MEG I (400 MW) - Vergleich 5 MW AREVA vs. 6 MW ALSTOM

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1 MEG I (400 MW) - Vergleich 5 MW AREVA vs. 6 MW ALSTOM AREVA 5 MW Anzahl Windkraftanlagen ALSTOM 6 MW Beginn Installation Windkraftanlage Juni 2016 Mai 2017 Bauende Ende 2017 Ende 2017 Stromproduktion pro Jahr 1.702,5 GWh 1.861,4 GWh EPC CAPEX T T Fremdkapital (66,5% Verschuldung) T T * Nettovolllaststunden h h Projektrendite vor Steuern 10,0% 10,0% Unternehmenswert 664 Mio. 746 Mio. * höheres Fremdkapital möglich durch Exportkreditversicherungen in Frankreich (ALSTOM)

2 Geschäftsplan

3 Rahmendaten Standort: Fläche: Wassertiefe: Baugrund: 45 km nördlich von Borkum ca. 46 km² 25 m - 35 m Sandböden, gut rammbar Anzahl Windkraftanlagen: 80 WEA à 5 MW Leistung: Gesellschafter: 400 MW 66,7% FC Windenergy 33,3% Windreich GmbH Allgemeine Informationen: BSH- Genehmigung: Hohe prognostizierte Windgeschwindigkeiten und Erträge, welche durch den Testpark alpha ventus auch in den unterdurchschnittlichen Windjahren 2011 und 2012 bestätigt wurden Netzanschlusszusage: Fertigstellung: Baugenehmigung erteilt Zeitplan: Fertigstellung 4. Quartal 2017 Unbedingte Netzanschlusszusage erhalten im Mai Quartal

4 Projektdaten Standort: In der deutschen Nordsee, ca. 45 km nördl. von Borkum Koordinaten Umspannplattform: 06 33'39,19''E 54 02'14,48''N Baugenehmigung: erteilt am Anzahl Windkraftanlagen: 80 Hersteller und Typ: AREVA Wind Nennleistung: 5 MW pro WEA Gesamt Nennleistung: 400 MW Nabenhöhe: 95/100 m Rotordurchmesser: 116/135 m Nennwindgeschwindigkeit: 12,5 m/s Wassertiefe: 25 m - 35 m Wartung: Vollwartungsvertrag mit AREVA Wind Service- und Trafoplattform: Alstom, schwimmend und selbsterrichtend Mittlere Windgeschwindigkeit in Nabenhöhe: 10 m/s, bestätigt durch alpha ventus Echtwerte 2011 und 2012 Start Errichtung Umspannplattform: Park Fertigstellung: Volllaststunden im Park mit 80 Anlagen nach Abschattung: Energieproduktion: GWh pro Jahr CO 2 Einsparung (ggü. neuem Steinkohlekraftwerk): t pro Jahr

5 Projektdaten Gestehungskosten: Mio. 49% Eigenkapital Mio. 51% Fremdkapital Mio. Zinssatz während der Bauphase: 5,35% Zinssatz während der Betriebsphase: 5,15% Tilgungszeitraum: 10,0 Jahre 1. Phase der Einspeisevergütung nach EEG: 19 cent/kwh Laufzeit der 1. Phase: 8 Jahre 2. Phase der Einspeisevergütung nach EEG: 15 cent/kwh Laufzeit der 2. Phase: 1,72 Jahre Stromerlöse nach Auslaufen der EEG-Vergütung: Ø Pöyry / BP + CO2 Dauer Betriebsphase: 25 Jahre Inflationsrate: 2% Abschreibungszeitraum: 12 Jahre Restwert (lediglich Materialwertansatz; Projektende) ca.: 89 Mio. Rückbaukosten (Projektende): -66 Mio. Jährliche Einspeiseerlöse anfänglich: 330 Mio. Anfängliche Bewirtschaftungskosten: 50 Mio. Zins und Tilgung anfänglich: 156 Mio. Gesamtüberschuss vor Steuern: 124 Mio

6 Mittelverwendung 1) Investitionskosten EPC Kosten T Unternehmenswert T Transaktionskosten T Zwischensumme 1 T ) Kosten während der Bauphase Owner's Engineer Vertrag - WKU T Versicherung (im EPC Vertrag enthalten) T Wartung (Bauphase) + Spare Parts Package T Zwischensumme 2 T

7 Mittelverwendung 3) Zinsen, Garantien und Reserven Bauzeitzinsen T Bereitstellungskosten für FK T Geldbeschaffungskosten T Vorfinanzierung Schuldendienstreservekonten T Bauzeitsteuern T 271 Working Capital T Zinserträge T -116 Zwischensumme 3 T ) Stromerlöse Stromerlöse während der Bauzeit T Zwischensumme 4 T Summe Mittelverwendung T

8 Mittelherkunft 5) Eigenkapital 6) Fremdkapital Gesellschafterdarlehen T Stammkapital T Fremdkapital T Summe Mittelherkunft T

9 Geplante Finanzierungsstruktur Eigenkapital Gesellschafterdarlehen Fremdkapital 39% 51% 10% Eigenkapital 839 Mio. Ges-Darlehen 200 Mio. Fremdkapital Mio

10 EK und FK über die Projektlaufzeit Eigenkapital Gesellschafterdarlehen Fremdkapital in Mio

11 Kennziffern FK-Deckung DSCR LLCR PLCR 3,50 3,31 3,00 2,50 2,00 1,73 1,75 1,50 1,00 0,50 - DSCR LLCR PLCR DSCR = Debt Service Coverage Ratio LLCR = Life Loan Coverage Ratio PLCR = Project Life Coverage Ratio

12 Cashflows während der Betriebsphase in Mio. Betriebskosten FK-Zinsen FK-Tilgung Steuern Ges-Darlehen Zinsen Ges-Darlehen Tilgung Dividenden Rückführung EK

13 Cashflows während der Betriebsphase Betriebskosten FK-Zinsen FK-Tilgung Steuern Ges-Darlehen Zinsen Ges-Darlehen Tilgung Dividenden Rückführung EK in Mio

14 Cashflow der Gesellschafter Einzahlung Eigenkapital und Gesellschafterdarlehen Ausschüttungen an Gesellschafter in Mio

15 Bauphase Stand: Fall: Berechnung für: 100% der Anteile # Jahr Monat Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez Jan Feb Mrz 1) Investitionskosten Einheit EPC Kosten (AREVA // Hochtief) - CAPEX T Umspannwerk T Unternehmenswert T Transaktionskosten T Summe T ) Kosten während der Bauphase Owner's Engineer Vertrag - WKU T ProjectCo Kosten (Bauphase) - MEG I Versicherung (im EPC Vertrag enthalten) T Wartung (Bauphase) + Spare Parts Package T Summe T ) Zinsen, Garantien und Reserven Bauzeitzinsen T Bereitstellungskosten für FK T Geldbeschaffungskosten T Vorfinanzierung Schuldendienstreservekonten T Bauzeitsteuern T Working Capital T Zinserträge T Summe T ) Stromerlöse - bis Ende 2017 gedeckelt auf 288 MW Summe T Summe Mittelverwendung Summe T Kumulierte Summe T ) Eigenkapital und Gesellschafterdarlehen Eigenkapital (Stammkapital + Gesellschafterdarlehen) T ) Fremdkapital 5+6 Summe Mittelherkunft Management Case Typ Windkraftanlage: AREVA Wind M5000 Nabenhöhe: 95/100 m Nennleistung: 5 MW Rotordurchmesser: 116/135 m Anzahl Windkraftanlagen: 80 Stück Beginn Errichtung Umspannplattform: Parkleistung: 400 MW Beginn Inbetriebnahme: Zinssatz Bauphase: 5,35% Ende Bauphase: Zinssatz Betriebsphase: 5,15% Capex: T Fremdkapital T Summe T Kumulierte Summe T

16 Abschreibungsdauer: Technische Verfügbarkeit: 12 Jahre 97,5% Netto Volllaststunden (red. wegen Abschattung) ab 2017 (-2,4%) ab 2018 (-4,1%) ab 2021 (-5,3%) h h h Windreich GmbH - Esslinger Straße 11-15, Wolfschlugen - Tel.: +49 (0) 7022 / Fax: +49 (0) 7022 / Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez Jan Feb Mrz Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt

17 Nov Dez Jan Feb Mrz Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez Summe

18 Betriebsphase Stand: Fall: Management Case Berechnung für: 100% der Anteile Eigenkapital (48,7%): T Fremdkapital (51,3%), mit einem von DSCR 1,3: T Technische Verfügbarkeit: 97,5% Zinssatz Betriebsphase: 5,15% Tilgungszeitraum: 10,0 Jahre Netto ab 2017 (-2,4%) h Jährliche Energieproduktion: GWh EEG-Vergütung zweite Phase: 15,4 Cent/KWh Volllaststunden (red. wegen ab 2018 (-4,1%) h EEG-Vergütung erste Phase: 19,4 Cent/KWh Laufzeit zweite Phase: 1,72 Jahre Abschattung) ab 2021 (-5,3%) h Laufzeit der ersten Phase: 8 Jahre Erlöse nach EEG-Vergütung: Ø Pöyry / BP + CO 2 Periode Jahr Einspeisevergütung Einheit Prognostizierter Stromertrag MWh CO 2 - Einsparung Tonnen Einspeise-Tarif Cent/kWh 19,40 19,40 19,40 19,40 19,40 19,40 18,83 16,42 15,02 14,96 12,61 CO 2 -Zertifikatehandel Cent/kWh 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2,85 Einnahmen T ) Gesamterträge Erträge (Stromerlöse / CO 2 -Zertifikatehandel) T Zinserträge (Reservekonto usw.) T Rohstoffwert Ende Betriebsphase (abzgl. Kosten Rückbau) T Gesamt T ) Opex Balance of Plant Wartung T ProjectCo Kosten - MEG I T AREVA Wartung T Versicherung T Asset Management Vertrag - WKU Service T Betriebsausgaben T Operative Zahlungsströme T ) Zinsaufwand Zinsen T Zahlungsströme vor Steuern T ) Steuer Steuer (Steuersatz 30,46%) T Zahlungsströme nach Steuern T ) Tilgungen Tilgungsbetrag Fremdkapital T Darlehensstand zum Jahresende T Zahlungsströme nach Finanzierung T ) Reservekonten Kontostand Schuldendienstreservekonto T Zahlungsströme nach Bedienung Reservekonten T ) Sonstiges Änderungen des working capital T Zahlungsströme nach Änderungen working capital T Ausschüttungen Ausschüttungssumme T Dieses Cashflow Modell beruht auf Annahmen, die laufenden Veränderungen unterliegen. Alle Werte sind netto, d.h. ohne Umsatzsteuer.

19 Windreich GmbH - Esslinger Straße 11-15, Wolfschlugen - Tel.: +49 (0) 7022 / Fax: +49 (0) 7022 / Summe ,21 13,79 14,45 15,08 15,61 16,28 16,83 17,64 18,39 19,18 20,03 20,82 21,28 21,76 2,94 3,02 3,08 3,14 3,20 3,26 3,33 3,39 3,46 3,52 3,59 3,67 3,67 3, Projektrendite vor Steuern: 10,0% Eigenkapitalrendite vor Steuern: 10,3% Eigenkapitalrendite nach Steuern: 8,7%

20 Geschäftsplan

21 Rahmendaten Standort: Fläche: Wassertiefe: Baugrund: 45 km nördlich von Borkum ca. 46 km² 25 m - 35 m Sandböden, gut rammbar Anzahl Windkraftanlagen: 67 WEA à 6 MW Leistung: Gesellschafter: 402 MW 66,7% FC Windenergy 33,3% Windreich GmbH Allgemeine Informationen: BSH- Genehmigung: Hohe prognostizierte Windgeschwindigkeiten und Erträge, welche durch den Testpark alpha ventus auch in den unterdurchschnittlichen Windjahren 2011 und 2012 bestätigt wurden Netzanschlusszusage: Fertigstellung: Baugenehmigung erteilt Zeitplan: Fertigstellung 4. Quartal 2017 Unbedingte Netzanschlusszusage erhalten im Mai Quartal

22 Projektdaten Standort: In der deutschen Nordsee, ca. 45 km nördl. von Borkum Koordinaten Umspannplattform: 06 33'39,19''E 54 02'14,48''N Baugenehmigung: erteilt am Anzahl Windkraftanlagen: 67 Hersteller und Typ: AREVA Wind Nennleistung: 6 MW pro WEA Gesamt Nennleistung: 402 MW Nabenhöhe: 105 m Rotordurchmesser: 150 m Nennwindgeschwindigkeit: 12,5 m/s Wassertiefe: 25 m - 35 m Wartung: Vollwartungsvertrag mit AREVA Wind Service- und Trafoplattform: Alstom, schwimmend und selbsterrichtend Mittlere Windgeschwindigkeit in Nabenhöhe: 10 m/s, bestätigt durch alpha ventus Echtwerte 2011 und 2012 Start Errichtung Umspannplattform: Park Fertigstellung: Volllaststunden im Park mit 80 Anlagen nach Abschattung: Energieproduktion: GWh pro Jahr CO 2 Einsparung (ggü. neuem Steinkohlekraftwerk): t pro Jahr

23 Projektdaten Gestehungskosten: Mio. 31% Eigenkapital 549 Mio. 69% Fremdkapital Mio. Zinssatz während der Bauphase: 5,35% Zinssatz während der Betriebsphase: 5,15% Tilgungszeitraum: 10,0 Jahre 1. Phase der Einspeisevergütung nach EEG: 19 cent/kwh Laufzeit der 1. Phase: 8 Jahre 2. Phase der Einspeisevergütung nach EEG: 15 cent/kwh Laufzeit der 2. Phase: 1,72 Jahre Stromerlöse nach Auslaufen der EEG-Vergütung: Ø Pöyry /(BP-15%) + CO2 Dauer Betriebsphase: 25 Jahre Inflationsrate: 2% Abschreibungszeitraum: 12 Jahre Restwert (lediglich Materialwertansatz; Projektende) ca.: 89 Mio. Rückbaukosten (Projektende): -66 Mio. Jährliche Einspeiseerlöse anfänglich: 366 Mio. Anfängliche Bewirtschaftungskosten: 52 Mio. Zins und Tilgung anfänglich: 169 Mio. Gesamtüberschuss vor Steuern: 145 Mio

24 Mittelverwendung 1) Investitionskosten EPC Kosten T Unternehmenswert T Transaktionskosten T Zwischensumme 1 T ) Kosten während der Bauphase Owner's Engineer Vertrag - WKU T Versicherung (im EPC Vertrag enthalten) T Wartung (Bauphase) + Spare Parts Package T Zwischensumme 2 T

25 Mittelverwendung 3) Zinsen, Garantien und Reserven Bauzeitzinsen T Bereitstellungskosten für FK T Geldbeschaffungskosten T Vorfinanzierung Schuldendienstreservekonten T Bauzeitsteuern T 0 Working Capital T Zinserträge T 0 Zwischensumme 3 T ) Stromerlöse Stromerlöse während der Bauzeit T Zwischensumme 4 T Summe Mittelverwendung T

26 Mittelherkunft 5) Eigenkapital 6) Fremdkapital Gesellschafterdarlehen T Stammkapital T Fremdkapital T Summe Mittelherkunft T

27 Geplante Finanzierungsstruktur Eigenkapital Gesellschafterdarlehen Fremdkapital 20% 11% 69% Eigenkapital 349 Mio. Ges-Darlehen 200 Mio. Fremdkapital Mio

28 EK und FK über die Projektlaufzeit Eigenkapital Gesellschafterdarlehen Fremdkapital in Mio

29 Kennziffern FK-Deckung DSCR LLCR PLCR 3,50 3,00 3,05 2,50 2,00 1,50 1,61 1,65 1,00 0,50 - DSCR LLCR PLCR DSCR = Debt Service Coverage Ratio LLCR = Life Loan Coverage Ratio PLCR = Project Life Coverage Ratio

30 Cashflows während der Betriebsphase in Mio. Betriebskosten FK-Zinsen FK-Tilgung Steuern Ges-Darlehen Zinsen Ges-Darlehen Tilgung Dividenden Rückführung EK

31 Cashflows während der Betriebsphase Betriebskosten FK-Zinsen FK-Tilgung Steuern Ges-Darlehen Zinsen Ges-Darlehen Tilgung Dividenden Rückführung EK in Mio

32 Cashflow der Gesellschafter Einzahlung Eigenkapital und Gesellschafterdarlehen Ausschüttungen an Gesellschafter in Mio

33 Bauphase Stand: Fall: Berechnung für: 100% der Anteile # Jahr Monat Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez Jan Feb Mrz 1) Investitionskosten Einheit EPC Kosten (AREVA // Hochtief) - CAPEX T Umspannwerk T Unternehmenswert T Transaktionskosten T Summe T ) Kosten während der Bauphase Owner's Engineer Vertrag - WKU T ProjectCo Kosten (Bauphase) - MEG I Versicherung (im EPC Vertrag enthalten) T Wartung (Bauphase) + Spare Parts Package T Summe T ) Zinsen, Garantien und Reserven Bauzeitzinsen T Bereitstellungskosten für FK T Geldbeschaffungskosten T Vorfinanzierung Schuldendienstreservekonten T Bauzeitsteuern T Working Capital T Zinserträge T Summe T ) Stromerlöse - bis Ende 2017 gedeckelt auf 288 MW Summe T Summe Mittelverwendung Summe T Kumulierte Summe T ) Eigenkapital und Gesellschafterdarlehen Eigenkapital (Stammkapital + Gesellschafterdarlehen) T ) Fremdkapital 5+6 Summe Mittelherkunft 6 MW Typ Windkraftanlage: Alstom Nabenhöhe: 105 m Nennleistung: 6 MW Rotordurchmesser: 150 m Anzahl Windkraftanlagen: 67 Stück Beginn Errichtung Umspannplattform: Parkleistung: 402 MW Beginn Inbetriebnahme: Zinssatz Bauphase: 5,35% Ende Bauphase: Zinssatz Betriebsphase: 5,15% Capex: T Fremdkapital T Summe T Kumulierte Summe T

34 Abschreibungsdauer: Technische Verfügbarkeit: 12 Jahre 95,0% Netto Volllaststunden (red. wegen Abschattung) ab 2017 (-2,4%) ab 2018 (-4,1%) ab 2021 (-5,3%) h h h Windreich GmbH - Esslinger Straße 11-15, Wolfschlugen - Tel.: +49 (0) 7022 / Fax: +49 (0) 7022 / Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez Jan Feb Mrz Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt

35 Nov Dez Jan Feb Mrz Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez Summe

36 Betriebsphase Stand: Fall: 6 MW Berechnung für: 100% der Anteile Eigenkapital (30,7%): T Fremdkapital (69,3%), mit einem von DSCR 1,3: T Technische Verfügbarkeit: 95,0% Zinssatz Betriebsphase: 5,15% Tilgungszeitraum: 10,0 Jahre Netto ab 2017 (-2,4%) h Jährliche Energieproduktion: GWh EEG-Vergütung zweite Phase: 15,4 Cent/KWh Volllaststunden (red. wegen ab 2018 (-4,1%) h EEG-Vergütung erste Phase: 19,4 Cent/KWh Laufzeit zweite Phase: 1,72 Jahre Abschattung) ab 2021 (-5,3%) h Laufzeit der ersten Phase: 8 Jahre Erlöse nach EEG-Vergütung: Ø Pöyry / (BP -15 %) + CO 2 Periode Jahr Einspeisevergütung Einheit Prognostizierter Stromertrag MWh CO 2 - Einsparung Tonnen Einspeise-Tarif Cent/kWh 19,40 19,40 19,40 19,40 19,40 19,40 19,40 18,14 15,40 14,15 11,56 CO 2 -Zertifikatehandel Cent/kWh 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2,07 Einnahmen T ) Gesamterträge Erträge (Stromerlöse / CO 2 -Zertifikatehandel) T Zinserträge (Reservekonto usw.) T Rohstoffwert Ende Betriebsphase (abzgl. Kosten Rückbau) T Gesamt T ) Opex Balance of Plant Wartung T ProjectCo Kosten - MEG I T AREVA Wartung T Versicherung T Asset Management Vertrag - WKU Service T Upside Windreich T Betriebsausgaben T Operative Zahlungsströme T ) Zinsaufwand Zinsen T Zahlungsströme vor Steuern T ) Steuer Steuer (Steuersatz 30,46%) T Zahlungsströme nach Steuern T ) Tilgungen Tilgungsbetrag Fremdkapital T Darlehensstand zum Jahresende T Zahlungsströme nach Finanzierung T ) Reservekonten Kontostand Schuldendienstreservekonto T Zahlungsströme nach Bedienung Reservekonten T ) Sonstiges Änderungen des working capital T Zahlungsströme nach Änderungen working capital T Ausschüttungen Ausschüttungssumme T Dieses Cashflow Modell beruht auf Annahmen, die laufenden Veränderungen unterliegen. Alle Werte sind netto, d.h. ohne Umsatzsteuer.

37 Windreich GmbH - Esslinger Straße 11-15, Wolfschlugen - Tel.: +49 (0) 7022 / Fax: +49 (0) 7022 / Summe ,10 12,65 13,25 13,82 14,32 14,93 15,43 16,18 16,88 17,61 18,40 19,14 19,61 20,09 2,12 2,16 2,18 2,20 2,22 2,23 2,25 2,27 2,29 2,30 2,32 2,34 2,34 2, Projektrendite vor Steuern: 14,0% Eigenkapitalrendite vor Steuern: 17,8% Eigenkapitalrendite nach Steuern: 14,8%