Windenergie: Aufbruch in die neue Welt so gelingen Ihre Projekte auch ab 2017!

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1 Windenergie: Aufbruch in die neue Welt so gelingen Ihre Projekte auch ab 2017! Wolfram von Blumenthal / Dr. Wieland Lehnert 1

2 Kurzprofil BBH Becker Büttner Held gibt es seit Bei uns arbeiten Rechtsanwälte, Wirtschaftsprüfer und Steuerberater sowie Ingenieure, Berater und weitere Experten in unserer BBH Consulting AG. Wir betreuen über Mandanten und sind die führende Kanzlei für die Energie- und Infrastrukturwirtschaft. BBH ist bekannt als die Stadtwerke-Kanzlei. Wir sind aber auch viel mehr. In Deutschland und auch in Europa. Die dezentralen Versorger, die Industrie, Verkehrsunternehmen, Investoren sowie die Politik, z.b. die Europäische Kommission, die Bundesregierung, die Bundesländer und die öffentlichen Körperschaften, schätzen BBH. rund 250 Berufsträger, rund 550 Mitarbeiter Büros in Berlin, München, Köln, Hamburg, Stuttgart und Brüssel 2

3 Wolfram von Blumenthal Herr von Blumenthal beschäftigt sich mit Gesellschaftsrecht, Mergers & Acquisition (M&A) und allgemeinem Zivilrecht. Geboren 1966 in Marburg 1987 bis 1992 Studium der Rechtswissenschaften in Bonn und München 1995 bis 1998 Rechtsanwalt bei von Weidenbach und Kollegen München 1998 bis 2003 Leiter der Rechtsabteilung eines börsennotierten Unternehmens, Syndicus Seit 2004 Rechtsanwalt bei BBH München Seit 2007 Fachanwalt für Handels- und Gesellschaftsrecht Seit 2008 Partner bei BBH München Aufsichtsratsvorsitzender der Fritz Herzog Bauunternehmen AG Rechtsanwalt Fachanwalt für Handels- und Gesellschaftsrecht Partner München Pfeuferstr. 7 Tel +49 (0) wolfram.von.blumenthal@bbh-online.de 3

4 Dr. Wieland Lehnert Herr Dr. Lehnert berät umfassend im Recht der erneuerbaren Energien. Schwerpunkte seiner Tätigkeit sind dabei u.a. die Vermarktung erneuerbarer Energien, Fragen zum EEG-Ausgleichsmechanismus und zum Netzanschluss sowie die Politikberatung. Herr Dr. Lehnert hat zahlreiche Publikationen im Bereich erneuerbare Energien veröffentlicht und hält regelmäßig Vorträge. Geboren 1975 in Jena 1996 bis 2002 Studium der Rechtswissenschaften in Göttingen 2003 bis 2004 LL.M.-Studium, Universität Kapstadt/ Südafrika 2005 Promotion zu einem verfassungsvergleichenden Thema 2005 bis 2007 Referendariat, u. a. im Bundesumweltministerium Seit 2007 Rechtsanwalt bei BBH Rechtsanwalt Partner Counsel Berlin Magazinstr Tel +49 (0)

5 Agenda 1. Ausschreibungsverfahren im EEG 2017: Auswirkungen auf die Projektplanung 2. Förderhöhe und Erlöse: Was ändert sich im EEG 2017? 3. Wirtschaftliche Projektplanung Sicherheit der Cashflows nach dem EEG 2017 Rendite und Kosteneffizienz 5

6 Ausschreibungen Warum? Vorgaben zur Einführung von Ausschreibungen durch EU-Kommission (Beihilfeleitlinien UEBLL) zum Deutscher Gesetzgeber geht in EEG 2017 über Vorgaben der EU-Kommission hinaus: insbesondere Ausnahmeregelungen von Ausschreibungen von bis zu sechs Anlagen bis 18 MW wird nicht genutzt Gründe für Ausschreibungen: Höhere Kosteneffizienz Bessere Mengensteuerung Stand EEG 2017: Gesetz durch Bundestag (und Bundesrat) am verabschiedet: Inkrafttreten zum Abstimmung mit der EU-Kommission bis Herbst 2016: Änderungen ggf. noch möglich 6

7 Ausschreibungen Wann und wieviel? Gesamt 2017 X 800 MW MW MW MW MW 700 MW 700 MW 700 MW MW MW 700 MW 700 MW 700 MW MW Ab MW 950 MW (01.06.) und 950 MW (01.10) MW Besonderheiten für Netzausbaugebiete : Zuschlagssperre für Gebote für Anlagen in einem Netzausbaugebiet, wenn maximal bezuschlagungsfähige installierte Leistung überschritten würde Definition Netzausbaugebiet in Rechtsverordnung (zum ) Starke Belastung Übertragungsnetze (netzgebiets- oder landkreisscharf) Obergrenze: jährlich 58% der jährlich installierten Leistung (Jahresschnitt ) in dieser Region dürfen installiert werden 7

8 Ausschreibungen - Rahmenbedingungen Technologiespezifische Ausschreibungen (Wind an Land, Solar, Biomasse, Wind auf See) ABER: Pilotprojekt für technologieoffene Ausschreibungen in 2018 bis 2020 Außerdem Innovationsausschreibungen in 2018 bis 2020 Zuschlagsverfahren: pay-as-bid (nicht uniform pricing) Förderung anhand der gleitendenen Marktprämie Pflicht zur Direktvermarktung Erlöse: Marktpreiserlöse und Marktprämie Marktprämie: Förderwert abzüglich Durchschnittsmarktwert Wind (nach Anlage 1 EEG 2017) grds. keine Marktpreisrisiken Bindung des Zuschlags an Bieter, Anlagen und Standort. Damit keine Übertragbarkeit 8

9 Ausschreibungen - Teilnahmevoraussetzungen BImSchG-Genehmigung für alle Anlagen drei Wochen vor Gebotstermin Registrierung beim Anlagenregister (drei Wochen vor Gebotstermin) Sicherheit bei Angebotsabgabe: Gebotsmenge in kw x 30 Geltungsdauer des Zuschlags: Inbetriebnahme muss 30 Monate nach Zuschlagserteilung erfolgen Ausnahme: Verlängerung möglich, wenn ein Dritter einen Rechtsbehelf gegen die BImSchG-Genehmigung für das Projekt eingelegt hat und sofortige Vollziehbarkeit der Genehmigung angeordnet worden ist Ponälen, wenn Inbetriebnahme nicht innerhalb von 24 Monate nach Bekanntgabe Zuschlagserteilung: 10 /kw 26 Monate nach Bekanntgabe Zuschlagserteilung: 10 /kw 28 Monate nach Bekanntgabe Zuschlagserteilung: 10 /kw 9

10 Privilegierung für Bürgerenergiegesellschaften Voraussetzungen: Gesellschaft aus mindestens zehn natürlichen Personen mindestens 51 % der Stimmrechte bei Personen, die seit mindestens einem Jahr in Landkreis mit Erstwohnsitz gemeldet sind und kein Mitglied der Gesellschaft hält mehr als 10 Prozent der Stimmrechte und Gemeinde oder Gesellschaft, an der Gemeinde 100 % beteiligt ist, muss 10 % an Gesellschaft halten oder Angebot dazu erhalten haben haben Rechtsfolge Gebote für bis zu sechs Anlagen mit bis zu 18 MW können vor BImSchG- Genehmigung abgegeben werden Geringe Sicherheiten (Erstsicherheit: Gebotsmenge in kw x 15 ; Zweitsicherheit: Gebotsmenge in kw x 15 ) Geltungsdauer des Zuschlags: 54 Monate ab Zuschlag 10

11 Ausnahmen Keine Pflicht zur Ausschreibung für Anlagen, die vor dem in Betrieb gehen Keine Pflicht zu Ausschreibungen für Anlagen, die vor dem in Betrieb gehen, wenn BImSchG-Genehmigung vor dem erteilt Meldung der Genehmigung an Anlagenregister vor dem Kein Verzicht auf gesetzliche Vergütung bis Keine Pflicht zu Ausschreibungen für Pilotwindenergieanlagen (bis 125 MW pro Jahr) Was bedeutet dies für die Änderungsgenehmigungen, beispielsweise bei Änderung des Anlagentyps? 11

12 Ermittlung konkrete Förderhöhe Für Gebotswert besteht Höchstwert Ab : 7,00 Ct/kWh Ab : Durchschnitt der Gebotswerte des jeweils höchsten noch bezuschlagten Angebots der letzten drei Gebotstermine zuzüglich 8 % Konkrete Förderhöhe (anzulegender Wert) ermittelt sich aus: Gebotswert x Korrekturfaktor Korrekturfaktor richtet sich nach Gütefaktor Gütefaktor = Standortertrag/ Referenzertrag (in Prozent) Gütefaktor 70% 80% 90% 100% 110% 120% 130% 140% 150% Korrekturfaktor 1,29 1,16 1,07 1,00 0,94 0,89 0,85 0,81 0,79 Bsp. 1 (Ct/kWh) 9,03 8,12 7,49 7,00 6,58 6,23 5,95 5,67 5,53 Bsp. 2 (Ct/kWh) 7,74 6,96 6,42 6,00 5,64 5,34 5,10 4,86 4,74 12

13 Ermittlung konkrete Förderhöhe Standortertrag = eingespeiste Menge + fiktive Menge Fiktive Strommenge Technische Nichtverfügbarkeit von mehr als 2 % des Bruttostromertrags Aufgrund des Regelenergiemarktes nicht erzeugte Mengen Aufgrund von Abregelung des Netzbetreibers nicht erzeugte Mengen Sonstige nicht eingespeiste Mengen (Drosselung, Eigenversorgung, unmittelbare Lieferung an Dritte) Referenzertrag bleibt nahezu unverändert: Referenzanlage (Typ, Rotorkreis, Nennleistung und Nabenhöhe) Referenzstandort (6,45 m/s in 100 m Höhe, Hellman Exponent) Rechnerische Ermittlung anhand von Leistungskennlinien 13

14 Ermittlung konkrete Förderhöhe Neuermittlung des Standortertrags alle fünf Jahre (zu Beginn des 6., 11. und 16 Betriebsjahres Dadurch wird Gütefaktor bzw. Korrekturfaktor alle fünf Jahre neu bestimmt Weicht Gütefaktor einer 5-Jahres-Periode um mehr als 2 Prozentpunkte vom angesetzten Gütefaktor der ersten 5-Jahres-Periode ab, sind Zuviel-/ Zuwenigzahlungen der Vergütungen auszugleichen Ansprüche des Netzbetreibers sind dabei zu verzinsen (Zinssatz: 1% über EURIBOR am ersten Tag des Überprüfungszeitraums) Ansprüche des Anlagenbetreibers dagegen wohl nicht zu verzinsen 14

15 Einstufiges (EEG 2017) vs. zweistufiges (EEG 2014) Referenzmodell Anfangs- und Grundvergütung Einmalige Überprüfung nach 5 Jahren Ertrag der Anlage gleich Referenzertrag, Anfangsvergütung 11,94 Jahre Mischpreis bei MWh p.a. 7,31 ct/kwh Höchstwert von 7 ct/kwh in 2017 mit anschließender dynamischer Anpassung Überprüfung im 6., 11. und 16. Betriebsjahr mit gegenseitigem Erstattungsanspruch (2 %) Standortertrag gleich Referenzertrag, Vergütung deutlich niedriger (min. 4,23 %) 15

16 Vergleich Vergütung EEG 2014 EEG 2017 Gütefaktor in % Korrekturfacktor 1,29 1,29 1,16 1,07 1,00 0,94 0,89 0,85 0,81 0,79 MWh p.a ,3 ct/kwh (EEG 2014) , , , , , , , , , ,00 7,0 ct/kwh , , , , , , , , , ,00 6,5 ct/kwh , , , , , , , , , ,00 6,0 ct/kwh , , , , , , , , , ,00 Das Mengenrisiko wird nur teilweise durch die Anpassung des anzulegenden Wertes ausgeglichen! 16

17 Projektplanung integrierte (kostenbasierte) Planung Grundsätze der Projektplanung Integrierte Planung mit aufeinander abgestimmten Plan-Bilanzen Plan-Gewinn- und Verlustrechnungen Plan-Kapitalflussrechnungen [ ] [ ] Anlagevermögen Technische Anlagen Umlaufvermögen Forderungen aus LuL Guthaben bei Kreditinsitituten Bankguthaben Kapitaldienstreserve Umsatzerlöse Betriebsaufwand Aktive Rechnungsabgrenzung Wartung und Instandhaltung Pachten Bilanzsumme Avalgebühren Eigenkapital Rückbaukosten Strombezug Haftkapital Versicherung Bilanzgewinn/-verlust [ ] Sonstiger 2017 Betriebsaufwand Kaufmännische und technische Betriebsführung Rückstellungen Jahresüberschuss Abschreibungen Verwaltungsaufwand Rückstellung Rückbauverpflichtun /- Erhöhungen / Verminderungen der Rückbaureserve Allgemeine Verwaltungskosten /+ Erhöhungen / Verminderungen der Forderungen Geschäftsführungskosten Verbindlichkeiten /- Erhöhungen / Verminderungen der Verbindlichkeiten 0 0 Einmalige 0 Transaktionskosten Bankverbindlichkeiten langfr = Cashflow aus laufender Geschäftstätigkeit = EBITDA Sonstige Verbindlichkeiten Zahlungen in das Anlagevermögen Abschreibungen = Cashflow aus Investitionstätigkeit Bilanzsumme = EBIT Einzahlungen in das Eigenkapital Entnahmen aus dem Eigenkapital 0 0Zinsergebnis Ausschüttung an Gesellschafter 0 0 Zinsergebnis aus Rückstellungsbewertung Erhöhung/Verminderung Kapitaldienst- und Rückbaureserv Zinsertrag Guthaben Kreditinstitut Einzahlung Langfristkredite Zinsaufwand 0 Darlehen Auszahlung aus der Tilgung von Langfristkrediten = Cashflow aus Finanztätigkeit Steuern vom Einkommen und Ertrag Gewerbesteuer Gesamtkapitalrendite vor Steuern Jahresüberschuss/ -fehlbetrag Zahlungsstrom an EK-Geber Gewerbesteuer Tilgung Zinsen Zeitpunkte der Zahlungsströme Gesamtkapitalrendite (interner Zinsfuß) 5,81% 17

18 Projektplanung integrierte (kostenbasierte) Planung Grundsätze der (kostenbasierten) Projektplanung Planung der Kostenstruktur Entwicklung der Zielmarge Ableitung des anzulegenden Werts der Prognose der Windmengen und den Umsatzerlösen Anzulegender Wert = Umsatzerlöse Windmenge 18

19 Projektplanung Entwicklung der Marge und Ableitung der Projektrendite Plan-Gewinn- und Verlustrechnung [ ] Betriebsaufwand Verwaltungsaufwand = OPEX Abschreibungen Zinsergebnis = KAPEX Summe der Betriebskosten Entwicklung der Projektrendite Marge vor Steuern % 5,50% 0,07 Marge vor Steuern Summe der Umsatzerlöse Projektrendite 2,44% Umsatzerlöse EBT Steuern vom Einkommen und Ertrag Jahresüberschuss/ -fehlbetrag Das Beispielprojekt wurde unter dem EEG 2014 mit einer Projektrendite vor Steuern von über 5,0 % realisiert. 19

20 Projektplanung Entwicklung der Marge und Ableitung der Projektrendite Fazit Durch den Korrekturfaktor wird das Windrisiko nur teilweise ausgeglichen Die gewohnten Projetrenditen werden zukünftig nur durch Senkung der Kosten realisiert werden können Die Projektrenditen werden maßgeblich von der Reaktion der Marktteilnehmer beeinflusst (Preis der Anlagen, Wartung, Pacht, Bieterverhalten) 20

21 Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit. RA Wolfram von Blumenthal, BBH München Tel +49 (0) RA Dr. Wieland Lehnert, BBH Berlin Tel +49 (0)