Beschluss (EU) 2017/2112 der Kommission vom 6. März 2017 über die von Ungarn geplante Maßnahme/Beihilferegelung/Staatliche Beihilfe SA.38454 — 2015/C (ex 2015/N) für den Bau von zwei Kernreaktoren im Atomkraftwerk Paks II (Bekannt gegeben unter Aktenzeichen C(2017) 1486) (Nur der englische Text ist verbindlich)Text von Bedeutung für den EWR.

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Eigenkapital 10,38 10,97 10,97 10,77 WACC 50 7,32 7,44 7,44 7,40 WACC 40 7,93 8,15 8,14 8,07 (217) Aufgrund dieser Methode ergibt sich für das Vorhaben Paks II ein WACC-Satz von 9,15-9,81 % für die ursprüngliche Investitionsentscheidung im Dezember 2014 und eine Spanne von 7,40-8,07 % für Februar 2017. Diese Spanne beruht auf den in der MEIP-Untersuchung genannten Verschuldungsgraden von 40-50 %. Außerdem hätte die untere Grenze von 9,15 % für den WACC-Satz im Jahr 2014 wahrscheinlich nach oben korrigiert werden müssen, wenn für das Segment „Ökologisch und erneuerbare Energiequellen“ Zahlen für das Jahr 2014 verfügbar gewesen wären. Auch durch die explizite Einbeziehung einer zusätzlichen Risikoprämie für Atomkraftwerke (siehe Fußnote 68) hätten sich beide Spannen nochmals erhöht. Schlussfolgerung zu den WACC (218) Die beiden Methoden zur Schätzung eines marktüblichen WACC-Richtwerts führen zu sich überschneidenden Spannen. Insgesamt sind die Werte für 2017 durchschnittlich niedriger als für 2014; dies ist hauptsächlich auf die Bewertung des risikofreien Zinssatzes für Ungarn durch die Märkte zurückzuführen. Die ermittelten Spannen sind Tabelle 11 zu entnehmen. Tabelle 11 WACC — Zusammenfassung (in %) Dezember 2014 Februar 2017 Bottom-up-Ansatz 9,66 -10,36 7,75 -8,38 Richtwert-Ansatz 9,15 -9,81 7,40 -8,07 Spanne insgesamt 9,15 -10,36 7,40 -8,38 Mittelwert 9,76 7,89 (219) Nach Tabelle 11 liegt die WACC-Spanne für die ursprüngliche Investitionsentscheidung im Dezember 2014 bei 9,15-10,36 % und für Februar 2017 bei 7,40-8,38 %. Diese WACC-Werte sind alle als konservative Schätzungen zu betrachten, weil die bei Atomkraftwerken erforderliche potenzielle Risikoprämie nicht berücksichtigt wurde (86). 5.1.1.2. Bewertung des IRR durch die Kommission (220) Bei ihrer Bewertung des IRR ging die Kommission von dem von Ungarn übermittelten Finanzmodell aus. Sie übernahm sowohl die im Finanzmodell verwendete Methode als auch die Eingangsgrößen des Modells mit Ausnahme der Prognose der Strompreise für das berücksichtigte mittlere Szenario. Allerdings weist die Kommission auf Folgendes hin: a) Der IRR reagiert sehr empfindlich auf die Auswahl der für die Berechnung verwendeten Preisprognose. Wenn statt des (von Ungarn angenommenen) Wechselkurses von Oktober 2015 beispielsweise der EUR/USD-Wechselkurs für November 2014 (87) angenommen würde, um die auf EUR bezogene Preisprognose der IEA von 2014 (nach Prognosen des IEA WEO 2014) zu ermitteln, würde sich der IRR des Vorhabens um mehr als 0,8 % verringern. Insoweit muss die der IRR-Berechnung des Vorhabens zugrunde liegende Preisprognose neu bewertet werden. b) Außerdem reagiert der IRR empfindlich auf i) die Auslastung der Reaktorblöcke, ii) die verschiedenen Kostenpositionen des Vorhabens (u. a. Eigentümerkosten während der Bauphase sowie die anschließend mit dem Betrieb und der Instandhaltung der Anlage verbundenen Kosten während der Laufzeit und iii) etwaige Bauverzögerungen. Die Auswirkungen von Änderungen dieser Faktoren müssen in einer Sensitivitätsanalyse mit einer Überprüfung der Robustheit der wesentlichen Ergebnisse sorgfältig berücksichtigt werden und somit über die Berücksichtigung der geringen im Finanzmodell von Ungarn untersuchten Abweichungen hinausgehen. (221) Um genauere Schätzungen des IRR und zuverlässigere Ergebnisse der begleitenden Sensitivitätsanalyse und der Überprüfungen der Robustheit zu gewährleisten, hat die Kommission daher bestimmte Anpassungen der für die Ermittlung des IRR verwendeten Parameter vorgenommen. Insbesondere hat die Kommission die von Ungarn vorgelegten Preisprognosen überprüft und ergänzt. Zusätzlich zu den von Ungarn für das mittlere Szenario des Finanzmodells angegebenen Werten für die Kosten und die Auslastung hat die Kommission zudem auch von Beteiligten übermittelte Informationen berücksichtigt, um zu genaueren Ergebnissen zu gelangen. Und schließlich hat die Kommission die Ergebnisse einer eingehenden Sensitivitätsprüfung unterzogen, indem für alle relevanten Parameter des Modells Änderungen simuliert wurden. (222) Ähnlich wie bei den WACC wurden auch die relevanten IRR-Spannen sowohl aufgrund von im Februar 2017 verfügbaren Informationen (Daten von 2017) als auch anhand von Daten berechnet, die zum Zeitpunkt der ursprünglichen Investitionsentscheidung am 9. Dezember 2014 vorlagen (Daten von 2014). Preisprognosen (223) Die Ausgangspunkte für die Bewertung der Preisprognosen durch die Kommission sind die in der von Ungarn vorgelegten Wirtschaftsstudie in Abbildung 16 dargestellten Kurven sowie die auf dem IEA WEO 2014 beruhenden Preisprognosen, auf die sich die Kommission in ihrem Einleitungsbeschluss stützte. Um die gesamten voraussichtliche Laufzeit der Reaktorblöcke von Paks II abzudecken, erweiterte die Kommission diese Abbildungen, berücksichtigte jedoch nur die Abbildungen, in denen ausschließlich die Zeiträume bis 2030 bzw. bis 2040 behandelt wurden; dabei wurden die jeweils prognostizierten Preisniveaus bis zum Ende der Zeiträume (d. h. bis 2030 bzw. bis 2040) beibehalten. Diese Preisprognosen werden in Abbildung 14 dargestellt. Abbildung 14 Langfristige Prognose der Strompreisentwicklung (EUR/MWh) (88) Quelle: Wirtschaftsstudie und Finanzmodell (siehe Erwägungsgrund 69). (224) Im Einleitungsbeschluss hat die Kommission den IRR des Vorhabens anhand von Kurve D in Abbildung 14 berechnet. Kurve H steht für die Prognose einer Marktstudie des BMW (deutsches Bundesministerium für Wirtschaft und Energie) aus dem Jahr 2014, Kurve I entspricht der Prognose eines Referenzszenarios des BMW aus dem Jahr 2014, und Kurve J zeigt die Prognose der Strompreisentwicklung nach dem IEA WEO 2014; die Umrechnung von USD in EUR erfolgte mit dem durchschnittlichen Wechselkursverhältnis von EUR zu USD vom September 2015 (0,9) (89). Die von Ungarn übermittelten IRR-Werte beruhten hauptsächlich auf diesen Kurven H, I und J. (225) Die Kommission nahm an den Kurven in Abbildung 14 die folgenden Anpassungen vor. Kurve J wurde anhand des durchschnittlichen EUR/USD-Wechselkurses zum Zeitpunkt der im November 2014 veröffentlichten und in USD ausgedrückten Prognosen des IEA WEO 2014 korrigiert. Damals lag das durchschnittliche Wechselkursverhältnis von EUR zu USD in den drei Vormonaten bei 0,79. Eine entsprechende Anpassung wurden auch in Kurve L (Abbildung 15) vorgenommen (90). (226) Um einen genauen IRR für Februar 2017 abzuschätzen, hat die Kommission die am 16. November 2016 veröffentlichten Preisprognosen des World Energy Outlook 2016 der Internationalen Energieagentur (IEA WEO 2016) (91) grafisch dargestellt. Da sich die ursprünglichen Zahlen auf USD bezogen, ermittelte die Kommission mit dem durchschnittlichen Wechselkursverhältnis von 0,9 (EUR zu USD) für den für das Datum dieser Veröffentlichung relevanten Zeitraum von drei Monaten (Mitte August 2016 bis Mitte November 2016) die Werte in EUR (92) (93). Diese Preisprognose ist in Abbildung 15 in Kurve M dargestellt. Abbildung 15 Langfristige Prognose der Strompreisentwicklung (EUR/MWh) (94) Quelle: Wirtschaftsstudie und Finanzmodell (siehe Erwägungsgrund 69) sowie Berechnungen der Kommission. (227) Die Abbildung vermittelt vor allem zweierlei Erkenntnisse. Erstens verringert sich die Preisprognose des IEA WEO 2014 für Europa nach Anwendung des richtigen Wechselkurses für die Umrechnung der Angaben in USD in EUR um etwa 12 % (Kurve L verläuft unterhalb von Kurve J). Und zweitens liegt die im November 2016 veröffentlichte Preisprognose des IEA WEO durchschnittlich um etwas mehr als 20 % unter der Preisprognose in der entsprechenden Veröffentlichung zwei Jahre vorher (Kurve L und Kurve M). Dies kann den fallenden Strompreisen in den Jahren 2014 und 2016 sowie den erforderlichen Anpassungen der Prognosen zugeschrieben werden (95). Daher sollte dieser Rückgang der Preisprognosen bei allen Bewertungen im Zusammenhang mit der Prognose von 2016 und mit allen entsprechenden IRR-Berechnungen berücksichtigt werden, und die Bewertungen sollten sich auf Kurve M in Abbildung 15 konzentrieren (96). (228) Hinsichtlich der Preisprognosen des IEA WEO ist festzustellen, dass diese Prognosen auf dem „New-Policies-Szenario“ (97) beruhten. Bei einer umfassenden Bewertung sollten zudem auch die übrigen im IEA WEO berücksichtigten Szenarien einbezogen werden — beispielsweise das „Current-Policies-Szenario“ und das „Low-Oil-Price-Szenario“ wie in der Candole-Studie im Hinblick auf die Preisprognosen des IEA WEO 2015 (98). Dies ist deshalb von Bedeutung, weil die Entscheidung für eine andere politische Option zu anderen Preisprognosen führt (siehe Abbildung 12 und Abbildung 16). Abbildung 16 Langfristige Prognose der Strompreisentwicklung (EUR/MWh) Quelle: Candole Partners. (229) Die Kurven in Abbildung 16 (Grundfall, Hoch und Niedrig) entsprechen dem New-Policies-Szenario, dem Current-Policies-Szenario und dem Low-Oil-Price-Szenario des IEA WEO 2015 (siehe auch Erwägungsgrund 128). Aus Abbildung 16 ist ersichtlich, dass für das Current-Policies-Szenario etwas höhere Strompreise erwartet werden als beim New-Policies-Szenario, während für das Low-Oil-Price-Szenario deutlich niedrigere Strompreise prognostiziert werden als beim mittleren New-Policies-Szenario (Prognosen aus dem Jahr 2015). Bei einer umfassenden Sensitivitätsanalyse zur Berechnung des IRR für das Vorhaben Paks II muss dies berücksichtigt werden (99). (230) Für eine genaue Auswertung der langfristigen Preisprognosen der verschiedenen Einrichtungen sollten diese Zahlen außerdem in Beziehung zu den an Strombörsen vereinbarten künftigen Strompreisen gesetzt werden, selbst wenn letztere für deutlich kürzere Zeithorizonte gelten (siehe Abbildung 12). Die Preiskurven in Abbildung 13 zum Vergleich der Preise von Termingeschäften in Deutschland und in Ungarn mit den niedrigsten Preisprognosen des IEA WEO (des WEO für das Low-Oil-Price-Szenario) deuten darauf hin, dass selbst die neuesten Preisprognosen des IEA WEO 2015 noch zu optimistisch sein könnten und die künftigen Strompreise überschätzt werden könnten. Dies muss auch bei der Ermittlung des IRR für Paks II sowie bei begleitenden Sensitivitätsanalysen berücksichtigt werden. Auslastung, verschiedene Kostenpositionen und Verzögerungen (231) Aufgrund ihrer Größe, der Komplexität der Bauarbeiten und der langen Laufzeiten bestehen bei Atomkraftwerken Unwägbarkeiten u. a. hinsichtlich der Auslastung, der Bauzeit und verschiedener Kostenpositionen. Diese Unwägbarkeiten haben erhebliche Auswirkungen auf den IRR des Vorhabens. (232) Die genannten Parameter sind deshalb zu schwer abzuschätzen, weil Paks II ein Atomkraftwerk der Generation III+ ist und Kraftwerke dieser Generation gegenwärtig noch nicht in Betrieb sind (100). Insoweit sind Benchmark-Analysen grundsätzlich hypothetisch. Angesichts der erheblichen technischen Unterschiede zwischen Atomkraftwerken der Generationen III und III+ kann festgestellt werden, dass die in Erwägungsgrund 231 genannten Unwägbarkeiten für Paks II nicht von Bedeutung sind. Auslastung (233) Die ungarischen Schätzungen des IRR beruhen auf einer angenommenen durchschnittlichen Auslastung von [90-95] % (*7) für Paks II. Diese Auslastung liegt erheblich über der im „World Nuclear Industry — Status Report 2015“ (WNISR2015) (101) genannten durchschnittlichen jährlichen Auslastung von 72 % bei allen übrigen weltweit in Betrieb befindlichen Atomkraftwerken. Im IEA WEO 2014 wird in der Prognose für die Entwicklung der Kernenergie allerdings festgestellt: „Zwischen 1980 und 2010 erhöhte sich der weltweite Kapazitätsfaktor der Reaktoren von 56 auf 79 %. Dies ist darauf zurückzuführen, dass die Ausfallzeiten für geplante Instandsetzungsmaßnahmen und zur Beschickung mit neuen Brennelementen durch besseres Management deutlich reduziert wurden. Die besten Reaktoren erzielen Auslastungen von etwa 95 %. Mit zunehmendem Alter der Anlagen sind derartige Auslastungen unter Umständen schwer zu erreichen, da häufiger Inspektionen durchgeführt und Bauteile überprüft werden müssen“ (102). (234) Während der Laufzeit der Kraftwerke können solch hohe Auslastungen jedoch leicht durch Störfälle gefährdet werden. Durch den Störfall in Reaktorblock 2 des Atomkraftwerks Paks im Jahr 2003 beispielsweise reduzierte sich die durchschnittliche Auslastung für den Zeitraum 1990-2015 um fast fünf Prozentpunkte (von 85,3 auf 80,7 %). (235) Im Hinblick auf die Aufrechterhaltung einer Auslastung von über 90 % in den beiden neuen Reaktorblöcken von Paks II könnte sich auch als problematisch erweisen, dass die Reaktorblöcke gleichzeitig mit einigen Blöcken des Atomkraftwerks Paks betrieben werden sollen. An heißen Sommertagen könnten die Umweltauswirkungen der in enger Nachbarschaft zueinander betriebenen beiden Atomkraftwerke auf die Donau eine zeitweise Drosselung der Leistung eines der beiden Kraftwerke erforderlich machen. Da davon ausgegangen wird, dass die beiden neuen Reaktorblöcke von Paks II ständig mit einer hohen Auslastung betrieben werden, würde dies zu einem Rückgang der Produktionsleistung und zu geringeren Einnahmen für das Atomkraftwerk Paks führen; dieser wirtschaftliche Verlust muss bei der Bewertung der Wirtschaftlichkeit des Vorhabens Paks II berücksichtigt werden. Kosten (236) Die während der Dauer eines langfristigen Vorhabens anfallenden Kosten können erheblich von den Langzeitprognosen des ursprünglichen Geschäftsplans abweichen. Dies ist typischerweise darauf zurückzuführen, dass nicht alle relevanten Kostenpositionen im Geschäftsplan berücksichtigt oder dass von übertrieben optimistischen Annahmen und Kostenschätzungen ausgegangen wurde. (237) Infolge der Komplexität dieser Vorhaben liegen die tatsächlichen Baukosten bei Atomkraftwerken häufig deutlich über den ursprünglich veranschlagten Kosten. Die im Bauvertrag angegebenen Kosten für den Bau der EPR-Reaktoren der Generation III+ von AREVA in Frankreich und in Finnland beispielsweise haben sich nahezu verdreifacht (103). Auch bei den in China und in den USA gebauten Westinghouse-Reaktoren des Typs AP1000 waren Kostensteigerungen von mindestens etwa 20 % zu verzeichnen, und die Kosten des Rosatom-Atomkraftwerks (AES-2006) in Belarus haben sich gemessen an den ursprünglich angesetzten Baukosten fast verdoppelt (104). (238) Grundsätzlich kann die Vereinbarung schlüsselfertiger Lieferungen zu Festpreisen Eigentümer zwar vor steigenden Baukosten schützen; häufig decken diese Verträge aber nicht die gesamten Kosten neuer Reaktoren ab. Die Eigentümerkosten einschließlich der mit der Beschaffung der erforderlichen Genehmigungen verbundenen Kosten sowie der Kosten für den Anschluss an das Stromnetz, der mit der Entsorgung von Abfällen und mit der Stilllegung der Kraftwerke verbundenen Kosten und der Umweltkosten liegen nicht fest und können sich erhöhen. Außerdem kann der Lieferant sich weigern, für Zusatzkosten aufzukommen, die einen gewissen Umfang überschreiten, und sich darauf berufen, dass die Kostensteigerungen auf Änderungswünsche des Eigentümers zurückzuführen seien. Die daraus resultierenden Streitigkeiten können zu Schlichtungs- und Gerichtsverfahren führen und die Kosten zusätzlich in die Höhe treiben. (239) Der Geschäftsplan für das Atomkraftwerk Paks II scheint zudem bestimmte möglicherweise optimistische Kostenschätzungen zu enthalten. Vorbringen von Beteiligten zufolge könnten sich die vorläufigen Zahlen für folgende Kostenpositionen als zu optimistisch erweisen: — Kühlung des Atomkraftwerks: Das Finanzmodell geht von einem (auch von Ungarn befürworteten) Frischwasser-Kühlsystem aus; nach Auffassung von MEP Jávor wird jedoch ein teureres System mit Kühltürmen benötigt; die Umweltverträglichkeitsprüfung des Vorhabens enthält keine detaillierte quantitative Kosten-/Nutzen-Analyse der beiden Systeme. Unter Umständen muss für den gleichzeitigen Betrieb beider Kraftwerke ein teurerer Kühlturm gebaut werden (105); — Anschluss an das Stromnetz: Im Finanzmodell wird ein Betrag von insgesamt [43 000-51 000] (*8) Mio. HUF bzw. [124-155] Mio. (*8) EUR genannt; dieser Betrag liegt unter der von MEP Jávor genannten Zahl von 1,6 Mrd. EUR; keiner der Beteiligten hat nähere Informationen zum Zustandekommen dieser Zahlen vorgelegt; — Vorhaltung von Reserven: Das Finanzmodell enthält keinen Posten, der den Kosten der Auswirkungen des Atomkraftwerks Paks II auf das ungarische Stromsystem zugerechnet werden könnte (beispielsweise Anforderungen an die Vorhaltung von Reserven); aufgrund der Größe der einzelnen Reaktorblöcke von Paks II ist MEP Jávor zufolge jedoch anzunehmen, dass zusätzliche Reserven gesetzlich vorgeschrieben werden; — Versicherungen: Versicherungen zur Deckung der umfangreichen Schäden, die durch Atomkraftwerke verursacht werden können, auslegungsüberschreitende Ereignisse (BDBA = Beyond Design Basis Accidents) können Kosten verursachen, die die im Finanzmodell genannten Kosten von [15 000-20 000] (*8) Mio. HUF bzw. [45-60] (*8) Mio. EUR überschreiten (106); — Instandhaltungs: Während der Laufzeit des Atomkraftwerks werden keine umfangreicheren Kosten für Überholungsarbeiten erwartet; solche Kosten könnten jedoch infolge einer vorzeitigen Alterung von Bestandteilen des Atomkraftwerks oder aufgrund von Störfällen oder Ereignissen während der Laufzeit des Kraftwerks anfallen (107). (240) Die Kommission stellt fest, dass aus den in Erwägungsgrund 239 genannten Gründen denkbare Änderungen der von Ungarn im Geschäftsplan (und im Finanzmodell) für Paks II vorgelegten Zahlen zu einer Reduzierung des IRR für das Vorhaben führen würden (108). Potenzielle Verzögerungen (241) Beim Bau von Atomkraftwerken kommt es häufig zu Verzögerungen und damit zu längeren Bauzeiten (109). Hauptgründe für die Bauverzögerungen sind Auslegungsprobleme, der Mangel an qualifizierten Arbeitskräften, der Verlust von Sachkompetenz, Schwierigkeiten in der Lieferkette, schlechte Planung und das Auftreten neuartiger Probleme (110) (111). (242) Hinsichtlich der Verzögerungen in der Bauphase ist festzustellen, dass bei den ersten beiden Kraftwerken der Generation III+, die tatsächlich in Auftrag gegeben und gebaut wurden (das Kraftwerk Oikiluoto-3 in Finnland, Baubeginn 2005, und das Kraftwerk Flamanville in Frankreich, Baubeginn 2007), Verzögerungen von jeweils mehr als fünf Jahren zu verzeichnen waren (112). Beide Kraftwerke sind EPR-Modelle von AREVA. (243) Auch bei den vier Rosatom-Kraftwerken der Generation III+ (Typ AES-2006) in Russland, mit deren Bau zwischen 2008 und 2010 begonnen wurde, kam es zu Verzögerungen (siehe Tabelle 3 in Erwägungsgrund 99). Beispielsweise verzögerte sich der Bau eines der beiden Reaktorblöcke des (auch für Paks II vorgesehenen) Typs V-491 des Kraftwerks Leningrad II (St. Petersburg) (das ursprünglich im Oktober 2013 ans Netz gehen sollte), als am 17. Juli 2011 die Stahlkonstruktion eines Behälters zusammenbrach (113); inzwischen ist eine Inbetriebnahme Mitte 2017 vorgesehen; der andere Reaktorblock sollte 2016 ans Netz gehen; inzwischen wird die Inbetriebnahme erst im Laufe des Jahres 2018 erwartet (114). Der Bau eines weiteren Reaktorblocks in Niemen (Kaliningrad) wurde im Jahr 2013 ausgesetzt (115). (244) Die jüngsten Entwicklungen beim Bau von Atomkraftwerken der Generation III+ zeigen also, dass Verzögerungen in der Bauphase nicht ungewöhnlich sind (116). Dies wiederum wirkt sich auf den IRR aus. Die Auswirkungen können durch die Vereinbarung von Konventionalstrafen bei bestimmten Verstößen nur in beschränktem Umfang gemindert werden. Berechnung des IRR (245) Anhand des von Ungarn vorgelegten Finanzmodells hat die Kommission für Dezember 2014 und Februar 2017 Spannen für angemessene IRR berechnet. Dabei ist die Kommission wie folgt verfahren: — Sie hat die im Finanzmodell der ungarischen Regierung genannten Kosten zugrunde gelegt; — sie hat die Preisprognosen des Finanzmodells wie im Unterabschnitt zu den Preisprognosen erläutert angepasst (siehe Erwägungsgründe 223-230); der IRR für Dezember 2014 wurde mithilfe der Preiskurven H, I und L und der IRR für Februar 2017 mit der Preiskurve M ermittelt; — die Kommission hat eine Sensitivitätsanalyse nach der Monte-Carlo-Methode durchgeführt, um zu relevanten IRR-Spannen für die beiden Zeitpunkte (Dezember 2014 und Februar 2017) zu gelangen (117). (246) Mithilfe der Monte-Carlo-Sensitivitätsanalyse wurde untersucht, in welchem Umfang der IRR infolge kleinerer Änderungen der Werte verschiedener Eingangsgrößen des Modells vom Mittelwert abweicht. Für die von Ungarn verwendeten Eingangsgrößen wurden folgende Abweichungen angenommen: — kleine symmetrische Abweichungen für die künftige Inflation, Wechselkursänderungen, die operativen Kosten, Brennstoffkosten, Kapitalkosten der Instandhaltung, die Kosten der Abfallentsorgung und der Stilllegung des Kraftwerks, die erwartete Laufzeit und die Preisprognose (118); — kleinere asymmetrische Abweichungen für künftige Ausfallquoten: Abweichungen nach unten sind durch die maximale (100 %ige) Kapazitätsauslastung beschränkt und werden als geringer angenommen als Abweichungen vom Basiswert nach oben um [5-10] % (**) (d. h. Kapazitätsauslastung [90-95] % (**)) (119); — Verzögerungen des Vorhabens wurden in der Monte-Carlo-Analyse nicht berücksichtigt, weil Verzögerungen im Finanzmodell nur unvollständig behandelt wurden (siehe Erwägungsgrund 249). Aus Abbildung 17 und Abbildung 18 ist die Verteilung der IRR für die beiden Bewertungszeiträume ersichtlich. Das Ergebnis beruht jeweils auf 10 000 Simulationen (120). (247) Für Dezember 2014 konzentriert sich die Verteilung der geschätzten IRR-Werte im Bereich von 8,79 %; dabei liegen 90 % der berechneten IRR-Werte innerhalb des Intervalls [8,20 %; 9,36 %]. Abbildung 17 IRR-Werte für Dezember 2014 Quelle: Berechnungen der Kommission. (248) Für Februar 2017 ist eine Konzentration der Verteilung der geschätzten IRR-Werte bei etwa 7,35 % festzustellen, und 90 % der berechneten IRR-Werte liegen innerhalb des Intervalls [6,79 %; 7,90 %] (121). Abbildung 18 IRR-Werte für Februar 2017 Quelle: Berechnungen der Kommission. (249) Bei den IRR-Berechnungen, die Abbildung 17 und Abbildung 18 zugrunde liegen, wurden die Wirkungen etwaiger Verzögerungen nicht berücksichtigt. Von einer Berücksichtigung dieser Wirkungen wurde hauptsächlich deshalb abgesehen, weil Verzögerungen im Finanzmodell nicht hinreichend behandelt wurden. Das Finanzmodell berücksichtigt die folgenden Arten von Verzögerungen: — bereits vor Beginn der Bauarbeiten aufgetretene Verzögerungen (im Finanzmodell als „während des Baus“ bezeichnet); — nach Abschluss der Bauarbeiten aufgetretene Verzögerungen (im Finanzmodell als „über den Vertragspreis hinausgehende Aufwendungen“ bezeichnet). (250) Die Kommission stellt fest, dass diese beiden im Finanzmodell abgedeckten Verzögerungsszenarien Basisszenarien sind, die für eine angemessene Modellierung der tatsächlichen Wirkung der häufigsten Arten von Verzögerungen nicht verwendet werden können (beispielsweise für Verzögerungen unterschiedlicher Dauer in einzelnen Ab