9–11] % under projektets hela livslängd (dvs. både under och efter elköpsavtalets inköpsperiod).

(166)

Om den faktiska internräntan för eget kapital överstiger tröskelvärdet för överkompensation anses överkompensation av eget kapital ha ägt rum (överkompensation av eget kapital). I händelse av överkompensation av eget kapital kommer ett kontant engångsbelopp (överkompensationsbelopp) att återbetalas till staten och till ČEZ. Eventuella överkompensationsbelopp kommer endast att betalas ut direkt efter en överkompensationsgranskning och inte under det år då den eventuella överkompensationen ägde rum.

(167)

Om en överkompensation av eget kapital anses ha ägt rum ska kompensationsbeloppet för eget kapital beräknas enligt följande:

(168)

Det första steget innebär att man kvantifierar det kontantbelopp som motsvarar skillnaden mellan den faktiska internräntan för eget kapital och överkompensationen av internräntan för eget kapital med beaktande av tidpunkten för kassaflödena och med undantag för eventuella kompensationsbelopp för eget kapital som tidigare betalats till staten.

(169)

Det andra steget innebär att detta belopp multipliceras med fördelningskvoten för att fastställa utbetalningen, som skickas till stödmottagaren. Återstoden betalas till staten. Tjeckien bekräftade vidare att justeringarna för överkompensation kan utgöras av en engångsbetalning eller en justering av elköpsavtalets lösenpris.

(170)

Tjeckien har för avsikt att bevilja ett statligt lån, det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet, för att finansiera etapp 2 (projektutveckling) och etapp 3 (uppförande). Tjeckien hävdar att de förväntade kapitalutgifterna för etapp 2 och 3 enligt basscenariot är […] miljarder euro (nominellt värde i 2020 års priser). Tjeckien tillhandahöll dock även scenarier som baserades på högre kapitalutgifter. Baserat på tidigare kärnkraftsprojekt med den högsta kostnaden för slutförande (dvs. Vogtle och HPC) har kapitalutgifterna för etapperna 2 och 3 uppskattats till [17–18] miljarder euro (i 2023 års reala värden). Det exakta lånebeloppet kommer att fastställas på grundval av resultatet av anbudsförfarandet och undertecknandet av avtalet om konstruktion, upphandling och uppförande för att finansiera projektets utveckling.

(171)

Tjeckien hävdar att beviljandet av ett lån har följande fördelar jämfört med beviljandet av en statlig garanti för ett marknadsbaserat lån. För det första eliminerar det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet risken för att det inte skulle finnas någon kommersiell marknad där man kan säkra finansieringen av projektet. För det andra erbjuder det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet en mer läglig lösning för att organisera det övergripande finansieringspaketet jämfört med en kommersiell lånefacilitet. För det tredje skulle det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet medföra lägre skuldkostnader eftersom det utgör en direkt utlåning från staten och lägre avgifter i samband med att man organiserar och säkrar finansieringen under hela byggperioden. De tjeckiska myndigheterna förklarade vidare att mot bakgrund av den stora skulden och marknadens riskobenägenhet när det gäller kärnkraftsprojekt skulle den högre kostnaden för potentiell marknadsbaserad utlåning leda till ett högre lösenpris i elköpsavtalet. Dessutom uppgav de tjeckiska myndigheterna att staten har större flexibilitet när det gäller att besluta om det slutliga finansieringsbeloppet jämfört med marknadsbaserade långivare, och att denna flexibilitet krävs med tanke på att avtalet om konstruktion, upphandling och uppförande ännu inte har ingåtts.

(172)

Det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet förväntas täcka 100 % av kostnaderna under etapperna 2 och 3 (se skäl 67). Det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet kommer att säkras med tillgångar från EDU II, och man kommer inte att utnyttja ČEZ eller någon garanti från ČEZ för det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet. Stödmottagaren kommer att betala en ränta på 0 % under projektets byggfas (94). Den årliga räntan kommer därefter att motsvara kostnaderna för statsskulden såsom fastställs av finansministeriet i form av en procentsats för det aktuella året plus 1 procentenhet, men inte utgörande mindre än 2 % per år (95). Det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet kommer att fastställas när upphandlingsförfarandet för avtalet för konstruktion, upphandling och uppförande har slutförts.

(173)

Det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet kommer att finnas tillgängligt för utnyttjande från och med den dag då elköpsavtalet, investeringsavtalet och det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet träder i kraft. Utnyttjandet sker regelbundet (t.ex. årligen) i linje med EDU II:s uppdaterade budget.

(174)

Det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet kommer att amorteras på grundval av projektets specifika delmål, etapper och förväntade förändringar under 30 år. Amorteringen av det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet börjar i och med att tillståndet beviljas i enlighet med atomrättslagen. Fram till dess kommer en skuldtjänstereserv enbart för amortering av och betalning av ränta för det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet (skuldtjänstereserven) att inrättas under perioden fram till dess att amorteringen börjar, och därefter innehas av EDU II under amorteringsperioden och endast användas för amortering av och betalning av ränta för det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet i händelse av kontantunderskott. Om den inte används under amorteringsperioden ska skuldtjänstereserven användas för de sista delbetalningarna och räntebetalningarna.

(175)

Om EDU II meddelar staten att projektet kräver att amorteringen av det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet avbryts för att förhindra ett finansiellt fallissemang (96), att EDU II har använt hela skuldtjänstreserven och att ČEZ inte bryter mot sina skyldigheter (97) avseende åtagandena rörande eget kapital (ett meddelande om amorteringsavbrott) kommer amorteringen av och betalningen av ränta för det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet att avbrytas under den period som krävs för att förhindra det finansiella fallissemanget.

(176)

Frivillig förskottsbetalning av det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet och/eller refinansiering kommer att tillåtas enligt villkoren för det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet.

(177)

Om kontrollen över EDU II ändras är EDU II skyldigt att återbetala lånebeloppet plus ränta inom den period som anges i beslutet om det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet, såvida inte samtliga aktier i EDU II förvärvas av den tjeckiska staten.

(178)

EDU II kommer att ha rätt att betala ut utdelning från början av elköpsavtalet i enlighet med de överenskomna parametrarna och med förbehåll för att eventuella förfallna betalningar av det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet först ska betalas. EDU II kommer också att tillåtas betala fria medel till ČEZ genom andra kanaler (t.ex. genom betalningar inom ramen för aktieägarskulder eller genom företagsinterna skulder som EDU II tillhandahåller till ČEZ).

(179)

Fram till dess att det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet till fullo återbetalas av EDU II (inklusive förfallna räntor) får ingen utdelning eller utbetalning göras av EDU II till ČEZ eller någon medlem av ČEZ-gruppen, med undantag för betalning av priset för de koncerninterna varor eller tjänster som krävs för EDU II och/eller för driften och underhållet av kärnkraftverket. I den utsträckning som anges för det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet innebär dock föregående mening inte ett förbud eller en begränsning av betalningar från eller till EDU II i samband med en poolning av likvida medel inom ČEZ-gruppen, i det fall EDU II deltar i en sådan poolning.

(180)

Om det skulle förekomma kostnadsöverskridanden kan det avslutningsvis inte uteslutas att återbetalningen av det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet delvis kan kräva en refinansiering via privata marknadsbaserade lån. I detta scenario skulle återbetalningen av investeringskostnaderna inte längre vara direkt kopplad till perioden för det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet.

(181)

Den tredje åtgärden för att stödja projektet är ett kostnadstäckningsskydd för ČEZ om Tjeckien skulle besluta att ändra sin nationella politik för kärnenergi eller inte bevilja åtgärderna 1 eller 2, eller om det skulle förekomma berättigade skäl (mekanismen för skydd mot ändring av lag eller policy) (98).

(182)

Mekanismen för skydd mot ändring av lag eller policy består av en säljoption (99) för ČEZ eller en köpoption (100) för staten om vissa omständigheter skulle föreligga. Denna åtgärd fastställs i ett avtal mellan de tjeckiska myndigheterna och ČEZ och EDU II tillsammans med ČEZ:s skyldighet att tillhandahålla finansiering av eget kapital för projektet.

(183)

Fram till undertecknandet av investeringsavtalet fastställs i det första genomförandeavtalet ramen för samarbetet om projektet, inklusive mekanismen för skydd mot ändring av lag eller policy för projektets första etapp. I det första genomförandeavtalet fastställs närmare bestämt förfarandena och metoderna för omförhandling av avtalsvillkoren i händelse av berättigade skäl, och för försäljning av andelar till staten på grund av berättigade skäl under projektets första etapp. I det första genomförandeavtalet beskrivs metoderna för köp av andelar i syfte att garantera att transaktionen är neutral för båda parter (t.ex. genom att säkerställa att inköpspriset motsvarar de medel som investerats i EDU II, att det inte sker några intäktsöverföringar från EDU II till ČEZ, osv.).

(184)

De tjeckiska myndigheterna förklarar att köpeskillingen för försäljningen av alla andelar till staten fram till slutet av etapp 1 är fastställd till 4 509 591 000 tjeckiska koruna med en eventuell tilläggsavgift på grund av berättigade skäl som inte överstiger 200 000 000 tjeckiska koruna, vilket motsvarar det totala belopp för de kapitalbidrag som ČEZ kommer att tillhandahålla. I ett separat avtal har parterna fastställt på vilka villkor dessa belopp kommer att inbegripa en ekonomisk avkastning på investeringen och på vilka villkor de inte kommer att göra det. Om projektet avslutas av berättigade skäl kommer som regel en avkastning på investeringen också att tillfalla ČEZ.

(185)

De tjeckiska myndigheterna förklarar vidare att mekanismen för skydd mot ändring av lag eller policy kommer att garantera att EDU II skyddas med avseende på händelser som ligger utanför dess kontroll (t.ex. när det gäller ”berättigade skäl” (101)), såsom föreskrivs i elköpsavtalet (se skäl 104). I synnerhet när det gäller berättigade skäl som förhindrar eller försenar fullgörandet av EDU II:s rättsliga skyldigheter kommer EDU II att förlåtas för detta bristande fullgörande eller dessa förseningar i fullgörandet av dess skyldigheter. Om ett berättigat skäl leder till förseningar i genomförandet av projektet kommer på samma sätt måldatumet för idrifttagning att senareläggas med en dag i taget. Avslutningsvis kommer EDU II att ha rätt till ekonomisk ersättning om ett berättigat skäl inträffar.

(186)

De tjeckiska myndigheterna förklarar att syftet med denna åtgärd är att minimera det stödbelopp som krävs för att fastställa lösenpriset genom att skapa en godtagbar ram för riskfördelning. Effekten av denna åtgärd är att begränsa risken för investeraren och samtidigt minska avkastningsintervallet för investeringen. Syftet är att skydda EDU II från vissa risker (se bilagan till beslutet att inleda förfarandet). Samtidigt kommer EDU II att bära risken för att projektets kostnader överskrids av andra skäl än de berättigade skälen. De tjeckiska myndigheterna har tillhandahållit en översikt över förändringar som skulle godtas som berättigade skäl. Dessa inbegriper ändringar av underlaget för beräkningen av lösenpriset beroende på resultatet av upphandlingen av en entreprenör för konstruktion, upphandling och uppförande (när det gäller kapitalkostnader, byggperiodernas varaktighet, tillgänglighetsperioder (102), drift, underhåll, bränsle- och livscykelkostnader (103) samt kapacitet såväl som anläggningens tekniska kapacitet) eller av det slutliga fastställandet av det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet (räntan, lånebeloppet och betalningsvillkoren som fastställts inom ramen för det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet (se skäl 172) samt antagandena om kommersiella lån baserat på beloppet och villkoren för det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet). I detta avseende bekräftar de tjeckiska myndigheterna att den finansiella modellen bygger på den rättsliga minimiflexibilitet som krävs för kraftverket och att varje ökning av flexibiliteten skulle leda till effektivare antaganden om lastföljning, vilket därmed skulle minska lösenpriset.

(187)

De omfattar även förändringar under projektets löptid som, i den mån de grundar sig på berättigade skäl, kommer att uppdateras i de regelbundna översynerna av elköpsavtalsvillkoren, inklusive ändringar av drifts- och investeringskostnaderna (både ökningar och minskningar) samt ändringar av lagstiftningen, t.ex. avvecklingsparametrar och skattesatser. De tjeckiska myndigheterna medger att det inte är motiverat att utnyttja (eller inte utnyttja) anläggningens tekniska flexibilitet för att optimera produktionen mot bakgrund av ändrade marknadspriser (lastföljning) i syfte att motivera ytterligare kostnadsökningar utöver den allmänna uppdateringen av driftskostnaderna som sker i den regelbundna femårsöversynen (se avsnitt 3.6.7). De tekniska begränsningarna för lastföljning uteslöts därför från förteckningen över berättigade skäl. Mekanismen för skydd mot ändring av lag eller policy syftar till att säkerställa projektets övergripande godtagbarhet för investeraren och staten.

(188)

Den nationella rättsliga grunden för denna åtgärd är lagen om åtgärder för Tjeckiens övergång till koldioxidsnål energi och om ändring av lag nr 165/2012 (104).

(189)

De tjeckiska myndigheterna förklarade att stödet också kommer att regleras av lag nr 218/2000 Sb., lagen om budgetregler och om ändring av vissa därmed förknippade rättsakter (budgetregler), i dess ändrade lydelse, samt de olika kontrakten och avtalen med stödmottagaren, enligt beskrivningen nedan.

(190)

I ramavtalet om samarbete om uppförande av nya kärnenergikällor i Tjeckien, som undertecknades mellan ministeriet, ČEZ och EDU II den 28 juli 2020, fastställdes en allmän ram för inledandet och den därpå följande utvecklingen av samarbetet mellan parterna om projektet för uppförande av nya kärnenergikällor vid Dukovanyanläggningen. Det innehåller inte några särskilda rättsligt bindande skyldigheter för parterna. Projektet villkoras i ramavtalet med förhandsgodkännande av statligt stöd.

(191)

Det första genomförandeavtalet mellan ministeriet, ČEZ och EDU II innehåller rättsligt bindande arrangemang för parternas rättigheter och skyldigheter under projektets första etapp, dvs. fram till valet av entreprenör för konstruktion, upphandling och uppförande. Det undertecknades den 28 juli 2020 och ändrades därefter den 24 december 2022, den 20 december 2023 och den 30 januari 2024.

(192)

Den 26 januari 2024 tillhandahöll de tjeckiska myndigheterna kopior av

(193)

De tjeckiska myndigheterna anger att villkoren i ovannämnda avtal kommer att fastställas när upphandlingsförfarandet för val av entreprenör för konstruktion, upphandling och uppförande har avslutats och projektets investerings- och driftskostnader samt dess tekniska egenskaper har bekräftats. Av samma skäl kommer vissa av den finansiella modellens indata som ska användas för att räkna om elköpsavtalets lösenpris att uppdateras så att de återspeglar villkoren i avtalet om konstruktion, upphandling och uppförande (se bilagan).

(194)

De tjeckiska myndigheterna förklarar vidare att resten av villkoren i de avtalsdokument som anges i skäl 191 samt de slutliga finansieringsdokumenten kommer att innehålla standardklausuler som varje investerare skulle efterfråga och rimligen skulle kunna förvänta sig att nå en överenskommelse om i ett liknande projekt. Om respektive slutliga avtalsdokument förbättrar avtalsvillkoren genom att ändra riskbalansen, förväntningarna på avkastningen eller kostnadstäckningen för projektet och den därtill hörande infrastrukturen till förmån för stödmottagarna, eller på annat sätt skulle innehålla ytterligare inslag som kan utgöra statligt stöd, åtar sig de tjeckiska myndigheterna att anmäla dessa till Europeiska kommissionen innan de genomförs.

(195)

De tjeckiska myndigheterna förklarade att informationen om projektet kommer att offentliggöras på ministeriets webbplats, https://www.mpo.cz/cz/energetika/.

(196)

Det totala finansieringsbehovet för projektet enligt det inledande fallet har uppskattats till […] miljarder euro (i reala termer, 2020 års priser) eller […] miljarder euro i nominella termer, och kommer att finansieras genom 0,18 miljarder euro från ČEZ under etapp 1, och genom ett statligt lån på [9,8–10,8] miljarder euro, det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet, under etapperna 2 och 3.

(197)

ČEZ har åtagit sig att tillhandahålla ytterligare 1,77 miljarder euro i villkorat eget kapital för att finansiera eventuella kostnadsöverskridanden som inte orsakas av berättigade skäl. ČEZ och staten kommer att komma överens om detaljerna i strategin för finansieringen av eventuella kostnadsöverskridanden. ČEZ:s totala maximala kapitalåtagande för projektet i utvecklings- och byggfasen kommer att uppgå till 1,95 miljarder euro.

(198)

De tjeckiska myndigheterna förklarar att taket för överskridanden är ett resultat av de kommersiella förhandlingarna mellan parterna och av en effektiv och optimal riskfördelning för projektet. De anser att projektet inte skulle kunna genomföras med ett förutsättningslöst finansiellt åtagande.

(199)

Såsom nämns i avsnitt 3.6.6 räknar de tjeckiska myndigheterna med att byggkostnaderna för projektet kommer att vara […] euro/kW (över natten, dvs. utan ränta under byggperioden, med 2020 års priser), och utgår från att driftskostnaderna kommer att ligga på omkring [25–50] euro/MWh (med 2020 års priser), i vilka ingår bränsle, drift och underhåll, förnyelsekostnader under livscykeln samt avvecklings- och avfallshanteringskostnader. I ett alternativt scenario (105) uppskattar de tjeckiska myndigheterna att de byggkostnader för projektet som inte har att göra med överskridanden orsakade av berättigade skäl är 10 % högre.

(200)

Såsom anges i skäl 154 förklarade de tjeckiska myndigheterna att i ett värsta scenario med kostnadsöverskridanden liknande dem som uppstod för Vogtle och Hinkley Point C skulle projektets byggkostnader över natten kunna uppgå till [17–18] miljarder euro (i 2023 års reala priser) eller […] miljarder euro i nominella termer. I ett sådant fall, om kostnadsöverskridandena helt och hållet skulle utlösas av berättigade skäl, skulle beloppet för det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet uppgå till […] miljarder euro i nominella termer.

(201)

Kostnadsberäkningarna är i detta skede vägledande och har utarbetats på grundval av tidigare erfarenheter. De faktiska kostnaderna kommer att fastställas på grundval av resultatet av anbudsförfarandet för konstruktion, upphandling och uppförande samt den valda tekniken.

(202)

Åtgärden kan inte kumuleras med annat stöd som erhållits för att täcka samma kostnader som de som kommer att uppstå inom ramen för projektet.

(203)

De tjeckiska myndigheterna hävdade att all relevant information om åtgärden kommer att offentliggöras på en nationell webbplats (106) samt i kommissionens öppenhetsregister.

(204)

Kommissionen antog beslutet att inleda förfarandet den 30 juni 2022. Kommissionen ansåg preliminärt att åtgärderna utgjorde statligt stöd och uttryckte tvivel om åtgärdernas förenlighet med den inre marknaden enligt artikel 107.3 c i EUF-fördraget. I beslutet att inleda förfarandet uttryckte kommissionen i synnerhet tvivel om stödets lämplighet och proportionalitet samt om eventuella snedvridningar av konkurrensen och handeln.

(205)

När det gäller tvivlen på lämplighet i beslutet att inleda förfarandet frågade kommissionen om kombinationen av det köpeavtal med fast pris som ursprungligen föreslogs jämte det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet och mekanismen för skydd mot ändring av lag eller policy var ett lämpligt instrument för att tillhandahålla stöd, särskilt när det jämförs med andra instrument som ansågs lämpliga för tidigare gjorda kärnenergiinvesteringar. Kommissionen uttryckte tvivel om huruvida en högre risknivå för stödmottagaren inte skulle ha varit lämpligare. Mer specifikt konstaterade kommissionen i beslutet att inleda förfarandet att man genom att isolera stödmottagaren från betydande marknadsrisker kan ha förhindrat vissa incitament för konkurrenskraftigt beteende, och ansåg att de tre åtgärderna tillsammans (dvs. bestämmelsen om skydd mot ändring av lag eller policy, köpeavtalet och det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet) avsevärt minskade marknadsrisken. Mot bakgrund av ovanstående ansåg kommissionen att det var oklart huruvida den balans som Tjeckien föreslog för användningen av de tre åtgärderna var den rätta, och huruvida det kunde behövas alternativa instrument eller en ändring av de föreslagna instrumenten för att säkerställa en högre grad av exponering för marknadsrisk (107).

(206)

När det gäller projektets proportionalitet uttryckte kommissionen i beslutet att inleda förfarandet tvivel om huruvida löptiden för köpeavtalet på 60 år hade begränsats till vad som var absolut nödvändigt för att säkerställa att projektet skulle genomföras. Kommissionen noterade särskilt att löptiden är avsevärt längre än återbetalningsperioden för det ekonomiska stödet (30 år efter dagen för inledningen av den kommersiella verksamheten i detta fall) samt varaktigheten för det stöd som godkänts i tidigare fall (108). Kommissionen noterade vidare att även om långfristiga kontrakt är ett vanligt krav för att möjliggöra stora långsiktiga investeringar, omfattar kontraktets löptid inte alltid nödvändigtvis ett projekts hela ekonomiska livslängd.

(207)

I beslutet att inleda förfarandet uttryckte kommissionen dessutom tvivel om huruvida de antaganden som användes för att uppskatta den erforderliga avkastningen på eget kapital korrekt återspeglade investerarens riskexponering. Kommissionen uttryckte i synnerhet tvivel rörande den premie för uppförande och drift av kärnkraftverk som lades till i uppskattningen enligt CAPM-modellen, med tanke på stödmottagarens minskade riskexponering på grund av de tre stödåtgärderna samt möjligheten att justera priset i energiköpsavtalet. Därefter ifrågasatte kommissionen om den erforderliga avkastningen på eget kapital korrekt avspeglar de risker som bärs av stödmottagaren, och om denna avkastning motsvarar en rimlig avkastning för en investerare i en sådan verksamhet, eftersom köpeavtalet överför både pris- och marknadsrisker till specialföretaget och därmed till staten (109).

(208)

I beslutet att inleda förfarandet uttryckte kommissionen dessutom tvivel om huruvida den vinstdelningsmekanism för eget kapital som Tjeckien föreslagit i tillräcklig utsträckning skulle förhindra överkompensation, särskilt eftersom den innehåller en fördelningsfaktor på 50:50 mellan staten och EDU II (110).

(209)

När det gäller ČEZ som projektansvarig noterade kommissionen dessutom att en öppen urvalsprocess för den projektansvarige skulle ha kunna lett till en minskning av det stöd som krävs för att genomföra projektet (111).

(210)

När det gäller tvivel rörande eventuella negativa effekter på handel och konkurrens ifrågasatte kommissionen valet av ČEZ som stödmottagare för projektet och det faktum att ČEZ valdes utan något anbuds- eller urvalsförfarande, och möjligen utan att några andra potentiella aktörer faktiskt beaktades. Därefter tog kommissionen upp frågan om varför ČEZ skulle vara den effektivaste aktören, varför inget anbudsförfarande eller någon annan urvalsmekanism genomfördes och på vilka tekniska eller ekonomiska grunder ČEZ valdes. Valet av ČEZ väcker tvivel om en potentiell snedvridning av marknadsstrukturen med tanke på ČEZ:s starka ställning på den tjeckiska elmarknaden (112).

(211)

Kommissionen angav vidare att möjligheterna för ČEZ att manipulera priserna och hålla inne med kapacitet inte helt kan uteslutas. Under perioder då marknadspriserna är högre än det fasta priset i energiköpsavtalet var det till exempel inte uteslutet att ČEZ-gruppen skulle ha ett ekonomiskt incitament att minska EDU II:s produktion, så att andra ČEZ-enheter skulle kunna sälja mer energi till de högre marknadspriserna. Kommissionen ansåg att en eventuell otillbörlig marknadspåverkan inte kunde uteslutas, särskilt på grund av ČEZ:s nuvarande starka marknadsställning när det gäller elproduktionskapacitet och den faktiska produktionen i Tjeckien. Mot bakgrund av ovanstående uttryckte kommissionen tvivel avseende huruvida ČEZ eller EDU II skulle ha incitament eller förmåga att manipulera marknaden (113).

(212)

Kommissionen uttryckte slutligen tvivel om specialföretagets roll på marknaden. Kommissionen noterade särskilt att det var oklart om specialföretaget skulle ha tillräckliga incitament att agera som en vinstmaximerande privat enhet eftersom specialföretaget kan balansera sina förluster med medel från staten, såvida inte ett separat företag som drivs av en vinstmaximeringsstrategi och som väljs ut genom ett öppet anbudsförfarande som inte leder till en återintegrering av specialföretagets handelsverksamhet med ČEZ faktiskt påtar sig denna roll. Dessutom ansåg kommissionen att det fanns en risk för att stöd till specialföretaget skulle kunna spilla över till stora elkonsumenter. Denna risk kan förvärras ytterligare av att specialföretaget kommer att kontrolleras av staten. Eftersom det ännu inte är helt klart hur specialföretaget kommer att sälja elen eller till vem, kan det inte uteslutas att specialföretaget kan ingå bilaterala avtal på fördelaktiga villkor med industriella konsumenter (114). Avslutningsvis uppgav kommissionen att en snedvridning av marknaden skulle kunna uppstå eftersom det är osäkert om strukturen med specialföretaget och energiköpsavtalet skulle kunna hindra marknadssignaler från att nå kraftverksoperatören (115).

(213)

Tjeckien besvarade beslutet att inleda förfarandet den 30 augusti 2022. Tjeckiens inlaga innehöll flera analyser som svar på kommissionens tvivel i beslutet att inleda förfarandet med avseende på åtgärdens lämplighet, proportionalitet och inverkan på handeln och konkurrensen.

(214)

Det bör noteras att Tjeckien i sitt svar på beslutet att inleda förfarandet diskuterar de statliga stödåtgärder som beskrivs i beslutet att inleda förfarandet. De nuvarande stödåtgärderna, som omfattar ändringar jämfört med de ursprungligen planerade åtgärderna som infördes för att åtgärda de tvivel som kommissionen uttryckte i sitt beslut att inleda förfarandet, beskrivs närmare i avsnitt 3 i detta beslut.

(215)

Tjeckiens argument beskrivs närmare nedan.

(216)

I sitt svar på beslutet att inleda förfarandet hävdade Tjeckien att alla tre åtgärderna i projektet krävs under de nuvarande osäkra och snabbt föränderliga marknadsvillkoren för att åtgärda de marknadsmisslyckanden som är förbundna med utvecklingen av kärnkraften (dvs. kapitalkravets omfattning, den långvariga exponeringen för marknadsprissignaler som i sig snedvrids av ingripanden, och den långvariga exponeringen för politiska beslut), såsom kommissionen erkände i beslutet att inleda förfarandet (116). Enligt Tjeckien krävs separata men sammanlänkade statliga ingripanden för att åtgärda ovannämnda marknadsmisslyckanden.

(217)

För det första skulle det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet, i avsaknad av finansiering på marknadsvillkor från privata källor på grund av de omfattande investeringarna och de andra risker som är förbundna med utvecklingen av kärnkraftsprojekt, minska risken med kapitalkravets betydande omfattning.

(218)

För det andra innebär den långa exponeringen för marknadsprissignaler att projektet utsätts för en hög intäktsrisk jämte betydande fasta kostnader som leder till en mycket hög operativ skuldsättningsgrad, vilket ogillas av privata investerare. Denna risk skulle hanteras genom det långsiktiga prisskydd som erbjuds av elköpsavtalets villkor (117).

(219)

För det tredje skulle den långvariga exponeringen för politiska beslut, som förekommer i projektets samtliga etapper (dvs. från utvecklingen fram till avvecklingen), hanteras genom mekanismen för skydd mot ändring av lag eller policy, inklusive det skydd rörande berättigade skäl som fastställs i elköpsavtalet.

(220)

Till stöd för ovanstående lämnade de tjeckiska myndigheterna in en förteckning över kärnkraftsprojekt som övergetts till följd av ett eller flera av de ovannämnda marknadsmisslyckandena avseende utvecklingen av kärnkraftsprojekt. (118)

(221)

De tjeckiska myndigheterna förklarade vidare att de nuvarande marknadsvillkoren utöver dessa huvudsakliga marknadsmisslyckanden har ökat riskerna avsevärt för projektansvariga för nya kärnkraftsprojekt. Dessa omfattar i) den pågående teknikomställningen, till exempel i riktning mot förnybara energikällor och vätgas, som kan leda till att kärntekniken trängs ut av källor med minimala marginalkostnader för produktion, ii) det makroekonomiska landskapet, som bland annat utsattes för inflationstryck samt förändringar i räntor och valutakurser, iii) volatiliteten i marknadspriserna för råvaror, vilket leder till volatilitet i elpriserna och s.k. ”svarta svan”-händelser – såsom den ryska aggressionen mot Ukraina, som ledde till störningar på marknaden och i försörjningskedjorna.

(222)

Dessutom presenterade de tjeckiska myndigheterna kontrafaktiska scenarier enligt vilka de huvudsakliga risker som beskrivs ovan inte skulle minskas om någon av de tre stödåtgärderna i projektet skulle tas bort, vilket skulle undergräva projektets lönsamhet och leda till oacceptabla risker för den projektansvarige och slutligen till att projektet inte slutförs.

(223)

I det första kontrafaktiska scenariot förklarade de tjeckiska myndigheterna att det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet tillhandahåller det kapital som krävs för att bygga den nya kärnkraftsenheten och minskar risken för marknadsmisslyckande till följd av det mycket stora kapitalkravet och den höga graden av byggrelaterad risk. I avsaknad av det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet hävdar de tjeckiska myndigheterna att den projektansvarige på grund av ovannämnda risker inte skulle kunna anskaffa kapital för byggfasen på de kommersiella skuldmarknaderna, vilket skulle leda till att projektet misslyckades. Tjeckien hävdar dessutom att om kapital över huvud taget skulle kunna anskaffas på de kommersiella skuldmarknaderna skulle det vara mycket sannolikt att tillgången till denna privata finansiering skulle medföra en betydligt högre skuldkostnad jämfört med den åtgärd som föreslagits av staten, vilket i slutänden leder till högre nivåer av statligt stöd. För att uppnå samma nivå av avkastning på eget kapital skulle ett högre lösenpris krävas i elköpsavtalet.

(224)

I det andra kontrafaktiska scenariot uppgav de tjeckiska myndigheterna att elköpsavtalet fungerar som en viktig mildrande faktor för det mycket omfattande kapitalkravet och den långa exponeringen för prissvängningarna på marknaden. Enligt Tjeckien skulle investerarna, om elköpsavtalet skulle tas bort, inte ha något intresse av att förlita sig på en marknadsbaserad avkastning under projektets hela livstid, och en fullständig exponering för risken att bränslekostnaderna/driftskostnaderna överskrider elpriserna, kassaflödesvolatilitet samt ytterligare risksäkringskostnader under driften skulle avskräcka investerarna ytterligare.

(225)

Slutligen förklarade de tjeckiska myndigheterna i det tredje kontrafaktiska scenariot att rättsliga, politiska och regleringsmässiga förändringar ligger utanför kärnkraftsprojektutvecklarnas kontroll, och att sådana förändringar utgör en betydande risk för nya kärnkraftsprojekt med tanke på deras långa livslängd och de skilda åsikterna om kärnteknikens roll. Utan mekanismen för skydd mot ändring av lag eller policy hävdar de tjeckiska myndigheterna att den projektansvarige sannolikt skulle dra sig ur projektet, vilket skulle leda till en försenad idrifttagning och/eller till att projektet inte kan genomföras.

(226)

Under den formella granskningen beslutade Tjeckien att ändra åtgärden i syfte att öka marknadsrisken i projektet genom att ersätta den fasta prisersättningen i elköpsavtalet (119) med en uppdaterad ersättningsformel som återspeglar marknadsvillkoren och svarar på marknadssignaler. För en detaljerad beskrivning av ersättningsformeln, se skälen 83–106.

(227)

Som svar på kommissionens tvivel om elköpsavtalets löptid som togs upp i beslutet att inleda förfarandet hävdade de tjeckiska myndigheterna för det första att elköpsavtalet måste vara förenligt med den nuvarande riskinvesteringsmiljön. De tjeckiska myndigheterna förklarade mer specifikt att investerarlandskapet för utvecklingen av kärnkraft har genomgått betydande förändringar till följd av de stigande risker som kommer av bristerna i den globala leveranskedjan, inflationstrycket, instabila valutamarknader och försämringen av den geopolitiska miljön i Europa (t.ex. den ryska aggressionen mot Ukraina). Energimarknaderna är känsliga för sådana geopolitiska risker, som nyligen ledde till stora svängningar i energipriserna. Kärnkraftsinvesterare påverkas särskilt av dessa förändringar på grund av projektens betydande livslängd och det omfattande kapital som krävs i början av projektens livstid. Mot bakgrund av ovanstående hävdar Tjeckien att elköpsavtalets föreslagna 60-åriga löptid är förenlig den nuvarande riskmiljön och att en eventuell minskning av löptiden skulle innebära en högre riskexponering för investerarna och därmed en högre avkastning på eget kapital. Enligt de tjeckiska myndigheterna skulle detta leda till ett högre lösenpris i elköpsavtalet, vilket undergräver projektets mål att leverera el till överkomliga priser.

(228)

För det andra förklarade de tjeckiska myndigheterna att ju längre löptiden för köpeavtalet blir desto lägre blir elköpsavtalets lösenpris och ju lägre blir risken för att elen blir dyrare. Tjeckien hävdade att ett elköpsavtal med en kortare löptid än 60 år skulle utsätta projektet för förhöjda risker. Sådana risker skulle inbegripa att den projektansvarige skulle behöva ha ett betydligt högre lösenpris i elköpsavtalet för att bygga upp större rörelsekapitalreserver och lämna större bidrag till avvecklingsreserven (120) under en kortare period för att hantera risker under ogynnsamma marknadsförhållanden (t.ex. volatilitet i marknadspriserna) efter det att köpeavtalet löpt ut. Samtidigt betonade de tjeckiska myndigheterna vikten av stabila och överkomliga elpriser för konsumenterna, vilket skulle uppnås med ett elköpsavtal med lång löptid. Avslutningsvis hävdade Tjeckien att en längre löptid för elköpsavtalet än den 30-åriga återbetalningsperioden för det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet skulle vara nödvändig för att säkerställa att projektet inte äventyras av förhöjda risker, och att elköpsavtalets lösenpris fortfarande är rimligt och stabilt på lång sikt.

(229)

För det tredje hävdade de tjeckiska myndigheterna att fördelningen av operativt stöd under kärnkraftverkets hela livstid förhindrar risken för oförutsedda vinster för stödmottagaren. Tjeckien förklarade mer specifikt att överkompensationsmekanismen tillsammans med mekanismen för att regelbundet justera elköpsavtalets lösenpris så att en proportionell ersättning säkerställs gör att risken för oförutsedda vinster minimeras. De tjeckiska myndigheterna nämnde vidare att elköpsavtalets löptid på 60 år också skulle begränsa eventuella oförutsedda vinster som kan uppstå efter det att köpeavtalet löpt ut om löptiden är kortare.

(230)

För det fjärde förklarade Tjeckien att fördelningen av stöd över kärnkraftverkets livstid minimerar de specifika priseffekterna och minskar risken för orättvisa ekonomiska överföringar mellan generationerna. De tjeckiska myndigheterna uppgav särskilt att elköpsavtalet är ett viktigt verktyg för att skydda konsumenterna från den instabila marknadsutvecklingen. Dessutom skulle en löptid för projektets elköpsavtal som matchar kärnkraftverkets livslängd ge större försörjnings- och prisstabilitet för energikonsumenterna i motsats till ett köpeavtal med kortare löptid, vilket skulle utsätta den projektansvarige och energikonsumenterna för pris- och försörjningsosäkerhet. Om elköpsavtalet har en kortare löptid än 60 år skulle det finnas en förhöjd risk för orättvisa ekonomiska överföringar mellan generationerna som skulle kunna orsakas av pris- eller försörjningsosäkerhet. Dessutom nämnde Tjeckien att operativt stöd under kärnkraftverkets hela livstid är vanligt när det gäller många förnybara energikällor. En sådan metod minskar investeringsrisken eftersom den ger investerarna en garanterad avkastningsnivå.

(231)

För det femte hävdade de tjeckiska myndigheterna vidare att ett elköpsavtal med lång löptid skulle stärka förtroendet för att kärnkraftverket kommer att fortsätta sin verksamhet under hela sin livstid och skulle främja den tjeckiska energitryggheten. De tjeckiska myndigheterna förklarade mer specifikt att om elköpsavtalet har en lång löptid skulle detta ge en marknadssignal om att staten långsiktigt förbinder sig till en trygg koldioxidsnål energiförsörjning. Detta förtroende skulle kunna leda till lägre kostnader för projektet.

(232)

För det sjätte hävdar Tjeckien slutligen att åtgärderna (inklusive elköpsavtalets föreslagna löptid) gör det möjligt att fördela den största möjliga risk till projektutvecklaren och uppdragstagaren som dessa parter kan bära. Inom ramen för det föreslagna stödpaketet nämnde de tjeckiska myndigheterna att viktiga risker ligger hos den projektansvarige (t.ex. förseningar, kostnadsöverskridanden, problem med leveranskedjan, kraftverkets effektivitet och avbrott samt förändringar som inte omfattas av de berättigade skälen). Tjeckien anser därför att de föreslagna åtgärderna utgör ett proportionerligt stöd som fastställts till ett minimibelopp som inte går utöver vad som är nödvändigt.

(233)

Under den formella granskningen beslutade Tjeckien att förkorta elköpsavtalets löptid från 60 till 40 år (se skälen 83–85).

(234)

Som svar på kommissionens tvivel beträffande risken för överkompensation som togs upp i beslutet att inleda förfarandet hävdade de tjeckiska myndigheterna att den föreslagna överkompensationsmekanismen är tillräcklig för att förhindra överkompensation. Den föreslagna överkompensationsmekanismen består av tre huvudsakliga verktyg som erbjuder ett starkt skydd: i) den vinstdelningsmekanism som enligt Tjeckien går utöver och är mer strikt än motsvarande bestämmelser i tidigare godkända kärnkraftsprojekt, ii) anbudsförfarandet för konstruktion, upphandling och uppförande som kommer att bidra till kalibreringen av elköpsavtalspriset (121), och iii) isoleringen från energimarknaderna genom elköpsavtalets struktur, som hindrar EDU II från att överkompenseras till följd av betydande förändringar av det långsiktiga energipriset.

(235)

När det gäller den första åtgärden nämnde de tjeckiska myndigheterna att den föreslagna mekanismen mäter projektets resultat under hela dess livstid och säkerställer att all överprestation omfattas av dess tillämpningsområde. Framför allt är all avkastning som uppnås utöver EDU II:s förhandlade avkastning i det inledande fallet föremål för en femtioprocentig fördelningsfaktor. De tjeckiska myndigheterna betonade vidare att den föreslagna vinstdelningsmekanismen uppmuntrar EDU II att betala ut större avkastning och ger staten möjlighet att få vinstandelsintäkter om projektet överpresterar.

(236)

Dessutom hävdade de tjeckiska myndigheterna att den föreslagna vinstdelningsmekanismen bygger på Hinkley Point C-mekanismen, som godkändes av kommissionen. De hävdar dock att projektets vinstdelningsmekanism innebär en högre grad av fördelning mellan staten och operatören med en lägre avkastning på eget kapital jämfört med Hinkley Point C. I synnerhet har projektets vinstdelningsmekanism en betydligt lägre fördelningströskel än Hinkley Point C (122). Dessutom aktiveras Hinkley Point C:s vinstdelningsmekanism endast om projektets internränta (WACC) överstiger 11,4 % (en WACC på 9,02 % för grundscenariot), medan projektets vinstdelningsmekanism skulle aktiveras vid en mycket lägre ekonomisk avkastning för projektet (en WACC på 3,7 % för grundscenariot). Dessutom har projektets vinstdelningsmekanism en högre initial fördelningsfaktor än Hinkley Point C (50 % jämfört med 30 %).

Diagram 2

EDU II:s vinstdelningsmekanism jämfört med Hinkley Point C:s vinstdelningsmekanism […]

(237)

När det gäller den andra åtgärden hävdar de tjeckiska myndigheterna att upphandlingen av konstruktion, upphandling och uppförande införlivar en konkurrensutsatt marknadsbaserad mekanism i processen för att fastställa antaganden. Denna mekanism säkerställer att alla eventuella vinstmöjligheter som ingår i de långsiktiga antagandena minimeras till följd av resultatet av anbudsförfarandet. På liknande sätt anser Tjeckien att anbudsförfarandet för konstruktion, upphandling och uppförande skulle säkerställa att en eventuell överkompensation på grund av potentiella otillbörliga oförutsedda händelser begränsas när det gäller de underliggande antagandena. Tjeckien hävdar vidare att anbudsförfarandet i projektet skiljer sig från urvalsförfarandet i Hinkley Point C, där den projektansvarige hade fler verktyg för att styra överkompensationen (123).

(238)

När det gäller den tredje åtgärden förklarade de tjeckiska myndigheterna att elköpsavtalets föreslagna struktur minskar kopplingen mellan den projektansvarige och exponeringen för marknadspriser, vilket därmed undanröjer den projektansvariges möjlighet att få överkompensation till följd av marknadsförändringar (antingen strukturella eller prisrelaterade). En sådan risk skulle i teorin kunna uppstå efter det att elköpsavtalet har löpt ut, och enligt Tjeckien är detta ytterligare ett skäl som talar för ett längre energiköpsavtal på 60 år som motsvarar kärnkraftverkets livslängd. På grundval av elköpsavtalets föreslagna struktur skulle EDU II endast kunna få överkompensation i händelse av överprestation när det gäller kapacitetsproduktionen.

(239)

Dessutom förklarade de tjeckiska myndigheterna att den projektansvariges möjlighet att erhålla en begränsad vinstmöjlighet utöver målet för avkastningen på eget kapital har önskvärda stimulanseffekter och kommer att ge EDU II incitament att ägna sig åt marknadsekonomiskt beteende. Tjeckien har utformat och förhandlat fram stödet för projektet i syfte att å ena sidan överföra högsta möjliga tolerabla risk till EDU II, och å andra sidan upprätthålla de incitament som uppmuntrar EDU II och ČEZ till att uppvisa ett korrekt ekonomiskt beteende. Incitamenten i den föreslagna strukturen gör det möjligt för EDU II att effektivt hantera risker, göra innovationer, säkra effektivitetsvinster och genomföra projektet enligt de överenskomna villkoren. Avslutningsvis hävdar Tjeckien att ytterligare överkompensationsmekanismer för att begränsa den potentiella vinstmöjligheten skulle öka nettoriskpositionen för EDU II och därför kanske inte skulle vara förenliga med den nuvarande ståndpunkten om minimistöd. Mer specifikt nämnde de tjeckiska myndigheterna att den föreslagna vinstdelningsmekanismen skyddar mot överkompensation genom att minska potentialen för vinstmöjligheter, och detta återspeglas i den nuvarande avkastningen på eget kapital och det lösenpris i elköpsavtalet som Tjeckien och den projektansvarige kommit överens om. Alla eventuella ytterligare åtgärder för att minska den potentiella vinstmöjligheten kan leda till en högre riskexponering för den projektansvarige och eventuellt till en högre avkastning på eget kapital och ett högre lösenpris i elköpsavtalet.

(240)

Under den formella granskningen reviderade Tjeckien elköpsavtalets formel för ersättning till ČEZ (se skälen 83–106) så att den återspeglar marknadsriskerna, och uppdaterade vinstdelningsmekanismen (se skälen 161–169) för att förhindra överkompensation.

(241)

De tjeckiska myndigheterna förklarade att det föreslagna intervallet för avkastning på eget kapital har bedömts med hänsyn till de risker som EDU II står inför jämfört med andra större energiinfrastrukturprojekt. Projektriskerna bedömdes mer specifikt i sex kategorier: utveckling, uppbyggnad, drift, intäkter, finansiering och reglering. Jämförelseenheterna delades upp i tre grupper: i) kärnkraftsprojekt (EDU II, HPC och Paks II), ii) större kommersiella infrastrukturprojekt (konventionella kraftverksprojekt och havsbaserad vindkraft) och iii) tjeckiska prisregleringar. I Tjeckiens kvalitativa riskbedömning konstateras att kärnkraftsprojekt betraktas som högriskprojekt, medan övriga kategorier betraktas som medel- och lågriskprojekt. I tabellen nedan indelas riskjämförelseanalysen för alla beaktade riskfaktorer och jämförelseprojekt i sex riskkategorier.

Tabell 4

Sammanfattande riskbedömning för alla riskfaktorer och jämförelseprojekt

(242)

Enligt Tjeckien verkar den typiska avkastningen för dessa jämförelseprojekt motsvara de underliggande riskerna. För kärnkraftsprojekt ligger avkastningen på 9–12,5 % (11–11,5 % (inklusive skulder) och 9,02 % (exklusive skulder) för Hinkley Point C, och 10,9–12,5 % för Paks II). För konventionella kraftverksprojekt ligger avkastningen inklusive skulder på 10–11 %, medan den för havsbaserad vindkraft ligger på 7–9 %. För Tjeckiens reglerade el- och gasdistribution ligger avkastningen på 7,76–7,94 %.

(243)

De tjeckiska myndigheterna förklarade dessutom att en detaljerad analys baserad på marknadsvariabler användes för att beräkna intervallet för den erforderliga avkastningen på eget kapital för EDU II. Denna analys visade att avkastningen på eget kapital varierade mellan […]–[…] %, vilket ligger i linje med den kvalitativa jämförande riskbedömningen och avkastningen för de riktmärkta projekten. Mer specifikt användes marknadsvariabler från de tjeckiska och europeiska finansmarknaderna för att uppskatta parametrarna i CAPM-modellen, inklusive den riskfria räntan, riskpremien på eget kapital och betavärdena. Dessutom måste en kärnenergipremie tas med beräkningen vid jämförelse med konventionell energi eller reglerade nät, med tanke på den högre risken för kärnenergiprojekt. Detta beror på att kärnkraftsprojekt har en materiell bygg- och driftsrisk, och enligt Tjeckiens uppfattning bevisas detta av erfarenheterna av, och de praktiska svårigheterna med, att genomföra kärnkraftsprojekt i tid och inom budgeten. Tjeckien hävdar att med tanke på det skydd som projektet ger är en premie på 3–3,5 % lämplig, och en sådan har inkluderats i bottom-up-beräkningen enligt CAPM-modellen.

(244)

Dessutom nämnde de tjeckiska myndigheterna att de föreslagna stödmekanismerna är utformade för att överföra en maximal risk till EDU II samtidigt som de är tillräckliga för att åtgärda de offentliga kostnaderna för projektets misslyckande.

(245)

Under den formella granskningen föreslog Tjeckien en uppdaterad avkastning på eget kapital enligt beskrivningen i avsnitt 3 (se skälen 84–99).

(246)

I sitt svar på beslutet att inleda förfarandet förklarade de tjeckiska myndigheterna att alternativa lösningar för rollen som projektansvarig hade övervägts, och att ČEZ valdes som det bästa alternativet (skälen 147–148). Innan ČEZ valdes som projektansvarig genomfördes detaljerade analyser av de tre alternativ som övervägdes (dvs. i) ett konsortium med privata investerare, ii) att majoriteten av projektet skulle ägas och drivas av den tjeckiska staten, och iii) ett alternativ där ČEZ var projektansvarig) (se skäl 51). Tjeckien valde det tredje alternativet.

(247)

De tjeckiska myndigheterna förklarade vidare att ČEZ är det lämpligaste valet som projektansvarig med tanke på företagets förmåga och incitament att genomföra projektet, samt överväganden rörande en trygg energiförsörjning, nationella säkerhetsintressen och teknisk neutralitet. Framför allt gäller följande:

(248)

Dessutom förklarade de tjeckiska myndigheterna att valet av ČEZ skapar betydande effektivitetsvinster, undviker ytterligare kostnader och inte kräver någon separat exploatering av tomtmark. Detta val ger projektet således en betydande tidsfördel som inte kan reproduceras av alternativa strukturer.

(249)

De tjeckiska myndigheterna redovisade vidare alla förberedande arbeten som ČEZ hittills har genomfört. ČEZ-gruppen äger den tomt där kärnkraftverket (EDU II) föreslås byggas. Förvärvsprocessen för den mark som krävs för byggplatsen inleddes i april 2008 och avslutades 2021 (skäl 77). Dessutom genomförde ČEZ genomförbarhetsstudier i syfte att spara tid och pengar för Tjeckien vid utvecklingen av projektet.

(250)

Från och med början av 2021 har ČEZ dessutom erhållit alla de centrala licenser och tillstånd som behövs för att gå vidare med projektet i linje med projektplanen (t.ex. förläggningstillståndet för den kärntekniska anläggningen och miljökonsekvensbedömningen (skälen 78–79). Att få förläggningstillstånd för en kärnteknisk anläggning tar vanligtvis 6–7 år och att få en miljökonsekvensbedömning tar mellan 3 och 5 år.

(251)

De tjeckiska myndigheterna förklarade vidare att ČEZ som ägare och operatör av kärnkraftverk har djupgående kunskaper om och förstår de lagstadgade kraven, inklusive tillståndskraven, för ett nytt kärnkraftverk, samt lagstiftningen i Tjeckien (skäl 149). Dessutom är ČEZ och EDU II medlemmar i flera internationella organisationer, däribland World Association of Nuclear Operators (WANO) (124), European Harmonised Requirements for New Nuclear Power Plants (EUR) (125), Electric Power Research Institute (EPRI) (126), World Nuclear Association (WNA) (127) och Nuclear Generation II & III Alliance (NUGENIA) (128), och har i egenskap av medlemmar tillgång till standarder och processer som erkänns och uppmuntras av tillsynsmyndigheter över hela världen för att främja kontinuerliga förbättringar.

(252)

De tjeckiska myndigheterna underströk vidare projektets centrala roll i Tjeckiens framtida elförsörjningstrygghet, särskilt mot bakgrund av avvecklingen av de koleldade kraftverken. Närmare bestämt förklarade de tjeckiska myndigheterna att en kortare utvecklingshorisont för projektet kommer att bidra till att åtgärda den förväntade kapacitetsbristen (129). Att utveckla ett annat projekt på en annan plats med betydligt längre tidshorisont skulle inte tillgodose systemets omedelbara behov av försörjningstrygghet.

(253)

För diskussionens skull förklarade Tjeckien dessutom att om någon alternativ projektansvarig skulle anskaffa en potentiellt lämplig förläggningsplats för ett kärnkraftverk på Tjeckiens territorium skulle detta leda till betydande förseningar för genomförandet av projektet jämfört med ČEZ. Närmare bestämt uppskattar de tjeckiska myndigheterna att detta alternativa scenario skulle medföra förseningar på upp till 14 år (jämfört med projektet), utan några försäkringar om att den platsbeskrivning eller den planering som har varit framgångsrik för EDU II inte skulle stöta på några problem, vilket därmed skulle öka riskerna och kostnaderna för projektutvecklingen. I vilket fall som helst hävdar de tjeckiska myndigheterna att inte finns några teknikneutrala operatörer i Europa med erfarenhet av kärnteknik som uppför kärnkraftverk utanför sina egna länder.

(254)

Om en annan projektansvarig än ČEZ skulle utveckla projektet uppskattar Tjeckien att det skulle uppstå ytterligare kostnader på minst cirka [200–700] miljoner euro som skulle behöva finansieras. Dessa kostnader består huvudsakligen av värdet på förläggningsplatsen för kärnkraftverket, de genomförbarhetsstudier, det införskaffande av tillstånd och den utvecklingsverksamhet som ČEZ hittills har genomfört, samt synergieffekterna med det befintliga kärnkraftverket i Dukovany.

(255)

Slutligen nämnde de tjeckiska myndigheterna att valet av ČEZ som projektansvarig låg i linje med tidigare kärntekniska ärenden som bedömts av kommissionen, där inga öppna konkurrensprocesser genomfördes för valet av projektansvarig på grund av dessa projekts särdrag (130).

(256)

I ytterligare en skrivelse av den 16 mars 2023 påpekade Tjeckien ČEZ:s tidigare erfarenhet när det gäller leverans och drift av kärnkraftverk. Tidigare har ČEZ utvecklat och byggt två enheter med en installerad kapacitet på 1 125 MW i Temelín (Tjeckien) vilka beställdes år 2000 och 2002, samt det första kärnkraftverket i Dukovany med en befintlig installerad kapacitet på 2 040 MW. Dessa enheter beställdes mellan 1985 och 1987, och Tjeckien betonar att WANO anser att dessa enheter är bland de 20 % av kraftverken som sköts bäst.

(257)

Utöver försörjningstrygghet och hänsyn till den nationella säkerheten betonar Tjeckien dessutom det ekonomiska säkerhetsperspektivet, eftersom ČEZ gynnas av ett högt statligt kreditbetyg (131).

(258)

Slutligen angav Tjeckien att ett anbudsförfarande för att välja en potentiellt annan projektansvarig än ČEZ skulle medföra betydande nackdelar. I huvudsak påpekar Tjeckien att i detta fall skulle konkurrens på denna projektnivå inte ge några resultat när det gäller att välja den effektivaste aktören. Med hänvisning till de skäl som anges ovan anser Tjeckien att det inte skulle finnas några fördelar med konkurrens när det gäller att efterfråga andra parters intresse eller organisera ett anbudsförfarande, och att nackdelarna med denna process, i synnerhet förseningarna och merkostnaderna samt säkerhetsproblemen kopplade till någon annan potentiell kandidat, inte skulle kunna uppvägas. Tjeckien uppger också att det inte på något stadium i projektet har förekommit klagomål eller invändningar från en tredje part mot utnämningen av ČEZ till projektansvarig, inklusive i tredjeparternas svar på beslutet att inleda förfarandet.

(259)

Som svar på kommissionens tvivel i beslutet att inleda förfarandet med avseende på ČEZ:s eventuella innehållande av kapacitet förklarade de tjeckiska myndigheterna att ČEZ-gruppen varken kommer att ha de ekonomiska incitamenten till eller förmågan att driva upp grossistpriserna genom att begränsa EDU II:s produktion.

(260)

För det första hävdar de tjeckiska myndigheterna att detta beror på att EDU II enligt projektets styrningsstruktur är oberoende av ČEZ-gruppen, vilket därmed på ett effektivt sätt begränsar den senares förmåga att på ett otillbörligt sätt ingripa i den dagliga driften av kärnkraftverket.

(261)

För det andra har idrifttagandet av EDU II enligt Oxera-rapporten (132)”en liten men märkbar effekt på det tjeckiska elpriset”. Prognoserna i denna rapport visar att idrifttagningen av EDU II skulle sänka de tjeckiska elpriserna med omkring 2 euro/MWh mellan 2040 och 2050 (skäl 170). På grundval av detta uppskattar de tjeckiska myndigheterna att om EDU II stängdes av helt under ett år skulle detta leda till en inkomstförlust på totalt omkring 450 miljoner euro för EDU II (133), medan ČEZ endast skulle få 17 miljoner euro i ytterligare intäkter från försäljning av den osäkrade delen av produktionen för det följande året (134), vilket skulle leda till en betydande ekonomisk förlust för ČEZ-gruppen.

Diagram 3

Skillnaden i grossistpriser på el i Tjeckien mellan faktiska och kontrafaktiska scenarier (2030–2050)

(262)

För det tredje förklarade de tjeckiska myndigheterna att även om en liten minskning av produktionen kan vara teoretiskt möjlig för EDU II (135), skulle en sådan förändring sannolikt inte leda till någon meningsfull rörelse i elpriserna med tanke på hur sammanlänkade energimarknaderna är i Europa. Mer specifikt har Tjeckien och dess närmaste grannar Österrike, Tyskland, Polen och Slovakien sammanlänkade elmarknader. Tjeckien hävdar att projektet inte skulle ha någon eller endast en mycket begränsad inverkan på prissättningen i Tjeckien mellan 2030 och 2050. Tjeckien uppskattar att marknadspriset för el för den sammanlänkade regionen fastställs på grundval av elpriserna för energi som produceras utanför Tjeckien (upp till 98 % av timmarna kommer från utländska producenter). Den energi som genereras i Tjeckien skulle produceras av naturgas och brunkol, med ett ökande antal förnybara energikällor. Denna teknik som är baserad i Tjeckien skulle endast vara prissättare under ett litet antal timmar.

(263)

De tjeckiska myndigheterna hävdar vidare att ČEZ skulle påverkas negativt om specialföretaget skulle instruera EDU II att begränsa produktionen – även av giltiga skäl, såsom systembalansering – eftersom en sådan begränsning skulle leda till lägre kassaflöden för ČEZ. I vilket fall som helst hävdar Tjeckien att kärnkraftverk när de väl är i drift har låga marginaldriftskostnader och inte är väl rustade för att i stor utsträckning anpassa sina produktionsvolymer.

(264)

För det fjärde förklarade de tjeckiska myndigheterna att det ekonomiskt rationella tillvägagångssättet för både EDU II och ČEZ-gruppen är att alltid generera största möjliga produktion från kärnkraftverket, eftersom EDU II endast kommer att få intäkter för den levererade elen (136). De tjeckiska myndigheterna hänvisade till Oxera-rapporten, där det står att ”varje minskning av EDU II:s produktion kommer att innebära förlorade kassaflöden och potentiella finansiella problem för EDU II med tanke på hur litet utrymme det finns för lönsamhet inom ramen för projektets verksamhet till det för närvarande föreslagna priset i energiköpsavtalet på 50 euro/MWh” (137). De förklarade vidare att EDU II:s rörelsemarginal i genomsnitt ligger på [40–50] %, vilket sjunker till 6 % när kostnaden för och återbetalningen av det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet inkluderas. En minskning av lastfaktorn från det förväntade [75–100] % till under [70–90] % skulle eliminera de likvida medel som finns tillgängliga för att betala räntor och amorteringar och skulle potentiellt leda till att EDU II inte kan betala räntorna och amorteringarna för det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet. En minskning till under [40–60] % skulle leda till att kassaflödena inte räcker för att täcka driftskostnaderna.

(265)

När det gäller kommissionens tvivel rörande ČEZ:s eventuella prismanipulation som togs upp i beslutet att inleda förfarandet förklarade de tjeckiska myndigheterna att ČEZ:s marknadsandel i Tjeckien och på angränsande marknader endast kommer att öka marginellt till följd av att EDU II har installerat en dirigerbar produktionskapacitet och kommer att ha en begränsad inverkan på ČEZ:s marknadsinflytande. De tjeckiska myndigheterna förklarade vidare att de ökade marknadsandelarna på grund av projektets investeringar i kärnkraft kommer att uppvägas av minskade marknadsandelar till följd av lägre investeringar i kolkraftverk och den planerade avvecklingen av befintliga kärnkraftverk. Under alla omständigheter hävdar Tjeckien att specialföretaget är särskilt anpassat för att förhindra en eventuell snedvridning av konkurrensen.

(266)

Tjeckien bestrider också att den relevanta marknaden endast omfattar Tjeckien. På grund av det pågående genomförandet av marknadskopplingsmekanismer och målet att minska koldioxidutsläppen i Europa med hjälp av integreringen av förnybara energikällor vidhåller Tjeckien att sammanlänkningen mellan elsystemen i medlemsstaterna förväntas öka (138). Man bör också överväga möjligheten till framtida översyner av elområdena och möjligheten till gränsöverskridande sammanslagningar av elområden. Tjeckien drar därför slutsatsen att den relevanta marknaden är större än enbart Tjeckien, vilket påverkar ČEZ:s marknadsandelar på följande sätt:

(267)

Mer specifikt hävdar de tjeckiska myndigheterna att den kapacitet som genereras av EDU II inte nämnvärt kommer att påverka ČEZ-gruppens marknadsinflytande i Tjeckien (139). De uppskattar framför allt att den dirigerbara produktionskapaciteten för EDU II endast kommer att motsvara 4 % av den tjeckiska marknaden och cirka 0,8 % av den relevanta geografiska marknaden för projektet år 2040 (140). Enligt Tjeckien kommer ČEZ-gruppens beräknade marknadsandel att minska avsevärt mellan 2030 och 2050, och om EDU II tas i drift skulle koncernens marknadsandel endast öka med 4,08 %/0,76 % (2040) respektive 6,97 %/0,76 % (2050) i Tjeckien respektive på den relevanta geografiska marknaden. En sådan ökning av gruppens marknadsandel på grundval av EDU II:s kapacitet förväntas inte ha någon väsentlig inverkan på gruppens marknadsinflytande i Tjeckien eller på de angränsande marknaderna.

Tabell 5

ČEZ:s marknadsandel i fråga om installerad dirigerbar produktionskapacitet (2020–2050), faktabaserat scenario

Tabell 6

Uppskattning av ČEZ:s framtida marknadsandel i fråga om produktion enligt Tjeckien

(268)

De tjeckiska myndigheterna hävdade dessutom att ČEZ-gruppens främsta strategiska mål har varit en effektiv förvaltning av kärnkraftverk samt brunkolsbrytning och kolkraftverk. De koldrivna anläggningarna (som 2019 utgjorde 45 % av den installerade kapaciteten i GW och 39 % av den totala producerade elen i TWh) planeras dock att fasas ut i enlighet med EU:s krav på minskade koldioxidutsläpp. ČEZ har åtagit sig att uppnå koldioxidneutralitet senast 2050 och har planerat att minska den koleldade kapaciteten med nästan hälften till 3 GW senast 2025 och till 2 GW senast 2030. I Tjeckien står kol för närvarande för ungefär hälften av elproduktionen, och det kommer delvis att ersättas av kärnenergi och, i mindre utsträckning, förnybara energikällor (141).

Tabell 7

Andel enskilda bränslen i bruttoelproduktionen i Tjeckien

(269)

Som ett resultat av utsläppsminskningsmålen kommer en betydande mängd kolproduktion att avvecklas i Tjeckien, och nya investeringar i produktionskapacitet från kärnenergi, förnybara energikällor och naturgas kommer att krävas för att fylla luckorna (142). Stenkols- och brunkolsproduktionen förväntas fasas ut helt 2037, vilket innebär en kapacitetsminskning på omkring 6,5 GW (143).

(270)

De tjeckiska myndigheterna förklarade att EDU II spelar en viktig roll för att uppnå den tjeckiska regeringens mål för utsläppsminskningar, samtidigt som kraftverket bidrar till den nödvändiga försörjningstryggheten i Tjeckien. De nya kärnreaktorerna är avsedda att ersätta en del av den nuvarande brunkols- och stenkolsproduktionskapaciteten samt de kärnreaktorer som ska avvecklas vid anläggningen i Dukovany under perioden 2045–2047 (144). Tjeckien hävdar också att projektet inte skulle konkurrera ut investeringar i landbaserad vindkraft. Samma mängd energiproduktion från vindkapacitet skulle installeras mellan 2030 och 2050 enligt scenarierna med och utan projektet, även om installationen skulle äga rum något senare om projektet genomförs.

Diagram 4

Nettoproduktionskapacitet i referensscenariot för varje år och teknik

(271)

För det sjätte hävdar Tjeckien att på grund av ČEZ:s skyldighet enligt elköpsavtalet att sälja hela produktionen från EDU II till specialföretaget såväl som Tjeckiens åtaganden avseende handeln med el som produceras av kärnkraftverket under dess livstid (se avsnitt 3.6.4) skulle en eventuell ökning av produktionskapaciteten till följd av denna investering inte förväntas leda till en ökning av den el som är tillgänglig för försäljning till ČEZ:s kunder.

(272)

Avslutningsvis hävdar Tjeckien att ČEZ:s centrala roll (145) enligt index på residualt utbud (Residual Supply Index, RSI), som är ett index som ofta används för att bedöma en producents förmåga att agera oberoende av sina konkurrenter, skulle minska avsevärt i framtiden:

Diagram 5

ČEZ:s nyckelroll med användning av reservkapacitetsindex enligt Tjeckien

(273)

När det gäller specialföretagets roll på marknaden hävdade de tjeckiska myndigheterna att det kommersiella arrangemanget kring specialföretaget avsiktligt har lämnats öppet och flexibelt så att det är lämpligt utformat för att förhindra eventuella snedvridningar av marknaden.

(274)

Tjeckien förklarade att specialföretaget kommer att vara helt oberoende av EDU II och ČEZ-gruppen och ha en separat förvaltnings- och ledningsstruktur. Det kommer att handla med EDU II (och ČEZ, i lämpliga fall) på grundval av armlängdsprincipen. De tjeckiska myndigheterna nämnde att denna styrningsstruktur separerar beslutsfattandet i handelsstrategin å den ena sidan, som ligger hos specialföretaget och påverkar konkurrensen och handeln på elmarknaderna, från utvecklingen och driften av kärnkraftverket å den andra sidan, som ligger hos EDU II.

(275)

De tjeckiska myndigheterna gjorde vidare en åtskillnad mellan den strategi för specialföretaget som föreslagits i det föreliggande projektet och åtgärderna i andra kärnkraftsfall med avseende på kärnkraftverkets kommersiella struktur och inköpsmekanismer. De tjeckiska myndigheterna förklarade att det nya i tillvägagångssättet med specialföretaget jämfört med de andra fallen ligger i att inrätta en separat enhet som är oberoende av kärnkraftverkets operatör. EDU II kommer att äga och driva kärnkraftverket och generera el, och kommer enbart att inneha ett elproduktionstillstånd. EDU II:s genererade kapacitet kommer att utnyttjas fullt ut av specialföretaget, som kommer att inneha ett elhandelstillstånd. Specialföretaget kommer att sälja EDU II:s produktion på grossistmarknaden och kommer också att vara balansansvarig part till den tjeckiska elmarknadsoperatören OTE som elhandlare. Till följd av detta kommer EDU II inte att handla med andra marknadsaktörer (utöver specialföretaget) och kommer inte att exponeras för marknadsvillkor. De tjeckiska myndigheterna underströk att syftet med denna struktur är att begränsa risken för potentiella marknadssnedvridningar till följd av marknadsinflytandet.

Tabell 8

Jämförelse av den kommersiella strukturen hos EDU II (som i tabellen nedan betecknas ”Dukovany II”), HPC och Paks II

(276)

De tjeckiska myndigheterna förklarade vidare att specialföretaget ska inrätta ett eget internt handlarbord och en egen handelsverksamhet, men om det anses lämpligare och mer kostnadseffektivt kan specialföretaget överväga att genomföra ett konkurrensutsatt anbudsförfarande för att i framtiden lägga ut handelsfunktionen på entreprenad.

(277)

Dessutom nämnde de tjeckiska myndigheterna att specialföretaget kommer att anta en riskminimerande handelsstrategi och att dess strategi kommer att vara att undvika negativa effekter på marknaden. Framför allt förväntas den planerade kommersiella modellen ge incitament till maximala intäkter från specialföretagets elförsäljning till den tjeckiska staten och därefter till en minimering av det stödbelopp som projektet erhåller. När det gäller handelsstrategin kommer specialföretaget i första hand att verka på den tjeckiska grossistmarknaden för el, men med underförståelsen att det finns en hög grad av sammanlänkning i regionen och dagen före-marknadskoppling med grannländerna. Eftersom marknaderna förväntas växa och likviditetsnivåerna förväntas öka i framtiden, särskilt med tanke på den genomförda dagen före-marknadskopplingen mellan regionerna Tyskland–Polen–Österrike och Tjeckien–Ungern–Slovakien–Rumänien i juni 2021, kommer handelsstrategin regelbundet att utvärderas så att den anpassas till de senaste marknadsvillkoren. Den slutliga handelsstrategin, som bygger på en öppen och riskminimerande strategi, förväntas antas efter 2030.

(278)

Under den formella granskningens gång beslutade Tjeckien att erbjuda åtaganden om handel med kärnkraft (såsom beskrivs i skälen 112–119).

(279)

Kommissionen mottog synpunkter från 18 svarande under samrådet om beslutet att inleda förfarandet, som pågick fram till den 5 september. Det bör noteras att de flesta synpunkterna från tredje parter (närmare bestämt 12 av 18) stödde projektet. Nedan ges en beskrivning av de synpunkter som är relevanta för bedömningen av statligt stöd.

(280)

Synpunkter inkom från medlemsstater, företag, sammanslutningar och icke-statliga organisationer. Synpunkterna från tredje parter behandlas i relevanta delar av bedömningen utan hänvisning till särskilda synpunkter.

(281)

Beskrivningen av synpunkterna från tredje parter kommer att delas upp efter ämne.

(282)

Inga synpunkter inkom rörande förekomsten av stöd.

(283)

Två tredje parter uttrycker sitt stöd för kommissionens farhågor i beslutet att inleda förfarandet med avseende på åtgärdens lämplighet.

(284)

Dessutom hävdade en svarande att den nuvarande utvecklingen på den europeiska elmarknaden och dess framtida effekter ännu inte kan uppskattas. Det skulle därför vara mycket svårt att göra en konkret bedömning av åtgärdens lämplighet.

(285)

Samtidigt uppgav många svarande att de inte delar kommissionens oro över åtgärdens lämplighet. De anser att den föreslagna åtgärden är lämplig eftersom den består av en lämplig kombination av instrument för att uppnå projektets avsedda mål samtidigt som det säkerställs att det inte finns några mindre snedvridande politiska åtgärder eller instrument som kan uppnå samma resultat. Dessutom hävdade vissa tredje parter att åtgärdens beståndsdelar (dvs. köpeavtalet, lånet och mekanismen för skydd mot lagändringar) är oskiljaktiga och nödvändiga för att åtgärda projektets relevanta marknadsmisslyckanden.

(286)

Dessutom noterade några av de svarande att en liknande kombination av åtgärder godkändes i kommissionens slutliga beslut om Hinkley Point C (dvs. ett differenskontrakt, en statlig garanti och en skyddsmekanism mot potentiellt skadliga politiska beslut), och att den projektansvariges risk var ungefär likvärdig.

(287)

Två tredje parter uttrycker sitt stöd för kommissionens farhågor som togs upp i beslutet att inleda förfarandet med avseende på åtgärdens proportionalitet.

(288)

Dessutom hävdade en svarande att den nuvarande utvecklingen på den europeiska elprismarknaden och dess framtida effekter ännu inte kan uppskattas. Det skulle därför vara mycket svårt att göra en konkret bedömning av åtgärdens proportionalitet.

(289)

Omvänt svarade många tredje parter att de inte delar kommissionens oro över åtgärdens proportionalitet. Enligt dem är den föreslagna åtgärden proportionerlig.

(290)

Flera svarande hävdade att de antaganden som använts för att uppskatta projektets avkastning på eget kapital korrekt återspeglar ČEZ:s riskexponering och stödmottagarens risk.

(291)

Dessutom mottog kommissionen en del synpunkter om att den föreslagna regelbundna översynen av elköpsavtalets lösenpris på grundval av marknadsutvärderingar verkligen fungerar som en tillräcklig automatisk stabilisator som förhindrar överkompensation, och att den bör ge tillräckliga ekonomiska incitament både till EDU II och specialföretaget när det gäller att maximera produktionen och ingå lönsamma energihandelsavtal.

(292)

En tredje part påpekade att elköpsavtalets föreslagna löptid (dvs. 60 år, vilket omfattar driftsperioden för anläggningen (30 år enligt lagen om en koldioxidsnål energisektor, som kan förlängas flera gånger med tio år åt gången) med en omprövning av proportionaliteten hos det lösenpris som regleras av Tjeckiens handels- och industriministerium) har fastställts så att den återspeglar de särskilda tekniska, regleringsmässiga och finansiella villkoren.

(293)

En svarande påpekade att energiförsörjningen också skulle kunna garanteras genom billigare teknik, och hävdade att subventioner inom kärnenergisektorn skulle bromsa utvecklingen av annan billigare och mer klimatvänlig teknik. På grundval av detta ansåg svaranden att produktionen av el från kärnkraftverk inte borde subventioneras eftersom denna teknik är mogen och inte lönsam.

(294)

Kommissionen har mottagit en synpunkt från en svarande som påpekade att statligt ingripande för att producera el från kärnkraftverk inte är motiverat med tanke på den senaste tidens marknadsutveckling. Denna svarande hävdade särskilt att de höga elpriserna till följd av den senaste tidens turbulens på marknaden kommer att ligga kvar på en hög nivå under de kommande årtiondena och att stödbeloppet för åtgärden därför inte kommer att tjäna ett av dess mål, dvs. att säkerställa lägre elpriser på marknaden.

(295)

En inlaga hänvisade till Tjeckiens möjlighet att investera i utvecklingen av förnybara energikällor och generera 5,3 TWh från ny vindkraft och 4,9 TWh från nya solcellsanläggningar senast 2030 i stället för att stödja utvecklingen av kärnkraftverket i Dukovany. Dessutom hävdades i inlagan att det statliga stödet till utveckling av vindkraft och solenergi skulle vara mycket lägre än till kärnenergi.

(296)

I motsats till dessa synpunkter hävdade flera tredje parter att det statliga ingripandet var nödvändigt för att åtgärden skulle kunna uppnå sina mål.

(297)

Vissa svarande påpekade att det inte skulle vara möjligt att genomföra ett nytt kärnkraftverksprojekt på den nuvarande europeiska elmarknaden utan inblandning av staten. De hävdade vidare att privata investerare avskräcks av de befintliga marknadsmisslyckandena (exponering för kapitalkravens omfattning, långsiktiga prissvängningar på marknaden och rättsliga, politiska och regleringsmässiga risker) och den höga grad av osäkerhet som är förknippad med kärnkraftsprojekt, och att statliga ingripanden är nödvändiga för att säkerställa investeringar i koldioxidsnåla kärnkraftverk.

(298)

Dessutom påpekade vissa tredje parter att den senaste tidens volatilitet på energimarknaderna visar att stödordningar för statligt stöd är nödvändiga för att kompensera för snedvridningarna på marknaden. Dessutom nämnde dessa svarande att marknadsvillkoren inte ger incitament till utveckling av storskaliga energiinfrastrukturprojekt.

(299)

En svarande hävdade att nya kärnkraftsprojekt måste analyseras ur ett nytt försörjningstrygghetsperspektiv och prioriteras, med tanke på potentialen att minska beroendet av rysk import. Den svarande konstaterade vidare att den nyligen genomförda inkluderingen av kärnkraft i EU:s taxonomi för hållbar finansiering utgör ett viktigt steg för att bana väg för ytterligare utveckling av kärnenergi.

(300)

Vissa tredje parter anger uttryckligen i sina synpunkter att de inte delar kommissionens oro över valet av ČEZ utan ett anbudsförfarande eller samråd. Av både statliga säkerhetsskäl och energitrygghetsskäl samt av andra skäl (t.ex. det etablerade företagets sakkunskap, kunnande och effektivitet) anser dessa parter att det är fullt motiverat att tilldela ett statsägt energiföretag skyldigheten att utveckla en komplex uppgift såsom uppbyggnad och drift av ett nytt kärnkraftverk, och noterar att detta återspeglar en bredare internationell praxis.

(301)

Ingen konkurrent eller någon annan tredje part uttryckte oro över valet av ČEZ som projektansvarig.

(302)

En svarande uttrycker i sin inlaga stöd för kommissionens oro som tas upp i beslutet att inleda förfarandet med avseende på möjliga snedvridningar av konkurrensen på marknaden. Denna svarande anser vidare att produktionen av el från kärnteknik är översubventionerad och därmed inte konkurrenskraftig, och hävdar att eventuella subventioner skulle leda till en betydande snedvridning av konkurrensen på marknaden.

(303)

Å andra sidan konstaterade flera tredje parter att det finns en begränsad risk för att åtgärden snedvrider eller hotar att snedvrida konkurrensen på marknaden.

(304)

Vissa svarande hävdade att specialföretagets arkitektur kan ha en begränsad inverkan på marknaden eftersom ČEZ och EDU II är två separata ekonomiska enheter som kommer att vara helt oberoende av varandra. På grundval av detta hävdar de att det skulle finnas ett begränsat utrymme för otillbörlig marknadspåverkan.

(305)

En svarande påpekade att ČEZ har en stor kolbaserad produktionsflotta som planeras att avvecklas under 2030-talet och att de befintliga fyra enheterna vid Dukovany-anläggningen förväntas stängas mellan 2045 och 2047. På grundval av detta hävdade denna svarande att ČEZ:s marknadsandelar inom elproduktionen inte kommer att öka nämnvärt.

(306)

En tredje part påpekade dessutom att risken för manipulation förefaller vara liten i de fall då marknadspriserna är högre än inköpspriset i elköpsavtalet och ČEZ-gruppen skulle kunna ha ett ekonomiskt incitament att minska EDU II:s produktion så att andra enheter säljer mer energi till högre marknadspriser. Skälen till detta är att EDU II kommer att ha en hög lastfaktor (90 %) och att EDU II:s ekonomiska incitament är att tillhandahålla hela sin tillgängliga volym till marknaden för att säkerställa att företaget får sin ersättning och kan betala av sin skuld. Dessutom hålls ČEZ-gruppen och EDU II åtskilda. Remit-förordningen förbjuder dessutom otillbörlig marknadspåverkan.

(307)

En tredje part hävdade vidare att syftet med kärnkraftverket i Dukovany är att generera ny kapacitet och fylla den brist i elproduktionen som förväntas under perioden 2030–2040, vilket kommer att leda till positiva effekter på försörjningstryggheten och diversifieringen av utbudet för grannländerna. Denna tredje part anser därför att dessa positiva effekter av åtgärden uppväger eventuella negativa effekter.

(308)

Slutligen noterade en tredje part att eventuella påstådda effekter på konkurrensen bör bedömas med beaktande av bristen på verkligt lika villkor inom energisektorn, eftersom ny produktionskapacitet knappast någonsin utvecklas enbart på marknadsbasis. Parten nämnde till exempel att förnybara energikällor inte bara gynnas av system för direktstöd, utan också av en rad åtgärder som införs genom EU:s gröna giv och REPowerEU-paketen.

(309)

En tredje part hävdade att användningen av kärnenergi för elproduktion strider mot principen om att förorenaren betalar och försiktighetsprincipen i artikel 191 i EUF-fördraget.

(310)

Dessutom konstaterade två tredje parter att principen om att förorenaren betalar inte garanteras av projektet eftersom åtgärden inte tar hänsyn till hanteringen av använt kärnbränsle, vilket väcker tvivel om huruvida det kommer att finnas resurser tillgängliga i slutet av kärnkraftverkets beräknade livslängd som motsvarar den beräknade kostnaden för hantering av radioaktivt avfall och avveckling. Dessa svarande ansåg vidare att om inte det system som för närvarande tillämpas med avgifter som betalas in till den nationella atomenergifonden ändras avsevärt kommer dessa medel inte att vara tillgängliga, vilket innebär att principen om att förorenaren betalar inte respekteras.

(311)

Kommissionen mottog synpunkter från en annan svarande som hävdade att tjeckiska tjänstemäns offentliga uttalanden tyder på att de kommer att försöka ändra på eller skjuta upp taxonomivillkoren rörande idrifttagningen av ett djupförvar för högaktivt radioaktivt avfall senast 2050.

(312)

Å andra sidan hävdade vissa uppgiftslämnare att åtgärden inte strider mot EU-lagstiftningen.

(313)

Två svarande påpekade att kärnenergi inte kan ge några fördelar jämfört med andra energikällor ur ett försörjningstrygghetsperspektiv, och påpekade att tillgången på uran och torium är begränsad och att EU har ett mycket stort importberoende.

(314)

Å andra sidan påstod en tredje part att kärnenergin har ett lågt importberoende och hävdade att råvaran utgör högst 10 % av produktionskostnaden, och noterade vidare att den internationella uranmarknaden är välreglerad och stabil.

(315)

Dessutom lämnades många synpunkter in till kommissionen till stöd för åtgärden mot bakgrund av farhågorna om försörjningstrygghet, utfasningen av fossila bränslen, energiprisernas överkomlighet och marknadsutvecklingen i samband med den ryska invasionen av Ukraina. De svarande noterade särskilt att kärnreaktorer är den teknik som är bäst lämpad för att garantera vägen till koldioxidneutralitet samtidigt som EU:s försörjningstrygghet upprätthålls. Dessutom påpekade de att kärnenergi även är ett stabilt och kontrollerbart produktionsmedel som möjliggör en tillförlitlig förvaltning av elnätet och bidrar till en hög försörjningstrygghet.

(316)

Flera synpunkter rörde utvecklingen av kärntekniska projekt runtomkring i EU för att uppnå EU:s mål med avseende på klimatförändringen samt för att säkerställa försörjningstryggheten med stabil, tillförlitlig, hållbar, koldioxidsnål och konkurrenskraftig energi.

(317)

Många kommentarer gällde det geopolitiska sammanhanget (inklusive avbrott i olje- och gasförsörjningen samt prisvolatiliteten) och vikten av försörjningstrygghet för att ytterligare minska EU:s energiberoende av Ryssland. Dessutom noterade en tredje part att Rysslands aggression mot Ukraina belyser behovet av kärnkraft för att bli oberoende av bränsleleveranser från Ryssland.

(318)

Argument lämnades in till kommissionen rörande skydds- och säkerhetsaspekter. Vissa svarande uttryckte oro för säkerheten och hållbarheten i samband med hanteringen av högaktivt radioaktivt avfall i allmänhet. Dessutom hänvisade de till faropotentialen hos kärnkraftverk i väpnade konflikter, jämte riskerna för större kärnkraftsolyckor. En del av de svarande hävdar att den nuvarande situationen i Ukraina visar på de ytterligare risker som kärnkraftverk utgör när det gäller säkerhet och skydd.

(319)

Dessutom påpekade vissa svarande att kärnkraftverk på grund av den stora efterfrågan på kylvatten är mycket känsliga för stigande temperaturer. De hävdade vidare att floden Jihlava ger för lite vatten för att kylvatten ska kunna tillhandahållas på ett tillförlitligt sätt till ytterligare nya kraftverksblock vid Dukovany-anläggningen, och påpekade att detta redan erkändes vid planeringen av det tjeckoslovakiska kärnenergiprogrammet och ledde till en begränsning av effekten hos de enheter som installerades vid anläggningen. Mot bakgrund av klimatförändringarna räknar vissa tredje parter med att driften av de nya kärnkraftverken inte kommer att vara så stabil som planerat och att deras användning inte kommer att nå de planerade nivåerna.

(320)

I vissa inlagor uttrycks oro över vattenförsörjningen till det nya kärnkraftverket och särskilt dess inverkan på floden Jihlava, och det påstås också att det för närvarande saknas en förvaltningsplan för vattenanvändning och vattenskydd.

(321)

Två tredje parter uttrycker oro över att projektet inte kommer att slutföras i tid, eftersom de tre potentiella teknikleverantörerna kanske inte är beredda ur ett tekniskt perspektiv att verka i Europa, vilket skulle kunna leda till förseningar. De svarande anser att detta kan leda till ekonomiska konsekvenser och påverka miljön och klimatskyddet. De svarande tar också upp problemet med den kostnadsupptrappning som är vanlig i projekt för nybyggnad av kärnkraftverk.

(322)

En svarande kritiserade bristen på insyn i förberedelserna för det nya reaktorprojektet och hänvisade till den tjeckiska grenen av Transparency International, som har ifrågasatt projektets öppenhet (146). Denna tredje part nämner särskilt det faktum att det tjeckiska handels- och industriministeriet vägrade att lämna ut vissa handlingar om projektets analys av investerarmodeller samt förfarandena för förberedelse och genomförande av projektet efter det att parten lämnat in en begäran om tillgång till handlingar.

(323)

En svarande hävdar att kärnkraftverksoperatörens begränsade ansvar är otillräckligt för att täcka eventuella skador till följd av en kärnkraftsolycka, och pekar på Tjeckiens vägran att ansluta sig till tilläggsprotokollet till 1997 års Wienkonvention om ansvarighet för atomskada, som kräver en lägsta ansvarsnivå för skador på 300 miljoner särskilda dragningsrätter. Dessutom hävdar svaranden att extra statligt stöd kommer att behövas i samband med kostnader för uppförande, överföring och särskilt polisiärt skydd av anläggningen.

(324)

Enligt flera inlagor skulle projektet bidra till de EU-omfattande målsättningarna för att uppnå energimålen och bidra till den gröna given.

(325)

Flera tredje parter uppmärksammade också kärnenergins sociala och ekonomiska fördelar, och noterade särskilt de arbetstillfällen som tillhandahålls och kärnkraftens stora bidrag till EU-medlemsstaternas ekonomier. Enligt en analys av Deloitte från 2019 ger kärnkraftsindustrin upphov till mer än 1,1 miljoner direkta och indirekta arbetstillfällen och genererar mer än en halv biljon euro i BNP (147).

(326)

ČEZ inkom med sina synpunkter den 5 september 2022. I sin inlaga lägger ČEZ fram bevis och analyser till stöd för sitt argument att det inte finns någon grund för vissa av de tvivel som kommissionen framförde i sitt beslut att inleda förfarandet.

(327)

ČEZ:s viktigaste argument beskrivs närmare nedan.

(328)

I sin inlaga hävdade ČEZ att de föreslagna åtgärderna ger lämpligt och riktat stöd för att ta itu med de huvudsakliga marknadsmisslyckanden som har konstaterats av kommissionen (dvs. kapitalkravets omfattning, den långvariga exponeringen för marknadsprissignaler och den långvariga exponeringen för politiska beslut), och att de tre åtgärderna bör ses som ett enda sammanlänkat stödpaket. ČEZ hävdar särskilt att det föreslagna statliga stödpaketet (dvs. elköpsavtalet, det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet och mekanismen för skydd mot ändring av lag eller policy) är lämpligt i sin helhet, eftersom de underliggande riskerna inte skulle begränsas om en av åtgärderna skulle avlägsnas. I ett sådant scenario skulle projektets lönsamhet undergrävas.

(329)

ČEZ nämnde vidare att liknande stödpaket (t.ex. för Hinkley Point C) tidigare har godkänts av kommissionen.

(330)

Avslutningsvis förklarade ČEZ att de föreslagna åtgärderna är lämpliga för att begränsa risken för projektets potentiella misslyckande och för att minska de därmed förknippade offentliga kostnaderna.

(331)

Som svar på kommissionens tvivel om risken för överkompensation hävdade ČEZ att de föreslagna åtgärderna inbegriper en lämplig kontrollmekanism för överkompensation som gör det möjligt att få en marknadsbaserad avkastning på eget kapital som står i proportion till projektrisken. Enligt ČEZ är avsikten med de föreslagna mekanismerna inte att helt förhindra överkompensation, eftersom ČEZ skulle utsättas för betydande risker i samband med projektet.

(332)

ČEZ anser att förekomsten av ytterligare åtgärder för att undanröja ytterligare potentiella vinstmöjligheter utöver vinstdelningsmekanismen kommer att påverka balansen mellan exponeringen på uppåt- och nedåtsidan. Eventuella ytterligare riskpremier skulle leda till en uppåtgående inverkan på avkastningen på eget kapital vilket skulle öka priset i elköpsavtalet och därmed kostnaden för det statliga stödet.

(333)

ČEZ hävdade dessutom att överkompensationen skulle hanteras genom vinstdelningsmekanismen under EDU II:s operativa fas. Den föreslagna vinstdelningsmekanismen bygger på och är mer strikt än den tidigare godkända Hinkley Point C-mekanismen, i det att en större vinstdelning sker vid en lägre avkastning på eget kapital. Vinstdelningsmekanismen är utformad för att fånga upp realiserade överskott av eget kapital genom att spåra EDU II-projektets verkliga värden och internränta för eget kapital. Denna mekanism mäter projektets resultat under hela dess livstid och säkerställer att alla överskott beaktas.

(334)

ČEZ tillhandahöll en analys av de relativa riskerna hos och den proportionerliga avkastningen från EDU II jämfört med andra energiinfrastrukturprojekt (dvs. Hinkley Point C, Paks II, konventionella oberoende kraftverksprojekt och havsbaserad vindkraft). Analysen visade att det lämpliga intervallet för avkastning på eget kapital för EDU II skulle ligga på mellan […] %. I analysen angavs vidare att ett korrekt fastställande av avkastningen på eget kapital skulle bero på ytterligare förtydliganden av projektets parametrar, riskfördelning och viktiga särdrag avseende statens deltagande.

(335)

I synnerhet skulle en uppskattning av avkastningen på eget kapital som ligger närmare den övre gränsen för intervallet ovan vara förenlig med ett scenario där EDU II har en oproportionerligt hög riskfördelning och det finns en hög risk för att projektet överges. Omvänt skulle en uppskattning av avkastningen på eget kapital som ligger närmare den nedre delen av ovanstående intervall återspegla ett scenario där det finns en proportionell riskfördelning som förstärks genom skydd av EDU II i negativa scenarion och en begränsad risk för att projektet överges.

(336)

I sitt svar på beslutet att inleda förfarandet förklarade ČEZ att företaget har lång erfarenhet samt stor kapacitet och kunskap i Tjeckien när det gäller utformning, utveckling, uppförande och drift av kärnkraftverk. ČEZ-gruppen har i synnerhet utvecklat och uppfört landets två kärnkraftverk, dvs. kärnkraftverken i Temelín och Dukovany, och håller också på att utveckla ett nytt kärnkraftverk i Slovakien.

(337)

ČEZ har dessutom omfattande erfarenhet av att samarbeta med den tjeckiska kärnkraftsmyndigheten och har en djupgående förståelse för de lagstadgade kraven för kärnkraftverk. Som ägare och operatör av produktionstillgångar för kärnenergi i landet har ČEZ utmärkt kunskap om den gällande rättsliga ramen och om licens-/tillståndskraven i Tjeckien.

(338)

ČEZ är aktiv medlem i internationella organisationer såsom WANO, EUR, EPRI, WNA och NUGENIA. Företaget följer de standarder och processer som fastställts och erkänns av tillsynsmyndigheter över hela världen i syfte att främja kontinuerlig förbättring, säkerhet och toppmodern kunskap i driften av kärnkraftverk.

(339)

Slutligen hävdade ČEZ att företaget som nuvarande ägare till anläggningen och exploatör kan säkerställa att projektet genomförs i tid på ett kostnadseffektivt sätt. Enligt ČEZ:s uppskattningar har företagets preliminära och möjliggörande verksamhet på platsen (inklusive genomförbarhetsstudier, markförvärv osv.) påskyndat projektets tidslinje med minst 10–12 år och potentiellt minskat projektets kostnader med uppskattningsvis [200–700] miljoner euro jämfört med ett nytt kraftverk på en oexploaterad plats av en tredje aktör.

(340)

De tjeckiska myndigheterna skickade sitt svar på synpunkterna från tredje parter den 21 oktober 2022.

(341)

På det hela taget fann Tjeckien att de flesta synpunkterna var positiva och gav ett överväldigande stöd till projektet. Dessutom förklarade Tjeckien att de flesta av de frågor som togs upp redan hade diskuterats i landets tidigare inlagor. Tjeckiens främsta argument till svar på de problem som togs upp av tredje parterna anges nedan. Endast svaren på de synpunkter som är direkt relevanta för bedömningen av statligt stöd kommer att tas upp.

(342)

Som svar på synpunkterna på stödets lämplighet och proportionalitet hänvisade Tjeckien till sina tidigare synpunkter och nämnde att det statliga stödet utformades i syfte att i så hög grad som möjligt minimera stödbeloppet och samtidigt säkerställa projektets genomförbarhet.

(343)

Dessutom hävdade de tjeckiska myndigheterna att de är beredda att uppfylla EU-taxonomins tekniska kriterier med avseende på projektet, däribland att under 2050 ta en anläggning i drift för djupförvar av högaktivt radioaktivt avfall. Tjeckien förklarade särskilt att den nationella politiken för hantering av radioaktivt avfall och använt kärnbränsle, som godkändes 2019, kommer att uppdateras i enlighet med EU-taxonomins krav efter sakkunniggranskningen av programmet inom ramen för Artemis-uppdraget, som genomförs av IAEA enligt artikel 14.3 i rådets direktiv 2011/70/Euratom av den 19 juli 2011 och som kommer att äga rum under fjärde kvartalet 2023.

(344)

Avslutningsvis hävdade de tjeckiska myndigheterna, som svar på de särskilda miljöproblem som tagits upp av tredje parter, att i) kärnenergirelaterad verksamhet är koldioxidsnål (148) och att driften av ett kärnkraftverk är en av de mest kostnadseffektiva investeringsmöjligheterna (149), ii) den metod som används för att skapa bestämmelser för avveckling av kärntekniska anläggningar är förenlig med EU:s regler (150), iii) tillräcklig hänsyn tas till det framtida bortskaffandet av radioaktivt avfall och använt kärnbränsle på grundval av den tjeckiska lagstiftningen, iv) miljökonsekvensbedömningen av projektet visar att alla miljöproblem, inklusive beaktandet av tillräckliga mängder ytvatten för kylning av kärnkraftverket, har åtgärdats. Under alla omständigheter förklarade de tjeckiska myndigheterna att frågan om tillräcklig vattenförsörjning kommer att övervakas kontinuerligt i enlighet med villkoren i miljökonsekvensbedömningen och att v) de tjeckiska bestämmelserna om skadeståndsansvar för kärnkraftsskador är förenliga med internationell rätt (151).

(345)

Enligt artikel 107.1 i EUF-fördraget är stöd som ges av en medlemsstat eller med hjälp av statliga medel, av vilket slag det än är, som snedvrider eller hotar att snedvrida konkurrensen genom att gynna vissa företag eller viss produktion, oförenligt med den inre marknaden i den utsträckning det påverkar handeln mellan medlemsstaterna.

(346)

En åtgärd innebär statligt stöd i den mening som avses i artikel 107.1 i EUF-fördraget om den uppfyller fyra kumulativa villkor. För det första måste åtgärden finansieras av staten eller med hjälp av statliga medel. För det andra måste åtgärden medföra en fördel för en stödmottagare. För det tredje måste åtgärden gynna vissa företag eller viss ekonomisk verksamhet (åtgärden måste alltså vara selektiv i viss mån). För det fjärde måste åtgärden kunna påverka handeln mellan medlemsstaterna och snedvrida konkurrensen på den inre marknaden. I avsnitt 4.2 i beslutet att inleda förfarandet förklarade kommissionen att de tre anmälda åtgärderna planerades tillsammans och att de är oskiljbara (152). Enligt punkt 81 i kommissionens tillkännagivande om begreppet statligt stöd kan olika åtgärder betraktas som ett ”enda ingripande”. Detta skulle i synnerhet kunna vara fallet när på varandra följande ingripanden är så nära kopplade till varandra, särskilt med avseende på deras kronologiska ordning, deras syfte och företagets omständigheter vid tidpunkten för dessa ingripanden, att de är oskiljbara (153). Till exempel kan en serie statliga ingripanden som äger rum med avseende på samma företag under en relativt kort tidsperiod, som är kopplade till varandra eller som alla var planerade eller förutsebara vid tidpunkten för det första ingripandet, bedömas som ett enda ingripande.

(347)

Kommissionen förklarade i beslutet att inleda förfarandet att alla tre åtgärderna har samma syfte och mål, nämligen att möjliggöra uppförandet och driften av ett nytt kärnkraftverk vid Dukovanyanläggningen (154). Åtgärderna planeras och förhandlas fram tillsammans på ett sådant sätt att varje åtgärd har en direkt inverkan på de andra, och så att åtgärderna gemensamt skapar de finansiella förutsättningarna för att kraftverket ska kunna byggas och drivas. Det är obestridligt att den som beviljar de tre åtgärderna är den tjeckiska staten och att de sammanfaller kronologiskt. Mer specifikt planerades alla ingripanden (och kunde således förutses när de förhandlades fram) tillsammans (155). Att till exempel minska de kommersiella riskerna genom en mekanism för skydd mot lagändringar och sänka de initiala kapitalkraven genom det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet påverkar det stödbelopp som behövs för köpeavtalet. De tre åtgärderna i fråga är nära kopplade till varandra och det skulle ha varit omöjligt att separera dem.

(348)

Mot bakgrund av ovanstående fann kommissionen att de tre åtgärderna borde granskas tillsammans som ett enda ingripande, eftersom de är beroende av varandra och ömsesidigt förbättrar projektets resultat. Kommissionen drog också den preliminära slutsatsen, som är tillämplig på de tre åtgärderna när de granskas tillsammans, att ingripandet skulle innebära statligt stöd eftersom det finansierades med statliga medel som kunde tillskrivas den tjeckiska staten, att åtgärden skulle ge en selektiv ekonomisk fördel och att den kan påverka handeln mellan medlemsstaterna och snedvrida konkurrensen på den inre marknaden.

(349)

Kommissionen har under det formella granskningsförfarandets gång inte funnit några skäl att ändra sin bedömning i dessa avseenden.

(350)

Såsom förklaras i beslutet att inleda förfarandet har den tjeckiska staten beslutat om stödåtgärderna för detta projekt på grundval av bestämmelserna i lagen om en koldioxidsnål energisektor (se skäl 27) och ingåendet av ramavtalet (se skäl 190) och det första genomförandeavtalet (se skälen 69, 183 och 380). I elköpsavtalet fastställs vidare den tjeckiska statens skyldighet att inrätta en enhet som till fullo ägs av staten, dvs. specialföretaget (för elköpsavtalet, se skälen 83–93). Den beviljande myndigheten för alla åtgärder är den tjeckiska staten som agerar genom ministeriet.

(351)

De tjeckiska myndigheterna bestrider inte att åtgärderna kommer att finansieras med medel som står under statens kontroll.

(352)

Som nämns i skäl 107 anges i artikel 9 i lagen om en koldioxidsnål energisektor att ny kärnkraftsproduktion kan finansieras genom en av, eller en kombination av, följande åtgärder: i) intäkterna från specialföretagets försäljning av el, ii) en priskomponent som de systemansvariga för överförings- och distributionssystemet tar ut av nätanvändarna, om så beslutas, och iii) bidrag från statsbudgeten. Valet av de faktiska intäktsflödena för finansiering av de olika åtgärderna beror på ministeriets val. De tjeckiska myndigheterna bestrider inte att alla intäktsflöden kontrolleras eller kommer att kontrolleras av staten.

(353)

I artikel 4 i lagen om en koldioxidsnål energisektor anges dessutom att det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet skulle tillhandahållas från statsbudgeten och beviljas av Tjeckiens centralbank. Eftersom det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet finansieras direkt från statsbudgeten och alla tre åtgärderna är beroende av varandra och utgör ett enda ingripande (se skäl 348), är det utan betydelse för förekomsten av statliga medel om den eventuella avgiften (som ännu inte har fastställts), i det fall åtgärd 1 enbart skulle finansieras av denna, skulle leda till tillhandahållandet av statliga medel. Tillhandahållandet av flera miljarder euro från statsbudgeten via det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet på fördelaktiga ekonomiska villkor är tillräckligt i sig för att fastställa att det totala ingripandet är beroende av beviljandet av statliga medel. Detta förstärks ytterligare av mekanismen för skydd mot ändring av lag eller policy, som ger projektet rättsligt skydd och beviljar rättigheter av ekonomiskt värde gentemot staten, vilket direkt påverkar de statliga medlen om dessa rättigheter utövas.

(354)

Mot bakgrund av ovanstående drar kommissionen slutsatsen att åtgärden beviljas med hjälp av statliga medel och kan tillskrivas staten i den mening som avses i artikel 107.1 i EUF-fördraget.

(355)

En åtgärd anses vara selektiv när endast vissa företag eller viss produktion gynnas. Kommissionen upprepar att åtgärderna i fråga, både när de bedöms tillsammans och separat, medför en selektiv fördel i den mening som avses i artikel 107.1 i EUF-fördraget.

(356)

Åtgärd 1 (se avsnitt 3.6) skyddar EDU II från eventuell prisvolatilitet på elmarknaden under elköpsavtalets löptid, eftersom EDU II får en stabil ersättning till ett fördefinierat lösenpris även i situationer där marknadspriserna sjunker under denna nivå. Detta säkerställer ett stabilt flöde av intäkter till EDU II under de första 40 årens drift av kärnkraftverket som andra operatörer, som inte gynnas av en liknande stödåtgärd, inte erhåller.

(357)

Åtgärd 2 (se avsnitt 3.7) ger ett lån till en förmånlig ränta som inte är förenlig med marknadsvillkoren. Mer specifikt kommer det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet att täcka 100 % av byggkostnaderna för kärnkraftverket, inklusive kostnadsöverskridanden på grund av berättigade skäl och kostnadsöverskridanden på grund av icke-berättigade skäl som överstiger ČEZ:s maximala finansiering av eget kapital till projektet (se skäl 197). Lånet kommer att ha nollränta under byggfasen. Den ränta som tas ut kommer att vara kostnaden för skulden till staten plus 1 %, men inte vara lägre än 2 % under 30 år, med början på den dag då kärnkraftverket tas i drift. Åtgärden ger därför stödmottagaren en fördel eftersom den befriar EDU II från finansieringskostnader som företaget skulle ha behövt bära under normala marknadsförhållanden. Andra företag, inklusive de som gör långsiktiga investeringar, får inte statliga lån på liknande villkor.

(358)

Åtgärd 3 (se avsnitt 3.8) ger ett kostnadstäckningsskydd i händelse av ändring av lag eller policy eller vid andra händelser som kan betecknas som berättigade skäl, vilket därmed minskar investeringsrisken och överför den till staten samt ger en ekonomisk fördel som inte kunde ha erhållits under normala marknadsförhållanden och som inte är tillgänglig för andra marknadsaktörer.

(359)

Kommissionen drar därför slutsatsen att alla de tre berörda åtgärderna utgör individuellt stöd och ger ČEZ-gruppen, inklusive dess dotterbolag EDU II, en selektiv fördel.

(360)

Som kommissionen påpekade i beslutet att inleda förfarandet har elmarknaden avreglerats och elproducenterna bedriver handel mellan medlemsstaterna, så en fördel som beviljas till producenterna av el från kärnkraft riskerar att snedvrida konkurrensen och påverka handeln mellan medlemsstaterna. El från kärnenergikällor säljs i allmänhet på den inre marknaden för el, där denna konkurrerar med alla källor till el, även i andra medlemsstater.

(361)

Kommissionen upprepar därför att den fördel som beviljats stödmottagaren genom åtgärderna 1–3 hotar att snedvrida konkurrensen och påverka handeln mellan medlemsstaterna. Eftersom alla tre åtgärderna ger fördelar till elproduktionen som konkurrensutsatt verksamhet skulle denna slutsats återigen vara densamma om åtgärderna granskades individuellt.

(362)

Kommissionen drar därför slutsatsen att elköpsavtalet, det återbetalningspliktiga finansiella stödet och mekanismen för skydd mot ändring av lag eller policy som olika åtgärder som hänför sig till ett enda statligt ingripande utgör statligt stöd i den mening som avses i artikel 107.1 i EUF-fördraget.

(363)

Som kommissionen påpekade i beslutet att inleda förfarandet (156) anmäldes åtgärderna till kommissionen den 15 mars 2022 och har hittills inte genomförts. Genomförandet villkoras dessutom av att kommissionen godkänner åtgärderna (se skäl 190). De tjeckiska myndigheterna har därför uppfyllt kraven på anmälan och genomförandeförbud enligt artikel 108.3 i EUF-fördraget.

(364)

Eftersom åtgärderna har konstaterats utgöra statligt stöd har kommissionen vidare undersökt huruvida de kan anses vara förenliga med den inre marknaden.

(365)

Kommissionen har gjort en bedömning av den anmälda åtgärden på grundval av artikel 107.3 c i EUF-fördraget, enligt vilken kommissionen får förklara som förenligt med den inre marknaden ”stöd för att underlätta utveckling av vissa näringsverksamheter eller vissa regioner, när det inte påverkar handeln i negativ riktning i en omfattning som strider mot det gemensamma intresset”.

(366)

Enligt artikel 107.3 c i EUF-fördraget får kommissionen förklara ”stöd för att underlätta utveckling av vissa näringsverksamheter eller vissa regioner, när det inte påverkar handeln i negativ riktning i en omfattning som strider mot det gemensamma intresset” förenligt med den inre marknaden. Därför måste stöd som är förenligt med den inre marknaden enligt denna bestämmelse i fördraget bidra till utvecklingen av vissa näringsverksamheter (157).

(367)

Statliga ingripanden kan vara nödvändiga för att underlätta eller stimulera utvecklingen av vissa näringsverksamheter som utan stöd inte skulle utvecklas alls eller inte skulle utvecklas i samma takt eller under samma omständigheter.

(368)

Såsom förklaras i avsnitt 2 och i avsnitt 4.4.1 i beslutet att inleda förfarandet är syftet med de åtgärder som omfattas av detta beslut att möjliggöra investeringar i ny kärnkraftsproduktion och säkerställa dess drift under en längre period. Närmare bestämt är det statliga stödet direkt inriktat på uppförande, idrifttagande och drift av den nya kapaciteten. Enligt de tjeckiska myndigheterna syftar elköpsavtalet till att säkerställa att anläggningen producerar el och möjliggör återbetalningen av det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet (se 3.6). Det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet är nödvändigt för att den projektansvarige ska kunna täcka en stor del av investeringskostnaderna för projektet (se 3.7). Skyddet mot lagändringar krävs för att minska det stödbelopp som krävs för att föra projektet framåt genom att minska vissa risker som anses ligga utanför investerarens kontroll (se 3.8)

(369)

Alla tre åtgärderna minskar de huvudsakliga riskfaktorer som annars skulle uppstå vid investeringar i stora kärnkraftstillgångar. Sammantaget minskar de betydligt projektets övergripande risk för investeraren. Enligt de tjeckiska myndigheterna har ett antal projekt för investering i kärnenergi inte genomförts till följd av dessa risker (se skäl 220). Åtgärderna bidrar således till utvecklingen av elproduktion från kärnenergikällor i Tjeckien.

(370)

Kommissionen påminner om att domstolen har erkänt utvecklingen av ny kärnkraftskapacitet som en ekonomisk verksamhet i den mening som avses i artikel 107.3 c i EUF-fördraget (158) och har fastställt att artikel 107 i EUF-fördraget kan tillämpas på investeringar i kärnkraftverk (159).

(371)

Kommissionen anser därför att åtgärderna underlättar utvecklingen av viss näringsverksamhet i enlighet med artikel 107.3 c i EUF-fördraget.

(372)

Statligt stöd kan endast anses underlätta en näringsverksamhet om det har en stimulanseffekt. En stimulanseffekt uppstår när stödet uppmuntrar stödmottagaren att ändra sitt beteende för att utveckla den näringsverksamhet som eftersträvas genom stödet och om denna beteendeförändring inte annars skulle inträda utan stödet.

(373)

Tjeckien har förklarat att investeraren i avsaknad av stöd inte skulle ha de incitament som krävs för att investera i utvecklingen av ny kärnkraftskapacitet (160). Marknaden kännetecknas av hög volatilitet och instabilitet i regelverket, och ekonomin rörande kärnenergitillgångar i form av höga investeringskostnader utgör också ett hinder för inträde i branschen. Investeringar i kärnenergi utan statligt stöd är sannolikt inte lönsamma på grund av den osäkra utvecklingen på elmarknaden.

(374)

Kommissionen noterar att projektet inte skulle gå vidare utan statligt stöd med tanke på de rådande osäkra och snabbt föränderliga marknadsförhållandena och de marknadsmisslyckanden som är förknippade med kärnkraftsutveckling (dvs. kapitalkravets omfattning, den långvariga exponeringen för marknadsprissignaler och den långvariga exponeringen för politiska beslut) (161).

(375)

Kommissionen noterar vidare att utan stödet skulle projektets finansieringsunderskott inte kunna täckas. Detta beror på de högre finansieringskostnader som projektet sannolikt skulle medföra i avsaknad av det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet och på grund av avsaknaden av den intäktsstabilitet som elköpsavtalet tillhandahåller. Utan statligt ingripande skulle investeraren dessutom behöva bära betydande ytterligare risker som annars minskas av stödåtgärderna, såsom marknadsprisrisken och den politiska risken (se skäl 498), vilket tyder på att investeraren skulle förvänta sig en jämförelsevis högre avkastning för att genomföra projektet utan stöd.

(376)

Mot bakgrund av ovanstående anser kommissionen att stödet har en stimulanseffekt eftersom det föranleder stödmottagaren att bedriva en ekonomisk verksamhet som denne inte skulle bedriva utan stödet.

(377)

Såsom förklaras i beslutet att inleda förfarandet ansåg domstolen i målet Hinkley Point C (162) att ”statligt stöd som strider mot unionsbestämmelser eller allmänna principer i unionsrätten inte kan förklaras vara förenligt med den inre marknaden”. När det gäller kärnenergi i sig klargjorde domstolen att för den sektor ”som omfattas av Euratomfördraget, kan ett statligt stöd till förmån för näringsverksamhet inom denna sektor, som vid en prövning visar sig åsidosätta unionsregler om miljöskydd, inte förklaras vara förenligt med den inre marknaden enligt den bestämmelsen” (163).

(378)

Dessutom betonade domstolen att sekundärlagstiftningen, såsom Europaparlamentets och rådets direktiv 2011/92/EU av den 13 december 2011 om bedömning av inverkan på miljön av vissa offentliga och privata projekt (164), enligt vilket vissa projekt är föremål för en miljökonsekvensbedömning, är tillämplig på kärnkraftverk och andra kärnreaktorer.

(379)

Domstolen klargjorde också att investeringar i kärnenergi inte hindras av artikel 194 i EUF-fördraget om unionens energipolitik (165). Eftersom valet av kärnenergi enligt EUF-fördraget är en fråga för medlemsstaterna, är det enligt rättspraxis (166) uppenbart att målen och principerna i EU:s miljölagstiftning och de mål som eftersträvas genom Euratomfördraget inte står i konflikt med varandra, så att principen om miljöskydd, försiktighetsprincipen, principen om att förorenaren betalar och hållbarhetsprincipen under alla omständigheter inte kan anses utesluta att statligt stöd beviljas för uppförande eller drift av ett kärnkraftverk.

(380)

Det faktum att projektet och åtgärderna avser kärnenergi gör därför inte åtgärderna oförenliga med den inre marknaden. Tjeckien har valt kärnenergi för att ta itu med utmaningen med utfasningen av fossila bränslen samt framtida frågor om resurstillgången och problem med försörjningstryggheten (se avsnitt 2.2 ovan).

(381)

Kommissionen har inga indikationer på att projektet bryter mot bestämmelserna i miljölagstiftningen. De tjeckiska myndigheterna förklarade att projektutvecklingen föregicks av en omfattande och öppen miljökonsekvensbedömningsprocess (se skäl 78) som genomfördes i enlighet med kraven i EU:s sekundärlagstiftning (167).

(382)

Det följer av rättspraxis att ”när kommissionen tillämpar förfarandet på området för statligt stöd, är den enligt fördragets allmänna systematik skyldig att respektera sambandet mellan de bestämmelser som reglerar statligt stöd och andra särskilda bestämmelser än de som avser statligt stöd, och således bedöma det aktuella stödets förenlighet med dessa särskilda bestämmelser […]. En sådan skyldighet åligger dock kommissionen enbart i fråga om villkor för ett stöd som är så oupplösligen förbundna med stödets mål att det inte är möjligt att bedöma dem separat […]. […] Om det aktuella villkoret kan avskiljas från stödets mål, är kommissionen däremot inte skyldig att bedöma dess förenlighet med andra bestämmelser än de som avser statligt stöd inom ramen för det förfarande som föreskrivs i artikel 108 FEUF” (168).

(383)

I sin dom om statligt stöd till kärnkraftverket Paks II bekräftade tribunalen att kommissionen inte är skyldig att kontrollera att någon aspekt av en stödåtgärd eller något inslag av stöd – i avsaknad av ett oupplösligt samband – är förenlig med unionsrätten (169). I respektive mål konstaterade tribunalen vidare att ”genomförandet av ett förfarande för offentlig upphandling och ett eventuellt anlitande av ett annat företag för uppförande av reaktorerna [inte] ändrar […] syftet med stödet […] och inte heller vem som är stödmottagare […]” (170).

(384)

I det aktuella fallet anser kommissionen inte att det finns något ”oupplösligt samband” mellan det statliga stödet och aspekterna rörande offentlig upphandling, eftersom det är möjligt att utvärdera dem separat. De statliga stödåtgärderna (elköpsavtalet, det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet, mekanismen för skydd mot ändring av lag eller policy) stöder verksamheten (etablering och drift av ett kärnkraftverk) oberoende av hur entreprenören för konstruktion, upphandling och uppförande väljs. Genomförandet av stödåtgärderna beror inte heller på den exakta tillämpningen av reglerna för offentlig upphandling. De granskade åtgärderna avser resultatet av upphandlingsprocessen (dvs. investeringskostnaderna) som indata i den finansiella modellen som fastställer elprisavtalets lösenpris (171). Även i det hypotetiska scenario där dessa indata skulle höjas till följd av en felaktig tillämpning av upphandlingskraven skulle detta inte leda till några ytterligare snedvridningar till följd av de granskade stödåtgärderna. En eventuell underlåtenhet att följa reglerna för offentlig upphandling kan i själva verket bara leda till snedvridande effekter på marknaden för uppförande av kärnkraftverk och inte på elmarknaden. Driften av kraftverket och villkoren för saluföring av elen kan därför särskiljas från de aspekter av offentlig upphandling som rör uppförandet av kraftverket. Det är därför möjligt för kommissionen att bedöma åtgärden utan att utvärdera aspekterna av den offentliga upphandling som avser avtalet om konstruktion, upphandling och uppförande, eftersom dessa aspekter inte är oupplösligt förbundna med vare sig den ekonomiska verksamhet som främjas av stödet eller dess villkor.

(385)

På energiområdet måste alla avgifter som har som syfte att finansiera en statlig stödåtgärd och utgör en integrerad del av den åtgärden i synnerhet uppfylla kraven i artiklarna 30 och 110 i EUF-fördraget (172).

(386)

För att en avgift ska anses utgöra en integrerad del av en stödåtgärd krävs enligt fast rättspraxis att det föreligger ett tvingande samband mellan avgiften och stödet enligt relevanta nationella bestämmelser, i den meningen att avgiftsintäkten uteslutande används för att finansiera stödet och direkt inverkar på stödets storlek, och följaktligen även på bedömningen av huruvida stödet är förenligt med den gemensamma marknaden (173). I synnerhet måste den berörda avgiften särskilt och uteslutande tas ut för att finansiera stödet i fråga (174).

(387)

Dessutom framgår det också av rättspraxis att det inte finns något sådant tvingande samband när stödbeloppet fastställs enbart på grundval av objektiva kriterier som inte är kopplade till de fördelade intäkterna och när det begränsas av ett absolut lagstadgat tak (175). Domstolen har särskilt slagit fast att det inte finns något tvingande samband när det i den nationella lagstiftningen fastställs ett stödbelopp mellan ett lägsta och ett högsta värde, oavsett intäkterna från skatten (176). Domstolen har dessutom nyligen slagit fast att det inte fanns något tvingande samband mellan skatten och det beviljade stödet i ett mål där stödbeloppet fastställdes enligt kriterier som inte hade något samband med de fördelade skatteintäkterna, och där det i nationell lagstiftning föreskrevs att ett eventuellt överskott i samband med detta stöd måste omfördelas till en reservfond eller till statskassan, beroende på vad som är lämpligt, och att intäkterna också skulle begränsas av ett absolut tak, vilket ledde till att ett eventuellt överskott också omfördelades till statens allmänna budget (177). För att utesluta förekomsten av ett tvingande samband tog domstolen också hänsyn till det faktum att den berörda medlemsstaten behövde täcka underskottet genom bidrag från sin allmänna budget om intäkterna från avgiften inte var tillräckliga för att täcka det totala stödbeloppet.

(388)

I det aktuella fallet kommer finansieringen av åtgärd 1, såsom påpekas ovan (skäl 107), att täckas av ministeriet med medel som skapats av i) intäkterna från specialföretagets försäljning av el, ii) en avgift som nätoperatörerna tar ut av de slutliga elkonsumenterna, liknande den befintliga finansieringen av förnybara energikällor, och iii) bidrag från statsbudgeten. Som angavs ovan (i skäl 41) kommer staten att behöva finansiera prisskillnaden med hjälp av statliga medel om elköpsavtalets lösenpris är högre än marknadspriset, dvs. genom statsbudgeten och genom förbrukningsavgifter.

(389)

Tjeckien bekräftade vidare att även om en avgift kan bidra till finansieringen av åtgärderna skulle finansieringen inte vara beroende av en sådan avgift, och statsbudgeten skulle vid behov täcka kostnaderna. Mer specifikt kommer eventuella överskott av avgiften att omfördelas till den allmänna statsbudgeten, och eventuella underskott kommer i slutändan att täckas av den allmänna statsbudgeten (se skäl 42).

(390)

Av detta följer att ett eventuellt införande av en avgift i projektet i samband med finansieringen av elköpsavtalet inte har någon direkt inverkan på stödbeloppet och därför inte utgör en integrerad del av åtgärden, eftersom denna avgift inte har ett tvingande samband med stödet enligt relevanta nationella bestämmelser. Avgiftens förenlighet med artiklarna 30 och 110 i EUF-fördraget bedöms därför inte i detta beslut.

(391)

Slutligen noterar kommissionen att de tjeckiska myndigheterna har åtagit sig att uppfylla sin skyldighet att anmäla projektet till kommissionen i enlighet med artikel 41 i Euratomfördraget.

(392)

Kommissionen drar därför slutsatsen att de föreslagna åtgärderna eller den verksamhet som får stöd inte i sig strider mot de relevanta bestämmelserna i EU-lagstiftningen.

(393)

Mot bakgrund av ovanstående drar kommissionen slutsatsen att projektet uppfyller det första (positiva) villkoret i bedömningen av förenligheten (dvs. att stödet underlättar utvecklingen av en ekonomisk verksamhet).

(394)

Såsom påpekas i beslutet att inleda förfarandet utformades projektet för att bidra till att minska koldioxidutsläppen i Tjeckiens energisystem och åtgärda ett problem med elförsörjningssäkerheten som omfattar den tjeckiska marknaden (se skäl 8 och följande). Samtidigt har det fastställts att den tjeckiska marknaden är väl sammanlänkad i kärnregionen (178) (se skäl 16).

(395)

Mot bakgrund av ovanstående är de relevanta marknaderna för bedömning av åtgärderna i fråga elmarknaderna i Tjeckien och elmarknaden i kärnregionen.

(396)

Såsom förklaras i avsnitt 4.4.2.2 i beslutet att inleda förfarandet innebär omställningen till klimatneutralitet att fossila bränslen gradvis fasas ut, med början med de mest förorenande bränslena. De flesta medlemsstater har redan meddelat sina planer på att fasa ut kol under de kommande åren (179). I Tjeckiens senaste nationella energi- och klimatplan fastställs ett strategiskt mål att helt fasa ut användningen av kol för elproduktion senast 2033. Enligt studierna utförda av ČEPS (se skäl 12) leder denna utveckling till kapacitetsproblem på medellång sikt. Det förväntas att denna trend kommer att kunna observeras i andra medlemsstater som fasar ut kol.

(397)

Ytterligare investeringar i kärnenergikällor ger tillförlitliga koldioxidsnåla produktionstillgångar som har en viss grad av flexibilitet. Genom att säkerställa en säker försörjning när man fasar ut de mest förorenande bränslena och minskar beroendet av naturgas bidrar kärnkraftsproduktionen, som har låga koldioxidutsläpp per producerad MWh, (tillsammans med utvecklingen av förnybara energikällor) till uppnåendet av de nationella och europeiska målen för minskade koldioxidutsläpp.

(398)

Såsom Tjeckien har förklarat kommer projektet också att direkt stödja målen för REPowerEU eftersom det kommer att minska beroendet av importerade fossila bränslen som är utsatta för prisfluktuationer och geopolitiska risker, vilket därmed stärker energitryggheten.

(399)

Dessutom bidrar installationen av ny kärnkraftskapacitet till att upprätthålla den nödvändiga produktionen på försörjningssidan. Detta är nödvändigt för att hantera den förväntade ökningen av efterfrågan på el i Tjeckien parallellt med de åtgärder för att minska efterfrågan som antagits i enlighet med energieffektivitetsdirektivet (se skäl 15).

(400)

Kommissionen noterar att de tjeckiska myndigheterna kommer att se till att projektet uppfyller de tekniska granskningskriterier för ekonomisk verksamhet inom kärnenergisektorn som anges i EU:s taxonomiförordning (180). Även om denna förordning inte skapar rättsligt bindande skyldigheter för uppförande eller drift av kärnkraftverk, eller ytterligare krav för beviljande av statligt stöd, fastställer den kriterierna för att avgöra huruvida en ekonomisk verksamhet kan anses vara miljömässigt hållbar. Tjeckiens åtagande att uppfylla dessa krav gör det möjligt att dra slutsatsen att projektet är hållbart, att det inte kommer att orsaka betydande skada för något av de andra miljömålen och att det är förenligt med en nettonollinriktning fram till 2050.

(401)

För uppförande och säker drift av nya kärnkraftverk, för produktion av el eller värme, inbegripet för vätgasproduktion, med hjälp av bästa tillgängliga teknik, fastställs särskilt i avsnitt 4.27 i bilaga I till kommissionens delegerade förordning (181) ett antal granskningskriterier för investeringar i nya kärnkraftstillgångar. Dessa inbegriper att medlemsstaten visar att det finns resurser tillgängliga i slutet av kärnkraftverkets beräknade livslängd som motsvarar den uppskattade kostnaden för hantering av radioaktivt avfall och avveckling, att medlemsstaten har operativa anläggningar för slutförvaring av allt radioaktivt avfall som är mycket låg-, låg- och medelaktivt, att medlemsstaten har en dokumenterad plan med detaljerade etapper för att senast 2050 ha tagit i drift en anläggning för slutförvaring av högaktivt radioaktivt avfall, och att projektet tillämpar bästa tillgängliga teknik, inbegripet från och med 2025 avseende användningen av olyckstolerant bränsle. De tjeckiska myndigheterna har åtagit sig att uppfylla alla dessa krav (se skälen 81 och 82).

(402)

Medan tredje parter har hävdat att tjeckiska tjänstemäns offentliga uttalanden tyder på att de kommer att försöka påverka lagstiftningsprocessen för att ändra eller skjuta upp taxonomivillkoren för idrifttagningen senast 2050 av ett djupförvar för högaktivt radioaktivt avfall, har kommissionen ingen information som ifrågasätter de tjeckiska myndigheternas åtagande. Den 11 januari 2023 antog Tjeckien regeringsresolution nr 24 om kravet på att uppfylla de tekniska granskningskriterierna för hantering av radioaktivt avfall. Enligt denna resolution kommer Tjeckien att göra sitt yttersta för att uppfylla de tekniska kriterier som fastställs i den relevanta EU-lagstiftningen, däribland idrifttagningen senast 2050 av ett geologiskt djupförvar för kärnavfallsanläggningar (se skälen 81 och 82).

(403)

Mot bakgrund av ovanstående drar kommissionen slutsatsen att projektet har positiva effekter på marknaden eftersom det kommer att bidra till att minska koldioxidutsläppen i energimixen på ett miljömässigt hållbart sätt och öka försörjningstryggheten. Eftersom kärnregionen är väl sammanlänkad skulle dessa positiva effekter sannolikt gynna de angränsande medlemsstater som importerar el från Tjeckien.

(404)

För att avgöra om en stödåtgärd är nödvändig måste kommissionen bedöma om åtgärden är inriktad på en situation där åtgärden skulle kunna leda till en väsentlig förbättring som marknaden inte ensam kan åstadkomma. Stöd som förbättrar det stödmottagande företagets ekonomiska situation men som inte är nödvändigt för att uppnå det avsedda målet kan inte anses vara förenligt med den inre marknaden.

(405)

I det aktuella fallet främjar Tjeckien nya kärnkraftsinvesteringar i enlighet med Euratomfördraget för att ta itu med sin utmaning att fasa ut fossila bränslen och en brist i den totala nationella installerade kapaciteten som landet snart kommer att stå inför på grund av den planerade avvecklingen av befintliga fossila bränslen och den befintliga kärnkraftsproduktionen (se skälen 8 och 19). Kommissionen måste bedöma huruvida statligt stöd är nödvändigt för att uppnå målet att främja nya investeringar i kärnkraft.

(406)

I beslutet att inleda förfarandet förklarade kommissionen att förekomsten av marknadsmisslyckanden är en relevant faktor för bedömningen av stödets nödvändighet och konstaterade att det förekom vissa marknadsmisslyckanden som kräver statligt ingripande när det gäller utvecklingen av kärnkraften (182). För nya investeringar i kärnenergi uppstår marknadsmisslyckandet främst på grund av tre aspekter: i) kapitalkravets omfattning, ii) den långa exponeringen för marknadsprissignaler, som i sig snedvrids av ingripanden, och iii) den långa exponeringen för politiska beslut.

(407)

För det första är kapitalkraven för kärnkraftsinvesteringar särskilt omfattande. Även om den utjämnade energikostnaden för kärnkraftsproduktion inte nödvändigtvis är högre än för andra typer av teknik (183), kan kärnkraftverkens långa livslängd och stora produktionskapacitet endast jämföras med de största vattenkraftsprojekten. Dessa kapitalbehov, som uppgår till flera miljarder euro, förvärras ytterligare av frekventa och betydande ökningar av investeringskostnaderna för nybyggda kärnkraftsanläggningar. Särskilt investeringar i OECD-länder i generation III-reaktorer som är de första av sitt slag har påverkats av förseningar av uppförandet och av kostnadsökningar (184).

(408)

För det andra gör planerade driftstider på 60 år det svårt att anpassa den typiska varaktigheten för privata investeringar eller kommersiella lån till projektets löptid. Detta är ännu mer relevant på de nuvarande elmarknaderna, som har förändrats avsevärt av energiomställningen och den snabba utbyggnaden av förnybar energi, samt de lagstiftningsreformer som åtföljer denna omställning. Till och med de mest erfarna marknadsaktörerna har därför svårt att enkelt göra förutsägelser om elpriserna långt in i framtiden, och de flesta elhandelstransaktioner omfattar inte mer än fem år in i framtiden.

(409)

Avslutningsvis är kärnenergi fortfarande föremål för samhälleliga och politiska kontroverser, och hänsyn måste tas till risken för politiska förändringar vid investeringar i kärnenergiproduktionstillgångar.

(410)

Kommissionen medgav också att kombinationen av dessa aspekter är unik för kärnteknik (185) och utgör ett allmänt inslag på alla EU-marknader, inklusive den tjeckiska elmarknaden.

(411)

De berörda parternas inlagor bekräftade kommissionens preliminära bedömning i beslutet att inleda förfarandet. Kommissionen noterar att Tjeckien i sina synpunkter på beslutet att inleda förfarandet hänvisade till nyare ogynnsamma marknadsförhållanden som innebär betydligt ökande risker för nya projektansvariga, däribland det makroekonomiska landskapet och inflationstrycket, höjda räntor samt unika händelser, såsom Rysslands invasion av Ukraina, som ledde till betydande störningar på marknaderna och i försörjningskedjan. De tjeckiska myndigheterna hävdar därför att det är osannolikt att uppförandet av kärnkraftverk kommer att ske utan statligt stöd.

(412)

De tjeckiska myndigheterna pekade också på den ökade volatiliteten på energimarknaderna, som delvis orsakas av en ökad andel resurser med nollmarginalkostnader såsom vind- och solenergi, men även av svängningar i gaspriserna, vilket gör att marknadsaktörernas avkastning blir oförutsägbar och därför begränsar incitamenten för utveckling av storskaliga kärnkraftsprojekt, såvida inte investerarna kan säkra sin exponering för marknadspriserna. Risksäkring genom långfristiga avtal kräver dock att motparterna är villiga att acceptera priser som är tillräckligt höga för att säkerställa en tillräcklig avkastning för investerarna under en mycket lång tidsperiod. Liknande åsikter uttrycktes i synpunkterna från flera tredje parter som drog slutsatsen att det på den nuvarande europeiska elmarknaden inte är möjligt att bygga nya kärnkraftsprojekt utan statligt stöd.

(413)

Såsom förklaras i en gemensam rapport från Internationella energiorganet (IEA) och kärnenergibyrån (NEA) (186) visar den senaste tidens trender när det gäller nybyggnation av kärnkraftverk på de västerländska marknaderna på betydande kostnadsökningar och förseningar i byggnationen. Detta kan delvis förklaras av att de nya projekten har inletts efter ett långt uppehåll i uppförandet av kärnkraftverk, vilket avsevärt urholkade kärnkraftsförsörjningskedjan och industrins kapacitet, och delvis av en otillräcklig mognad i utformningen och en brist på genomförandeplanering vid tidpunkten för uppförandet, samt ett alltmer osäkert politiskt läge. I rapporten konstateras att denna situation har urholkat intressenternas förtroende för kärnkraftsindustrins förmåga att leverera nya byggprojekt och har höjt nivån på den upplevda investeringsrisken, vilket avskräcker investerarna och minskar möjligheterna ytterligare att locka till sig finansiering för framtida projekt.

(414)

I rapporten förklaras dock att nya kärnkraftsinvesteringar levereras i tid och enligt budgeten i andra länder, t.ex. i Kina och Korea, och rapporten drar slutsatsen att denna skillnad jämfört med västländerna inte bara kan förklaras av anläggningsspecifika förhållanden. Därför har utmaningarna i västländerna inte med själva tekniken att göra, utan beror på under vilka förhållanden projekten utvecklas och genomförs och på samspelet mellan olika intressenter.

(415)

Kommissionen påminner om synpunkterna från de tredje parter som hävdade att energiförsörjningen också skulle kunna garanteras genom billigare teknik och att subventioner inom kärnenergisektorn skulle bromsa utvecklingen av annan billigare och mer klimatvänlig teknik. De tjeckiska myndigheterna har uppgett att potentialen för förnybar energi i Tjeckien är begränsad, men att en ökning av både kärnkraft och förnybar produktion utgör viktiga delar av den nationella energi- och klimatstrategin (se skäl 21). De hävdar också att även om vindkraftsinvesteringarna skulle försenas om projektet genomförs jämfört med om det inte genomförs, skulle den totala uppbyggnaden av vindkraft vara identisk i båda scenarierna (se skäl 270). Denna förklaring är rimlig. Investeringar i vind- och solkraftskapacitet kan i själva verket genomföras mycket snabbare och till lägre kapitalkostnader än projektet. De begränsas dock av andra faktorer, såsom tillgängliga platser och nätanslutningskapacitet. Dessutom tyder projektets begränsade inverkan på marknadspriserna på grossistmarknaden (2 euro/MWh) på att det skulle ha minimal inverkan på investeringar i förnybar energi. De incitament som genom formeln i elköpsavtalet ges för att maximera produktionen under högpristimmar och minska den när priserna är låga minskar dock även åtgärdens konkurrensmässiga inverkan på marknadsbaserade investeringar i förnybar energi, eftersom förnybara produktionstillgångar kan förväntas vara i drift särskilt ofta under perioder med lägre priser (eftersom tillgängligheten av de förnybara resurserna under dessa perioder är omfattande, vilket sänker marknadspriserna).

(416)

En annan svarande hävdade att elpriserna förväntas vara höga under de kommande årtiondena. Prognosen för elpriserna under långa tidsperioder är behäftad med stor osäkerhet. Om elpriserna skulle bli betydligt högre än väntat kommer elköpsavtalet och vinstdelningsmekanismen att ge intäkter till den tjeckiska staten och därigenom begränsa överkompensationen till förmån för ČEZ. Om marknadspriserna däremot skulle bli lägre än väntat, särskilt med tanke på en lägre efterfrågan än väntat eller en snabb utbyggnad av den förnybara energin, skulle projektet utan åtgärden inte kunna bära sina kapitalkostnader.

(417)

Kommissionen drar slutsatsen att det finns tydligt identifierade marknadsmisslyckanden när det gäller investeringar i nya kärnenergikällor i Tjeckien. På grund av den mycket långa investeringsperioden är det inte tillräckligt säkert att de för närvarande höga energipriserna förblir höga under tillräckligt lång tid för att påverka denna bedömning. Mot bakgrund av bristen på tillräcklig elproduktionskapacitet i Tjeckien, såväl som av dessa marknadsmisslyckanden och det strategiska målet för Tjeckiens energipolitik, som syftar till relativ självförsörjning inom elproduktionen parallellt med en långsiktig utfasning av fossila bränslen inom elproduktionen, förefaller det nödvändigt med statligt stöd för uppförandet av projektet i Tjeckien.

(418)

Det är fortfarande osannolikt att marknadskrafterna ensamma skulle kunna säkerställa att samma kärnkraftskapacitet som i projektet levereras i tid, vilket är nödvändigt för att främja utvecklingen av elproduktion från kärnenergikällor i Tjeckien.

(419)

Mot bakgrund av ovanstående drar kommissionen slutsatsen att det statliga stödet är nödvändigt för att säkerställa utvecklingen av ny kärnkraftskapacitet i Tjeckien. Dessutom drar kommissionen slutsatsen att åtgärderna har en stimulanseffekt för stödmottagaren vilket därmed säkerställer att projektet genomförs framgångsrikt.

(420)

Kommissionen måste i sin bedömning fastställa om den föreslagna åtgärden är ett lämpligt politiskt instrument för att uppnå sitt mål, i detta fall att främja utvecklingen av kärnenergiproduktion för att kompensera för en framtida försörjningsbrist.

(421)

I beslutet att inleda förfarandet noterade kommissionen att Tjeckien hade övervägt flera alternativa stödmekanismer för att stimulera investeringar i kärnenergiproduktion, såsom skattekrediter, kapacitetsmekanismer, direkt investeringsstöd, fastställande av en modell för reglerade investeringspriser (regleringsmässig tillgångsbas) osv., som alla ansågs vara mindre lämpliga än de åtgärder som slutligen valdes ut för att tillhandahålla stöd.

(422)

Kommissionen håller med om att enbart sådana andra politiska instrument sannolikt skulle vara otillräckliga för att uppnå samma resultat med tanke på projektets särdrag och storleken på de ekonomiska resurser som krävs. Att helt enkelt avlägsna en av de tre åtgärderna utan ytterligare justeringar skulle göra att stora risker lämnades oåtgärdade för investeraren, eftersom var och en av dem är avsedd att åtgärda ett särskilt marknadsmisslyckande (187). Om de alternativa stödmekanismerna främst avser andra finansieringskällor (skattekrediter) minskar de inte nödvändigtvis inverkan på konkurrensen. Kapacitetsmekanismer och modeller för en regleringsmässig tillgångsbas är allmänna begrepp som kan ta många former. Ingen bevisning har framkommit under det formella granskningsförfarandet för att sådana begrepp, när det gäller den konkreta åtgärden i fråga, skulle ha erbjudit lämpligare lösningar på de marknadsmisslyckanden som tagits upp.

(423)

Kommissionen ifrågasatte dock i sitt beslut att inleda förfarandet huruvida kombinationen av de tre åtgärderna (dvs. det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet, köpeavtalet och mekanismen för skydd mot lagändringar) kunde anses vara lämplig för tillhandahållandet av statligt stöd och frågade om inte en högre grad av exponering för marknadsrisker skulle ha varit lämpligare. Kommissionen ansåg mer specifikt att kombinationen av de tre åtgärderna och den ursprungliga utformningen av projektet kan undanröja betydande marknadsrisker och därmed hämma vissa incitament till konkurrenskraftigt beteende.

(424)

Kommissionen uttryckte också tvivel om huruvida kombinationen av dessa tre åtgärder är lämplig för att säkerställa projektets utveckling, eftersom ett mer begränsat antal åtgärder som kan ha varit mindre interventionistiska förefaller ha varit tillräckliga vid tidigare tillfällen för att möjliggöra investeringen.

(425)

Kommissionen ifrågasatte dessutom huruvida den balans som Tjeckien föreslagit när det gäller användningen av flera instrument är den rätta, och om alternativa instrument, eller övervägandet av endast några av dem, skulle kunna uppnå samma mål med mindre stöd eller snedvridning av konkurrensen.

(426)

De tjeckiska myndigheternas argument till stöd för kombinationen av de föreslagna åtgärderna är kopplade till de huvudsakliga marknadsmisslyckanden som åtgärderna är utformade för att åtgärda, såsom beskrivs i avsnitt 4.1 ovan, närmare bestämt kapitalkravets omfattning, den långa exponeringen för marknadsprissignaler och den långa exponeringen för politiska beslut. Kommissionen har redan medgett att projektet på grund av dessa risker inte skulle ha genomförts av en privat investerare under normala marknadsvillkor (188).

(427)

Som förklarades ovan (se skälen 83–106) införde Tjeckien under den formella granskningens gång, i syfte att skingra kommissionens tvivel i fråga om projektets grad av exponering för marknadsrisker, marknadsprisexponering i formeln för beräkning av EDU II:s efterhandsavräkning och minskade löptiden för köpeavtalet till 40 år, vilket ökade projektets exponering för marknadsrisker. Detta innebär också att EDU II har ekonomiska incitament att optimera elproduktionen på ett sätt som maximerar dirigeringen under perioder med höga priser, samtidigt som dirigeringen (och t.ex. schemaläggningen av underhållet) minskas under perioder med låga priser. Detta minskar åtgärdens snedvridande effekt.

(428)

Kommissionen påminner dessutom om att en liknande kombination av åtgärder ansågs lämplig av kommissionen i ärendet rörande Hinkley Point C (189).

(429)

Kommissionen anser att kombinationen av de tre åtgärderna enligt Tjeckiens anmälan i det formella granskningsförfarandet såväl som den motsvarande utformningen av projektet utgör ett lämpligt instrument för att möjliggöra investeringen i kärnkraftverket. Kommissionen anser att de tre åtgärderna tillsammans är nödvändiga för att åtgärda de marknadsmisslyckanden som föreligger i utvecklingen av nya kärnkraftverk.

(430)

För det första, i den utsträckning dessa långsiktiga kapitalmarknadsmisslyckanden förekommer skulle det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet i sig inte vara tillräckligt för att möjliggöra investeringar i ny kärnkraft, eftersom det endast bidrar till att tillgodose kapitalanskaffningsbehovet för uppförandet av ett nytt kärnkraftverk men inte till att lösa de särskilda problem som är förbundna med kärnenergi, t.ex. riskerna i samband med uppförandet och anläggningarnas långa och komplexa livscykel. Det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet tillhandahåller nästan allt kapital som behövs för att bygga det nya kärnkraftverket, medan köpeavtalet gör det möjligt för investeraren att göra åtaganden om eget kapital till projektet. Det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet skulle dock inte på egen hand säkerställa att lånet kan återbetalas, och lågprisperioder skulle kunna äventyra projektets lönsamhet. Det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet förutsätter därför i sig förekomsten av köpeavtalet och är nära kopplat till detta, eftersom man i projektets kreditbetyg tar hänsyn till förekomsten av elköpsavtalet. Endast elköpsavtalets garanterade intäkter kan kompensera för projektets långsiktiga riskprofil.

(431)

Dessutom anser kommissionen att det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet är lämpligt för att möjliggöra investeringen och åtgärda de långsiktiga kapitalmarknadsmisslyckandena, även i jämförelse med en statlig garanti för en marknadsbaserad lånefacilitet, eftersom det i) åtgärdar risken för att inte säkra tillräckligt med finansiering från privata långivare för att möjliggöra projektet, ii) säkerställer lägre skuldkostnader och lägre avgifter i samband med att finansiering ordnas och utfästs under hela byggperioden, och iii) kräver mindre tid för att inrätta finansieringspaketet även i händelse av kostnadsökningar. Eftersom eventuella ökningar av kapitalkostnaderna direkt skulle påverka beräkningen av lösenpriset möjliggör det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet ett lägre lösenpris i elköpsavtalet (se skäl 171), vilket minskar den totala kostnaden för åtgärden.

(432)

För det andra åtgärdar elköpsavtalet med en löptid på 40 år behovet av att tillhandahålla prisstabilitet och förutsägbarhet samt avkastning på eget kapital, vilket är särskilt viktigt för investeringar av denna storlek och varaktighet, och är därför avgörande för att möjliggöra investeringen. I detta avseende åtgärdar elköpsavtalet marknadsmisslyckandet avseende den långvariga exponeringen för de marknadsprissignaler som identifierats ovan.

(433)

För det tredje åtgärdar de ersättningar som beviljas i händelse av politisk eller lagstiftningsmässig diskriminerande bestraffning av kärnteknik (dvs. skyddet mot lagändringar) de ytterligare risker som kan anses vara specifika för kärnenergin (främst möjligheten till investeringsstopp på grund av förändringar i lagstiftningen, till exempel av politiska skäl). Justeringar av indata i elköpsavtalsformeln i händelse av kostnadsökningar på grundval av berättigade skäl åtgärdar också risken för de kostnadsökningar som investeringar i kärnenergiproduktion medför.

(434)

Mot bakgrund av ovanstående drar kommissionen slutsatsen att kombinationen av köpeavtalet och den 40-åriga löptiden, det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet och mekanismen för skydd mot lagändringar, såsom dessa är strukturerade i de anmälda åtgärderna, är lämpliga instrument för att tillhandahålla statligt stöd i projektet.

(435)

För att bedöma huruvida en åtgärd är proportionerlig måste kommissionen verifiera att åtgärden begränsas till det minsta belopp som krävs för att möjliggöra ett framgångsrikt slutförande av projektet i syfte att uppfylla det mål som eftersträvas.

(436)

I beslutet att inleda förfarandet förklarade kommissionen att proportionalitetsbedömningen måste ta hänsyn till den kombination av stödåtgärder som föreslagits av de tjeckiska myndigheterna. Det fanns tre huvudsakliga proportionalitetsproblem med den av Tjeckien anmälda åtgärden som är relevanta för kommissionens bedömning.

(437)

För det första ansågs den anmälda 60-åriga löptiden för köpeavtalet vara för lång, eftersom den avsevärt överskred den planerade återbetalningsperioden för det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet samt varaktigheten för direkta prisstödsåtgärder vid tidigare kärnenergiinvesteringar (190). I beslutet att inleda förfarandet undrade kommissionen om ersättningen för projektets investeringskostnader inte borde anpassas bättre till villkoren och varaktigheten av återbetalningen av det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet.

(438)

För det andra ansågs den planerade avkastningen vara för hög för att kunna utesluta överkompensation, med hänsyn tagen till den kombination av stödåtgärder som anmälts och projektets resulterande riskprofil. I synnerhet överförde det ursprungligen anmälda avtalet om inköp av energi till fasta priser både pris- och marknadsrisker till specialföretaget och därmed till staten, medan det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet avsevärt minskade finansieringsrisken och erbjöd finansiering på mycket attraktiva villkor, utan att någon ränta togs ut under byggperioden. Slutligen gav mekanismen för skydd mot ändring av lag eller policy skydd mot politiska förändringar och andra händelser utanför EDU II:s kontroll. Detta inbegriper inte bara ändringar av Tjeckiens nationella politik för kärnenergi och beslut om att inte bevilja de andra stödåtgärderna eller att stoppa genomförandet genom att avvisa anbudsgivarna för uppförande av anläggningen, utan också kostnadsökningar på grund av en uttömmande förteckning över berättigade skäl. Mot bakgrund av riskfördelningen mellan stödmottagaren och staten ansåg kommissionen att det inte var motiverat att inkludera premien för uppförande och drift av kärnkraftverket i uppskattningen enligt CAPM-modellen.

(439)

Dessutom uttryckte kommissionen tvivel om huruvida den överkompensationsmekanism som Tjeckien föreslagit i tillräcklig utsträckning skulle förhindra överkompensation, särskilt eftersom den omfattar en ansvarsfördelning på 50:50 mellan staten och EDU II (191).

(440)

För det tredje uttryckte kommissionen tvivel om huruvida valet av den etablerade operatören ČEZ som projektansvarig utan ett öppet urvalsförfarande skulle kunna innebära att det stöd som krävs för projektet var högre än vad som annars skulle ha varit fallet.

(441)

I avsnitten nedan kommer dessa frågor att analyseras mot bakgrund av de ändringar av stödåtgärderna som de tjeckiska myndigheterna föreslagit innan slutsatser dras om det övergripande stödpaketet.

(442)

Såsom nämns i skäl 437 ansågs köpeavtalets anmälda löptid på 60 år vara för lång. Kommissionen ansåg att ersättningen för projektets investeringskostnader borde anpassas till villkoren för och varaktigheten av återbetalningen av det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet, dvs. cirka 30 år i det grundscenario som de tjeckiska myndigheterna presenterat.

(443)

Tjeckien hävdade att det krävs en buffert (eller övergångsperiod) mellan löptiden för elköpsavtalet och återbetalningen av det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet för att säkerställa att projektet förblir ekonomiskt lönsamt, i synnerhet för att säkerställa att det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet kan återbetalas i sin helhet vid potentiella förlustrelaterade händelser. Mer specifikt lade de tjeckiska myndigheterna fram uppgifter från Internationella atomenergiorganet (IAEA) som visade att det för de nyligen genomförda storskaliga kärnkraftsprojekten dröjde länge innan de kunde stabilisera dirigeringen av tillgången och därmed uppnå den målbelastningsfaktor som skulle göra det möjligt att finansiera projektet.

Tabell 9

Stabiliseringstid för lastfaktorn

(444)

De tjeckiska myndigheterna har lämnat in en reviderad löptid för elköpsavtalet, som minskar löptiden från 60 till 40 år. Detta stämmer bättre överens med varaktigheten för det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet, även om löptiden fortfarande är avsevärt längre. Även om en viss period för stabilisering av driften av kraftverket efter idrifttagningen är motiverad med tanke på de tekniska svårigheter efter starten som har betungat andra projekt, är varaktigheten bland de längre av de perioder som observerats i andra projekt.

(445)

Det är dock viktigt att notera att inledandet av elköpsavtalsperioden inte nödvändigtvis sker samtidigt som idrifttagningen av kraftverket. Faktum är att köpeperioden inleds på det tidigare av följande två datum: i) startdatumet, dvs. den dag då kärnkraftverket exporterar sin första el till nätet och EDU II har meddelat staten/specialföretaget att man vill att startdatumet ska ske inom de tidsfrister som ska anges i elköpsavtalet och ii) det s.k. longstop-datumet, dvs. dagen efter den sista dagen av målfönstret för idrifttagning som löper i fem år från och med måldatumet för idrifttagande (se fotnot 39). Måldatumet för idrifttagning kommer att förlängas för att ta hänsyn till eventuella förseningar orsakade av händelser som utgör berättigade skäl. Vid andra förseningar än av berättigade skäl förkortas den period som omfattas av elköpsavtalet i motsvarande mån. Även om detta innebär en femårig buffert i händelse av förseningar, mot bakgrund av de förseningar som nyligen inträffat i kärnkraftsprojekten för reaktorer tillhörande generation III+, utgör förseningar på mer än fem år en betydande risk. Sammantaget innebär risken för en kortare elköpsavtalsperiod och den tid som krävs för att stabilisera kraftverkets produktion efter idrifttagningen att elköpsavtalsperioden ungefär motsvarar återbetalningsperioden för det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet.

(446)

Om kostnaderna överskrids kan det avslutningsvis inte uteslutas att återbetalningen av det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet delvis kommer att kräva refinansiering med privata marknadsbaserade lån. I detta fall är återbetalningen av investeringskostnaden inte längre direkt kopplad till perioden för det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet (se skäl 180). Om marknadsintäkterna under elköpsavtalsperioden inte är tillräckliga för att täcka kostnaderna för återbetalningen av det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet, skulle marknadsbaserade lån kunna användas för att finansiera delar av kostnaderna för återbetalning av det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet. Återbetalningen av dessa marknadsbaserade lån skulle då ske efter återbetalningen av det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet, på grundval av marknadsintäkterna efter elköpsavtalsperioden.

(447)

Sammantaget är de aspekter som anges ovan tillräckliga för att kommissionen ska anse att elköpsavtalsperioden på 40 år är proportionerlig.

(448)

Kommissionen noterar att detta inte innebär att projektet skulle vara lönsamt med en löptid på bara 40 år. Den finansiella modellen utgår i själva verket från en löptid på 60 år och förlitar sig på marknadsintäkter efter utgången av elköpsavtalsperioden för att uppnå målinternräntan på eget kapital på [9–11] %. Även om känslighetsanalysen, där man utgår från låga marknadspriser efter slutet av elköpsavtalsperioden, visar att kraftverket skulle kunna tas ur drift vid denna tidpunkt på grund av bristande ekonomiska incitament (se skäl 148), innebär detta inte att investeringen skulle göras på grundval av en avsedd driftstid på bara 40 år. För att göra investeringen lönsam måste investeraren faktiskt anse att det finns en hög sannolikhet för en marknadsmiljö som tillåter fortsatt drift efter elköpsavtalsperiodens slut. Målet för internräntan har fastställts för projektets löptid på 60 år. Om marknadspriserna efter elköpsavtalsperioden skulle vara betydligt lägre än förväntat skulle detta inverka negativt på den realiserade avkastningen på investeringen, vilket skulle minska internräntan till under målet på [9–11] %.

(449)

Som nämns i skälen 88–91 innehåller elköpsavtalets ersättningsformel två termer: efterhandsavräkningstermen och marknadsexponeringstermen. Denna struktur liknar utformningen av dubbelriktade differenskontrakt (192) och har därför liknande effekter när det gäller att skapa intäktsstabilitet och begränsa överkompensation samt skapa effektiva driftsincitament för kraftverket. I detta avsnitt bedömer kommissionen de aspekter som rör proportionaliteten (ersättningen), medan den i avsnitt 8.3.3.6.2 bedömer de aspekter som rör effektiva driftsincitament.

(450)

Den årliga efterhandsavräkningstermen säkerställer intäktsstabiliteten för kraftverket, samtidigt som den också begränsar ersättningen. Avräkningstermen säkrar kraftverket mot risken för en osäker utveckling av de genomsnittliga marknadspriserna och ger dessutom en säkring mot volymrisker, med tanke på att den beräknas för en fast referensvolym (med förbehåll för formeljusteringar såsom beskrivs i skälen 88 och 90). Å ena sidan garanterar avräkningstermen att kärnkraftverket efter varje år får alla nödvändiga tillägg till de genomsnittliga marknadspriserna, så att det kan uppnå målersättningen. Om det årliga genomsnittet i efterhand av marknadsspotpriserna per timme på dagen före-marknaden (dvs. referenspriset) är lägre än lösenpriset, ger avräkningsbeloppet den ersättning som marknaden inte tillhandahöll. Å andra sidan säkerställer avräkningstermen att kraftverket betalar tillbaka överskottet (dvs. skillnaden mellan referenspriset och lösenpriset) så att överkompensation undviks om det årliga genomsnittliga marknadspriset är mer än tillräckligt högt för att uppnå målersättningen.

(451)

När det gäller justeringarna av efterhandsavräkningstermen i elköpsavtalets ersättningsformel enligt beskrivningen i skäl (88) och skäl (90) ger den första justeringen (när referenspriset (p’) är högre än de rörliga driftskostnaderna (c) ytterligare intäktssäkerhet för kraftverket i händelse av oplanerade avbrott under år med höga genomsnittliga marknadspriser. Då begränsas återbetalningen till skillnaden mellan referenspriset och lösenpriset gånger den faktiska kvantiteten i stället för referenskvantiteten. Den andra justeringen (när marknadsreferenspriset (p’) ligger på eller under den rörliga driftskostnaden (c)) inför ett tak för avräkningstermen och begränsar därmed överkompensationen. I situationer med mycket låga marknadspriser när kraftverket uppmuntras att effektivt minska produktionen begränsas kompensationen från avräkningstermen till skillnaden mellan lösenpriset och driftskostnaderna för referenskvantiteten. Kommissionen anser därför att efterhandsavräkningstermen, inklusive justeringarna, säkerställer att kraftverket inte får mer ersättning än vad som krävs för att uppnå målersättningen, samtidigt som den skapar intäktsstabilitet och effektiva driftsincitament.

(452)

Differenskontraktets ersättningsformel i elköpsavtalet ger dessutom kraftverket effektiva incitament att maximera sina vinster i stället för att maximera produktionen, vilket diskuteras i avsnitt 8.3.3.6.2. Denna lönsamhetseffekt påvisas också av att de tjeckiska myndigheterna uppskattar att kraftverket inom ramen för differenskontraktets ersättningsformel i genomsnitt kommer att ha högre intäkter och lägre kostnader än inom ramen för produktionsmaximeringen (se skäl 150). Att ersätta det fasta priset i energiköpsavtalet med formeln i elköpsavtalet leder till ett lägre finansieringsunderskott (högre förväntade intäkter och lägre förväntade kostnader), vilket därmed minskar lösenpriset och det stödbelopp som krävs.

(453)

I beslutet att inleda förfarandet uttryckte kommissionen tvivel om att den mekanism för vinstdelning av eget kapital som föreslagits av Tjeckien i tillräcklig utsträckning skulle förhindra överkompensation, och ansåg att fördelningsfaktorn på 50:50 inte var anpassad till riskfördelningen mellan stödmottagaren och staten, vilket var följden av den ursprungligen anmälda åtgärden.

(454)

För det första påminner kommissionen om att den reviderade ersättningsmetoden inom ramen för elköpsavtalet, såsom förklaras i föregående avsnitt, minskar överkompensationsrisken i situationer med höga marknadspriser, eftersom operatören är skyldig att till specialföretaget återbetala de marknadsintäkter som överstiger lösenpriset i köpeavtalet. Det medges att en fast prisersättning per producerad enhet el, såsom ursprungligen anmäldes av Tjeckien, skulle ha haft en liknande effekt, men den skulle ha tillämpats under en längre period (dvs. tillgångens livslängd jämfört med elköpsavtalets maximala löptid på 40 år). Kommissionen noterar dock att modelleringsresultaten visar att de effektiva driftsincitament som är införlivade i elköpsavtalets reviderade ersättningsformel sannolikt kommer att leda till minskningar av lösenpriset jämfört med ett inköpsavtal med fasta priser, på grund av lägre driftskostnader och högre marknadsavkastning, och därmed till lägre stödnivåer under elköpsavtalets löptid.

(455)

För det andra noterar kommissionen när det gäller vinstfördelningsfaktorn att Tjeckien bibehåller en fördelning på 50:50 under elköpsavtalets löptid och ökar den något till 60:40 till förmån för stödmottagaren under de 20 år som följer efter utgången av elköpsavtalets löptid. Tjeckien motiverar denna ökning med att det finns ett behov av att återspegla stödmottagarens högre exponering för marknadsprisriskerna. Kommissionen håller med om att en förkortning av elköpsavtalets löptid till 40 år ökar projektets övergripande riskprofil eftersom detta inför marknadsprisrisker under en betydande period som täcker en tredjedel av tillgångens förväntade livslängd. Kommissionen anser därför att de reviderade vinstfördelningsfaktorerna är anpassade till projektets övergripande högre riskprofil som följer av justeringarna av åtgärd 1, särskilt minskningen av varaktigheten för det direkta prisstödet. Vinstdelningsmekanismen för eget kapital kommer att säkerställa att eventuella vinstmöjligheter för EDU II kommer att delas med staten samtidigt som tillräckliga incitament ges för EDU II att försöka förverkliga dessa vinstmöjligheter, till exempel genom kostnadsminskningar.

(456)

Tjeckien påpekar att den föreslagna fördelningsfaktorn, även med den smärre justeringen efter elköpsavtalets utgång, innebär en bättre fördelning mellan operatören och staten (dvs. 50:50 under elköpsavtalets löptid och 60:40 under återstoden av kärnkraftsverkets livslängd) jämfört med en tidigare kärnenergiinvestering i Hinkley Point C (HPC), där kommissionen bedömde att en ursprunglig fördelningsfaktor på 70:30, som var tillämplig utifrån en högre internränta för projektet jämfört med i det aktuella fallet, var proportionerlig. Kommissionen noterar att vinstdelningsmekanismen för eget kapital i HPC-ärendet i själva verket baserades på två tröskelvärden, varigenom fördelningsfaktorerna mellan stödmottagaren och staten ändras från 70:30 till 40:60 när den realiserade internräntan för eget kapital ligger över det andra (högre) tröskelvärdet. HPC:s vinstdelningsmekanism för eget kapital ger därför inte under alla omständigheter en mindre gynnsam fördelningsfaktor för staten jämfört med projektet. Kommissionen anser dock att HPC:s vinstdelningsmekanism inte nödvändigtvis är ett bra riktmärke för att bedöma projektets föreslagna överkompensationsmekanism, eftersom det finns betydande skillnader mellan projekten när det gäller deras riskprofiler, marknadsförhållanden och stödpaket.

(457)

För det tredje hänvisade de tjeckiska myndigheterna också till det konkurrensutsatta anbudsförfarandet för konstruktion, upphandling och uppförande som, enligt deras uppfattning, införlivar en marknadsbaserad mekanism som undanröjer potentiella otillbörliga oförutsedda händelser från den finansiella modellens underliggande antaganden om investeringskostnader. Kommissionen håller med om att det är troligt att ett konkurrensutsatt förfarande för val av entreprenör för konstruktion, upphandling och uppförande där potentiella leverantörer bjuder mot varandra för att vinna avtalet ger mer valuta för pengarna, t.ex. jämfört med en direkt tilldelning (dvs. utan konkurrens) av avtalet om konstruktion, upphandling och uppförande. Med tanke på att de investeringskostnader som används i den finansiella modellen för att kalibrera elprisavtalets lösenpris fastställs genom ett konkurrensutsatt anbudsförfarande, kan de därför bidra till att minska risken för överkompensation.

(458)

Avslutningsvis noterar kommissionen att specialföretagets vinster till följd av justeringar av överkompensationen antingen kommer att utgöras av en engångsbetalning från stödmottagaren till specialföretaget eller leda till en minskning av elköpsavtalets lösenpris, vilket därmed minskar den stödnivå som staten ska tillhandahålla under kraftverkets hela driftsperiod.

(459)

Mot bakgrund av ovanstående argument anser kommissionen att de kontrollmekanismer för överkompensation som utgörs av elköpsavtalets ersättningsformel och den reviderade vinstdelningsmekanismen för eget kapital är lämpliga och anpassade till riskfördelningen mellan stödmottagaren och staten.

(460)

De tjeckiska myndigheterna har tillhandahållit ett antal antaganden om parametrar som fortfarande är okända men som har en betydande inverkan på lösenpriset. Detta gäller särskilt förväntningarna på marknadspriserna, tillgången till kraftverket, byggnadskostnaderna, driftskostnaderna, avvecklingskostnaderna och kapitalkostnaderna.

(461)

Dessa antaganden används som indata i den finansiella modellen för att beräkna det för närvarande förväntade lösenpriset (se avsnitt 3.6.2), i syfte att uppnå en internränta för eget kapital på [9–11] % under projektets löptid. Lösenpriset är därför ett resultat av den finansiella modellen och kommer att beräknas i enlighet med detta.

(462)

Vissa antaganden har också en direkt inverkan på den förväntade internräntan för eget kapital. Även om modellen i allmänhet syftar till att uppnå en målnivå för internräntan för eget kapital på [9–11] %, kan ändringar av ännu okända indataparametrar leda till avvikelser från denna målinternränta för eget kapital. Till exempel:

(463)

Av ovan angivna skäl är trovärdiga antaganden, bland annat om framtida marknadspriser, byggkostnader, driftskostnader, tillgången till kraftverket, avvecklingskostnader och andra relevanta parametrar såsom kapitalutgifter och finansiering av projektet, av stor betydelse för att säkerställa en proportionerlig avkastning för projektet. Många av dessa antaganden är dock mycket osäkra för nya kärnkraftverksprojekt. Antagandena om byggkostnader för kärnkraftverk av generation III+ har upprepade gånger visat sig vara otillförlitliga i flera europeiska projekt under den senaste tiden. Kostnadsberäkningar över en driftstid på 60 år är mycket vanskliga. Detsamma gäller för prognoser om marknadspriser som avser slutet av århundradet. Mot denna bakgrund måste de tjeckiska myndigheterna inte bara se till att de antaganden som ligger till grund för den ursprungliga beviljandeakten är trovärdiga, utan även att uppdateringarna av dessa parametrar, när sådana behövs, utförs på ett förutsägbart, öppet, objektivt och kontrollerbart sätt.

(464)

De tjeckiska myndigheterna har tillhandahållit antaganden om de olika indataparametrarna rörande intäkter och kostnader för den finansiella modellen, såsom anges i avsnitt 3.6.6.

(465)

När det gäller uppskattningar av marknadspriser bör det noteras att det inte finns något framtida marknadspris tillgängligt för perioder som sträcker sig så långt in i framtiden att de täcker perioden efter elköpsavtalet. Medan effekterna av avvikelser från prognosen för marknadspriset under elköpsavtalsperioden till stor del kompenseras av effekterna av elköpsavtalet, som skyddar EDU II från avvikelser i genomsnittspriserna, kan detsamma inte sägas för framtiden efter elköpsavtalsperioden. Tjeckien förlitade sig på ČEZ:s kommersiella antaganden om utvecklingen av de genomsnittliga årliga elmarknadspriserna i Tjeckien mellan 2035 och 2050. För perioden 2051–2096, som inkluderar tiden efter elköpsavtalsperioden, för att täcka anläggningens hela förväntade livslängd, utgår de tjeckiska myndigheterna från att marknadspriserna gradvis kommer att sjunka med en konstant takt på […] % per år, för att återspegla förväntningarna på att marknadspriserna tenderar att sjunka på längre sikt på grund av ett ökat antal förnybara energikällor i systemet. Utan inflationsjusteringar börjar det förmodade centrala marknadspriset på […] euro per MWh under 2036, sjunker till […] euro per MWh fram till 2050 och sjunker därefter gradvis till […] euro per MWh under 2076 och till […] euro per MWh under 2096.

(466)

Kommissionen kan inte med säkerhet förutsäga om dessa priser verkligen kommer att realiseras på marknaden. I 2016 års konsekvensbedömning som åtföljde den omarbetade elförordningen (EU) 2019/943 uppgavs att ”under 2050 beräknas andelen el från förnybara energikällor närma sig 60 %. I detta fall ökar skillnaden mellan baslast- topplastpriserna betydligt, främst på grund av de lägre baslastpriserna jämfört med föregående perioder. De genomsnittliga priserna på dagen före-marknaden förblir dock höga under prognosperioden, eftersom värmeproduktionen fortfarande förväntas vara marginell (och därmed fastställa priset på dagen före-marknaden) under de flesta timmar under året.” (193) Enligt dessa antaganden förutspådde modellen i konsekvensbedömningen att de genomsnittliga priserna på dagen före-marknaden i EU skulle stiga från 74 euro/MWh under 2020 till 118 euro/MWh under 2035 och därefter förbli relativt oförändrade, så att de ligger på 122 euro/MWh under 2050. På grundval av 2016 års bedömning skulle prognosen om långsamt sjunkande priser från 2036 därför inte stämma överens med de studier som utförts av kommissionen.

(467)

Ambitionen när det gäller andelen förnybar energi har dock ökat avsevärt sedan dess. I det direktiv om förnybar energi som antogs 2018 och därmed utarbetades parallellt med den ovannämnda konsekvensbedömningen föreskrevs ett mål för förnybar energi på 30 % av den slutliga energianvändningen senast 2030. Det reviderade direktivet om förnybar energi, som antogs 2023, höjer EU:s bindande mål för förnybar energi för 2030 till minst 42,5 %, med målsättningen att uppnå 45 %. I den europeiska klimatlagen (194) fastställs att de unionsomfattande utsläpp och det upptag av växthusgaser som regleras i unionsrätten ska nå jämvikt inom unionen senast 2050, och därmed minska utsläppen till nettonoll senast detta datum, och att unionen därefter ska sträva efter att uppnå negativa utsläpp. Denna ökade ambition inom förnybar energiproduktion, som främst är produktion till låga marginalkostnader, och målen för minskade koldioxidutsläpp innebär att antagandet bakom 2016 års bedömning att ”värmeproduktionen fortfarande förväntas vara marginell (och därmed fastställa priset på dagen före-marknaden) under de flesta timmar under året” inte kan ses som en given förutsättning redan för perioden fram till 2050. Även om det inte kan uteslutas att produktionen till höga marginalkostnader fortsätter att spela en viktig roll (t.ex. genom användning av teknik för avskiljning och lagring av koldioxid eller genom förbrukning av koldioxidsnålt bränsle såsom vätgas), kan andra scenarier rimligen förutsäga en hög andel timmar med mycket låga marginalkostnader. Detta är faktiskt något som redan kan ses under korta tidsperioder på delar av unionens elmarknad (195). Om detta redan förekommer i undantagsfall, under perioder med hög produktion av förnybar energi och låg efterfrågan, kan det ses som ett av flera sannolika scenarier för tidsperioden efter det att elköpsavtalet löpt ut, med början år 2078. De tjeckiska myndigheterna hävdar dock inte att elpriserna i genomsnitt antas ligga nära noll efter det att elköpsavtalet löpt ut, utan utgår från att de genomsnittliga priserna långsamt sjunker (196) och når ett genomsnitt på […] euro/MWh under 2096.

(468)

För att visa hur olika prisantaganden påverkar modellen har de tjeckiska myndigheterna lagt fram priskänslighetsanalyser inom ramen för den finansiella modellen, med hjälp av ytterligare scenarier som utgår från förväntade konstanta årliga marknadspriser på mellan –10 euro/MWh och 150 euro/MWh. I scenarierna med marknadspriser på –10 euro per MWh, 10 euro per MWh och 20 euro per MWh förväntas kraftverket stänga när elköpsavtalet har löpt ut, eftersom intäkterna skulle vara lägre än driftspriserna. I en sådan situation föreligger ingen risk för överkompensation. Om elpriserna däremot skulle bli betydligt högre än förväntat skulle detta leda till en ökning av internräntan. Om internräntan emellertid ökar över målnivån på [9–11] % tillämpas en vinstdelningsmekanism, varigenom EDU II återbetalar 40 % av den ytterligare avkastningen till staten. Om elpriserna under kraftverkets livstid skulle uppgå till 150 euro/MWh skulle därför internräntan för eget kapital under projektets livstid som en följd av detta ligga på […] % innan vinstdelningsmekanismen tillämpas och […] % efter vinstdelningen. Detta säkerställer att risken för överkompensation är begränsad även om elpriserna skulle vara betydligt högre än förväntat.

(469)

På grundval av ovanstående överväganden är därför antagandena om elpriserna rimliga och tillämpningen av en vinstdelningsmekanism på eventuella övervinster till följd av högre elpriser, särskilt efter elköpsavtalsperioden, säkerställer proportionaliteten i detta avseende.

(470)

Andra grundläggande antaganden (särskilt när det gäller byggkostnader och tillgänglighet) bygger på erfarenheter från andra projekt och tekniska kapacitetsbeskrivningar från teknikleverantörer. Om de antaganden som användes i grundscenariot visar sig vara alltför optimistiska kan detta antingen leda till en stabil internränta (om kostnadsökningarna baseras på berättigade skäl och därmed inte påverkar internräntan) eller till en minskning av internräntan. På grundval av den information som lämnats om erfarenheterna från andra nyligen genomförda kärnkraftsprojekt har de tjeckiska myndigheterna lagt fram tillräckliga skäl för att man ska anse att det är osannolikt att kostnaderna kommer att minska avsevärt. Om en sådan kostnadsminskning skulle leda till en ökad internränta skulle denna även i detta fall begränsas av vinstdelningsmekanismen. Även om det finns en betydande risk för kostnadsökningar utöver antagandena i grundscenariot skulle detta inte leda till överkompensation.

(471)

När det gäller finansieringskostnaderna är prognoserna mycket mer tillförlitliga än för de tekniska aspekterna. Detta beror på den klart definierade finansieringskostnaden för det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet. Antaganden om privat refinansiering kan ha en mindre inverkan på internräntan men baseras på tillägg till räntan på det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet. På grundval av detta är antagandena om finansieringskostnaderna tillräckligt rimliga.

(472)

Den finansiella modellen, som beskrivs i avsnitt 3.6.2, används för att beräkna det lösenpris som krävs för att uppnå en internränta på eget kapital på [9–11] % under projektets livslängd. I det ursprungliga fallet (eller grundscenariot) används för den finansiella modellen flera antaganden som underlag, varav många kommer att uppdateras efter ingåendet av avtalet om konstruktion, upphandling och uppförande. Som beskrivs ovan anser kommissionen att dessa ursprungliga antaganden är rimliga. Uppdateringsprocessen bygger på den förteckning över parametrar som tillhandahålls i bilagan. I denna uttömmande förteckning anges vilka parametrar som kan uppdateras och leda till en justering (både uppåt eller nedåt) av lösenpriset för att upprätthålla målinternräntan på eget kapital. Uppdateringsprocessen är därför tillräckligt öppen och förutsägbar.

(473)

Kommissionen har bedömt den finansiella modellens funktionalitet och anser att den är lämplig för att beräkna det lägsta lösenpris som krävs för att uppnå målavkastningen genom att använda flera indatavariabler. Kommissionen har kontrollerat att den finansiella modellen tar hänsyn till de ursprungliga antagandena, inklusive lastföljningens funktionalitet enligt beskrivningen i skäl 149, så att uppskattningen blir ett initialt lösenpris på [65–80] euro, vilket ger en målavkastning på [9–11] %.

(474)

Kommissionen har vidare kontrollerat att den finansiella modellen kan ta hänsyn till en rad antaganden (scenarier) för indatavariablerna, och att den av den finansiella modellen uppskattade internräntan för eget kapital reagerar på motsvarande sätt. Kommissionen har dessutom kontrollerat att den finansiella modellen kan användas för att beräkna det lösenpris som krävs för att uppnå målavkastningen enligt dessa olika scenarier.

(475)

Kommissionen drar därför slutsatsen att projektets finansiella modell, inklusive dess funktionalitet och underliggande antaganden, är rimlig och lämplig för att säkerställa den föreslagna målavkastningen för projektet.

(476)

I detta avsnitt diskuterar kommissionen sin bedömning av avkastningen (avkastningen på eget kapital) för EDU II-investeringen. För att säkerställa att den statliga stödåtgärden är proportionerlig och undvika överkompensation måste den statliga stödåtgärden säkerställa en minimiavkastning för stödmottagaren för att denne ska genomföra EDU II-investeringen – med andra ord den minimiavkastning som täcker projektets finansieringsunderskott. Finansieringsunderskottet definieras som skillnaden mellan nettonuvärdet (NPV) i det faktiska scenariot och i det kontrafaktiska scenariot, och är samtidigt det lägsta statliga stödbelopp som krävs för att åtgärden ska utgöra ett incitament för företaget och det högsta statliga stödbelopp som är proportionerligt för att utlösa investeringen.

(477)

Begreppet finansieringsunderskott är djupt rotat i det reguljära beslutsfattandet i näringslivet. När vinstmaximerande företag beslutar om de ska genomföra ett projekt, jämför de det värde som genereras av projektet i fråga med alternativa åtgärder och väljer det som har den högsta förväntade avkastningen. För att företag ska vara villiga att genomföra ett projekt som inte har den högsta förväntade avkastningen kan de därför behöva ges incitament genom statligt stöd som täcker finansieringsunderskottet.

(478)

I detta fall består det faktiska scenariot i att investera i EDU II-projektet, medan det kontrafaktiska scenariot består i att inga investeringar görs. Tjeckiens finansiella modell ger det förväntade värdet för EDU II-projektet vid värderingstillfället, den 31 december 2023, genom att diskontera de positiva och negativa kassaflöden som projektet förväntas generera under sin livstid. Tjeckiens finansiella modell för det faktiska scenariot (dvs. investeringen i EDU II) visar att de föreslagna statliga stödåtgärderna resulterar i ett nettonuvärde för det faktiska scenariot som är lika med noll och att dessa statliga stödåtgärder har dimensionerats för detta syfte (dvs. köpeavtalets lösenpris beräknas så att projektets nettonuvärde, inklusive stöd, är noll). I detta fall består det kontrafaktiska scenariot av en avsaknad av investeringar (dvs. ett nettonuvärde för den kontrafaktiska investeringen på noll). Det faktum att nettonuvärdet för det faktiska scenariot inklusive det föreslagna statliga stödet och nettonuvärdet för det kontrafaktiska scenariot är samma innebär att de föreslagna statliga stödåtgärderna täcker finansieringsunderskottet och ger incitament till EDU II-investeringen utan att skapa någon överkompensation (197).

(479)

Ett nollnettonuvärde i det faktiska scenariot (som man i EDU II-investeringen får genom att inkludera de statliga stödåtgärderna) innebär att projektets vägda genomsnittliga kapitalkostnad (WACC), eller kapitalkostnad, är lika med projektets internränta, eller projektets avkastning. WACC är det vägda genomsnittet av kostnaden för eget kapital och av skuldkostnaden, såsom diskuteras i avsnitt 3.6.5. I projektets avkastning tas således hela den kapitalstruktur som används för att finansiera projektet med i beräkningen, dvs. det egna kapital som tillhandahålls av aktieägarna och den skuld som tillhandahålls av långivarna.

(480)

I fallet med EDU II riktade kommissionen in sig på bedömningen av målet för avkastningen på eget kapital. Detta beror på att det egna kapitalet i detta fall tillhandahålls av ČEZ, medan skulden tillhandahålls av staten (det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet) till en subventionerad ränta (se avsnitt 3.7). Skulden, eller lånet, till en subventionerad ränta och differenskontraktet, genom lösenpriset, är de åtgärder som täcker finansieringsunderskottet för EDU II-projektet. Om man fastställer proportionaliteten hos kostnaden för eget kapital garanterar man således proportionaliteten hos det totala statliga stödet.

(481)

Uppskattningen av kostnaden för eget kapital syftar då till att bedöma huruvida aktieägarnas avkastning är proportionerlig. Mot bakgrund av skuldkostnaden för det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet kalibreras differenskontraktets lösenpris när målavkastningen på eget kapital har befunnits vara proportionerlig så att det totala statliga stödet täcker finansieringsunderskottet, dvs. ger ett nettonuvärde på noll för det faktiska scenariot (198). Med andra ord säkerställs det statliga stödets proportionalitet genom att lösenpriset kalibreras, mot bakgrund av den subventionerade skuldkostnaden och den proportionella avkastningen på eget kapital. Av dessa skäl inriktar sig kommissionen i återstoden av detta avsnitt på att bedöma proportionaliteten hos målet för avkastning på eget kapital.

(482)

I beslutet att inleda förfarandet uttryckte kommissionen tvivel om proportionaliteten hos Tjeckiens föreslagna mål för avkastning på eget kapital, och i synnerhet om behovet av att inkludera en fristående premie för stora risker (den fristående riskpremien) på 3–3,5 % utöver basavkastningen (199).

(483)

När det gäller den fristående riskpremien hävdade Tjeckien att kärnkraftverk har vissa unika egenskaper och risker jämfört med andra elproduktionsprojekt, som man måste ta hänsyn till genom att inkludera en fristående riskpremie i den avkastning på eget kapital som härletts genom CAPM-modellen. De tjeckiska myndigheternas uppskattning på 3–3,5 % skulle ta hänsyn till dessa risker som inte fångas upp av de uppskattade betavärdena för diversifierade allmännyttiga energibolag som ägnar sig åt mer traditionella typer av kraftproduktion och reglerade nätverksbolag (200).

(484)

I beslutet att inleda förfarandet ifrågasatte kommissionen behovet av en fristående riskpremie med tanke på de tre stödåtgärder som har föreslagits för att hantera riskerna med kärnkraftverk. Kommissionen hävdade, efter att ha beaktat det skydd som tillhandahålls genom elköpsavtalet, det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet och investeringsavtalet, att de risker som investeraren bär återspeglas i den avkastning på eget kapital som härletts genom CAPM-modellen, och att kommissionen därför hyste tvivel om behovet av en ytterligare riskpremie (201).

(485)

Efter beslutet att inleda förfarandet lämnade Tjeckien den 25 september 2023 in ett dokument som syftade till att stödja införandet av en fristående riskpremie (202). Kommissionen konstaterar att de litteraturhänvisningar som Tjeckien har angett i denna inlaga (203) inte stöder införandet av någon sådan premie när man planerar ett statligt ingripande. Detta beror på att det statliga stödet undanröjer behovet av en högre ersättning genom att avlägsna åtminstone en del av de risker som annars skulle vara specifika för kärnkraftsprojekt. Dessutom räknade man inte med någon fristående riskpremie varken i Hinkley Point C eller i Paks II (204). Kommissionen drar därför slutsatsen att tillägget av den fristående riskpremien till det uppskattade intervallet för kostnaden för eget kapital inte skulle vara proportionerligt i detta fall.

(486)

Under undersökningens gång gick de tjeckiska myndigheterna med på att ingen fristående riskpremie kommer att tas med vid beräkningen av kostnaden för eget kapital. Detta skingrar de tvivel avseende inkluderingen av en fristående riskpremie som togs upp i beslutet att inleda förfarandet.

(487)

I detta avsnitt bedömer kommissionen huruvida målavkastningen på eget kapital på [9–11] % är proportionerlig. För att göra detta jämför kommissionen Tjeckiens målavkastning på eget kapital med ett marknadsbaserat intervall för kostnaden för eget kapital. En målavkastning på eget kapital som är högre än detta intervall innebär en oproportionerligt hög avkastning, en målavkastning som är lägre än intervallet innebär en oproportionerligt låg avkastning (dvs. en avkastning som en marknadsinvesterare inte skulle acceptera).

(488)

För att uppskatta detta marknadsbaserade intervall för kostnaden för eget kapital använder kommissionen den standardiserade CAPM-metoden (205) som kommer fram till en teoretisk kostnad för eget kapital, eller ett teoretiskt intervall för kostnaden för eget kapital, genom att uppskatta var och en av dess komponenter på grundval av marknadsdata. Kommissionen riktmärker dessutom sin analys genom att jämföra det härledda intervallet för kostnaden för eget kapital med intervallet för industrier som är jämförbara med kärnindustrin och därmed med EDU II.

(489)

När intervallet för kostnaden för eget kapital har beräknats drar kommissionen sin slutsats om proportionaliteten hos målavkastningen på eget kapital. Slutligen bedömer kommissionen hur målavkastningen på eget kapital skulle ändras om kostnaderna och tidsplanen ändrades.

(490)

I detta avsnitt uppskattar kommissionen sitt egna referensvärde för kostnaden för eget kapital, samt ett intervall för kostnaden för eget kapital. Intervallet för kostnaden för eget kapital fastställs genom att identifiera ett ”lågt” och ett ”högt” scenario. För var och en av parametrarna för kostnaden för eget kapital förklarar kommissionen skälen till att godta eller avvisa Tjeckiens antaganden och tillhandahåller riktmärken baserade på allmänt accepterade källor.

(491)

Den metod som kommissionen använder för att beräkna kostnaden för eget kapital bygger på CAPM-modellens standardformel, som också används av Tjeckien och beskrivs i avsnitt 3.6.5.1. Kommissionen uppskattade parametrarna för kostnaden för eget kapital på det sätt som beskrivs nedan.

(492)

När det gäller den riskfria räntan konstaterar kommissionen att Tjeckien har uppskattat sitt intervall genom att förlita sig på två- och tjugoåriga genomsnitt för trettioåriga statsobligationer från euroområdet, tyska trettioåriga statsobligationer och europeiska tioåriga (och däröver) företagsobligationer med kreditbetyget AAA, och sedan lägga till en premie för att omvandla dessa genomsnitt till ett intervall för den riskfria räntan för Tjeckien (206). Kommissionen anser att det är lämpligare att inte betrakta företagsobligationer som proxyvariabler för den riskfria räntan, eftersom dessa inte kan anses vara riskfria. Kommissionen anser vidare att det är lämpligare att titta på aktuella uppgifter för sex och tolv månader, i stället för på uppgifter för två eller tjugo år (207). Kommissionen uppskattar därför den riskfria räntan genom att använda ett genomsnitt för avkastningen av AAA-värderade trettioåriga statsobligationer från Tyskland och euroområdet under den sexmånadersperiod som inleds i juli 2023 och den tolvmånadersperiod som inleds i januari 2023. Dessa genomsnitt är lika med 2,72 % respektive 2,55 % (208). Genom att lägga till riskpremien (209) på 0,6 % till dessa värden för den riskfria räntan får kommissionen ett justerat intervall för den riskfria räntan på 3,09 %–3,26 %. För försiktighets skull använder kommissionen Tjeckiens antagande om 2,3 % i sitt låga scenario, antagandet om 2,72 % i sitt referensscenario och antagandet om 3,26 % i sitt höga scenario. Kommissionens intervall för den riskfria räntan är således 2,30–3,26 %, jämfört med Tjeckiens [2–5] %.

(493)

När det gäller marknadsriskpremien utgår Tjeckien från ett intervall på [5–7] % på grundval av Damodarans och Fernandez uppgifter, såsom diskuteras i avsnitt 3.6.5.1. Dessa databaser är allmänt erkända och man förlitar sig på dem i finans- och affärsvärlden. Kommissionen anser att dessa källor är tillförlitliga och använder i sitt låga scenario genomsnittet av Damodarans uppgifter (5,6 % (210)) och i sitt höga scenario Tjeckiens lågt räknade siffra på 6,3 % (211). I sitt utgångsscenario använder kommissionen ett lågt räknat värde på 6,1 %, vilket är det enkla genomsnittet av Damodarans och Fernandez uppgifter (212).

(494)

För beta exklusive skulder bedömde kommissionen den metod som Tjeckien lagt fram, som bygger på ett vägt genomsnitt av jämförbara företags betavärden och som ger ett betavärde på […]. (213) Kommissionen fann att denna metod låg i linje med allmänt erkända metoder. (214) Kommissionen anser att denna siffra är lågt räknad jämfört med den industriinformation som angetts av Damodaran, som uppskattar ett genomsnittligt betavärde exklusive skulder på 0,54 för ett urval av energiföretag (215). Kommissionen utgår från Tjeckiens betavärde på 0,54 i sitt höga scenario. För försiktighets skull utgår kommissionen från ett betavärde på 0,51, i motsats till Tjeckiens […], i sitt grundscenario och i sitt låga scenario (216). Detta betavärde är resultatet av en försiktig bedömning på grundval av de uppgifter som tillhandahållits av Tjeckien (217) , (218). Det bör noteras att kommissionen för försiktighets skull använder den standardiserade Hamadametoden (219) för uppskattningen av beta inklusive skulder, i motsats till Harris-Pringle-metoden (220), som Tjeckien förlitar sig på.

(495)

För skuldsättningsgraden antog Tjeckien en siffra på […] %. (221) Kommissionen noterar att […] % är projektets målskuldsättningsgrad (222), såväl som den genomsnittliga skuldsättningsgraden under projektets löptid (223). Dessutom noterar kommissionen att en skuldsättningsgrad på […] % ligger inom skuldsättningsgraden hos projektets jämförelseföretag under det senaste tillgängliga hela räkenskapsåret (224), och att denna skuldsättningsgrad är betydligt mer lågt räknad än en skuldsättningsgrad på 98 % baserat på projektets kapitalstruktur (225). Kommissionen noterar vidare att skuldsättningsgraden på […] % i stort sett ligger i linje med den branschinformation som tillhandahålls av Damodaran, som uppskattar en genomsnittlig skuldsättningsgrad på 61,2 % för ett urval av energibolag (226). Kommissionen förutsätter därför en skuldsättningsgrad på […] % i sina tre scenarier.

(496)

Kommissionens slutsatser om kostnaden för eget kapital redovisas i Table 10 nedan. Tabellen visar tre scenarier för kostnaden för eget kapital, som är resultatet av tre uppsättningar antaganden: ett ”lågt” scenario, ett ”referensscenario” och ett ”högt” scenario.

Tabell 10

Slutsatser rörande kostnaden för eget kapital

(497)

De parametrar för kostnaden för eget kapital som visas i Table 10 leder till ett intervall för kostnaden för eget kapital på […] % till […] % och ett genomsnittsvärde på […] %, där det i referensscenariot förutsätts ett värde på […] %. Målavkastningen på eget kapital på [9–11] % ligger inom detta intervall och är lägre än genomsnittet för de tre scenarierna. Det bör noteras att dessa siffror inte inbegriper någon fristående riskpremie, av de skäl som förklaras i avsnitt 8.3.3.5.3.2.1. Dessa siffror är jämförbara med Tjeckiens intervall för kostnaden för eget kapital på […] till […] och genomsnittet på […], exklusive den fristående riskpremien, såsom diskuteras i avsnitt 3.6.5.1.

(498)

Dessa siffror för kostnaden för eget kapital är lågt räknade eftersom den enda industrispecifika parametern i denna beräkning är betavärdet, som härleds från en grupp av företag som investerat i kärnkraft men som har en varierad portfölj. Även om betydande risker begränsas av stödåtgärderna är enskilda kärntekniska projekt fortfarande utsatta för avsevärda risker, varav många kvarstår för EDU II. Detta inbegriper särskilt tillgängligheten till kraftverket som är lägre än förväntat, ökningar av bygg- eller driftskostnaderna annat än av berättigade skäl, förseningar i byggarbetet som sträcker sig bortom det datum då byggarbetet planerades ha slutförts, oplanerade avbrott särskilt under perioder då priserna är höga, och elpriser efter elköpsavtalsperiodens slut som skulle kunna vara betydligt lägre än vad man för närvarande förväntar sig. Många av dessa risker kan delvis minskas av företag med fler elproduktionstillgångar och andra energimarknadsverksamheter, och om dessa risker förverkligas för dessa jämförelseföretag påverkar de bara en del av deras verksamhet. EDU II är ett enskilt kärnenergiprojekt och därmed mer riskfyllt än de jämförelsebolag som har en varierad portfölj.

(499)

Dessutom förlitade sig kommissionen på Damodarans branschnivådatabas över kostnaden för eget kapital för att riktmärka den erforderliga avkastningen på eget kapital (229). För att göra detta undersökte kommissionen det genomsnittliga värdet för kostnaden för eget kapital för de branscher som ligger närmast kärnkraftsindustrin och erhöll då ett genomsnittligt värde för kostnaden för eget kapital på 10,21–10,26 % (230). De siffror för kostnaden för eget kapital som beräknats för dessa sektorer kan betraktas som försiktiga uppskattningar för kärnkraftverk, eftersom den enda branschspecifika parametern är betavärdet, såsom förklaras i punkt 498.

(500)

Kommissionen använde den finansiella modell som tillhandahållits av Tjeckien (231) för att bedöma hur internräntan på eget kapital (eller målet för eget kapital) skulle förändras till följd av ändrade byggkostnader och byggtider (232).

(501)

På grundval av dessa känsligheter fick kommissionen därför fram ett intervall för internräntan på eget kapital på […] % till […] %, med ett genomsnittligt värde på […] %. Detta intervall är aldrig högre än intervallet för kostnaden för eget kapital på […] % till […] % och ligger i genomsnitt under den erforderliga avkastningen på [9 till 11] %, vilket säkerställer proportionaliteten hos de statliga stödåtgärderna.

(502)

I beslutet att inleda förfarandet uttryckte kommissionen tvivel om huruvida ČEZ skulle vara den effektivaste aktören och frågade i synnerhet om ett öppet urvalsförfarande för den projektansvarige kunde ha lett till en minskning av det stöd som krävs för att genomföra projektet.

(503)

För det första hävdade både Tjeckien och ČEZ i sina synpunkter på beslutet att inleda förfarandet att stora kostnads- och tidsbesparingar görs till följd av valet av ČEZ som projektansvarig. Tjeckien noterade särskilt att valet av ČEZ leder till att ytterligare kostnader på omkring [200–700] miljoner euro undviks (se skäl 254). På samma sätt noterade ČEZ att valet av ČEZ som projektansvarig potentiellt minskade projektets kostnader med uppskattningsvis [200–700] miljoner euro jämfört med en annan aktörs kärnkraftverk på en helt ny plats (se skäl 339). Kommissionen anser att de påstådda kostnadsbesparingarna, som består av värdet av den förvärvade anläggningen samt kostnaderna för den tillstånds- och utvecklingsverksamhet som redan utförts av ČEZ, framstår som rimliga och att de inte ingår i uppskattningarna av kapitalutgifterna för projektet, vilket därmed minskar stödbeloppet för projektet i jämförelse med situationer där ett öppet urval skulle göras. På grundval av detta säkerställer ersättningsformeln och överkompensationsmekanismen (se avsnitten 8.3.3.5.1–8.3.3.5.3) att stödet begränsas till vad som är absolut nödvändigt.

(504)

För det andra bör projektets övergripande utformning och riskfördelningen mellan stödmottagaren och staten samt stödåtgärdernas stimulansstruktur säkerställa att bygg- och driftskostnaderna hålls så låga som möjligt. Även om många risker begränsas av stödåtgärderna är EDU II fortfarande exponerat för risker avseende bygg- och driftskostnader som ökar av andra än berättigade skäl eller förseningar som sträcker sig bortom det planerade datumet för byggarbetets slutförande, vilket utgör ett incitament att minimera kostnader och förseningar. Under projektets bygg- och utvecklingsfas kommer det totala maximala villkorade egna kapital som ČEZ åtagit sig att tillhandahålla för finansiering av eventuella kostnadsöverskridanden att uppgå till 1,95 miljarder euro (skäl 197). Som Tjeckien har förklarat bör uppdateringen av den finansiella modellens indata så att de återspeglar resultatet av upphandlingen av konstruktion, upphandling och uppförande dessutom säkerställa att de faktiska byggkostnader som ligger till grund för beräkningen av elprisavtalets lösenpris är konkurrenskraftiga, vilket därmed avlägsnar eventuella otillbörliga oförutsedda händelser från den finansiella modellens underliggande kostnadsantaganden (skäl 457). Slutligen uppmuntrar vinstdelningsmekanismen EDU II till ytterligare kostnadsminskningar och större avkastning, som delvis kommer att delas med staten.

(505)

Mot bakgrund av ovanstående drar kommissionen slutsatsen att stödpaketet för projektet innehåller de skyddsåtgärder och incitament som krävs för att minimera kostnaderna, och därmed det stödbelopp som krävs för projektet, och anser att det är osannolikt att ett öppet urvalsförfarande för den projektansvarige skulle ha lett till lägre stödbelopp.

(506)

För att åtgärden ska vara förenlig med den inre marknaden måste de negativa effekterna av åtgärden när det gäller snedvridningar av konkurrensen och påverkan på handeln mellan medlemsstater vara begränsade och uppvägas av de positiva effekterna av stödet.

(507)

I beslutet att inleda förfarandet ansåg kommissionen att projektet kunde snedvrida konkurrensen på flera sätt.

(508)

För det första ifrågasatte kommissionen de tekniska och ekonomiska skäl som låg till grund för att ČEZ (som ensam ägare till EDU II) valdes ut som åtgärdens stödmottagare, med tanke på avsaknaden av upphandling eller urvalsförfarande. Det stod i synnerhet inte klart i det skedet om det kunde ha funnits andra, potentiellt mer effektiva aktörer som var villiga att genomföra projektet med mindre stöd.

(509)

För det andra uttryckte kommissionen oro över att villkoren i köpeavtalet mellan EDU II och specialföretaget skulle leda till ett ineffektivt operativt beteende hos EDU II och snedvrida elmarknadens rangordning genom att konkurrera ut billigare teknik såsom förnybar energi.

(510)

För det tredje hänvisade kommissionen särskilt till ČEZ:s starka ställning på den tjeckiska elmarknaden och uttryckte sin oro för potentiella snedvridningar av marknadsstrukturen på grund av den berörda stödåtgärden, t.ex. genom att alternativa investeringar konkurreras ut.

(511)

För det fjärde kunde kommissionen inte helt utesluta att ČEZ vid tidpunkten för beslutet att inleda förfarandet inte kunde snedvrida marknadens funktion i senare led genom att påverka marknadspriset eller andra typer av strategiskt beteende som underlättas av stora produktionsvolymer, såsom innehållande av kapacitet.

(512)

Avslutningsvis hade kommissionen inte tillräckligt med fastställda uppgifter för att bedöma specialföretagets effekter på marknaden.

8.3.3.6.1   Valet av ČEZ som projektansvarig (234)

(513)

I beslutet att inleda förfarandet noterade kommissionen att ČEZ valdes ut som projektansvarig utan anbudsförfarande, urvalsförfarande eller offentlig inbjudan att anmäla intresse, och frågade på vilka tekniska och ekonomiska grunder ČEZ valdes. På grundval av ovanstående uttryckte kommissionen tvivel om huruvida valet av ČEZ som projektansvarig skulle kunna leda till en potentiell snedvridning av marknadsstrukturen.

(514)

Efter beslutet att inleda förfarandet förklarade de tjeckiska myndigheterna att alternativa lösningar för rollen som projektansvarig hade övervägts, och att ČEZ valdes som det bästa alternativet (se skälen 50–59).

(515)

De tjeckiska myndigheterna påpekade vidare att ČEZ är det lämpligaste valet som projektansvarig med tanke på företagets förmåga och incitament att genomföra projektet, samt överväganden rörande en trygg energiförsörjning, nationella säkerhetsintressen och teknisk neutralitet (se skäl 247 ovan).

(516)

Dessutom förklarade de tjeckiska myndigheterna att valet av ČEZ skapar betydande effektivitetsvinster, undviker ytterligare kostnader och inte kräver någon separat exploatering av tomtmark. Detta val ger projektet således betydande tidsfördelar som inte kunde reproduceras av alternativa strukturer (se skäl 248).

(517)

Fördelarna med leveranstidpunkten förklarades av de tjeckiska myndigheterna med det förberedande arbete som ČEZ hittills har genomfört. ČEZ-gruppen äger den föreslagna tomten där kärnkraftverket ska uppföras. Förvärvsprocessen för den mark som krävs för byggplatsen inleddes i april 2008 och avslutades 2021 (skäl 249). Dessutom genomförde ČEZ genomförbarhetsstudier samt tillstånds- och utvecklingsverksamhet i syfte att spara tid och pengar för Tjeckien vid utvecklingen av projektet. Från och med början av 2021 har ČEZ dessutom erhållit alla de centrala licenser och tillstånd som behövs för att gå vidare med projektet i linje med projektplanen (t.ex. förläggningstillståndet för den kärntekniska anläggningen och miljökonsekvensbedömningen (skäl 250). Att få förläggningstillstånd för en kärnteknisk anläggning tar vanligtvis 6–7 år och att få en miljökonsekvensbedömning tar mellan 3 och 5 år.

(518)

De tjeckiska myndigheterna förklarade vidare att ČEZ som ägare och operatör av kärnkraftverk har djupgående kunskaper om och förstår de lagstadgade kraven, inklusive tillståndskraven, för ett nytt kärnkraftverk samt lagstiftningen i Tjeckien (skäl 251). Dessutom är ČEZ och EDU II medlemmar i flera internationella organisationer och har därmed tillgång till standarder och processer som erkänns och uppmuntras av tillsynsmyndigheter över hela världen för att främja kontinuerliga förbättringar (se skäl 251).

(519)

De tjeckiska myndigheterna underströk vidare projektets centrala roll i Tjeckiens framtida elförsörjningstrygghet, särskilt mot bakgrund av avvecklingen av koleldade kraftverk. Närmare bestämt förklarade de tjeckiska myndigheterna att en kortare utvecklingshorisont för projektet kommer att bidra till att åtgärda den förväntade kapacitetsbristen. Att utveckla ett annat projekt på en annan plats med betydligt längre tidshorisont skulle inte tillgodose systemets omedelbara behov av försörjningstrygghet (se skäl 252 ovan).

(520)

Tjeckien förklarade dessutom att om någon alternativ projektansvarig skulle anskaffa en potentiellt lämplig förläggningsplats för ett kärnkraftverk på Tjeckiens territorium skulle detta leda till betydande förseningar för genomförandet av projektet jämfört med ČEZ. Närmare bestämt uppskattar de tjeckiska myndigheterna i detta kontrafaktiska scenario förseningar på upp till 14 år jämfört med projektets tidsplan. I det kontrafaktiska scenariot kunde man inte utesluta att den platsbeskrivning eller den planering som har varit framgångsrik för EDU II skulle stöta på problem eller förseningar, vilket därmed skulle öka riskerna och kostnaderna för projektets utveckling. I vilket fall som helst hävdar de tjeckiska myndigheterna att det inte finns några teknikneutrala operatörer i Europa med erfarenhet av kärnteknik som uppför kärnkraftverk utanför sina egna länder (se skäl 253) (235).

(521)

Tjeckien pekar också på ytterligare kostnader som skulle uppstå om en annan projektansvarig än ČEZ skulle utveckla projektet. Tjeckien uppskattar att dessa kostnader skulle uppgå till minst [200–700] miljoner euro (se skäl 254). På samma sätt uppskattar ČEZ sina kostnadsbesparingar jämfört med andra aktörer till omkring [200–700] miljoner euro.

(522)

De tjeckiska myndigheterna nämnde vidare att valet av ČEZ som projektansvarig låg i linje med tidigare kärntekniska ärenden som bedömts av kommissionen, där inga öppna konkurrensprocesser genomfördes för valet av projektansvarig på grund av dessa projekts särdrag (se skäl 255).

(523)

Tjeckien lämnade in ytterligare bevis på ČEZ:s erfarenhet när det gäller att framgångsrikt leverera och driva kärnkraftverk (se skäl 256 ovan).

(524)

Utöver försörjningstrygghet och hänsyn till den nationella säkerheten betonar Tjeckien dessutom det ekonomiska säkerhetsperspektivet, eftersom ČEZ gynnas av ett högt statligt kreditbetyg (se skäl 257).

(525)

Slutligen angav Tjeckien att ett anbudsförfarande för att välja en projektansvarig som kunde vara ett annat företag än ČEZ skulle medföra betydande nackdelar. I huvudsak påpekar Tjeckien att i detta fall skulle konkurrens på denna projektnivå inte ge några resultat när det gäller att välja den effektivaste aktören. Med hänvisning till de ovan angivna skälen anser Tjeckien att eftersom det inte skulle finnas några konkurrensfördelar med att inbjuda andra parter att anmäla sitt intresse eller med att organisera ett anbudsförfarande, skulle nackdelarna med denna process, i synnerhet förseningarna och merkostnaderna samt säkerhetsproblemen kopplade till någon annan potentiell kandidat, därför inte kunna uppvägas. Tjeckien uppger också att det inte på något stadium i projektet har förekommit klagomål eller invändningar från en tredje part rörande utnämningen av ČEZ till projektansvarig.

(526)

Ingen konkurrent eller någon annan tredje part uttryckte heller oro över valet av ČEZ som projektansvarig, vilket är värt att notera. Vissa tredje parter påpekade däremot uttryckligen att de inte delar kommissionens oro över valet av ČEZ utan ett anbudsförfarande eller samråd och ansåg att det var fullt motiverat att tilldela ett statsägt energiföretag skyldigheten att genomföra uppförandet och driften av ett nytt kärnkraftverk (se skälen 300–301).

(527)

Mot bakgrund av ovanstående anser kommissionen att de argument som Tjeckien och tredje parterna lade fram under det formella granskningsförfarandet i tillräcklig utsträckning skingrar de tvivel som framfördes i beslutet att inleda förfarandet om valet av ČEZ som projektansvarig och den potentiella snedvridningen av marknadsstrukturen. Kommissionen noterar att detta inte påverkar huruvida framtida kärnkraftsprojekt kan kräva ett öppnare urvalsförfarande för att säkerställa att stödet begränsas till vad som är absolut nödvändigt.

(528)

Slutligen anser kommissionen att valet av ČEZ som projektansvarig sannolikt inte kommer att leda till någon otillbörlig snedvridning av konkurrensen, såsom förklaras närmare i avsnitt 8.3.3.6.3. Under den formella undersökningen pekade dessutom ingen konkurrent eller någon annan tredje part på någon otillbörlig snedvridning av konkurrensen till följd av valet av ČEZ som projektansvarig.

(529)

I beslutet att inleda förfarandet uttryckte kommissionen oro över att villkoren i energiköpsavtalet mellan EDU II och specialföretaget i själva verket skulle dämpa de incitament att producera el när det behövs som mest som kommer av variationer i elpriserna. Kommissionen noterade att det fasta priset enligt energiköpsavtalet skulle kunna skapa ett incitament för EDU II att upprätthålla en tekniskt maximal produktion även vid föreliggande av marknadsvillkor, då en minskning av produktionen skulle vara effektivare ur ett systemperspektiv. Detta är särskilt viktigt med tanke på det nya kärnkraftverkets långa driftstid på 60 år, mot bakgrund av att den framtida produktionsmixen, som kännetecknas av större andelar förnybar energi med vanligtvis mycket låga marginalkostnader och även är beroende av annan utveckling såsom lagring eller vätgasproduktion, skulle kunna leda till högre volatilitet inklusive perioder med låga eller till och med negativa priser (236). Kommissionen hyste tvivel om huruvida denna inverkan på de effektiva signalerna för dirigering inte kunde minimeras samtidigt som åtgärdens mål fortfarande uppnåddes (237).

(530)

Om en elproducent får en fast ersättning för varje producerad MWh kommer den inte att få någon fördel av att följa marknadsprissignalen eller av att öka produktionen vid de tider då priserna är höga (brist) eller minska produktionen vid de tider då priserna är låga eller negativa (överflöd) eller att planera in underhåll under perioder med låg efterfrågan (t.ex. under sommarmånaderna). Tvärtom har en producent, om denne får en fast ersättning per MWh, incitament till att producera maximalt när priserna är negativa, vilket därmed skapar en negativ effekt ur ett systemperspektiv och eventuellt leder till att även förnybar energi med låga marginalkostnader konkurreras ut. Dessutom ger en ersättning till fasta priser för alla produktionstimmar incitament till investeringar i anläggningar som optimerats för baslastdrift, som saknar flexibilitet för snabb upp- och nedtrappning eller för lastföljning. Särskilt med tanke på behovet av att påskynda utbyggnaden av förnybara energikällor för att minska koldioxidutsläppen från EU:s elproduktion, och den rörliga energiproduktionen från många förnybara produktionsanläggningar, är kraftverk med låga koldioxidutsläpp som har tekniska möjligheter att ge systemet flexibilitet och som ges ekonomiska incitament för att utnyttja denna flexibilitet särskilt värdefulla för att ge elsystemet fördelar.

(531)

Kommissionen anser att differenskontraktets ersättningsformel i elköpsavtalet, som beskrivs i skälen 88–91, förutom att tillhandahålla intäktsstabilitet och begränsa överkompensationen (se avsnitt 8.3.3.5.1.1), ger effektiva driftsincitament för kraftverket och därmed begränsar de negativa effekterna på konkurrensen och handeln. Detta uppnås främst på grund av marknadsexponeringstermen och vissa parameterval i efterhandsavräkningstermen.

(532)

Marknadsexponeringstermen ger kraftverket effektiva driftsincitament, eftersom anläggningen får ersättning för varje produktionsenhet till det faktiska dagen före-marknadspriset per timme (238). På grundval av marknadsprissignalen och de egna driftskostnaderna ges kraftverket incitament för en effektiv dirigering genom att utnyttja sin tekniska flexibilitetspotential. Kraftverket uppmuntras till att minska produktionen när marknadspriset är lägre än driftskostnaderna och att öka produktionen när marknadspriset är högre. Även om kraftverket omfattas av tekniska begränsningar (t.ex. när det gäller upptrappnings- och nedtrappningshastighet samt minimikrav för att förhindra att kraftverket helt måste stängas av), ger detta kraftverksoperatören incitament att använda den tekniskt tillgängliga flexibiliteten så optimalt som möjligt. Dessutom uppmuntras kraftverket att effektivt schemalägga sitt underhåll och sin bränsleladdning till perioder med lägre förväntade priser.

(533)

Parametervalen i efterhandsavräkningstermen stöder de effektiva driftsincitament som marknadsprisexponeringen ger.

(534)

De justeringar av efterhandsavräkningstermen som beskrivs i skälen 88 och 90 begränsar å ena sidan kraftverkets potentiella återbetalning, vilket ger ett skydd mot alltför stora risker till följd av oplanerade avbrott när priserna är höga, och sätter å andra sidan ett tak för avräkningstermen när priserna är mycket låga, vilket ger ett skydd mot överdriven ersättning när priserna är negativa. Utformningen av dessa justeringar har kalibrerats så att de till stor del behåller omfattningen av de incitament för effektiv drift som tillhandahålls av elementen i differenskontraktets formel enligt vad som beskrivs ovan. Överlag säkerställer de effektiva driftsincitament som tillhandahålls genom differenskontraktets ersättningsformel i elköpsavtalet att stödet inte ger kraftverket incitament för en ineffektiv drift när marknadspriserna ligger under kraftverkets driftskostnader. En sådan ineffektiv drift skulle snedvrida elmarknadens rangordning och riskera att konkurrera ut billigare teknik såsom förnybar energi. Detta skulle dessutom kunna ha en negativ inverkan på marknadsintegrationen och utvecklingen av förnybar energi. Denna effektivitetseffekt framgår också av att de tjeckiska myndigheterna uppskattar att kraftverket i genomsnitt kommer att drivas i enlighet med differenskontraktets ersättningsformel med lägre kapacitet än om det skulle drivas i enlighet med en produktionsmaximeringsinriktning (jämför skäl 150), vilket därmed ger större utrymme för billigare teknik såsom förnybara energikällor.

(535)

Kommissionen noterar också att elköpsavtalet inte föreskriver någon direkt omfördelning av intäkterna från elköpsavtalet till elkonsumenterna. Dessutom förväntas kärnkraftverket sällan bli den anläggning som sätter priserna på den tjeckiska marknaden. Även om det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet och skyddsmekanismen minskar de övergripande kostnaderna för projektet och därmed ökar de potentiella intäkterna från elköpsavtalet jämfört med intäkterna från en åtgärd som uteslutande finansieras via ett differenskontrakt, leder detta därför inte till en ökad utdelning av differenskontraktsrelaterade intäkter till konsumenterna jämfört med en åtgärd som uteslutande finansieras via ett differenskontrakt. Kombinationen av de tre åtgärderna riskerar därför inte att leda till någon snedvridning av konkurrensen på konsumentnivå genom intäktsfördelningsmekanismer.

(536)

Mot bakgrund av ovanstående anser kommissionen att de ändringar som Tjeckien införde under den formella granskningen i tillräcklig utsträckning skingrar de tvivel som framfördes i beslutet att inleda förfarandet när det gäller de incitament som följer av ersättningsformeln.

(537)

I beslutet att inleda förfarandet uttryckte kommissionen oro över effekterna på marknadsstrukturen genom inrättandet av EDU II, såväl som över EDU II:s möjligheter att manipulera marknaden till förmån för ČEZ. Kommissionen hänvisade särskilt till ČEZ:s starka ställning på den tjeckiska elmarknaden och kunde inte helt utesluta eventuella snedvridningar av marknadsstrukturen på grund av den berörda stödåtgärden, t.ex. genom att marknadsinflytandet konsolideras, alternativa investeringar konkurreras ut eller gränsöverskridande flöden snedvrids. Dessutom kunde kommissionen inte helt utesluta att EDU II skulle snedvrida marknadens funktion genom att påverka marknadspriserna eller genom att använda vissa typer av strategiskt beteende som underlättas av stora produktionsvolymer, såsom innehållande av kapacitet. Kommissionen undrade till exempel om EDU II under perioder med höga marknadspriser skulle ha ekonomiska incitament att minska produktionen för att driva upp marknadspriset, så att andra ČEZ-enheter skulle kunna sälja mer energi till högre marknadspriser.

(538)

Kommissionen noterar att den tjeckiska elproduktionsmarknaden kännetecknas av hög marknadskoncentration, eftersom ČEZ-gruppen under 2020 stod för en betydande andel på 60,29 % av den dirigerbara (239) produktionskapaciteten, inklusive nettoimporten. Den motsvarande marknadsandelen med beaktande av den totala produktionskapaciteten under 2020 var 64,29 %. En sådan marknadskoncentration skulle kunna inverka negativt på en effektiv konkurrens på marknaden eftersom den kan fungera som ett hinder för nya marknadsaktörers inträde på marknaden och utgöra en likviditetsrisk genom att begränsa antalet tillgängliga försörjningsanbud.

(539)

Tjeckien förklarar att ČEZ:s marknadsandel förväntas minska betydligt och att den produktionskapacitet till vilken incitament ges av det aktuella stödpaketet (projektet) inte kommer att påverka ČEZ:s inflytande på den tjeckiska elmarknaden i någon större utsträckning. Närmare bestämt förväntas ČEZ:s marknadsandel av den dirigerbara produktionskapaciteten (exklusive EDU II) sjunka till 45,06 % under 2040 och till 28,40 % under 2050, medan ökningen till följd av projektet kommer att uppgå till 4,19 procentenheter under 2040 och 5,23 procentenheter under 2050. På samma sätt förväntas ČEZ:s marknadsandel av den levererbara produktionskapaciteten sjunka till 45,15 % under 2040 och till 18,98 % under 2050, medan ökningen till följd av projektet kommer att uppgå till 12,83 procentenheter under 2040 och 10,27 procentenheter under 2050.

(540)

Kommissionen har bedömt de uppgifter som ligger till grund för dessa uppskattningar och anser att de är rimliga men försiktiga med tanke på att de tjeckiska myndigheternas planer för minskade koldioxidutsläpp under tiden har blivit mer ambitiösa. Mer specifikt bygger ovanstående uppskattningar av marknadsandelarna, som hämtats från Oxera-rapporten, på antagandet att de flesta av de koldrivna kraftverken skulle avvecklas senast 2038 (i synnerhet hänvisade Tjeckien till ČEZ:s planer på att minska den koleldade kapaciteten med nästan hälften till 3 GW senast 2025 och till 2 GW senast 2030) och att de fyra enheterna i Dukovany I skulle avvecklas mellan 2045 och 2047. Kommissionen förstår att dessa antaganden är ganska försiktiga, eftersom Tjeckien bekräftade att man har planer på att fasa ut kolet senast 2033. ČEZ:s marknadsandel kommer därför sannolikt att minska snabbare under de kommande åren till följd av brunkolsnedläggningarna och ligga på en lägre nivå vid den förväntade tiden för idrifttagningen av EDU II än vad som anges i Oxera-rapporten. För att de befintliga kärnkraftstillgångarna vid Dukovany I ska kunna fortsätta att drivas fram till 2045–2047 krävs det dessutom ett godkännande från byrån för kärnsäkerhet, som ännu inte hade säkrats när beslutet antogs.

(541)

Kommissionen anser att projektets struktur, som innebär att all el som produceras av EDU II under elköpsavtalets löptid måste säljas till specialföretaget, att specialföretaget och EDU II/ČEZ inte får samordna elhandeln, och att de handelsåtaganden som gäller för EDU II/ČEZ efter det att elköpsavtalet har löpt ut, i tillräcklig utsträckning minskar ČEZ:s eventuella ytterligare förstärkta inflytande på den tjeckiska elmarknaden till följd av projektet.

(542)

Kommissionen noterar att kravet på att specialföretaget ska marknadsföra elen i linje med åtagandena om elhandel (se 3.6.4) kommer att bidra till likviditeten på de kortfristiga marknaderna i Tjeckien. Att säkerställa ett stabilt elutbud på den kortfristiga marknaden på icke-diskriminerande villkor skulle kunna underlätta marknadstillträdet eller expansionen för de leverantörer som konkurrerar med ČEZ på detaljistmarknaden. Detta gäller särskilt eftersom den el som saluförs av specialföretaget ersätter annan befintlig produktion av ČEZ, vilken ČEZ också direkt kan använda för sin detaljistverksamhet och därmed kringgå grossistmarknaden.

(543)

När det gäller åtgärdens potentiella effekter på nya marknadsaktörer på produktionsmarknaden påminner kommissionen om sin bedömning i skäl 415, som visar att det är osannolikt att projektet skulle konkurrera ut alternativa investeringar, utom, på sin höjd, genom att det potentiellt fördröjer uppbyggnaden av vindkraften något. Dessutom minskar elköpsavtalets ersättningsformel åtgärdens konkurrensmässiga inverkan på marknadsbaserade investeringar i förnybar energi, eftersom den ger ekonomiska incitament att ha en effektiv drift och därmed begränsar potentiella snedvridningar av rangordningen på elmarknaden eller utkonkurrerandet av billigare teknik (se skäl 534).

(544)

Dessutom noterar kommissionen att Tjeckien uppskattar att den förväntade avvecklingen av stenkols- och brunkolsproduktionen kommer att leda till en betydande kapacitetsminskning på cirka 6,5 GW, och att den förväntade utfasningen av de befintliga kärnkraftsenheterna i Dukovany I mellan 2045 och 2047 kommer att skapa ett ytterligare produktionsunderskott på cirka 2 GW, till täckningen av vilket projektet endast kommer att tillhandahålla 1,2 GW. Dessutom förväntas den beräknade efterfrågan på el öka betydligt också under de kommande femton åren (se skäl 14).

(545)

Kommissionen noterar också Tjeckiens synpunkter rörande att den geografiska marknaden är större än Tjeckien. Tjeckiens elnät är nära sammanlänkat med de angränsande medlemsstaterna (se fotnot 134), och elproduktionen i andra medlemsstater har ofta en prissättande roll på den tjeckiska marknaden (se skälen 262, 551 och 552). Om man skulle definiera en marknad som är större än Tjeckien skulle ČEZ:s marknadsandel vara betydligt lägre, vilket ytterligare skulle minska ČEZ:s potential för negativ inverkan på konkurrensen genom att påverka EDU II:s beteende. Även enligt den snävare definitionen av den möjliga marknaden, där man tittar på en separat tjeckisk marknad för el, fungerar sammanlänkningen av det tjeckiska systemet med grannsystemen som ett betydande hinder för ett sådant beteende.

(546)

Kommissionen anser därför att stödet inte leder till en ökning av marknadskoncentrationen och har en begränsad inverkan på investeringarna.

(547)

Enligt Acer (240) förekommer ett manipulativt innehållande av kapacitet till exempel ”när en marknadsaktör med relativ förmåga att påverka priset eller samspelet mellan tillgång och efterfrågan på en grossistenergiprodukt utan motivering beslutar att inte erbjuda eller ekonomiskt hålla inne med den tillgängliga produktions-, lagrings- eller transportkapaciteten på marknaden. I synnerhet avser innehållande av elproduktionskapacitet bruket att se till att den tillgängliga produktionen inte erbjuds på grossistmarknaden för el, även om ett konkurrenskraftigt erbjudande skulle leda till lönsamma transaktioner till rådande marknadspriser.” Det är därför nödvändigt att bedöma om den berörda marknadsaktören kan påverka priset eller samspelet mellan tillgång och efterfrågan på grossistmarknaden för el genom att agera på detta sätt.

(548)

Tjeckien hävdade att ČEZ-gruppen inte kommer att ha några ekonomiska incitament eller någon möjlighet att driva upp grossistmarknadspriserna genom att minska EDU II:s produktion. För det första hävdar Tjeckien att förlusten av intäkter till ČEZ-gruppen i ett hypotetiskt scenario, där EDU II inte skulle generera någon el under ett helt år, inte alls skulle kunna ersättas av ytterligare intäkter skapade genom försäljning av den osäkrade delen av produktionen under följande år. Tjeckien påpekar att en minskad produktion från EDU II skulle innebära förlorade kassaflöden och att en betydande minskning av lastfaktorn skulle eliminera de likvida medel som finns tillgängliga för att betala av skulden, och skulle potentiellt leda till att EDU II inte kan utnyttja det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet eller till och med till att kassaflödena inte är tillräckliga för att täcka driftskostnaderna.

(549)

Såsom förklaras i skäl 39 är projektet av avgörande betydelse för ČEZ-gruppen, särskilt efter den utfasning av de befintliga kolproduktionstillgångarna och potentiellt av kärnenergiproduktionstillgångarna som förväntas ske senast 2033 för kol och mellan 2045 och 2047 för kärnkraft. Projektet förväntas bidra till en ökning med [10–20] % för ČEZ-gruppens vinst före räntor, skatt, av- och nedskrivningar (EBITDA), och därför skulle allt beteende som kan minska projektets finansiella resultat ha en betydande inverkan på ČEZ-gruppens finansiella resultat.

(550)

För det andra noterar kommissionen att elköpsavtalets ersättningsformel har inbyggda inslag som avsevärt begränsar de fördelar som stödmottagaren kan få av ett manipulativt innehållande av kapacitet. Som förklaras i skäl 533 begränsas missbruk som leder till högre marknadspriser (såsom innehållande av kapacitet) eftersom detta skulle leda till ett högre referenspris och därmed till en lägre betalning för efterhandsavräkningstermen. Trots att dessa skyddsåtgärder mot innehållande av kapacitet försvinner efter elköpsavtalets utgång är det viktigt att notera att det fortfarande kommer att finnas begränsade incitament till ett manipulativt innehållande av kapacitet. Trots avsaknaden av efterhandsavräkning kommer innehållandet av kapacitet inte att vara lönsamt för ČEZ-gruppen på grund av de betydande kostnaderna för drift och underhåll av ett sådant kraftverk. Vidare begränsas det framtida missbruket av den omfattande sammanlänkningen med angränsande marknader, eftersom elproduktionslandskapet förväntas förlita sig på en mer diversifierad och utvecklad mix av energikällor, vilket minskar möjligheten att påverka priserna genom innehållande av kapacitet.

(551)

För det tredje hävdar Tjeckien att projektet, med tanke på den höga graden av sammanlänkning mellan den tjeckiska elmarknaden och Österrike, Tyskland, Polen och Slovakien, inte förväntas ha någon eller en mycket begränsad inverkan på prissättningen i Tjeckien mellan 2030 och 2050, eftersom marknadspriset för den sammanlänkade regionen förväntas baseras på priset på den el som produceras utanför Tjeckien under en överväldigande majoritet av timmarna. Såsom beskrivs närmare i fotnot 139 är Tjeckien särskilt väl sammanlänkat med de angränsande elsystemen, som därför kan utöva ett betydande inflytande på prisbildningen på den tjeckiska marknaden. Detta är förenligt med slutsatserna i Oxera-rapporten, där man bedömde prissättningstekniken på den tjeckiska elmarknaden under perioden 2030–2050, och drog slutsatsen att projektet inte kommer att kunna sätta sina egna priser eftersom priset under en stor majoritet av timmarna kommer att fastställas av externa producenter, och under de återstående timmarna främst av tjeckiska gas- och brunkolkraftverk. I takt med att mer förnybar produktion kopplas upp mot nätet förväntas också antalet timmar till nollpris öka avsevärt och nå omkring 16 % fram till 2050.

(552)

Kommissionen noterar att dessa slutsatser ligger i linje med resultaten av en analys (241) som utförts av kommissionens gemensamma forskningscentrum (JRC), som visar att priserna på den tjeckiska elmarknaden under 2022, på grund av dess geografiska läge och höga sammanlänkningskapacitet, till övervägande del styrdes av marknadsdynamiken hos dess grannar, vilket framgår av att andelen pristimmar som fastställts av externa producenter var över 90 % i Tjeckien, en av de högsta i EU. En viktig faktor som påverkar de tjeckiska elpriserna är den angränsande tyska marknaden, som på grund av sin stora och växande produktion av förnybar el i allt högre grad påverkar handelspartnernas prismönster. Eftersom Tyskland handlar ökande volymer el med sina grannar styrs dessa grannars elpriser alltmer av fluktuationerna i Tyskland (242). Faktum är att de tjeckiska timpriserna på dagen före-marknaden nästan var identiska (dvs. skillnaden var mindre än 1 %) under 48 % av timmarna mellan 2021 och 2023 (243). Enligt JRC:s analys förväntas samma trend kvarstå under perioden fram till 2030, när externa producenter förväntas vara prissättare under omkring 80 % av pristimmarna i Tjeckien. År 2030 förväntas den prissättande tekniken på den tjeckiska elmarknaden vara naturgas (ungefär 50 % av tiden), följt av brunkol, olja, förnybara energikällor och kärnkraft.

(553)

För det fjärde hävdar Tjeckien att elmarknadens resultat kan variera avsevärt mellan varje avräkningsperiod per timme och att de totala produktionsmarknadsandelarna inte ger en fullständig bild av marknadsinflytandet. Tjeckien anser att indikatorer såsom index på residualt utbud (244) är användbara för att bedöma en producents förmåga att agera oberoende av sina konkurrenter, eftersom det mäter i vilken utsträckning en producent är skyldig att tillgodose den återstående efterfrågan. Såsom framgår av analysen i Oxera-rapporten förväntas ČEZ:s nyckeltal enligt index på residualt utbud minska kraftigt från 2030 till 2050. Även om ČEZ under 2030 förväntas spela en avgörande roll under nästan alla timmar, minskar andelen timmar då ČEZ har denna avgörande roll till under 10 % fram till 2050. Det är viktigt att notera att denna trend i mycket liten utsträckning påverkas av idrifttagandet av projektet, eftersom ČEZ:s avgörande roll ökar med endast 14 % på grund av projektet, och denna effekt förväntas ha försvunnit senast 2050. Kommissionen noterar att sannolikheten för prismanipulation i allmänhet ökar när ČEZ har en dominerande ställning. Med marknadsandelar på i allmänhet över 50 % på en specifik relevant marknad finns det en presumtion om dominans enligt vilken mycket stora andelar i sig, utom under exceptionella omständigheter, är bevis på en dominerande ställning (245). Samtidigt är marknadsandelar bara utgångspunkten för bedömningen av en dominerande ställning och andra aspekter behöver också beaktas (246). Kommissionen noterar i detta sammanhang att ČEZ:s marknadsandelar när det gäller elproduktionen minskar med tiden och kommer att minska betydligt under år 2040 och i vilket fall som helst till under 45 % fram till 2050. Kommissionen har inte heller funnit några tecken på att ČEZ:s utveckling till att inneha en avgörande roll inte är korrekt och rimlig. I synnerhet uttrycktes i synpunkterna från tredje parter endast mycket begränsade farhågor om en eventuell snedvridning av marknaden genom projektet.

(554)

För det femte hänvisade Tjeckien till slutsatserna i Oxera-rapporten, enligt vilken idrifttagningen av EDU II kommer att ha en liten effekt genom att sänka elpriset på den tjeckiska marknaden med cirka 2 euro per MWh mellan 2040 och 2050.

(555)

Sammanfattningsvis anser kommissionen mot bakgrund av ovanstående argument att snedvridningarna av konkurrensen med avseende på innehållande av kapacitet begränsas till ett minimum. Dessutom anser kommissionen att de likviditetsrisker på marknaden som kan uppstå är små såsom åtgärden för närvarande är utformad, och att effekterna på priser, investeringar och gränsöverskridande flöden minimeras.

(556)

I beslutet att inleda förfarandet ansåg kommissionen inledningsvis att den vid den tiden kända utformningen av specialföretaget var en i allmänhet lämplig konstruktion för att minska eventuella konkurrensrelaterade problem. Inverkan av denna konstruktion på marknaden, och i synnerhet specialföretagets roll, var dock fortfarande svåra att bedöma med tanke på att Tjeckien kontinuerligt genomförde förändringar av projektets struktur och därmed på grund av bristen på tillräckligt fastställd information. Kommissionen uttryckte därför tvivel om specialföretagets effekter på marknaden.

(557)

Efter beslutet att inleda förfarandet har Tjeckien i flera inlagor ytterligare redogjort för specialföretagets roll i marknadssituationen i Tjeckien (se punkterna 273–278 ovan).

(558)

Mot bakgrund av dessa inlagor drar kommissionen slutsatsen att Tjeckien i tillräcklig utsträckning har klargjort de fakta som ledde till att kommissionen uttryckte tvivel i beslutet att inleda förfarandet, även genom att lägga till ytterligare förklaringar. Skälen till detta är följande:

(559)

För det första var kommissionen oroad över specialföretagets självständighet, i synnerhet huruvida företaget i tillräckligt hög grad skulle agera som en vinstmaximerande privat enhet. Därför är det viktigt att specialföretaget och EDU II inte kan samordna driften av kärnkraftverket å ena sidan och handeln med den producerade elen å den andra. Även om ČEZ är den enda aktieägaren i EDU II (se avsnitt 3.2.1 ovan), innehas aktierna i specialföretaget enbart av Tjeckien och därför kan ČEZ inte utföra någon möjlig samordning. Eftersom Tjeckien har en kontrollerande andel både i ČEZ (se skäl 32) och i specialföretaget skulle det dock vara tänkbart att Tjeckien själv samordnar driften av kärnkraftverket å ena sidan och specialföretagets handelsbeteende å den andra för att maximera ČEZ:s vinster.

(560)

Kommissionen noterar att specialföretagets styrningsstruktur särskiljer dess beslutsfattande i handelsstrategin från EDU II, vilket säkerställer självständigheten och minimerar riskerna för otillbörlig påverkan. Detta är särskilt viktigt eftersom det gör det osannolikt att Tjeckien kommer att använda sin kontrollerande andel i ČEZ, och därmed i EDU II, å ena sidan, och dess kontroll av specialföretaget å den andra sidan, för att maximera ČEZ:s vinster, vilket Tjeckien potentiellt och indirekt gynnas av genom utbetalningarna av utdelning, genom ökningen av ČEZ:s produktionskapacitet och den samtidiga, nya vertikala kopplingen till grossist- och detaljhandelsmarknaderna genom specialföretaget. Kommissionen anser därmed att det säkerställs att specialföretagets funktionalitet och handelsstrategi inte styrs av några egenintressen hos en marknadsaktör (ČEZ) och att de kommer att förbli anpassade till bredare mål av allmänt intresse med avseende på försörjningstrygghet och överkomliga energipriser.

(561)

För det andra var risken för att specialföretagets struktur skulle snedvrida marknadssignalerna ett orosmoment, särskilt när det gäller dirigeringen av kraftverket. Enligt det reviderade elköpsavtalet har dock specialföretaget inget inflytande på kraftverkets dirigeringsbeslut, som helt och hållet kontrolleras av EDU II. Såsom konstateras i avsnitt 8.3.3.5.1.2 ger ersättningsformeln tillräckliga incitament för att EDU II ska kunna fungera effektivt på elmarknaden, vilket begränsar snedvridningen av marknadsprissignalen eller av rangordningen.

(562)

Kommissionen noterar vidare att Oxera-analysen (247), som Tjeckien nämner, tyder på att idrifttagandet av kärnkraftverket inte i någon större utsträckning kommer att påverka grossistpriserna på el eller ČEZ:s ställning på marknaden. Kärnkraftverket skulle inte i någon större utsträckning påverka grossistpriserna på el, vilket bekräftar att specialföretagets drift och idrifttagningen av kraftverket inte kommer att snedvrida marknadsdynamiken eller ge särskilda aktörer otillbörliga fördelar.

(563)

För det tredje var osäkerheten kring hur specialföretaget skulle sälja sin el, särskilt till industriella konsumenter, ett stort orosmoment. Som svar på detta åtog sig Tjeckien att sälja minst 70 % av den el som produceras av EDU II på börser (se skäl 112 ovan) och resten genom auktioner som är föremål för villkor som förhindrar konkurrenssnedvridningar på elmarknaden (se skäl 113).

(564)

Tjeckien förklarade att de planerade parametrarna för de framtida kärnkraftsauktionerna kommer att omfatta uppskattade partistorlekar på 1–10 MW och auktionsavtalstider på ett år, ett fjärdedels år eller kortare löptider. Auktionerna kommer att organiseras som pay-as-bid, med ett fördefinierat minimipris som kommer att meddelas tidigast en till två dagar före slutet på budgivningen. Auktionernas frekvens ska dessutom fastställas på kvartals- till årsbasis med transparenta regler för meddelandeperioden på 30 dagar innan auktionen inleds. Avslutningsvis kommer auktionernas varaktighet inte att överstiga sju kalenderdagar, och resultaten kommer att meddelas inom följande vecka. Detta gäller för auktioner under såväl som efter elköpsavtalsperioden. Dessa planerade parametrar ger tillräcklig klarhet om att auktionerna faktiskt kan förväntas genomföras på ett icke-diskriminerande sätt, vilket gör det möjligt för en tillräckligt stor grupp marknadsaktörer att effektivt lämna anbud på ett öppet sätt.

(565)

I undantagsfall har EDU II rätt att sälja el direkt på grossistmarknaden. Detta sker dock endast om specialföretaget inte uppfyller sin köpskyldighet enligt elköpsavtalet. Under dessa omständigheter är kraftverket fortfarande i drift och elen måste släppas ut på marknaden. Möjligheten för EDU II att direkt sälja elen förefaller därför rimlig. Man måste dock undvika att göra det möjligt för EDU II att kringgå alla införda begränsningar som syftar till att säkerställa en icke-diskriminerande försäljning av el. Kommissionen noterar att Tjeckien i detta fall har försäkrat att EDU II kommer att sälja all producerad el på spotmarknaden utan att själv sätta priserna. När EDU II gör detta kan företaget inte välja någon särskild köpare (eftersom försäljningen sker på en anonym börs), och inte heller kan det fastställa priset eller försäljningsvillkoren (eftersom standardprodukter säljs till marginalpriset på börsen). Detta är också förenligt med det underliggande problem som ska lösas: om specialföretaget inte köper den producerade elen krävs en snabb lösning för att avyttra kraftverkets produktion. Att använda spotmarknaden utan att själv sätta priserna erbjuder denna snabba och tillförlitliga lösning. Mot bakgrund av dessa åtaganden anser kommissionen att reservlösningen för EDU II:s undantagsvisa direktförsäljning inte leder till ytterligare konkurrensproblem.

(566)

Dessa handelsvillkor skulle inte förändras ens i undantagsfall när likviditeten på de relevanta börserna minskar avsevärt, och specialföretaget får endast tillfälligt ändra kvoten för fördelningen av producerad el till handelsplattformarna. Mer specifikt skulle i sådana fall 50 % av den producerade elen kunna handlas på börserna och 50 % via auktioner (se skälen 117–118). Denna öppna transaktion säkerställer en rättvis tillgång till den el som produceras och stärker marknadens integritet.

(567)

För det fjärde försäkrade Tjeckien att specialföretaget och ČEZ kommer att fungera oberoende av varandra med olika förvaltnings- och ledningsstrukturer. Om specialföretaget skulle lägga ut sin handelsverksamhet på entreprenad skulle detta göras genom ett icke-diskriminerande offentligt anbudsförfarande, så att man säkerställer att ingen otillbörlig fördel ges till någon särskild enhet. När det gäller ČEZ får dock specialföretaget inte lägga ut sin elhandel på entreprenad till ČEZ-gruppen eller till enheter som ingår i ČEZ-gruppen (se skäl 46). Detta åtagande från Tjeckiens sida säkerställer att ČEZ rent faktiskt inte återfår kontrollen över försäljningen av EDU II:s produktion genom delegering, och därmed kringgår effekterna av specialföretagets struktur.

(568)

Kommissionen noterar att ČEZ kommer att övervaka EDU II-verksamheten som projektansvarig och EDU II:s enda aktieägare. ČEZ:s direkta inblandning kommer att begränsas till ett tillhandahållande av eget kapital till EDU II och eventuellt till tillhandahållande av delade tjänster till EDU II på grundval av armlängdsprincipen.

(569)

Kommissionen noterar också att styrningsstrukturen kommer att särskilja ČEZ från det statliga stödmottagande företaget EDU II (som utvecklare, ägare och operatör av kärnkraftverket). EDU II kommer att vara en separat juridisk person med separat styrelse och ledning som har förvaltningsansvar för EDU II-företaget. EDU II kommer att förvaltas oberoende, både ekonomiskt och operativt, och kommer att bli föremål för tillsyn. EDU II kommer att ha en definierad rapporteringsstruktur för kommunikation med ČEZ som moderbolag. Förvaltningsstrukturen kommer att säkerställa EDU II:s oberoende av ČEZ genom att effektivt begränsa ČEZ:s förmåga att på ett otillbörligt sätt ingripa i EDU II:s dagliga verksamhet. EDU II kommer att agera i enlighet med de incitament som ges genom ersättningsformeln i linje med sin egen verksamhetsstrategi. Kommissionen drar slutsatsen att Tjeckien i tillräcklig utsträckning har klargjort de omständigheter som ledde till att kommissionen uttryckte tvivel i beslutet att inleda förfarandet genom att lägga till ytterligare förklaringar om förhållandet mellan specialföretaget, EDU II och ČEZ.

(570)

Kommissionen medgav att det finns risk för otillbörlig påverkan om specialföretagets handelsverksamhet skulle läggas ut på entreprenad. Tjeckiens åtagande att genomföra ett öppet, icke-diskriminerande anbudsförfarande för varje sådan entreprenad, med undantag för utkontrakteringen till ČEZ, i kombination med avtalsbestämmelser som bibehåller handelsstrategins ägarskap med specialföretaget, minskar dock dessa risker avsevärt.

(571)

Mot bakgrund av ovanstående drar kommissionen slutsatsen att Tjeckien på ett tillfredsställande sätt har åtgärdat de problem som ursprungligen togs upp. De beskrivna åtgärderna och de skyddsåtgärder som införts säkerställer att marknaden fungerar och är tillräckligt konkurrenskraftig. Kommissionen hyser därför inga kvarvarande tvivel om den inverkan specialföretagets föreslagna roll skulle ha på marknaden.

(572)

Kommissionen drar på grundval av övervägandena i avsnitten 8.3.3.6.1, 8.3.3.6.2, 8.3.3.6.3 och 8.3.3.6.4 ovan samt med beaktande av Tjeckiens åtaganden slutsatsen att risken för snedvridning av konkurrensen på det stora hela är begränsad.

(573)

Efter en noggrann bedömning i avsnitt 8.3.2 i detta beslut medger kommissionen att åtgärdspaketet syftar till att främja en investering i kärnenergi och därför bidrar till utvecklingen av en ekonomisk verksamhet, dvs. elproduktion från kärnenergikällor, samtidigt som det bidrar till en trygg elförsörjning.

(574)

Kommissionen noterar också att denna verksamhet, på grundval av åtagandet att tillämpa de tekniska granskningskriterierna för ekonomisk verksamhet inom kärnenergisektorn i enlighet med EU:s taxonomiförordning, skulle betraktas som en miljömässigt hållbar investering enligt den förordningen.

(575)

Kommissionen medger att investeringen utan stödet, inklusive alla de tre åtgärder som stödpaketet innehåller, inte kunde förväntas att genomföras. Stödet är därför nödvändigt för att utveckla denna ekonomiska verksamhet.

(576)

Kommissionen har konstaterat att kombinationen av elköpsavtalet med den minskade varaktigheten på 40 år, det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet och mekanismen för skydd mot lagändringar, såsom dessa är strukturerade i de anmälda åtgärderna, är lämpliga instrument. Ingen bevisning har framkommit under det formella granskningsförfarandet för att andra åtgärder skulle ha varit lika effektiva med mindre snedvridande effekter.

(577)

Stödet kommer att beviljas på ett proportionerligt sätt, eftersom stödmottagaren inte kommer att behålla extra vinster utöver vad som är absolut nödvändigt för att säkerställa kärnkraftverkets ekonomiska drift och lönsamhet. Köpeavtalets förkortade löptid säkerställer att kraftverket efter återbetalningen av kapitalkostnaden kommer att vara fullt utsatt för prisrisker.

(578)

Kommissionen noterar särskilt att ersättningsformeln även under elköpsavtalsperioden ger starka incitament för EDU II att driva anläggningen på ett effektivt sätt, med användning av befintlig flexibel kapacitet för att reagera på marknadspriserna.

(579)

Den regelbundna översynen av en tydligt definierad uppsättning indata för den finansiella modellen som möjliggör uppåt- och nedåtjusteringar, säkerställer att den betydande osäkerhet som för närvarande råder när det gäller kapital- och driftskostnader inte leder till överkompensation för stödmottagaren. Tillämpningen av en vinstdelningsmekanism säkerställer dessutom att EDU II fortsatt ges incitament att fungera så effektivt som möjligt, samtidigt som den ökade avkastningen på eget kapital delas med staten, vilket därmed begränsar överkompensationen i händelse av en bättre än förväntad kostnads- eller intäktsutveckling.

(580)

Målet för avkastningen på eget kapital på [9–11] % är proportionerligt med tanke på projektets risk, med vederbörlig hänsyn till de riskreducerande effekterna av stödåtgärderna.

(581)

Kommissionen noterar också att ČEZ inte kommer att kontrollera specialföretagets handelsverksamhet och kommer att omfattas av begränsningar som minskar incitamenten och förmågan att missbruka en eventuellt förstärkt ställning på marknaden till följd av åtgärden. Det tjeckiska systemets omfattande sammanlänkning kommer också att medföra ytterligare begränsningar för utövandet av marknadsinflytande. Kommissionen noterar vidare att handelsåtagandena säkerställer en stadig försäljning av el av specialföretaget och därefter av ČEZ på icke-diskriminerande villkor till alla marknadsaktörer, vilket kan förbättra likviditeten på den kortfristiga grossistmarknaden för el och gynna konkurrensen på slutkundsmarknaderna.

(582)

Kommissionen drar slutsatsen att den potentiella snedvridningen av konkurrensen på det hela taget är begränsad, på grundval av övervägandena i avsnitt 8.3.3 ovan och med beaktande av de tjeckiska myndigheternas och stödmottagarens åtaganden.

(583)

Efter en grundlig avvägning och med hänsyn till de föreslagna åtagandena, drog kommissionen slutsatsen att snedvridningarna av konkurrensen till följd av åtgärden begränsas till ett nödvändigt minimum och uppvägs av åtgärdernas positiva effekter.

(584)

På grundval av den utförda bedömningen och mot bakgrund av de särskilda omständigheterna i detta ärende anser kommissionen att det åtgärdspaket som anmälts och därefter ändrats av Tjeckien, inbegripet de åtaganden som har gjorts, är förenligt med den inre marknaden i enlighet med artikel 107.3 c i EUF-fördraget.

(585)

Åtgärden i sin ändrade form är förenlig med den inre marknaden enligt artikel 107.3 c i EUF-fördraget.

(586)

Kommissionen noterar att man för bedömning har tillhandahållits utkastet till villkor i köpeavtalet, investeringsavtalet och det återbetalningspliktiga ekonomiska stödet såsom dessa hittills har avtalats mellan den tjeckiska staten, ČEZ och EDU II. De tjeckiska myndigheterna uppger att resten av villkoren samt de slutliga finansiella dokumenten kommer att innehålla standardbestämmelser som alla investerare skulle kräva för ett liknade projekt (se skäl 194). Eftersom kommissionen inte hade möjlighet att kontrollera de slutliga dokumenten måste de tjeckiska myndigheterna meddela kommissionen om de slutliga dokumenten skulle medföra några ändringar av åtgärden i den form den presenterats i detta beslut.