EEG Finanzierungsrelevante Änderungen

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1 EEG 2014 Finanzierungsrelevante Änderungen Dr. Stefan Geiger Das neue EEG Auswirkungen auf die Finanzierung von Onshore-Windprojekten 17. September 2014

2 Stenger LLP Mittelständische Wirtschaftskanzlei mit Sitz in Hamburg 13 Berufsträger, 6 Partner Mandanten sind in- und ausländische Unternehmen, Banken und die öffentliche Hand Energie Immobilien Internationales Netzwerk Stenger LLP ist langjähriges Mitglied des International Business Law Consortium (IBLC), einem Verbund internationaler Anwaltskanzleien Infrastruktur Luftverkehr

3 Unser Fokus: Planung, Finanzierung und Realisierung von EE-Projekten Gestaltung und Verhandlung der Finanzierungsverträge Durchführung und Organisation der Legal Due Diligence Energie Gestaltung und Verhandlung der Projektverträge Begleitung bei der Projektplanung und -entwicklung Beratung in streitigen Angelegenheiten Fondstrukturierungen Begleitung bei der Veräußerung oder dem Erwerb des Projekts Beratung von über 100 EE-Projekten mit einer Gesamtleistung von mehr als MW im In- und Ausland (u.a. Spanien, Italien, Frankreich, Belgien, England, Bulgarien und Tschechien)

4 EEG Ziele des Gesetzes 2. Änderungen bei der Förderung der Onshore-Windenergie 2.1 Verpflichtende Direktvermarktung 2.2 Kürzere Laufzeit der Anfangsvergütung 2.3 Degression und atmender Deckel 2.4 Verringerung der Förderung 2.5 Ausschreibung 2.6 Übergangsregelungen 3. Fazit 1

5 2 1. (Widerstreitende) Ziele des Gesetzes Ausbau der EE heute ca. 25% (Bruttostromverbrauch) bis 45% bis 60% % Maßnahmen Markt- und Netzintegration Mengensteuerung Gleichzeitig Durchbrechung der Kostendynamik Bezahlbarkeit der Energiewende für Bürger und Wirtschaft (Akzeptanz der EE) Europarechtskonforme Ausgestaltung des EEG Kosteneffizienz und angemessene Verteilung der Ausbaukosten

6 1. Ausbaupfad, 3 EEG Konzentration auf kostengünstige Technologien (Windenergie an Land und PV) Förderung von Wind auf See wegen hoher Kostensenkungspotentiale Technologiespezifische Ausbauziele, 1 Abs. 2 Satz 2 EEG Windenergie auf See: 6,5 GW bis 2020 und 15 GW bis 2030 Windenergie an Land: 2,5 GW jährlich (atmender Deckel) Solarenergie: 2,5 GW jährlich (atmender Deckel) Bioenergie 100 MW jährlich Geothermie und Wasserkraft (keine Mengensteuerung) 3

7 2. Finanzielle Förderung der Windenergie an Land Förderanspruch der Anlagenbetreiber gegen den Netzbetreiber ( 19 Abs. 1 EEG) geförderte Direktvermarktung nach 34 EEG Einspeisevergütung als Ausfallvermarktung nach 38 EEG Förderdauer: 20 Kalenderjahre zuzüglich Inbetriebnahmejahr ( 22 EEG) Vorrang der Direktvermarktung 4

8 2. Förderung der Windenergie an Land, 23 Abs. 1 Satz 2 i.v.m. 49 EEG Anzulegender Wert = der zur Ermittlung der Marktprämie oder der Einspeisevergütung für Strom aus EE zugrunde zu legende Betrag in Cent pro Kilowattstunde: Grundwert Anfangswert 4,95 Cent pro Kilowattstunde ( 49 Abs. 1 EEG) 8,9 Cent pro Kilowattstunde ( 49 Abs. 2 EEG) Repowering-Bonus gestrichen, Systemdienstleistungsbonus nicht verlängert 5

9 2.1 Geförderte Direktvermarktung, 34 EEG 34 EEG (entspricht 33g Abs. 1 und 2 EEG 2012) Anspruch der Anlagenbetreiber gegen den Netzbetreiber auf Marktprämie Erlös besteht aus 2 Komponenten: (1) Preis, den der Direktvermarkter beim Verkauf am Markt erzielt (2) Marktprämie Marktprämie wird rückwirkend anhand der für den jeweiligen Kalendermonat berechneten Wert nach Anlage 1 zum EEG 2014 ermittelt: MP = AW - MW (= Differenz zwischen anzulegendem Wert und dem energiespezifischen Monatsmarktwert) Managementprämie gestrichen (Kosten für Direktvermarktung im anzulegenden Wert enthalten) 6

10 2.1 Voraussetzungen der Marktprämie, 35 EEG Nr. 1: Kein vermiedenes Netzentgelt (= 33c Abs. 2 Nr. 1b EEG 2012) Verhinderung einer doppelten Förderung, indem der Anlagenbetreiber vermiedene Netzentgelte nach 18 StromNEV bezieht Nr. 2: Fernsteuerbarkeit der Anlage i.s.v. 36 EEG Fernsteuerbarkeit ist bis zum Beginn des zweiten auf die Inbetriebnahme der Anlage folgenden Kalendermonat zu erfüllen Nr. 3: Sortenreiner Marktprämienbilanzkreis (= 33c Abs. 2 Nr. 4 EEG 2012) Sicherstellung der Überprüfbarkeit der Vermarktung und Ausschluss einer missbräuchlichen Doppelvermarktung ( Erzeugerbilanzkreis ) Vertragliche Regelungen zur Gewährleistung der Voraussetzungen 7

11 2.1 Fernsteuerbarkeit, 36 EEG Fernsteuerbarkeit ist konstitutiv für die Inanspruchnahme der Marktprämie (nicht mehr bloß Voraussetzung für die erhöhte Marktprämie) Voraussetzungen entsprechen mit leichten Modifikationen 3 MaPrV Abs. 1 - Technische Einrichtungen für die Fernsteuerbarkeit für Abruf der Ist-Einspeisung und der Reduzierung der Einspeiseleistung (= 3 Abs. 1 MaPrV) - Einräumung entsprechender Befugnisse gegenüber dem Direktvermarkter / Dritten Abs. 2 - sichere Anbindung der Anlagen, intelligente Zähler nach 21c/d/e EnWG (= 3 Abs. 3 MaPrV) Abs. 3 - Einspeisemanagement ( 14 EEG) darf nicht beschränkt werden (= 3 Abs. 4 MaPrV) 8

12 2.1 Ausfallvermarktung, 38 Abs. 1 EEG Anlagenbetreiber können für Strom aus EE, den sie nach 20 Abs. 1 Nr. 4 dem Netzbetreiber zur Verfügung stellen, von diesem Netzbetreiber eine Einspeisevergütung verlangen. Einspeisevergütung wenn Direktvermarktung noch nicht möglich (Fehlen von Stammdaten, etwa Zählpunktbezeichnung, Anlagenschlüssel etc.) oder bei Insolvenz des Direktvermarkters Pauschaler Abschlag i.h.v. 20% auf den anzulegenden Wert Wirtschaftlich unattraktiv, daher nur Notfalloption Ziel: Reduzierung des Risikos und Begrenzung der Finanzierungskosten 9

13 2.1 Wechsel zwischen den Veräußerungsformen, 20 EEG 1. Anlagenbetreiber dürfen mit jeder Anlage nur zum ersten Kalendertag eines Monats zwischen den folgenden Veräußerungsformen wechseln: Geförderte Direktvermarktung Sonstige (nicht geförderte) Direktvermarktung Einspeisevergütung nach 38 EEG 2. Anlagenbetreiber dürfen den in einer Anlage erzeugten Strom weiterhin prozentual in verschiedenen Veräußerungsformen veräußern ( 20 Abs. 2 EEG) 3. Anlagenbetreiber können jederzeit ihren Direktvermarktungsunternehmer wechseln den Strom vollständig oder anteilig an Dritte veräußern, sofern diese den Strom in unmittelbarer räumlicher Nähe zur Anlage verbrauchen und der Strom nicht durch ein Netz durchgeleitet wird. 10

14 2.1 Wechselverfahren, 21 EEG Wechsel zwischen den Veräußerungsformen muss dem Netzbetreiber vor Beginn des jeweils vorangegangen Kalendermonat mitgeteilt werden (einmonatige Wartefrist) Beispiel: beabsichtigter Wechsel zum 1. Januar 2015 Wechselmitteilung vor Beginn des Monats Dezember Verkürzte Wechselfrist bei Ausfallvermarktung Wechsel aus oder in die Ausfallvermarktung ( 20 Abs. 2 Nr. 4 EEG) müssen bis zum fünftletzten Werktag des Vormonats mitgeteilt werden Ausfallvermarktung und kurze Wechselfrist begrenzen das Risiko der Direktvermarktung 11

15 2.2 Laufzeit der Anfangsvergütung EEG 2012 Anfangsvergütung variiert zwischen 5 Jahren (150% des Referenzertrags) und 20 Jahren (82,5% des Referenzertrags) EEG 2014 Anfangsvergütung variiert zwischen 5 Jahren (130% des Referenzertrags) und 20 Jahren (80% des Referenzertrags) Frist verlängert sich um einen Monat pro 0,36% des Referenzertrags, um den der Ertrag der Anlage 130% des Referenzertrag unterschreitet Zusätzlich: Frist verlängert sich um einen Monat pro 0,48% des Referenzertrags, um den der Ertrag der Anlage 100% des Referenzertrags unterschreitet (Anlage 2 des EEG Referenzertrag ) 12

16 2.2 Laufzeit der Anfangsvergütung Geringere Erlöse und Laufzeit der Anfangsvergütung bei der Finanzierung berücksichtigen 13

17 2.3 Degression und atmender Deckel, 26 und 29 EEG (I) Zielkorridor Netto-Zubau von WEA an Land: bis MW pro Jahr Allgemeine Degression Verringerung der anzulegenden Werte ab 2016 zum 1. Januar, 1. April, 1. Juli und 1. Oktober jeweils um 0,4% gegenüber dem vorangegangen Kalendermonat (bisher: 1,5% pro Jahr) Überschreitung und Unterschreitung des Ausbaukorridors ( atmender Deckel ) Stufenweise erhöhte Degression in Abhängigkeit der Summe in MW, um den die installierte Leistung den Zielkorridor im Bezugszeitraum überschreitet, Spiegelbildliche stufenweise Absenkung der Degression, in denen der Zielkorridor im Bezugszeitraum überschritten wird Erhöhung der anzulegenden Werte i.s.v. 49 EEG, in denen der Zielkorridor im Bezugszeitraum um mehr als 600 MW (Erhöhung um 0,2%) bzw. 800 MW (Erhöhung um 0,4%) unterschritten wird 14

18 2.3 Degression und atmender Deckel, 26 und 29 EEG (II) Bezugszeitraum Zeitraum nach dem letzten Kalendertag des 18. Monats und vor dem ersten Kalendertag des 5. Monats, der einem Zeitpunkt nach 29 Abs. 2 EEG vorausgeht (= 12-Monats-Zeitraum) Zubau-Berechnung Differenz zwischen Summe der registrierten installierten Leistung und der Summe der registrierten endgültig stillgelegten Leistung (= Netto-Zubau) 15

19 2.3 Zeitlicher Ablauf der Projektrealisierung Degression zum Errichtungsphase Bezugszeitraum Inbetriebnahme Anzulegender Wert steht erst etwa fünf Monate vor Inbetriebnahme fest 16

20 2.4 Verringerung der Vergütung bei negativen Preisen, 24 EEG Umsetzung der Umwelt- und Energiebeihilfen der EU-Kommission Reduzierung des anzulegenden Werts auf null, wenn die Preise der Stundenkontrakte für die Preiszone Deutschland/Österreich am Spotmarkt der Strombörse EPEX Spot SE in Paris an mindestens sechs aufeinanderfolgenden Stunden negativ ist Verringerung auf null betrifft die Einspeisung in diesen sechs Stunden sobald die Kette der unmittelbar aufeinanderfolgenden negativen Stundenkontrakte unterbrochen wird, müssen zunächst wieder sechs Stunden am Stück negative Preise herrschen Ermittlung der Strommenge über die Bilanzkreisabrechnung möglich Regelung gilt nicht für (1) Anlagen, die vor dem 1. Januar 2016 in Betrieb genommen worden sind (2) WEA mit installierter Leistung unter 3 MW (andere Anlagen unter 500 kw) (3) Demonstrationsobjekte 17

21 2.4 Verringerung der Förderung, 25 EEG (I) Verringerung auf Null ( 25 Abs. 1 EEG) Fehlende Übermittlung der zur Registrierung der Anlage erforderlichen Angaben Fehlende Übermittlung einer Erhöhung der installierten Leistung (Sanktion bezieht sich nur auf den Anteil, der der erhöhten Leistung entspricht) Dauer der Verringerung Solange : Bis zur Übermittlung der fehlenden Angaben 18

22 2.4 Verringerung der Förderung, 25 EEG (II) Verringerung auf Monatsmarktwert ( 25 Abs. 2 EEG) Nr. 1: Nr. 2: Nr. 3: Nr. 4: Nr. 5: Nr. 6: Technische Vorgaben der 9 Abs. 1, 2, 5 und 6 sowie 20 Abs. 1 EEG Wechselfristungen und -mitteilungen, 20 Abs. 1 i.v.m. 21 EEG Abrechnung mehrerer Anlagen über gemeinsame Messeinrichtung bei Inanspruchnahme unterschiedlicher Förderungen Pflicht zur Gesamtandienung Doppelvermarktungsverbot Vorbildfunktion öffentlicher Gebäude (EEWärmeG) Dauer der Verringerung ( 25 Abs. 2 Satz 2 EEG) Nr. 2 und 3: Bis zum Ablauf des Kalendermonats, der auf die Beendigung des Verstoßes folgt Nr. 5: Für die Dauer des Verstoßes zzgl. der darauf folgenden sechs Kalendermonate 19

23 2.5 Ausschreibung der Förderung von PV-Freiflächenanlagen, 55 EEG Pilotvorhaben: PV-Freiflächenanlagen relativ kurze Planungs- und Genehmigungszeiträume vergleichsweise geringe spezifische Investitionen im Planungsprozess 55 EEG legt Grundsätze fest, Konkretisierung erfolgt durch Rechtsverordnung Durchführung der Ausschreibungen durch BNetzA Art der finanziellen Förderung offen, Gebot auf den anzulegenden Wert Anspruch auf finanzielle Förderung nur bei Förderberechtigung, die im Rahmen der Ausschreibung vergeben wurde sechs Monate nach der erstmaligen öffentlichen Bekanntmachung eines Ausschreibungsverfahrens entfällt die Förderung nach 49 EEG Öffentliche Konsultation zum Eckpunktepapier ( 20

24 2.6 Übergangsvorschriften, 100 EEG Grundsätzliche Geltung des EEG 2014 für Bestandsanlagen, ABER: Anforderungen und Vergütungssätze gelten für Bestandsanlagen fort (Vertrauensschutz) Direktvermarktung: Fernsteuerbarkeit ab 1. April 2015 ( 100 Abs. 1 Nr. 5 EEG) Managementprämie für Bestandsanlagen ( 100 Abs.1 Nr. 8 EEG) 2014 Managementprämie wird gemäß Anlage 4 zum EEG 2012 fortgeführt 2015 Absenkung der Managementprämie um 0,1 C/kWh für fernsteuerbare WEA (Kein Vertrauensschutz, da Absenkung bereits nach 64f Nr. 3 EEG 2012 möglich) Erweiterung des Bestandsschutzes ( 100 Abs. 3 EEG) Genehmigung oder Zulassung vor dem 23. Januar 2014 Inbetriebnahme bis zum 31. Dezember

25 3. Fazit Auswirkungen des EEG 2014 auf die Finanzierung von Windprojekten Beschreibung Trend 1. Direktvermarktung Verpflichtende Direktvermarktung Bonität des Direktvermarkters Ausfallvermarktung 2. Vergütungsstrukturen Neue Berechnung der Anfangsvergütung Ausbaukorridor für Windenergie führt zu Unsicherheit bei der Förderung Neue Vertragsbedingungen für Finanzierungen und Finanzierungstrukturen 3. Ausschreibungen Ab 2017 Ausschreibung von Windprojekten (?) 22

26 Ihr Ansprechpartner Dr. Stefan Geiger Stefan Geiger ist Partner der Stenger LLP. Er ist Fachanwalt für Verwaltungsrecht und auf das Bau-, Planungs- und Umweltrecht sowie das Energierecht spezialisiert. T: +49 (40) M: sgeiger@stengerllp.de 10

27 Englische Planke Hamburg T: +49 (40) F: +49 (40) contact@stengerllp.de