Anhang A 32015D0658

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): Ofwat — PR09 Ofwat — PR 14 (noch nicht abgeschlossen) 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 VK) Investitionshorizont (Laufzeit der Investition) 25 Jahre Investitionsumfang 4 Mrd. CAD Höhe der Einnahmensicherheit Festpreis-CfD für die verbleibende Laufzeit des Kraftwerks (25 Jahre) Ausmaß des Baurisikos Geringer — Sanierung, kein Neubau, Aufteilen der Mehrkosten Ausmaß des Betriebsrisikos Geringer — Aufteilen der Mehrkosten im Personalbereich, Weitergabe der Brennstoffkosten Ausmaß des Finanzierungsrisikos Geringer — Projekt mit geringerem Kapitalaufwand, kürzere Laufzeit Benötigtes Eventual-eigenkapital unbekannt Quelle: Vom Vereinigten Königreich eingereichte „Antworten auf die Fragen der Kommission vom 16. September 2014“, auf der Grundlage öffentlich zugänglicher Dokumente (Prüfbericht von Bruce Power — April 2007, S. 14.: Bestätigt als Projektrendite im Schreiben von CIBC World Markets Inc. an das Energieministerium, Ontario, 17. Oktober 2005, http://www.rds.ontarioenergyboard.ca/webdrawer/webdrawer.dll/webdrawer/rec/67137/view/PWU_E xhibit_K11.3_fairness_opinion_bruce_20080613.pdf.PDF, Schreiben von CIBC World Markets Inc. an das Energieministerium, Ontario, 17. Oktober 2005, http://www.rds.ontarioenergyboard.ca/webdrawer/webdrawer.dll/webdrawer/rec/67137/view/PWU_E xhibit_K11.3_fairness_opinion_bruce_20080613.pdf.PDF, Bruce Power Fairness Opinion (CIBC World Markets Inc.) — Oktober 2005, S. 5. Tabelle 13 Vergleichsgröße Stromabnahmevertragsprojekte Technologie GuD-Anlage Stromabnahme-vertragsprojekte Fremdkapitalanteil < 80 % Unbekannt Fremdkapitalkosten Unbekannt Unbekannt Zielrendite des Eigenkapitals nominal (nach Steuern) > 13 % Projekt-IRR nominal (nach Steuern) 9-15 % Investitionshorizont (Laufzeit der Investition) 25 Jahre Unterschiedlich Investitionsumfang Unterschiedlich Unterschiedlich Höhe der Einnahmensicherheit Stromabnahme-vertrag mit 20-jähriger Laufzeit Stromabnahmevertrag Ausmaß des Baurisikos im Vergleich zu HPC Geringer — EPC-Auftrag, bekannte Technologie Unbekannt, aber wahrscheinlich geringer Ausmaß des Baurisikos im Vergleich zu HPC Geringer Unbekannt Ausmaß des Finanzierungsrisikos Geringer — kürzere Bauzeit Unbekannt, aber wahrscheinlich geringer Benötigtes Eventualeigenkapital Unbekannt Unbekannt Verweis Quelle: Vorlage des Vereinigten Königreichs, Tabelle 2 — Rendite, 10. September sowie (1) und (2) unten. Tabelle 14 Vergleichsgröße Rendite bei regulierten Anlagen: Zulässige Rendite bei regulierten Anlagen der britischen Energie- und Wasserversorgungsunternehmen gemäß aktueller behördlicher Preiskontrollen Aufsichtsbehörde Ofwat Ofgem CC Ofgem CC CAA (Civil Aviation Authority) ORR (Office of Rail Regulation) Bezeichnung PR14 (nicht endgültig) WPD 148 NIE 2014 Final RIIO T1 2012 (NGET) Bristol W 2010 HAL 2014 Final NR 2013 Fremdkapitalanteil 62,50 % 65 % 45 % 60 % 60 % 60 % 62,50 % Fremdkapitalkosten real (vor Steuern) 2,8 % 2,6 % 3,1 % 2,9 % 3,9 % 3,2 % 3,0 % Eigenkapitalkosten real (nach Steuern) 5,7 % 6,4 % 5,0 % 7,0 % 6,6 % 6,8 % 6,5 % „Vanilla“-WACC real 3,8 % 3,9 % 4,1 % 4,6 % 5,0 % 4,7 % 4,3 % Inflation 3,5 % 3,5 % 3,5 % 3,5 % 3,5 % 3,5 % 3,5 % Fremdkapitalkosten nominal (vor Steuern) 6,2 % 6,1 % 6,6 % 6,4 % 7,4 % 6,7 % 6,5 % Eigenkapitalkosten nominal (nach Steuern) 9,2 % 9,9 % 8,5 % 10,5 % 10,1 % 10,3 % 10,0 % „Vanilla“-WACC nominal 7,3 % 7,4 % 7.6 oder mehr als 8,1 % 8,5 % 8,2 % 7.8 % Prognostizierte Eigenkapitalrendite (ex-ante) ca. 14 % Investitionshorizont — Dauer der Preiskontrolle 5 8 3 8 5 5 5 Investitionsvolumen: Von der Aufsichtsbehörde garantiertes betriebsnotwendiges Gesamtkapital (RAV)] 70 Mio. — 11,7 Mrd. (Schätzwerte für 2014-2015) 5,9 Mrd. (2014) ca. 950 Mio. GBP (Prog-nose bei Preis-kontrolle) 2,2 Mrd.– 14,8 Mrd. (prognostizierte RAV-Spanne von Unternehmen im Preis-kontroll-Zeitraum) 0,39 Mrd. (2013) 14,9 Mrd. 45 Mrd. (2013) Höhe der Einnahmen-sicherung Höher als bei HPC — siehe Antwort auf Frage 2c — Vorlage von NNBG zur Rendite, 10. September Ausmaß des Baurisikos Geringer als bei HPC. Siehe ausführliche Diskussion in den Erwägungsgründen 124-131 — Vorlage von NNBG zur Rendite, 10. September Ausmaß des Betriebsrisikos Geringer als bei HPC. Siehe ausführliche Diskussion in den Erwägungsgründen 132-135 — Vorlage von NNBG zur Rendite, 10. September Ausmaß des Finanzierungsrisikos Geringer als bei HPC. Siehe ausführliche Diskussion in den Erwägungsgründen 136-139 — Vorlage von NNBG zur Rendite, 10. September Sonstige Risiken Geringer als bei HPC. Siehe ausführliche Diskussion zur Differenz bei den grundlegenden Geschäftsmodellen; Diversifizierung der Vermögenswerte und technische Risiken in den Erwägungsgründen 113-122 — Vorlage von NNBG zur Rendite, 10. September Benötigtes Eventual-eigenkapital Nicht erforderlich Quelle: ausgehend von der Vorlage des Vereinigten Königreichs „SA.34974 Hinkley Point C Beihilfesache — Antworten auf die Fragen der Kommission vom 16. September 2014“ Tabelle 15 Kapitalkostenschätzungen für Unternehmen der Branchengruppe „Versorgung (allgemein)“ in der Europäischen Union (in %) Name des Unternehmens Land Eigenkapitalkosten in USD Fremdkapitalkosten vor Steuern in USD Fremdkapitalkosten nach Steuern in USD Kapitalkosten in USD E.ON SE (DB:EOAN) Deutschland 8,25 4,04 3,19 5,78 RWE AG (DB:RWE) Deutschland 7,95 4,54 3,59 5,54 Centrica plc (LSE:CNA) VK 6,99 4,44 3,11 6,04 Veolia Environnement S.A. (ENXTPA:VIE) Frankreich 11,62 5,44 4,30 6,46 National Grid plc (LSE:NG) VK 9,37 4,44 3,11 6,33 Suez Environnement Company SA (ENXTPA:SEV) Frankreich 9,97 4,94 3,90 6,38 A2A S.p.A. (BIT:A2A) Italien 13,72 7,44 5,88 8,68 Hera S.p.A. (BIT:HER) Italien 12,65 5,94 4,69 7,94 MVV Energie AG (XTRA:MVV1) Deutschland 8,31 4,04 3,19 5,70 ACEA S.p.A. (BIT:ACE) Italien 12,15 6,44 5,09 7,68 Iren SpA (BIT:IRE) Italien 13,85 7,94 6,27 8,80 Mainova AG (DB:MNV6) Deutschland 6,96 5,54 4,38 6,30 Gelsenwasser AG (DB:WWG) Deutschland 6,09 5,54 4,38 6,08 Telecom Plus plc (LSE:TEP) VK 6,45 4,94 3,46 6,44 Compagnie Parisienne de Chauffage Urbain (ENXTPA:CHAU) Frankreich 7,73 4,94 3,90 6,33 Zespól Elektrocieplowni Wroclawskich KOGENERACJA Spólka Akcyjna (WSE:KGN) Polen 7,44 5,39 4,26 6,94 Fintel Energia Group SpA (BIT:FTL) Italien 9,88 8,94 7,06 9,02 REN — Redes Energéticas Nacionais, SGPS, S.A. (ENXTLS:RENE) Portugal 19,97 7,64 6,04 10,05 GDF SUEZ S.A. (ENXTPA:GSZ) Frankreich 8,70 4,44 3,51 5,74 Burgenland Holding Aktiengesellschaft (WBAG:BHD) Österreich 6,08 5,54 4,38 6,08 Quelle: http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/datasets/Eurocompfirm.xls (abgerufen am 14. Juni 2014). (Die angegebenen WACC sind Nominalwerte (in USD und unter Verwendung des risikolosen Zinssatzes von 3,04 %) nach Steuern. Für die Definitionen laut Damodaran siehe: http://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/New_Home_Page/datafile/variable.htm).