Due Diligence Report Windpark Prinzhöfte

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1 Due Diligence Report Windpark Prinzhöfte Land: Deutschland Kunde: Windbull GmbH & Co. KG Oldenburg, EinsAWind GmbH Windallee 1a Windbergen Kontakt: Katharina Segelken

2 Inhalt 1. Aufgabenstellung und Einführung Executive Summary Due Diligence Bericht Windgutachten Pachtvertrag Anlagenauswahl Kaufvertrag Wartungsvertrag BImSchG Netzanschlusszusage Infrastruktur Finanzierung

3 1. Aufgabenstellung und Einführung Die Windbull GmbH & Co. KG hat uns beauftragt, eine Due Diligence für ihren geplanten Windpark durchzuführen. Der Windpark befindet sich in der Gemeinde Prinzhöfte, im Oldenburger Land. Es handelt sich bei der Projektprüfung um einen Onshore-Windpark mit 18 Windenergieanlagen (WEA) der 2.3 MW Klasse. Die Due Diligence wurde auf der Basis der zur Verfügung gestellten Dokumente durchgeführt. Eine Übersicht der Dokumente befindet sich in Anlage 1. Die eingereichten Dokumente wurden in einer ersten Sichtungsphase gesichtet und die Unsicherheiten und potenziellen Risiken bewertet. Der Due Diligence Bericht beschreibt die rechtlichen und technischen Aspekte des Windparks in Prinzhöfte unter Berücksichtigung des Status der eingereichten Dokumente. Die Inhalte dieser Due Diligence sind mit bestem Gewissen erstellt worden. Sollten uns Risiken entgangen sein, haften wir nicht für etwaige Folgeschäden. 2. Executive Summary Der vorliegende Due Diligence Bericht bezieht sich auf den geplanten Windpark Prinzhöfte der Windbull GmbH & Co. KG. Zusammenfassend kann gesagt werden, dass das Projekt einige potenzielle Risiken und Unsicherheiten enthält, die von der Windbull GmbH und Co. KG beachtet werden sollten. Das Windgutachten gibt einen guten Überblick über die Windverhältnisse am Standort. Um die Darstellung der zu erwartenden Erträge am Standort realistisch einschätzen zu können, ist die Bestimmung von Unsicherheiten von entscheidender Bedeutung. Aus der im Gutachten dargestellten Unsicherheitsanalyse geht nicht hervor, woher die Werte stammen, die in die Gesamtunsicherheit eingehen. Ebenso sind bis auf eine einzige Darstellung keine näheren Angaben zum Parklayout gemacht worden. Durch eine Optimierung des Layouts könnte im süd-östlichen Teil der Fläche eventuell noch eine WEA gestellt und auf diese Weise mehr Ertrag generiert werden. Als risikoreich im abgeschlossenen Pachtvertrag wird die Aufsplittung des Pachtzinses und Anknüpfung an den sogenannten P50-Wert erachtet. Die eigenen Windertragsprognosen werdend dadurch in Frage gestellt und eine erhöhte Pachtzahlung vereinbart. Darüber hinaus ist keine Bindung über das 20. Jahr hinaus vereinbart. Stattdessen werden lediglich Verhandlungen im Falle eines Weiterbetriebs angekündigt. Bezüglich der WEA-Auswahl hat sich das Projektteam für eine Anlage mit Getriebe entschieden. Entscheidend ist hier, dass sowohl ein entsprechendes Wartungs- und Instandhaltungskonzept erarbeitet worden ist und die Kosten für einen Getriebetausch mit in die Wirtschaftlichkeit einbezogen werden. Darüber hinaus bringt die Anlage einen äußerst geringen Track Record von bisher nur installierten 80 WEA mit sich, was ein weiteres Risiko darstellt. Folgende Punkte werden in Bezug auf den Kaufvertrag als risikoreich angesehen: die Gewährleistungsfrist von Ersatzteilen und ausgetauschten Komponenten wurde auf lediglich 12 Monate festgelegt und nicht auf die Dauer von 24 Monaten verhandelt. Die Gewährleistung von 24 Monaten ist mittlerweile Standard. Hier sollte eventuell nachverhandelt werden. 3

4 Auch im Rahmen der Leistungskennlinie sollte eventuell nachverhandelt werden, um eine erweiterte Gewährleistungsfrist zu erzielen. Auch einige Punkte im Bereich Verfügbarkeit, wie beispielsweise Stillstandzeiten, die nicht als verfügbarkeitsrelevant eingestuft werden oder Stillstände im Rahmen von Wartungsarbeiten, können sich negativ auf die Finanzierung des Windparkprojektes auswirken. Hier sollte eventuell eine Nachverhandlung angestrebt werden. In Bezug auf die Wartung ist folgende Vereinbarung getroffen worden: Im Hinblick auf verbleibende Fehler entsendet der AN das nächstverfügbare Service-Team zur Instandsetzung vor Ort. Hier sollte eine zeitliche Eingrenzung der Verfügbarkeit des Serviceteams vor Ort verhandelt werden, da sich die Wartung ansonsten stark verzögern und zu Ertragsausfällen führen kann. Eine weitere Empfehlung bzgl. der Wartung ist eine anzustrebende Verlängerung des Zeitraum bzgl. der Bereithaltung zum begutachten ausgebauter Ersatzteile oder Baugruppen. Diese sollte im Minimum bei sechs Wochen liegen. Die Genehmigung nach BImSchG liegt vor und enthält keine außergewöhnlichen Auflagen. Dennoch ist der Wert für die Kompensationszahlungen sehr hoch. Die Empfehlung ist hier eventuell Einspruch einzulegen, um einen positiven Effekt für die Finanzierung zu erreichen. Des Weiteren wird im BImSchG Bescheid keine Auflage bzgl. Eisabschaltungssysteme gegeben, das Modul zur Eisabschaltung wurde aber trotzdem für die WEA eingekauft und bezahlt. Aufgrund der geplanten Infrastruktur sind höhere Entschädigungen als notwendig an die betroffene Landwirte zu zahlen. Ggfs. könnte hier noch ein Versuch gestartet werden die WEA näher an die Bestandsinfrastruktur zu bringen, um Kosten zu sparen. Uns lagen keine Angaben zur geplanten Kommunikationsinfrastruktur vor. Des Weiteren ist die Elektroinfrastruktur (MS-Verkabelung) nicht fail-safe entworfen worden. Hier sollte noch einmal nachgebessert werden, damit Ertragsausfälle bei Störungen minimiert werden können. Die Finanzierung des geplanten Windparks ist grundsätzlich stabil aufgebaut. Die kalkulierte Liquiditätsreserve in Höhe von 15% stufen wir allerdings als zu gering ein. Ein großes Risiko geht von dem kalkulierten Kaufpreis in Höhe von 3,6 Millionen Euro pro Anlage aus. Die Berechnung auf diesen WEA-Preis zu stützen ist nicht nachvollziehbar, da dieser Preis nur erzielt werden kann, sobald mindestens eine Abnahme von 115 WEA erfolgt. Da diese Abnahme zum jetzigen Zeitpunkt nicht garantiert ist, und der Kaufpreis sonst bei 3,8 Millionen Euro liegt, wird dadurch die Wirtschaftlichkeitsprognose deutlich besser gestellt. 3. Due Diligence Bericht 3.1 Windgutachten Das Windgutachten gibt einen ersten, sehr umfassenden Überblick über die bestehenden Windverhältnisse am Standort. Empfehlenswert wäre hier generell eine kompaktere Darstellung des Gutachtens mit Fokus auf die tatsächlich verwendeten Methoden anstelle einer umfassender Definition generell gängiger Vorgehensweisen. Positiv zu bewerten ist die Plausibilisierung der vorhandenen Messdaten, indem Vergleichsdaten für den Standort herangezogen wurden. 4

5 Als kritisch anzumerken ist die Tatsache, dass weder das WindPro Hauptergebnis der Parkberechnung, noch die Schatten- und Schallberechnungen im Windgutachten enthalten ist und somit zur Prüfung in der DD herangezogen werden konnten. Empfehlung: Um das Windparkprojekt umfassend beurteilen zu können, sollten die Daten sollten zur Beurteilung nachgereicht werden. Des Weiteren fehlen Angaben zur Wahl des Windparklayouts und zu den gewählten Abständen der WEA untereinander. Um das Layout bewerten zu können, sind diese Angaben unerlässlich. Im südöstlichen Teil der Fläche befinden sich lediglich drei WEA. Durch eine Optimierung im Micrositing könnte hier eventuell noch eine WEA gestellt werden. Empfehlung: Um das Windparkprojekt umfassend beurteilen zu können, sollten die Daten sollten zur Beurteilung nachgereicht werden. Leistungskennlinie der Referenz-WEA. Das Projektteam weist darauf hin, dass vermessene Leistungskennlinien zu bevorzugen sind und auch vorhanden sind, verwendet diese aber in ihren Berechnungen, lauf eigener Aussage, nicht. Empfehlung: Heranziehen von theoretischer und gemessener Leistungskennlinie. Bei der Ermittlung der Unsicherheiten wird nicht deutlich, wie sich die Werte der Abschläge für die Punkte Berechnungsunsicherheiten bei Übertragung auf WEA-Standorte innerhalb des Windparks, Unsicherheiten der Leistungskurve und Unsicherheiten der Parkwirkungsgradberechnung ergeben. Es wird die Formulierung realistischer Sicherheitsabschlag verwendet. Dieser Sicherheitsabschlag wird an keiner Stelle begründet oder quantifiziert. 3.2 Pachtvertrag Der Nutzungsvertrag liefert eine angemessene Absicherung für die Realisierung des Projekts. Die Höhe der Pacht erweist sich als vergleichsweise hoch. Sie stellt aber eine im Ergebnis noch vertretbare finanzielle Belastung des Projektes dar. Als ungünstig wird die Aufsplittung des Pachtzinses und Anknüpfung an den sogenannten P50-Wert erachtet. Die eigenen Windertragsprognosen werdend dadurch in Frage gestellt und eine erhöhte Pachtzahlung vereinbart. Ein gesteigertes Risiko für einen weitergehenden wirtschaftlichen Erfolg des Projekts über das 20. Betriebsjahr hinaus ist gegeben. Es ist keine Bindung über das 20. Jahr hinaus vereinbart. Stattdessen werden lediglich Verhandlungen im Falle eines Weiterbetriebs angekündigt. Die Bewilligung einer Dienstbarkeit lag nicht vor und konnte nicht geprüft werden. 5

6 3.3 Anlagenauswahl Für die Auswahl der Windenergieanlage sind folgende Risiken identifiziert worden: Da die Wahl auf eine Anlage mit Getriebe gefallen ist, ist darauf zu achten, dass sowohl ein entsprechendes Wartungs- und Instandhaltungskonzept erarbeitet worden ist (Stichwort: Getriebetausch!), als auch dass die entsprechenden Kosten (für Tauschgetriebe, zusätzlicher Logistik-Aufwand, Ertragsausfall während des Tausches, etc.) korrekt kalkuliert worden sind. Die Wahl des Anlagentyps (OS120/2300) erfolgte ohne Zuhilfenahme der Leistungskennlinie. Diese sollte immer (!) bei der Auswahl der Anlagen zu Rate gezogen werden, um die konkreten Anlagenparameter visualisieren zu können und dadurch gleichzeitig validieren zu können. Darüber hinaus bringt die Anlage einen äußerst geringen Track Record von bisher nur installierten 80 WEA mit sich, was dazu führen kann, dass neue, bisher noch nicht entdeckte Seriendefekte zu Tage treten könnten. Als weiteres Risiko wird gesehen, dass die Ertragsberechnung lediglich auf der Basis von Einzelanlagen durchgeführt worden ist und somit eventuelle Zusatzeffekte aus der Berechnung des Gesamtparks dieses Ergebnis nachteilig beeinflussen. Ebenso sind die Anlagenabstände innerhalb des Parks nicht aufgeführt, so dass eventuelle Beeinträchtigungen durch Nachlaufeffekte nicht konkret beurteilt werden konnten. Des Weiteren konnte Beurteilung von Ertragseinbußen durch Schattenemissionen (angegeben mit <1%) nicht verifiziert werden, da keine Einzelheiten zur Berechnung in dem Bericht angegeben waren. U.U. sind hier höhere Ertragsausfälle zu befürchten. Zu guter Letzt fehlen ebenfalls weitere Informationen (Leistungskurve, Ertragsberechnung, etc.) zur Referenzanlage (Enercon E-70) um die Standortqualität entsprechend nachzuweisen. 3.4 Kaufvertrag Es liegt ein im Wesentlichen ausgewogener projektorientierter Kaufvertrag vor. Unzutreffend bzw. unklar sind die Vertretungsverhältnisse auf dem Deckblatt und bei der Benennung der Unterschriftsleistenden abgebildet, so dass sich ein Haftungs- und damit Projektrisiko abbildet. Als ungünstig ist zu bewerten, dass die Leistungskennlinie nicht mit einer erweiterten Gewährleistungsfrist bedacht worden ist. Als Risiko-lastig wird erachtet, die Gewährleistungsfrist von Ersatzteilen und ausgetauschten Komponenten bei lediglich 12 Monaten belassen und nicht auf die Dauer von 24 Monaten vereinbart zu haben. Ungünstig stellt sich die einseitige Regelung der Rechtsnachfolge zu Gunsten des Herstellers dar. Anstelle dieser einseitigen Regelung drängt sich eine Zustimmungspflicht beider Parteien bei Übertragungsvorgängen von Rechten auf. Bei der Verfügbarkeit stellen sich folgende Punkte als ein finanzieller Nachteil für den Betreiber dar, der sich oftmals in der Praxis als sehr riskant erweist. Bei den Stillstandzeiten werden folgende Zustände der Anlage als nicht verfügbarkeitsrelevant eingestuft: Witterungsbedingte Stillstandzeiten; z.b. zu niedrige und hohe Windgeschwindigkeiten. 6

7 Hier kann bei Defekten der Anlage nicht über die Verfügbarkeitsvereinbarung reguliert werden, wenn die Windbedingungen unter Anlaufgeschwindigkeit liegen oder die Anlage aufgrund erhöhter Windgeschwindigkeiten in eine Sturmabschaltung geht. Abschaltungen wegen Wartungsarbeiten und Retrofits sowie Kabelentdrillung Heutzutage werden in den aktuellen Vollwartungsverträgen immer zeitliche Rahmen vereinbart die dem Wartungsunternehmen für die Arbeiten zur Verfügung stehen und Retrofits können z.b. nur angerechnet werden, wenn Sie angemeldet und ebenfalls in einem zeitlichen Fenster stattfinden. Realistisch wäre hier 80 Stunden für Wartung pro Jahr und 20 Stunden für angemeldete Retrofits. Des Weiteren gilt die Anlage als 100% verfügbar, sollte keine Fernüberwachung vorhanden sein. Insgesamt wurde eine für den Betreiber niedrige Verfügbarkeitsregelung vereinbart von 95% in den ersten zwei Monaten nach Abnahme, mindestens jedoch 90% für jede einzelne WEA. Gerade in den ersten Monaten nach Abnahme sind die Anlagen oftmals noch mit Stillständen aufgrund von Mängelabarbeitung, etc. mit Stillstanden behaftet, Es stellt sich die Frage ob bei der Größe des Windparks von 18 Anlagen hier kein besserer Wert verhandelt hätte werden können. Es wurden im Rahmen des Kaufvertrages pauschal Leistungen mit inkludiert, die aufgrund der Genehmigungsauflage nicht benötigt werden, wie z.b. der Eisdetektor. Der finanzielle Nachteil hieraus erklärt sich von alleine. Auch wurden für die Garantie der Leistungskennlinie nur zwei anstatt fünf Jahre vereinbart. Leistungsumfang Abnahme der Fundamente durch Sachverständigen. Wenn wir als Kunde ein Sachverständigen vom Hersteller einkaufen (=bezahlen) lassen, wird er dann übermäßig kritisch sein Richtung des eigenen Auftraggebers? Solche Leistungen sollten immer durch die abnehmende Partei beauftragt werden. Leistungsumfang Rückbau der KSF / Montagefläche bitte um Erläuterung. Bitte beachten, dass ein Servicevertrag im Wesentlichen beinhaltet, dass eine Kranstellfläche vorhanden sein sollte, im Falle eines Großkomponentenwechsels. (Getriebetausch). Preis Gerade für einen Rahmenvertrag ist 3.6 Millionen ein sehr hohen Preis. Es ist auf keinen Fall klar ob die 115 WEA auch wirklich abgerufen werden somit sollte eigentlich der worst-case Preis als Grundlage der Wirtschaftlichkeitsberechnung genommen werden. 3.5 Wartungsvertrag Wartung, Inspektion, Service und Überwachung: Punkt 1.8: Sobald beim AN Fehlermeldungen auflaufen, führt der AN unverzüglich eine Fehlermeldung durch. Liegt nach der Diagnose tatsächlich ein Fehler vor, leitet der AN innerhalb von zwei Stunden entsprechende Gegenmaßnahmen ein. Online zu behebende Fehler werden Online beho- 7

8 ben. Im Hinblick auf verbleibende Fehler entsendet der AN das nächstverfügbare Service-Team zur Instandsetzung vor Ort. Empfehlung: Zeitliche Eingrenzung der Verfügbarkeit des Serviceteams vor Ort. Punkt 1.5: Der AN verpflichtet sich, gängige Ersatzteile zu bevorraten und Großkomponenten (Rotorblätter, Getriebe, Generator) kurzfristig zu beschaffen. Eingebaute Teile gehen mit dem Einbau in das Eigentum der AG über. Ausgebaute Teile gehen in das Eigentum des AN über. Der AN ist berechtigt, in gutem Zustand befindliche oder einer Generalüberholung unterzogene Austauschteile zu verwenden. Entsprechende Prüf-, Meß- und Testprotokolle bei der Verwendung von generalüberholten Ersatzteilen sind dem AG innerhalb von zwei Wochen nach Einbau der Teile vom AN zu übersenden, soweit vorhanden. Empfehlung: Zeitraum für Bereithaltung zum Begutachten ausgebauter Ersatzteile oder Baugruppen Verlängern (min 6 Wochen). 3.6 BImSchG Die Kompensationsmaßnahmen in Höhe von 3.6 M erscheinen uns hoch. Hier ist ggf. nochmals ein Wiederspruch einzureichen. Im BImSchG Bescheid wird keine Auflage bzgl. Eisabschaltungssysteme bekannt gegeben, trotzdem wurde dieses System eingekauft (und bezahlt). Wir wurden empfehlen solche Optionen als optionale Leistung mit einpreisen zu lassen vom WEA-Hersteller. Nach Vorlage des BImSchG-Bescheids kann man die Optionen dann entsprechend abrufen. 3.7 Netzanschlusszusage Keine Einwände, obwohl das Dokument uns was technische Anforderungen angeht recht schlank erscheint. 8

9 3.8 Infrastruktur Das Layout scheint hauptsächlich optimiert zu sein bzgl. der Abstände und Erträge. Das ist an sich auch das primäre Ziel, aber leider liegen viele WEA denkbar unglücklich inmitten von bewirtschafteten Flächen. Hier sind höhere Entschädigungen als notwendig an die betroffenen Landwirte zu zahlen (und verursachen viel Ärger bei der Bewirtschaftung). Ggfs. könnte hier noch ein Versuch gestartet werden die WEA naher an die Bestandsinfrastruktur zu bringen? Der Elektroinfrastruktur (MS-Kabelung) ist nicht fail-safe entworfen. Was ist, wenn meine Schaltanlage an der 5, 6 oder 18 platzt (oder ein anderer Kabelfehler auf die einzelne Kabelrichtung ÜS auftritt)? Ein Park in diese Größe sollte immer aufgeteilt werden, um die Ertragsausfälle bei Störungen zu minimieren. Es wurden keine Angaben zu der Kommunikationsinfrastruktur gemacht. 3.9 Finanzierung Bei verspäteter Fertigstellung und Inbetriebnahme des Windparks besteht das Risiko, dass die Stromerträge nicht gemäß der Wirtschaftlichkeitsberechnung generiert werden können. Ein großes Risikopotential liegt in der falschen Potentialanalyse und Berechnung des vorherrschenden Windes. Um einer eventuellen Fehlberechnung vorzubeugen, wurde die zu erwartende Eingangsleistung über den gesamten Berechnungszeitraum um 15% gekürzt. Das Projektierungshonorar in Höhe von stufen wir als zu hoch ein und kann erhebliche Schwierigkeiten in der Finanzierung des Windparks bzw. in der Veräußerung an einen Investor mit sich bringen. 9

10 Die Sicherheitsabschläge werden zum unterschiedlich angegeben, einmal mit 15% ein anderes Mal mit 16%. Das kann die Wirtschaftlichkeitsberechnung beeinflussen. Die kalkulierte Liquiditätsreserve in Höhe von 15% stufen wir als zu gering ein. Die Guthabenverzinsung in Höhe von 0,65% stufen wir in der aktuellen Zinslandschaft bei den kalkulierten Summen als zu optimistisch ein. Der kalkulierte Kaufpreis in Höhe von 3,6 Millionen Euro pro Anlage ist nicht nachvollziehbar, da dieser Preis nur erzielt werden kann, sobald mindestens eine Abnahme von 115 WEA erfolgt. Da diese Abnahme zum jetzigen Zeitpunkt nicht garantiert ist, und der Kaufpreis sonst bei 3,8 Millionen Euro liegt, wird dadurch die Wirtschaftlichkeitsprognose deutlich besser gestellt. 10

11 Anlage 1: Liste der bearbeiteten Dokumente: Dok. Titel Datum Seiten Bearbeiter Überprüft Windgutachten Pachtvertrag Michael Werner, Michael Kalkum Christian Mentz, Gerwin Völkers Anlage zum Pachtvertrag 1 Team WindBull BImSchG-Genehmigung Windenergieanlagenauswahl Netzanschlusszusage Netzanknüpfungspunkt - technische Daten Christian Mentz, Philipp Scheerer Dr. Gerhard Wesp Katharina Segelken, Illia Chvalla Beate Schneider, Steffen Hanke Beate Schneider, Steffen Hanke Beate Schneider, Frank Spee Johannes Sattinger, Katharina Segelken Frank Spee Frank Spee Zuwegung/Verkabelung Frank Spee TK mit WEA Frank Spee WindBull_Wirtschaftlichkeit_Auswe rtung Gerwin Völkers Dennis Gaidosch WindBull_Wirtschaftlichkeit_Chance n-risiken Gerwin Völkers Dennis Gaidosch WindBull_Wirtschaftlichkeit_Eingab edaten Gerwin Völkers Dennis Gaidosch WindBull_Wirtschaftlichkeit_Grafik_ I Gerwin Völkers Dennis Gaidosch Abschlussprospekt Team Windbull Team einsawind Adolpho Heidenreich _WindBull- Gesellschaftsvertrag_V01_GV Team Windbull Steffen Hanke Kaufvertrag Dr. Gerhard Wesp Beate Schneider, Steffen Hanke Wartungsvertrag Philipp Scheerer Stefan Ranig Versicherungsvertrag Beate Schneider 11