Beschluss (EU) 2025/2370 der Kommission vom 21. Februar 2025 über die staatliche Beihilfemaßnahme SA.106107 (2024/N), die Belgien für die Verlängerung der Laufzeit von zwei Kernreaktoren (Doel 4 und Tihange 3) durchzuführen beabsichtigt (Bekannt gegeben unter Aktenzeichen C(2025) 1070)

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n mindestens 4 Mrd. EUR zum Zeitpunkt des Abschlusses der Transaktion bei Electrabel verbleiben (auf der Grundlage eines zum 30. Juni 2023 berechneten Eigenkapitalwerts). Darüber hinaus gelten nach Abschluss der Transaktion weitere Schutzmaßnahmen, wie beispielsweise die fortgesetzte und verstärkte Überwachung der Finanzlage des Betreibers kerntechnischer Anlagen durch CPN/CNV sowie die unbegrenzte und unkündbare Garantie der Muttergesellschaft Engie für bestimmte Verpflichtungen des Betreibers kerntechnischer Anlagen. (60) Belgien argumentiert, dass das Gemeinschaftsunternehmen eine Pari-passu-Investition sei, da die beiden Gesellschafter das Gemeinschaftsunternehmen zu gleichen Bedingungen und als Gesellschafter mit dem gleichen Risiko und dem gleichen Gewinnpotenzial gegründet hätten. 3.3.1.2.2. Gesellschafterfremdfinanzierung: Eigenkapitalzuführung und Gesellschafterdarlehen (61) Die Rolle des belgischen Staates als Gesellschafter setzt unter anderem die Finanzierung der Kapitalkosten (CAPEX) und Betriebskosten (OPEX) von BE-NUC, die Verwaltung der Anteile und die Ausübung der Gesellschafterrechte (z. B. Stimmrechte) sowie die Unterstützung der beiden auf Vorschlag des belgischen Staates ernannten Verwaltungsratsmitglieder von BE-NUC voraus (siehe Erwägungsgrund 58). (62) Die Gesellschafterkapitaleinlage besteht aus: a) einer Eigenkapitalzuführung: Die belgische Regierung und Electrabel werden als Gesellschafter von BE-NUC jeweils Eigenkapital durch eine Kapitalerhöhung in BE-NUC einbringen, um alle in der Gesellschaftervereinbarung vorgesehenen Ausgaben zu finanzieren, b) Gesellschafterdarlehen: Sowohl Electrabel als auch die belgische Regierung werden BE-NUC-Gesellschafterdarlehen (das „Gesellschafterdarlehen von Electrabel” bzw. das „Gesellschafterdarlehen der belgischen Regierung“) zur Finanzierung etwaiger in der Gesellschaftervereinbarung vorgesehener Ausgaben gewähren. (63) Belgien erklärt, dass die Bedingungen des Gesellschafterdarlehens von Electrabel und des Gesellschafterdarlehens der belgischen Regierung identisch seien. Beide Gesellschafterdarlehen würden zu marktüblichen Konditionen gewährt, zu Zinssätzen, die noch nicht festgelegt worden seien, jedoch gemäß den Gesellschafterdarlehensverträgen vom Vorstand von BE-NUC in Übereinstimmung mit der Gesellschaftervereinbarung unter Bezugnahme auf die marktüblichen Zinssätze und etwaige vergleichbare Fremdfinanzierungen, die zum jeweiligen Zeitpunkt verfügbar wären, festgelegt. Im Rahmen des zwischen der belgischen Regierung und Engie vereinbarten Verfahrens habe Engie ein Termsheet mit den Bedingungen für beide Gesellschafterdarlehen ausgearbeitet. Im Termsheet sei die Methode zur Festlegung des Zinssatzes beschrieben. Belgien macht geltend, dass diese Methode mit den Verrechnungspreisrichtlinien von Engie im Bereich Darlehen im Einklang stehe und dem BEPS-Grundsatz der OECD (46) entspreche, wonach der Zinssatz auf einem marktüblichen Niveau festgesetzt werden müsse. Gemäß Termsheet geht man von einem variablen Zinssatz aus, der sich aus dem 6-Monats-EURIBOR (mit einer Untergrenze von 0 %) zuzüglich einer erwarteten Marge von ca. [0-3] % zusammensetzt. (64) Belgien macht geltend, dass die Einführung eines Gesellschafterdarlehens zusätzlich zur Eigenkapitalzuführung auf finanzielle und transaktionsbezogene Erwägungen zurückzuführen sei. Einerseits biete die Bereitstellung des Gesellschafterdarlehens mehr Flexibilität bei der Gestaltung der Auszahlungs- und Rückzahlungspläne. Insbesondere könnten Kreditrückzahlungen mit weniger regulatorischen Auflagen vereinbart werden als Dividendenzahlungen oder Eigenkapitalrückzahlungen. Andererseits könnte das Darlehen die Finanzstruktur in Bezug auf das zu versteuernde Einkommen optimieren (bis zu 30 % des EBITDA sind zum Abzug von Zinsen einsetzbar). (65) Basierend auf vorläufigen Berechnungen im unterzeichneten Finanzmodell beläuft sich die gesamte Gesellschafterkapitaleinlage (Eigenkapitalzuführung und Gesellschafterdarlehen) auf [2 000-2 500] Millionen EUR (47), die zu 89,807 % von der belgischen Regierung und Electrabel zu Pari-passu-Bedingungen in […] Tranchen von […] bis […] bereitgestellt werden, um unter anderem Folgendes zu finanzieren: die Investitionsausgaben für das LTO-Projekt (die restlichen 10,193 % werden von Luminus finanziert). Die Gesellschafterkapitaleinlage ist an die Gesellschafter von BE-NUC im Wege einer Reihe von Herabsetzungen des Gesellschaftskapitals und der Rückzahlung des Gesellschafterdarlehens zurückzuzahlen und durch die Ausschüttung von Dividenden und Zinsen auf das Gesellschafterdarlehen zu vergüten. Die Aufteilung der Gesellschafterkapitaleinlage ([2 000-2 500] Mio. EUR) in Eigenkapitalzuführung und Gesellschafterdarlehen wurde noch nicht beschlossen. (66) Belgien macht geltend, dass die Finanzierungsverpflichtungen der Gesellschafter und das Gesellschafterdarlehen als Pari-passu-Finanzierung angesehen werden könnten und dass das Gesellschafterdarlehen zu marktüblichen Bedingungen gewährt werde, sodass die Gesellschafterfinanzierung den Begünstigten keinen selektiven Vorteil verschaffe. 3.3.1.3. Vergütungsvereinbarung (67) Zwischen BE-NUC, Luminus und dem Vertragspartner der Vergütungsvereinbarung wurde eine Vergütungsvereinbarung geschlossen, die eine eigenständige Dienstleistung mit unabhängiger Rechnungslegung innerhalb des belgischen Staates („BE-WATT“) darstellt. Die Vergütungsvereinbarung zielt darauf ab, der Unsicherheit hinsichtlich der Marktpreise entgegenzuwirken und die Risiken hinsichtlich der Einnahmen aus dem LTO-Projekt für die Eigentümer der LTO-Anlagen, BE-NUC und Luminus zu minimieren. Dadurch sollten BE-NUC und Luminus ausreichende Einnahmen aus dem Betrieb der LTO-Anlagen erzielen, um deren sicheren und zuverlässigen Betrieb sowie deren wirtschaftliche Rentabilität zu gewährleisten und gleichzeitig den Gesellschaftern die Möglichkeit zu geben, die erforderliche marktkonforme finanzielle Rendite anzustreben. (68) Belgien stellt insbesondere klar, dass die Finanzierungsgrundsätze der Transaktion wie folgt lauten: a) Die für das LTO-Projekt erforderlichen Investitionsausgaben werden in erster Linie von den Gesellschaftern von BE-NUC nach dem Pari-Passu-Prinzip (und von Luminus entsprechend seiner Miteigentümerschaft) entweder durch Eigenkapital oder durch Gesellschafterdarlehen finanziert (siehe Abschnitt 3.3.1.2.). b) Die Betriebs- und Instandhaltungskosten des LTO-Projekts werden in erster Linie aus den Einnahmen des LTO-Betriebs finanziert, wobei ein Betriebsertragsfluss durch den Differenzvertrag (CfD) sichergestellt ist (soweit die LTO-Anlagen verfügbar sind) (siehe Abschnitt 3.3.1.3.2.). Der Ausübungspreis des CfD wird auf einem Niveau geschätzt, das es ermöglicht, dass der interne Zinsfuß (Internal Rate of Return, im Folgenden „IRR“) der Cashflows des LTO-Projekts der angestrebte IRR von 7 % (nominal und nach Steuern) innerhalb der Schwelle von 6 % bis 8 % erreicht (siehe Abschnitt 3.3.1.3.1.). c) Die MOCP und die Darlehen für die Kosten während der Stillstandsperiode (oder „SDC-Darlehen“) ergänzen die Betriebseinnahmen aus dem Langzeitbetrieb und umfassen Schutzmaßnahmen, um sicherzustellen, dass BE-NUC jederzeit über ausreichende Liquidität verfügt, um seine Betriebs-, Wartungs- und Brennstoffkosten zu decken und einen sicheren und zuverlässigen Betrieb der LTO-Anlagen zu gewährleisten. — Die SDC-Darlehen sollen die Kosten vor der Wiederinbetriebnahme der LTO-Anlagen finanzieren und während der dreijährigen Anlaufphase (bis zum 31. Dezember 2028), in der noch umfangreiche Arbeiten durchgeführt werden müssen und die LTO-Anlagen nicht mit voller Kapazität arbeiten können, ausreichende Barmittel sicherstellen. — Die MOCP wird nur im Falle einer (erheblich) geringeren Verfügbarkeit der LTO-Anlagen ausgelöst, wodurch die langfristige Finanzstabilität während der gesamten Laufzeitverlängerung gewährleistet wird. Eine Betriebskapitalfazilität (Working Capital Facility, im Folgenden „WCF“) dient als Überbrückung innerhalb des Jahres bis zur jährlichen MOCP. (69) Die Mechanismen zur finanziellen Unterstützung (CfD, MOCP und SDC-Darlehen) werden in den Abschnitten 3.3.1.3.2., 3.3.1.3.3. und 3.3.1.3.4. näher erläutert. 3.3.1.3.1. Rendite des LTO-Projekts (70) Allgemein ausgedrückt ist der (angestrebte) IRR die Mindestrendite, die Investoren akzeptieren, um für ein bestimmtes Risiko in einem Investitionsprojekt entschädigt zu werden. Der angestrebte IRR wird häufig als Mindestrendite bezeichnet, d. h. als die Schwelle, die die Gesamtkapitalrendite eines Projekts erreichen oder überschreiten muss, bevor das Projekt durchgeführt wird. Theoretisch entspricht die Mindestrendite der Summe aus Kapitalkosten (z. B. der gewichteten durchschnittlichen Kapitalkosten bzw. „WACC“) und einem Mindestaufschlag. Anders ausgedrückt handelt es sich um eine Kombination aus den Renditen vergleichbarer Projekte/Vermögenswerte und Anpassungen zur Angleichung an ein bestimmtes Risikoprofil, einschließlich projektspezifischer Prämien zur Abdeckung zusätzlicher nicht diversifizierbarer Risiken. (71) Im vorliegenden Fall entsprechen die Stromgestehungskosten (Levelised Cost of Electricity, im Folgenden „LCOE“) dem Mindestniveau des durchschnittlichen Strompreises (oder dem Ausübungspreis im CfD-Modell), das für das LTO-Projekt erzielt werden muss, um den angestrebten IRR zu erreichen. Wie in Erwägungsgrund 72 des Einleitungsbeschlusses erwähnt, wurde der vorläufige Ausübungspreis im unterzeichneten Finanzmodell auf der Grundlage der Annahme von Kosten für die Modernisierung der LTO-Anlagen von etwa [2-2,5] Mrd. EUR auf [80-90] EUR pro MWh (zu Preisen von 2022) festgesetzt. Belgien macht geltend, dass bei der Prüfung der Anwendung des (intensivierten) Mechanismus zur Gewinn- und Verlustteilung (Marktpreisrisikoanpassung) der Ausübungspreis auf der Grundlage des unterzeichneten Finanzmodells zwischen [80-90] EUR pro MWh und [80-90] EUR pro MWh liegen könne (zu Preisen von 2022). (72) Belgien argumentiert, dass der angestrebte IRR angesichts des Risikos des LTO-Projekts auf der Grundlage folgender Faktoren ein konservativer Renditesatz sei: i) eines Benchmarkings der Renditen anderer Investitionen im Bereich der Kernenergie weltweit und anderer Vermögenswerte im belgischen Energiesektor (siehe Abschnitt 3.3.1.3.1.1.), ii) einer Bewertung der Kapitalkosten von BE-NUC (sowohl WACC als auch Eigenkapitalkosten (Cost of Equity, im Folgenden „CoE“)) auf der Grundlage des CAPM-Preismodells (siehe Abschnitt 3.3.1.3.1.2.) und iii) einer Simulation der erwarteten MPRA-bereinigten IRR unter Berücksichtigung der aktualisierten Marktbedingungen, die zeige, dass der erwartete IRR des LTO-Projekts im Vergleich zum Zeitpunkt der Aushandlung der Durchführungsvereinbarung gesunken sei (siehe Abschnitt 3.3.1.3.1.3.). 3.3.1.3.1.1. Benchmarking 73) Belgien legte eine internationale Benchmark für die Zielrenditen und Kapitalkosten von Unternehmen, die Kernkraftwerke in verschiedenen Regionen betreiben, sowie für Gaskraftwerke, die im Rahmen des belgischen KM vergütet werden, und Unternehmen, die andere Arten von Energieübertragungs- und -speicherinfrastrukturen in Belgien betreiben, vor. Nach der Annahme des Einleitungsbeschlusses wurden noch Feinabstimmungen an dem Benchmarking vorgenommen, insbesondere hinsichtlich einer genaueren Beschreibung der Art der Regulierungsrahmen und möglicher zusätzlicher Regelungen, die sich auf die Risikoverteilung für die untersuchten Unternehmen und Projekte auswirken. Tabelle 3 bietet einen Überblick über die nichtvertraulichen Zielrenditen oder WACC-Schätzungen der verglichenen Projekte und Unternehmen. Tabelle 3 Nichtvertrauliche WACC-Schätzungen für Vergleichsprojekte/-unternehmen Untersuchtes Unternehmen/Projekt und Eigentum Rechtsrahmen und maßgeblicher Zeitraum Zielrendite nach Steuern/WACC und Jahr der Entscheidung (48) Aufschlag gegenüber dem risikofreien Zinssatz (49) Vertikal integrierte amerikanische Versorgungsunternehmen (Georgia Power und Duke Energy), überwiegend in Privatbesitz RAB-Modell (Dreijahreszeitraum von 2023-2025 für Georgia Power, ab 2023 für Duke Energy in South Carolina, ab 2024 für Duke Energy in North Carolina (Endjahr vorbehaltlich einer Überprüfung)) 6,36 %-7,06 % (2022 und 2023) 2,8 %-4,2 % Staatliches kanadisches Versorgungsunternehmen OPG (Stromerzeugungsportfolio, u. a. Kernkraftwerke und Wasserkraftwerke) RAB-Modell (Fünfjahreszeitraum von 2022-2026) 5,6 % (2021) 3,5 %-4,3 % Umgerüstetes kanadisches Kernkraftwerk Bruce A, in Privatbesitz Zweiseitiger CfD mit Ausübungspreis auf der Grundlage des angestrebten IRR (25-Jahres-Vertrag, ab Wiederaufnahme des Betriebs) 10,6 %-13,8 % (2007) 6,0 %-9,7 % Neues Kernkraftwerk Hinkley Point C (Vereinigtes Königreich), nicht im Besitz des britischen Staates Zweiseitiger CfD mit Ausübungspreis auf der Grundlage des angestrebten IRR (35-Jahres-Vertrag, ab Inbetriebnahme) 9,25 %-9,75 % (2014) 5,8 %-7,5 % Neues ungarisches Kernkraftwerk Paks II, Bau zu 100 % staatlich finanziert Marktbasierte Vergütung, Staatliche Unterstützung für eine vollständige Finanzierung der Investitionsausgaben 7,38 %-8,4 % (2017) 3,9 %-5,2 % Bestehende französische Kernkraftanlagen von EDF, EDF zu 100 % im Staatsbesitz Teilweise Preisregulierung (ARENH — wird derzeit überarbeitet); bis 2026 größtenteils dem Markt ausgesetzt, danach unbekannt 7,6 % (2022) 4,9 %-6,2 % Verlängerung der Laufzeit des belgischen Kernreaktors Tihange 1, nicht im Besitz des belgischen Staates Marktbasierte Vergütung mit Steuer auf Zufallsgewinner (bis 2025) 9,3 % (2013) 5,9 %-6,9 % Belgischer KM (Gaskraftwerke) Kapazitätsvertrag (bis zu 15 Jahre für neu errichtete Kapazitäten) 7,6 %-8,6 % (2023) (50) 5,5 %-6,5 % Quelle: Memo von Compass Lexecon, 29. November 2024, SA.106107 BE — Prolongation of two nuclear reactors — Assessment of Aid Proportionality: Analysis of risk allocation and return on investment (74) Tabelle 4 bietet einen Überblick über die risikospezifischen Elemente in den verglichenen Projekten oder Unternehmen. Tabelle 4 Risikospezifische Elemente bei verglichenen Projekten/Unternehmen Bruce A Tihange 1 Hinkley Point C Belgischer KM Bestehende französische Kernkraftanlagen von EDF Paks II LTO-Anlagen (*2) OPG (*2) Georgia Power, Duke Energy in South Carolina und North Carolina Portfolio/Risiken 4 umger. Kernkraftwerke 1 umger. Kernkraftwerk 1 neues Kernkraftwerk (2 Anlagen) / Kernkraftwerke (57 Anlagen) 1 neues Kernkraftwerk (2 Anlagen) 2 umger. Kernkraftwerke Umger. Kernkraftwerke und Wasserkraftanlagen Vertikal integriert, einschließlich Netze, Kernenergie und sonstiger Technologien. Bau Anpassung des Ausübungspreises - - - - Zu 100 % staatlich finanziert + EPC-Pauschale Anpassung des Ausübungspreises RAB RAB Markt 2-seitiger CfD - 2-seitiger CfD Kapazitätsvertrag ARENH (teilweise Preisreg.) - 2-seitiger CfD RAB RAB Betrieb Indexierung/Anpassung des Ausübungspreises; Weitergabe der Brennstoffkosten - Indexierung/Anpassung des Ausübungspreises - - - Indexierung/Anpassung des Ausübungspreises + MOCP RAB RAB Finanzierung - - Darlehensgarantie Kapazitätsvertrag In Staatsbesitz Zu 100 % staatlich finanziert MOCP/SDC-Darlehen RAB RAB Politik - Rechtliche Absicherung Rechtliche Absicherung - In Staatsbesitz Zu 100 % staatlich finanziert Rechtliche Absicherung RAB RAB Quelle: Memo von Compass Lexecon, 29. November 2024, „SA.106107 BE — Prolongation of two nuclear reactors — Assessment of Aid Proportionality: Analysis of risk allocation and return on investment“ (75) Belgien zufolge werden bei diesem Benchmarking drei Elemente deutlich: a) Die in dieser Benchmark erfassten regulierten Unternehmen und Projekte sind nicht direkt mit BE-NUC vergleichbar, da sie sich entweder hinsichtlich des Rechtsrahmens/Finanzierungsmodells und der daraus resultierenden Risikoverteilung unterscheiden und/oder weil sie andere Arten von Vermögenswerten umfassen (was die mit der Kernenergie verbundenen Risiken diversifiziert und verwässert). Es gibt kein direkt vergleichbares Unternehmen, aber die Benchmark besteht aus einer Auswahl von Unternehmen und Projekten mit relevanten individuellen Merkmalen wie Geografie, Anlagetechnologie, bestehende/neue Anlagen, Markt und Rechts-/Förderungsrahmen. Diese vergleichbaren Unternehmen und Projekte ähneln jedoch BE-NUC nicht in jeder Hinsicht. Trotz dieser Einschränkungen liefert die Benchmark unter Berücksichtigung der Besonderheiten jedes Unternehmens oder Projekts und der damit verbundenen Risikoprofile dennoch relevante Informationen für die Bewertung der Vergütungsparameter (Zielrendite/WACC). Daher sollte die vorliegende Benchmark als relevant für die Bewertung und Kontextualisierung angemessener marktbasierter Bandbreiten der Vergütungsparameter angesehen werden. b) Die Benchmark zeigt, dass die Aufschläge gegenüber dem risikofreien Zinssatz mit zunehmender Diversifizierung des Portfolios, geringerem Risikograd (in Bezug auf Bau-, Markt-, Betriebs-, Finanzierungs- und politische Risiken) und möglicherweise auch mit der Art des Eigentümers/Betreibers sinken, wobei etablierte, staatliche oder staatlich finanzierte Versorgungsunternehmen potenziell von niedrigeren Finanzierungskosten profitieren (siehe Tabelle 3 und Tabelle 4). — Am unteren Ende weisen nordamerikanische Versorgungsunternehmen (OPG, Georgia Power und Duke Energy), die über diversifizierte Anlagenportfolios verfügen und einem RAB-Modell mit umfassender Risikoabsicherung unterliegen, relativ niedrige Aufschläge gegenüber dem risikofreien Zinssatz auf (etwa 2,8 % bis 4,3 %). — Das Nuklearvorhaben Paks II und die bestehenden Kernkraftwerke von EDF weisen höhere Aufschläge auf (etwa 3,9 % bis 6,2 %). Sie werden zumindest teilweise als Handelsunternehmen vergütet und als Vermögenswerte werden ausschließlich Kernkraftwerke berücksichtigt. Eine staatliche Beteiligung bzw. Finanzierung kann jedoch in gewissem Umfang die Finanzierungskosten senken. — Neue Gaskraftwerke im Rahmen des belgischen KM weisen einen relativ hohen Risikoaufschlag (5,5 %-6,5 %) auf. Diese neu errichteten Wärmekraftwerke sind mit Bau-, Betriebs- und politischen Risiken konfrontiert, während Marktrisiken aufgrund mehrjähriger Kapazitätsverträge und Zahlungen tendenziell geringer sind. — Am oberen Ende weist die einzelne Kernkraftwerksanlage Tihange 1 einen hohen Aufschlag (5,9 % bis 6,9 %) auf, da die Eigentümer Investitions- und Betriebsrisiken tragen, während die Markterlöse ungewiss und die Marktchancen begrenzt sind. Auch Hinkley Point C weist einen relativ hohen Aufschlag (5,8 % bis 7,5 %) auf, der sich durch die Art der Vermögenswerte (neues Einzelkernkraftwerk) und die erheblichen Bau- und Betriebsrisiken erklären lässt, die trotz des CfD und anderer Schutzmaßnahmen von den Anteilseignern getragen werden. Der Risikoaufschlag bei dem reinen Betreiber kerntechnischer Anlagen Bruce Power, einem Privatunternehmen, das von einem CfD (einschließlich anderer Risikoteilungsmodelle) profitiert, ist ebenfalls relativ hoch (6,0 % bis 9,7 %). Allerdings wurde die Vergütung für dieses Kraftwerk im Jahr 2007 unter anderen finanziellen und marktwirtschaftlichen Rahmenbedingungen festgelegt. c) Insgesamt weist Belgien darauf hin, dass die Risikoposition von BE-NUC in den verschiedenen Dimensionen zwischen der Risikoposition von Vermögenswerten und Versorgungsunternehmen, die von einem RAB-Modell profitieren, und derjenigen von Vermögenswerten und Versorgungsunternehmen, die von einem CfD und/oder anderen marktbasierten Vergütungsmodellen profitieren, liegt. Der von BE-NUC angestrebte nominale IRR nach Steuern („Projekt-IRR“) von 7 % (mit einer Schwankungsbreite von 6 % bis 8 %) weist unter Berücksichtigung eines durchschnittlichen risikofreien Zinssatzes von ca. 3 % einen Aufschlag von 3 % bis 5 % auf. Basierend auf den empirischen Daten liegt der implizierte Aufschlag des Projekt-IRR in der Vergütungsvereinbarung am unteren Ende der Anforderungen der Investoren für die Vergleichsprojekte/-unternehmen und nahe den Aufschlägen, die für diversifizierte Anlagen von Versorgungsunternehmen im Rahmen von RAB-Modellen geschätzt wurden, die weniger nuklearspezifischen Risiken ausgesetzt sind und bei denen das Risiko eines Verlusts ihrer Investitionen und Renditen geringer ist. (76) Daher ist Belgien der Ansicht, dass der angestrebte IRR des Projekts in Höhe von 6 % bis 8 % innerhalb der Bandbreite marktüblicher Renditen liegt, die keine Überkompensation zur Folge haben. 3.3.1.3.1.2. Vergleich des angestrebten IRR mit den Kapitalkosten von BE-NUC (77) Um zu beurteilen, ob der angestrebte IRR von 7 % innerhalb der wahrscheinlichen Bandbreite marktkonformer Renditen liegt, hat Belgien zusätzlich zu dem Benchmarking eine Bewertung der Kapitalkosten anhand von zwei Kennzahlen vorgenommen, nämlich der gewichteten durchschnittlichen Kapitalkosten (WACC) und verschuldungsbereinigten (ungehebelten) Eigenkapitalkosten, da BE-NUC nicht fremdfinanziert ist. (78) Belgien hat Schätzungen für die gewichteten durchschnittlichen Kapitalkosten und verschuldungsbereinigten Eigenkapitalkosten im Bereich von 6,2 % bis 7,4 % erhalten (was einem Risikoaufschlag für das Projekt von 3,1 % bis 4,3 % gegenüber dem risikofreien Zinssatz entspricht). Belgien zufolge belegt und bestätigt dies, dass der angestrebte IRR von 7 % verhältnismäßig ist und nicht zu einer Überkompensation führt. In den folgenden Abschnitten wird ausführlicher erläutert, wie die Spanne der WACC und Eigenkapitalkosten geschätzt wurde. 3.3.1.3.1.2.1. Schätzung der WACC des LTO-Projekts (79) Die erste Kennzahl zur Schätzung der Kapitalkosten sind die WACC. Diese stehen für die Mindestrendite, die das Projekt erwirtschaften muss, um Kapital anzuziehen. Diese Mindestrendite stellt die Rendite dar, die potenzielle Investoren erzielen könnten, wenn sie sich für eine Investition in ein anderes Projekt mit vergleichbaren Merkmalen in Bezug auf Cashflow, Zeitplan und Risiko entscheiden würden. Die WACC nach Steuern werden anhand folgender Formel berechnet: WACC = wE * (Risikofreier Zinssatz + βE * Eigenkapitalrisikoprämie) + (1– wE ) * Fremdkapitalkosten nach Steuern wE : Anteil der Beteiligungsfinanzierung ΒE : gehebeltes Eigenkapital-Beta, d. h. die Exposition des Unternehmens gegenüber systematischen Risiken 80) Die WACC sind somit die Summe aus i) den im Verhältnis zum Marktwert des Eigenkapitals am Gesamtkapital gewichteten Eigenkapitalkosten (wE) und ii) den Fremdkapitalkosten (nach Steuern), gewichtet nach dem Anteil des Marktwerts des Fremdkapitals am Gesamtkapital (1-wE). Die Eigenkapitalkosten werden auf der Grundlage des Kapitalgutpreismodells (Capital-Asset-Pricing-Modells, im Folgenden „CAPM“) berechnet, einem Standardmodell zur Messung der Rendite, die ein Investor benötigt, um die Opportunitätskosten des Geldwerts über einen festgelegten Anlagehorizont (risikofreier Zinssatz) und das Marktrisiko abzudecken (51). Das Marktrisiko wird durch den Wert des gehebelten Eig