Beschluss (EU) 2015/658 der Kommission vom 8. Oktober 2014 über die vom Vereinigten Königreich geplante staatliche Beihilfe SA.34947 (2013/C) (ex 2013/N) zugunsten des Kernkraftwerks Hinkley Point C (Bekanntgegeben unter Aktenzeichen C(2014) 7142) (Text von Bedeutung für den EWR)

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nion für staatliche Beihilfen in Form von Ausgleichsleistungen für die Erbringung öffentlicher Dienstleistungen (ABl. C 8 vom 11.1.2012, S. 15). (21) Richtlinie 2009/72/EG vom 13. Juli 2009 über gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt und zur Aufhebung der Richtlinie 2003/54/EG (ABl. L 211 vom 14.8.2009, S. 55). (22) Urteil des Gerichts vom 15. Juni 2005, Fred Olsen/Kommission, T-17/02, Slg. 2005, II-2031, Randnr. 216 und Urteil des Gerichts vom 12. Februar 2008, BUPA und andere/Kommission, T-289/03, Slg. 2008, II-81, Randnrn. 166 und 220. (23) Richtlinie 2004/17/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 31. März 2004 zur Koordinierung der Zuschlagserteilung durch Auftraggeber im Bereich der Wasser-, Energie- und Verkehrsversorgung sowie der Postdienste (ABl. L 134 vom 30.4.2004, S. 1). (24) Richtlinie 2004/18/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 31. März 2004 über die Koordinierung der Verfahren zur Vergabe öffentlicher Bauaufträge, Lieferaufträge und Dienstleistungsaufträge (ABl. L 134 vom 30.4.2004, S. 114). (25) Siehe Entscheidung der Kommission vom 30. Oktober 2001, Staatliche Beihilfe N 6/A/2001 — Irland C(2001)3265 final, Erwägungsgrund 56. (26) Gas- und Dampfturbinen-Anlagen (GuD) sind eine moderne Technologie zur Energieerzeugung mit Gas. (27) KOM(2011) 885 endgültig, Energiefahrplan 2050, S. 6. (28) Compass Lexecon, Economic analysis of the Contract for Difference for Hinkley Point C, 14. April 2014. (29) Urteil des Gerichtshofs in der Rechtssache C-280/00, Altmark Trans GmbH und Regierungspräsidium Magdeburg gegen Nahverkehrsgesellschaft Altmark GmbH (Altmark), Randnrn. 87 bis 93. Der Gerichtshof hat die Altmark-Kriterien formuliert, um Klarheit zu schaffen, unter welchen Umständen der von einer Behörde gewährte Ausgleich für die Erbringung einer Dienstleistung von allgemeinem wirtschaftlichem Interesse als staatliche Beihilfe im Sinne des Artikels 107 Absatz 1 AEUV anzusehen ist. (30) Urteil des Gerichtshofes in der Rechtssache C-280/00, Altmark Trans GmbH und Regierungspräsidium Magdeburg gegen Nahverkehrsgesellschaft Altmark GmbH (Altmark), Randnrn. 87 bis 93. (31) Mitteilung der Kommission über die Anwendung der Beihilfevorschriften der Europäischen Union auf Ausgleichsleistungen für die Erbringung von Dienstleistungen von allgemeinem wirtschaftlichem Interesse (ABl. C 8 vom 11.1.2012, S. 4). (32) Urteil des Gerichts in der Rechtssache T-289/03 BUPA/Kommission, Slg. 2008, II-81, Randnr. 165. (33) Urteil des Gerichts in der Rechtssache T-17/02 Olsen/Kommission, Randnr. 216; bestätigt in der Rechtssache C-320/05P, Olsen/Kommission. (34) Siehe SA. 36196, SA. 38812, SA. 38763, SA. 38761, SA. 38759 und SA. 38758. (35) DAWI-Mitteilung, Nummer 51. (36) Urteil des Gerichtshofes vom 22. März 1977, Steinike & Weinlig/Deutschland, 76/78, Slg. 1977, 595, Randnr. 21; Urteil des Gerichtshofes vom 13. März 2001, PreussenElektra, C-379/98, Slg. 2001, I-2099, Randnr. 58. (37) Urteil des Gerichtshofes vom 30. Mai 2013, Doux Elevage, C-677/11, noch nicht veröffentlicht, Randnr. 34; Urteil des Gerichts vom 27. September 2012, Frankreich/Kommission, T-139/09, noch nicht veröffentlicht, Randnr. 36. (38) Urteil des Gerichtshofs (Zweite Kammer) vom 19. Dezember 2013, Vent de Colère, C-262/12, noch nicht veröffentlicht, Randnr. 21. (39) Mitteilung der Kommission über den Rahmen der Europäischen Union für staatliche Beihilfen in Form von Ausgleichsleistungen für die Erbringung öffentlicher Dienstleistungen (2012/C 8/03)) (ABl. C 8 vom 11.1.2012, S. 15). (40) Siehe Abschnitt 8.1 Absatz 1 im Einleitungsbeschluss. (41) Vor allem wurde die Einhaltung der Vorschriften angezweifelt, die in den Richtlinie 2004/17/EG und 2004/18/EG dargelegt sind. (42) DECC, Planning our electric future, Dezember 2011. Siehe insbesondere Anhang B, abrufbar unter folgender Adresse: https://www.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/48253/3884-planning-electric-future-technical-update.pdf (43) DECC, Annex A: Feed-in Tariff with Contracts for Difference Operational Framework, 29. November 2012. Die Dokumente sind abrufbar unter: https://www.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/66554/7077-electricity-market-reform-annex-a.pdf und http://services.parliament.uk/bills/2012-13/energy.html. (44) Siehe folgendes Dokument: https://www.gov.uk/government/publications/purchase-of-horizon-nuclear-power-meetings-between-ond-and-hitachi-ltd-foi-request-12-1718. (45) Siehe beispielsweise Entscheidung der Kommission 2005/407/EG vom 22. September 2004 über die staatliche Beihilfe des Vereinigten Königreichs zugunsten von British Energy plc (ABl. L 142 vom 6.6.2005, S. 26). (46) Auf die besondere Situation des Stromsektors im Vereinigten Königreich wird in Abschnitt 2.1. des Einleitungsbeschlusses eingegangen. (47) Siehe Pressemitteilung unter: http://europa.eu/rapid/press-release_IP-14-865_de.htm (48) Die Kommission forderte das Ministerium für Energie und Klimawandel auf, unter Zugrundelegung seines Prognosemodells Sensitivitätsanalysen anzustellen, und prüfte für jedes Szenario eingehend die Eingabewerte und die Ergebnisse. Beim Dynamic Dispatch Model (DDM) des Ministeriums handelt es sich um ein Modell eines integrierten Strommarkts, das den Strommarkt Großbritanniens mittel- bis langfristig erfasst. Es simuliert aufbauend auf einer Schätzung von Angebot und Nachfrage im Stromsektor halbstündlich die Stromeinspeisung durch britische Kraftwerke und Entscheidungen über Investitionen in Stromerzeugungskapazitäten für den Zeitraum 2010-2049. Die Investitionsentscheidungen beruhen auf Prognosen der Einnahmen und des Cashflows und beziehen die Wirkung politischer Einflüsse und Änderungen im Erzeugungsmix ins Kalkül ein. Das DDM ermöglicht somit eine vergleichende Analyse der Auswirkungen unterschiedlicher politischer Entscheidungen auf die Erzeugung, die Kapazität, die Kosten, die Preise, die Versorgungssicherheit und die CO2-Emissionen. (49) Siehe Pressemitteilung unter: http://europa.eu/rapid/press-release_IP-14-866_de.htm. (50) Insbesondere legte das Vereinigte Königreich die Aufforderung zur Interessensbekundung am Investitionsvertrag vor, die allen potenziellen Investoren offenstand, auf die jedoch lediglich eine Antwort von EDF einging. (51) Siehe Stellungnahme des britischen Finanzministeriums vom 5. September 2014. (52) Insbesondere hebt das britische Finanzministerium drei Benchmark-Reihen hervor: Aktuelle Bankdarlehen zur Projektfinanzierung mit Rückhaftung (CO2-arme Energie); Corporate Debt Spreads (mit BB+ bewertet) per 21. August 2014 sowie Mean Credit Default Swaps für zehn Jahre und iTraxx Europe XOver (im Bereich BB+). (53) Angaben der IUK vom 26. August 2014. (54) Insbesondere sind dem mit Strafen verbundenen Szenario die folgenden Annahmen für Ausfallwahrscheinlichkeiten und Erlösquoten zu entnehmen: — Die Verlustquote bei Ausfall (LGD) in den Jahre 1-6 beträgt Null, da, sollte die Basisbedingung nicht bis Dezember 2020 erfüllt sein, die vollständige Schuldentilgung bei einer Kostendeckung von 100 % erfolgt. — In den Jahren 7 bis 10 wird kein Ausfall angenommen, da keine Tilgungsverpflichtung besteht und sämtliche Zinsen während der Bauausführungsphase (einschließlich Garantiegebühren) entweder aus dem Basiseigenkapitalbetrag oder aber aus dem Basis- und/oder dem Eventualeigenkapital bestritten werden. — Bauausführungsphase von 14 Jahren (einschließlich 4 Jahre Verzögerung) und 30 Jahre Betriebsphase. — Kumulative Ausfallwahrscheinlichkeit von 10 % während der vierjährigen Bauverzögerung (null % in den Jahren 11 und 12 und 5 % in den Jahren 13 und 14) und Verlustquote bei Ausfall in Höhe von 100 %. — 5,6 % Ausfallwahrscheinlichkeit in jedem gegebenen Jahr des Betriebs. Hier werden konstant 5,6 % angesetzt, um die Durchschnittssätze bei Kraftwerksprojekten außerhalb der USA zu erreichen. (55) Wie aus den Antworten des Finanzministeriums des Vereinigten Königreichs vom 19. September 2014 hervorgeht, beträgt die Wahrscheinlichkeit eines Anstiegs um 1,5 % bei Schuldverschreibungen mit 20-30 Jahren Laufzeit ungefähr 17 bis 20 %. Den Antworten des britischen Finanzministeriums zufolge vermindert ein Anstieg der Schatzanweisungskurve um 1,5 % während der Ausgabe der Schuldverschreibungen (unter ansonsten gleichen Bedingungen) das Eigenkapital um […] Mrd. GBP (Modellversion 19.7). (56) Sie sind zusammengefasst in einer E-Mail der GD COMP an UK DECC vom 9. September 2014, 15.43 Uhr, „CfD for HPC — Note on Rate of Return“. (57) Diese Version war eine Aktualisierung des zunächst angemeldeten Finanzmodells, der weitere Aktualisierungen nachfolgten. Insbesondere enthält die Version 21.10 (vom 29. August 2014) eine Projektverzinsung von […] % und einen internen Zinsfußes des Eigenkapitals in Höhe von […] % (nominal, nach Steuern) auf Grundlage der in Anspruch genommenen Beträge sowie […] % auf Grundlage der zugesicherten Beträge. Version 21 entspricht dem Ausgangsszenario von NNBG und enthält im Vergleich zu Version 5.1 mehrere Aktualisierungen in Bezug auf den Bauablaufplan, die Auswirkungen der Finanzierungsvereinbarungen und die makroökonomischen Parameter. (58) Insbesondere wurden diese Veränderungen von der Kommission bei den Cashflows im Zeitraum zwischen dem 1. Januar 2017 und dem 30. Juni 2023 vorausgesetzt. In diesem Zeitraum sind die nominalen Cashflows des Projekts (nach Steuern) Version 9.8 des Finanzmodells negativ. (59) NNBG-Dokument Nr. HPC-NNBGPCP-XX-000-EST-000069 vom 27. Juni 2014. (60) HPC IUK Modellversion 21.10, der Kommission am 19. September 2014 übermittelt. (61) Von der Kommission nicht berücksichtigt wurden Benchmarks, deren Informationsquelle sich nicht zuverlässig nachverfolgen ließ. Bei der Kommission wurden auch mehrere realisierte Eigenkapital-IRR für Projekte gemeldet, die einer Ex-ante-Renditeregulierung unterlagen. Die Kommission nahm zwar diese Ex-post-Benchmarks zur Kenntnis und schätzte sie als informativ ein, legte jedoch in ihrer eigenen Bewertung mehr Gewicht auf die ex-ante festgelegten zulässigen Rentabilitätswerte. Nach Auffassung der Kommission kommen Ex-ante-Renditen, die von Regulierungsbehörden bestimmt werden, der tatsächlichen Mindestrendite aufsichtspflichtiger Unternehmen näher. Darüber hinaus werden die zulässigen Renditen häufig als Mindestbetrag festgelegt, den die aufsichtspflichtigen Unternehmen erreichen können. Somit ist es nicht überraschend, dass ex post realisierte Renditen höher ausfallen als ex ante festgelegt. (62) Zu einer ähnlichen Auffassung führt eine Bewertung der in Tabelle 8 dargelegten Szenarien. (63) Insbesondere […]. (64) Siehe Preisgestaltungsmethodik für den Entsorgungsvertrag, abrufbar unter: https://www.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/42629/3798-waste-transfer-pricing-methodology.pdf. (65) Siehe beispielsweise Beihilfesache SA.31107 (11/N), bei der eine Kapitalrendite zwischen 9,6 und 11 % für akzeptabel befunden wurde. Siehe auch Beihilfesache N354/09, in der eine Kapitalrendite von 12 % akzeptiert wurde. (66) Eine ausführliche Beschreibung der Zusagen findet sich in Anhang C. (67) Insbesondere HPC IUK Model v[21.10] (Beta)_2014-09-19_DECC.xlsm, per „DECC Output“ worksheet. (68) Diese Zahlen wurden unter Verwendung des der Kommission am 19. September 2014 übermittelten Finanzmodells 21.10 zu dem Zeitpunkt berechnet, als dieser Beschluss verfasst wurde. (69) Nach der 35-jährigen Laufzeit des CfD werden die Gewinne nicht mehr zu einer Absenkung des Basispreises führen, da dann kein Basispreis mehr besteht. Nach Beendigung des CfD werden die Gewinne somit unmittelbar zwischen der CfD-Vertragspartei und der NNBG aufgeteilt. (70) Der Analyse der Kommission lagen das Modell des Ministeriums für Energie und Klimawandel und Modelle von Pöyry zugrunde. (71) Anhang 8 der Stellungnahme des Vereinigten Königreichs auf den Einleitungsbeschluss der Kommission, 31. Januar 2014. (72) Der Abgleich der Liefer- und Handelsdaten erfolgte unter Verwendung des EFA-Kalenders, einsehbar unter https://www.theice.com/publicdocs/EFA_Calendar.pdf, abgerufen am 13. Juni 2014. (73) Stellungnahme von Compass Lexecon „Analysis of the impact of HPC on the potential for capacity withholding“, 4. August 2014. (74) Ofgem, Decision to make a market investigation reference in respect of the supply and acquisition of energy in Great Britain, 26. Juni 2014, abrufbar unter: https://www.ofgem.gov.uk/publications-and-updates/decision-make-market-investigation-reference-respect-supply-and-acquisition-energy-great-britain. (75) Siehe Ofgem, State of the Market Assessment, 27. März, Punkt 4.41 ff. Abrufbar unter folgender Adresse: https://www.ofgem.gov.uk/publications-and-updates/state-market-assessment. (76) Siehe Antwort von EDF/NNBG auf die Fragen zu den potenziellen Auswirkungen auf die Marktliquidität vom 8. September 2014. (77) Tabelle 3 der Antwort von EDF/NNBG auf die Fragen zu den potenziellen Auswirkungen auf die Marktliquidität vom 8. September 2014. (78) Siehe Abbildung 43, Ofgem — State of the Market Assessment, 27. März 2014. (79) Eine ausführliche Beschreibung der Zusagen findet sich in Anhang C. ANHANG A CFD-RENDITE Tabelle 3 Einschätzung des finanziellen Risikos von NNBG — geschätzte Wahrscheinlichkeitsverteilung der Endkosten des HPC (…) Quelle: TESLA4, Seite 12 Abbildung 2 historische Terminpreise und Referenzpreis im Vereinigten Königreich UK 1- and 2-Seasons Ahead Baseload Forward Prices and Simulated Reference Price Mid price (GBP/MWh) Source: Bloomberg ELUBS1, OECM, ELUBS2, OECM; UK REQ Delivery date 1 Season ahead Simulated reference price 2 Seasons ahead Difference if sold 2S ahead (compared to ref.p.) Gain if sold 2S ahead (compared to ref.p.) Tabelle 4 Zusammenfassung der Ansätze zur Analyse einer angemessenen Rendite, von KPMG (in %) Ansatz Renditespanne (interner Zinsfuß des Projekts; nach Steuern, nominal) Anmerkungen Analyse des relativen Risikos 8,5-11 (Projektbasis) Vergleich von Offshore-Wind- und PPP/PFI-Renditen während der Bauausführungsphase sowie der regulierten Versorgungsunternehmen/Betreiber kerntechnischer Anlagen im Vereinigten Königreich während der Betriebsphase Benchmarking-Analyse 6-13 (Projektbasis) Vergleich regulierter Versorgungsunternehmen/PPP/IWPP [Wasser- und Kraftwerksprojekt]/vergleichbarer kerntechnischer Projekte im Vereinigten Königreich Analyse der erwarteten Mindestrendite des Projekts 10,5-14,5 Ausgehend von den EdF-Schätzungen der gewichteten durchschnittlichen Investitionskosten [WACC] plus Prämie entsprechend wissenschaftlichen Studien verschiedener Unternehmen Finanzierungsanalyse 9-13 — Bau 6-9,5 — Betrieb Analyse der potenziellen Finanzierungsstrukturen während der Bau- und der Betriebsphase Angenommene fremdfinanzierte Struktur mit dem Garantiesystem „UK Guarantees“ 10,2 — interner Zinsfuß des Projekts 12,8 — interner Zinsfuß des Levered Equity Analyse der Projektrendite und der Levered-Equity-Rendite (bei der vorgeschlagenen, vom Vereinigten Königreich garantierten Fremdkapitalhöhe) und zum ausgehandelten Basispreis. Die 10,2 % sind bedingt durch die Steuereffekte (Tax Shields) auf den Cashflow auf Projektebene und die IUK-Preisvorgaben. Quelle: Anmeldung, Tabelle 5, ausgehend von Daten von KPMG Tabelle 5 Sensitivitätsanalyse der Kommission — Modell mit geänderten jährlichen Cashflows in der Bauausführungsphase (…) In den grau unterlegten Feldern sind die Investitionskosten für den Bau angegeben — die Rentabilitätsziel-Szenarien ergeben einen Basispreis von unter 92,50 GBP/MWh. Ausgangsbasis: Finanzmodell von NNBG, Version 9.8. Tabelle 6 Projektszenarien, Wahrscheinlichkeiten (Konfidenzniveaus: die Ergebnisfaktoren werden günstiger sein als angenommen) und wichtigste Projektkennziffern (…) Hinweis: (1) Beinhaltet den Ertrag aus der Gewinnbeteiligung in Abhängigkeit von der Bauausführung in Höhe von 0,8 GBP/MWh (in konstanten Preisen von 2012). (2) Die SZC-Pauschalsumme wird erst nach dem zweiten Konsultationsdokument veröffentlicht und ist somit nicht Teil des Finanzierungsbedarfs. (3) Betriebskostenanpassung nur für die ersten 15 Jahre und nach Ablauf des CfD aufgrund eventueller Überprüfungen der Betriebskosten. (4) Mindest-Schuldendienstdeckungsgrad (DSCR) ohne den ersten Zeitraum. (5) Volkswirtschaftliche Rentabilität (interner Zinsfuß) real als Näherungswert der volkswirtschaftlichen Rentabilität (interner Zinsfuß) nominal minus langfristige VPI-Annahme. (6) Die in dieser Version des Finanzmodells angenommene niedrigere Eigenkapitalbindung bedeutet, dass der interne Zinsfuß optimistischer ausfällt als in den aktuell modellierten Ergebnissen. SEHR GERING Sehr geringe Wahrscheinlichkeit eines günstigeren Ergebnisses als angenommen GERING Geringe Wahrscheinlichkeit eines günstigeren Ergebnisses als angenommen MITTEL Mittlere Wahrscheinlichkeit eines günstigeren Ergebnisses als angenommen HOCH Hohe Wahrscheinlichkeit eines günstigeren Ergebnisses als angenommen SEHR HOCH Sehr hohe Wahrscheinlichkeit eines günstigeren Ergebnisses als angenommen Tabelle 7 Finanzierungsprofil in der Bauausführungsphase und Schuldendienstdeckungsgrad in der Betriebsphase (…) Tabelle 8 Investitionskosten, Verzögerung und andere Negativszenarien kombiniert (…) Tabelle 9 Zusammenfassung der DDM-Ergebnisse für ausgewählte Szenarien Szenario Grundlegende Annahmen Kapazitätsmarkt? Inbetrieb-nahme des KKW CO2-Intensität des Netzes im Jahr 2030 CO2-Intensität des Netzes im Jahr 2040 CO2-Intensität des Netzes im Jahr 2049 1a Kontinuitäts-Szenario Nein 2037 232 188 96 1d Kontinuitäts-Szenario, hohe Brennstoffpreise Nein 2031 186 101 46 1e Kontinuitäts-Szenario, niedrige Brennstoffpreise Nein 2041 269 233 121 2a Kontinuitäts-Szenario + CfD im Bereich Kerntechnik Nein 2023 158 88 37 3a CfD-Verträge für nicht-nukleare, CO2-arme Stromerzeugung Nein 2037 164 135 61 3d CfD-Verträge für nicht-nukleare, CO2-arme Stromerzeugung, hohe Brennstoffpreise Nein 2031 181 123 52 3e CfD-Verträge für nicht-nukleare, CO2-arme Stromerzeugung, niedrige Brennstoffpreise Nein 2041 182 120 66 3h CfD-Verträge für nicht-nukleare, CO2-arme Stromerzeugung, Bau weiterer Verbindungsleitungen Nein 2037 160 133 59 4a CfD-Verträge für CO2-arme Stromerzeugung Nein 2023 100 42 25 5a Kontinuitäts-Szenario Ja 2037 236 194 88 5d Kontinuität-Szenario, hohe Brennstoffpreise Ja 2032 194 111 52 5e Kontinuität-Szenario, niedrige Brennstoffpreise Ja 2041 272 235 126 7a CfD-Verträge für nicht-nukleare, CO2-arme Stromerzeugung Ja 2046 104 49 33 7d CfD-Verträge für nicht-nukleare, CO2-arme Stromerzeugung, hohe Brennstoffpreise Ja 2038 137 65 28 7e CfD-Verträge für nicht-nukleare, CO2-arme Stromerzeugung, niedrige Brennstoffpreise Ja Nicht vor 2049 113 51 44 7f CfD-Verträge für nicht-nukleare, CO2-arme Stromerzeugung, hohe Kosten für nukleare Stromerzeugung, niedrige Kosten für EE und CCS Ja 2048 97 46 35 7g (nur bis 2030) CfD-Verträge für nicht-nukleare, CO2-arme Stromerzeugung, Ausbau der Laststeuerung, stärkere Senkung des Strombedarfs, Bau weiterer Verbindungsleitungen Ja Nicht vor 2030 104 k. A. k. A. 7h CfD-Verträge für nicht-nukleare, CO2-arme Stromerzeugung, Bau weiterer Verbindungsleitungen Ja 2046 101 48 32 8a CfD-Verträge für CO2-arme Stromerzeugung Ja 2023 104 50 31 8d CfD-Verträge für CO2-arme Stromerzeugung, hohe Brennstoffpreise Ja 2023 99 48 30 8e CfD-Verträge für CO2-arme Stromerzeugung, niedrige Brennstoffpreise Ja 2023 99 38 30 8f CfD-Verträge für CO2-arme Stromerzeugung, hohe Kosten für nukleare Stromerzeugung, niedrige Kosten für EE und CCS Ja 2023 102 45 28 8g (nur bis 2030) CfD-Verträge für CO2-arme Stromerzeugung, Ausbau der Laststeuerung, stärkere Senkung des Strombedarfs, Bau weiterer Verbindungsleitungen Ja 2023 98 k. A. k. A. 8h CfD-Verträge für CO2-arme Stromerzeugung, Bau weiterer Verbindungsleitungen Ja 2023 100 53 32 Tabelle 10 Vergleichsgröße Infrastrukturtransaktionen Sponsor Antin Infrastructure Partners CDP Capital Brookfield Renewable Energy Partners Borealis, First State EDIF Fund Target Equity IRR 15 % 16 % 9 – 12 % 9 – 15 % Quelle: Vom Vereinigten Königreich eingereichte „Antworten auf die Fragen der Kommission vom 16. September 2014“, auf Basis von Fonds-Webseiten, Preqin, Pressemitteilungen. Hinweis: Brutto-Angabe der Fonds-Rentabilitätsziele (vor Abzug von Gebühren und Ausgaben). Zugrunde gelegte Wechselkurse: GBP EUR: 1:1,26, GBP CAD: 1:1,81. Nominale Eigenkapitalrendite des HPC nach Steuern zu Vergleichszwecken. Ziel-IRR Borealis: 9-12 %, Ziel-IRRFirst State EDIF: 10-15 %. Tabelle 11 Ausgewählte aufsichtsrechtlich zugelassene Renditeberechnungen Stromübertragung (Ofgem (1)): Ofwat (2) — PR09 Ofwat — PR 14 (noch nicht abgeschlossen) (3) Hinweis Zeitraum 2013-21 2010-15 2015-20 Real Levered cost of equity (nach Steuern) 7,00 % 7,10 % 5,65 % Fremdkapitalkosten (vor Steuern, real) 2,92 % 3,60 % 2,75 % Angenommene Fremdkapitalanteil 60,0 % 57,5 % 62,5 % „Vanilla“-WACC 4,55 % 5,10 % 3,85 % Angenommene Inflationsrate 3,50 % 3,50 % 3,50 % Zulässige nominale Kosten/Rendite (geometrische Berechnung) Levered cost of equity 10,7 % 10,8 % 9,3 % Fremdkapitalkosten (vor Steuern) 6,5 % 7,2 % 6,3 % „Vanilla“-WACC 8,2 % 8,8 % 7,5 % Nominal (arithmetische Berechnung) Levered cost of equity* 10,5 % 10,6 % 9,2 % Fremdkapitalkosten (vor Steuern) 6,4 % 7,1 % 6,3 % „Vanilla“-WACC 8,1 % 8,6 % 7,3 % https://www.ofgem.gov.uk/ofgem-publications/53602/4riiot1fpfinancedec12.pdf http://www.ofwat.gov.uk/pricereview/pr14/gud_tec20140127riskreward.pdf http://www.ofwat.gov.uk/pricereview/pr09phase3/det_pr09_finalfull.pdf Quelle: Präsentation von EDF Energy für Beamte der Kommission am 15. Juli 2014, Folie „Comparison of HPC with UK regulated utilities“. Tabelle 12 Vergleichsgröße Kernkraftprojekt Projekt Ontario Power Authority Technologie Sanierung des Kernkraftwerks Bruce Fremdkapitalanteil 20-40 % Fremdkapitalkosten real (vor Steuern) 6,20 % Ziel-IRR des Eigenkapitals nominal (nach Steuern) 13,7-18 % (12,8-17,1 % bei Anpassung an den aktuellen Zinssatz im VK) Projekt-IRR 10,6-13.8 % (9,7-12,9 % bei Anpassung an den aktuellen Zinssatz im V