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

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

Kurzprofil BBH Becker Büttner Held gibt es seit 1991. Bei uns arbeiten Rechtsanwälte, Wirtschaftsprüfer und Steuerberater sowie Ingenieure, Berater und weitere Experten in unserer BBH Consulting AG. Wir betreuen über 3.000 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

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 81373 München Pfeuferstr. 7 Tel +49 (0)89 23 11 64-147 wolfram.von.blumenthal@bbh-online.de 3

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 10179 Berlin Magazinstr. 15-16 Tel +49 (0)30 611 28 40-679 wieland.lehnert@bbh-online.de 4

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

Ausschreibungen Warum? Vorgaben zur Einführung von Ausschreibungen durch EU-Kommission (Beihilfeleitlinien UEBLL) zum 01.01.2017 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 08.07.2016 verabschiedet: Inkrafttreten zum 01.01.2017 Abstimmung mit der EU-Kommission bis Herbst 2016: Änderungen ggf. noch möglich 6

Ausschreibungen Wann und wieviel? 01.02. 01.05. 01.08. 01.11. Gesamt 2017 X 800 MW 1.000 MW 1.000 MW 2.800 MW 2018 700 MW 700 MW 700 MW 700 MW 2.800 MW 2019 700 MW 700 MW 700 MW 700 MW 2.800 MW Ab 2020 1.000 MW 950 MW (01.06.) und 950 MW (01.10) 2.900 MW Besonderheiten für Netzausbaugebiete : Zuschlagssperre für Gebote für Anlagen in einem Netzausbaugebiet, wenn maximal bezuschlagungsfähige installierte Leistung überschritten würde Definition Netzausbaugebiet in Rechtsverordnung (zum 01.03.2017) Starke Belastung Übertragungsnetze (netzgebiets- oder landkreisscharf) Obergrenze: jährlich 58% der jährlich installierten Leistung (Jahresschnitt 2013-2015) in dieser Region dürfen installiert werden 7

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

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

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

Ausnahmen Keine Pflicht zur Ausschreibung für Anlagen, die vor dem 01.01.2017 in Betrieb gehen Keine Pflicht zu Ausschreibungen für Anlagen, die vor dem 01.01.2019 in Betrieb gehen, wenn BImSchG-Genehmigung vor dem 01.01.2017 erteilt Meldung der Genehmigung an Anlagenregister vor dem 01.02.2017 Kein Verzicht auf gesetzliche Vergütung bis 01.03.2017 Keine Pflicht zu Ausschreibungen für Pilotwindenergieanlagen (bis 125 MW pro Jahr) Was bedeutet dies für die Änderungsgenehmigungen, beispielsweise bei Änderung des Anlagentyps? 11

Ermittlung konkrete Förderhöhe Für Gebotswert besteht Höchstwert Ab 01.01.2017: 7,00 Ct/kWh Ab 01.01.2018: 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

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

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

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 4.000 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

Vergleich Vergütung EEG 2014 EEG 2017 Gütefaktor in % 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150 Korrekturfacktor 1,29 1,29 1,16 1,07 1,00 0,94 0,89 0,85 0,81 0,79 MWh p.a. 2.400 2.800 3.200 3.600 4.000 4.400 4.800 5.200 5.600 6.000 7,3 ct/kwh (EEG 2014) 213.600,00 249.200,00 284.800,00 291.927,00 292.361,00 301.481,00 306.944,00 308.750,00 332.500,00 356.250,00 7,0 ct/kwh 216.720,00 252.840,00 259.840,00 269.640,00 280.000,00 289.520,00 299.040,00 309.400,00 317.520,00 331.800,00 6,5 ct/kwh 201.240,00 234.780,00 241.280,00 250.380,00 260.000,00 268.840,00 277.680,00 287.300,00 294.840,00 308.100,00 6,0 ct/kwh 185.760,00 216.720,00 222.720,00 231.120,00 240.000,00 248.160,00 256.320,00 265.200,00 272.160,00 284.400,00 Das Mengenrisiko wird nur teilweise durch die Anpassung des anzulegenden Wertes ausgeglichen! 16

Projektplanung integrierte (kostenbasierte) Planung Grundsätze der Projektplanung Integrierte Planung mit aufeinander abgestimmten Plan-Bilanzen Plan-Gewinn- und Verlustrechnungen Plan-Kapitalflussrechnungen [ ] [ ] 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2030 2031 2032 Anlagevermögen 10.203.692 9.314.768 8.425.844 7.536.921 6.647.997 5.759.073 4.870.149 0 0 0 Technische Anlagen 10.203.692 9.314.768 8.425.844 7.536.921 6.647.997 5.759.073 4.870.149 0 0 0 Umlaufvermögen Forderungen aus LuL Guthaben bei Kreditinsitituten Bankguthaben 2015 2016 2017 2018 229.988 144.434 85.554 3.077 2019 408.420 454.966-46.545 12.308 2020 2021 523.174 411.636 111.538 21.538 2030 575.735 454.966 120.769 30.769 2031 541.636 411.636 130.000 40.000 2032 594.197 454.966 139.231 49.231 2033 560.097 411.636 148.462 58.462 574.814 343.275 231.538 141.538 530.854 290.085 240.769 150.769 473.214 223.214 250.000 160.000 Kapitaldienstreserve 82.477-58.853 90.000 90.000 90.000 90.000 90.000 90.000 90.000 90.000 510.094 1.603.107 1.457.459 1.457.459 1.603.107 1.457.459 1.219.137 1.036.708 785.748 209.420 Umsatzerlöse 1.603.107 Betriebsaufwand Aktive 99.312Rechnungsabgrenzung 377.323 279.595 371.975 400.004 0417.344 396.275 0 530.645 0 528.443 0 528.696 0 209.4200 0 0 0 0 Wartung und Instandhaltung 30.356 97.677 90.275 172.671 188.396 212.704 196.584 317.802 297.716 331.614 0 Pachten Bilanzsumme 27.221 85.030 78.728 85.030 10.433.680 78.728 85.030 9.723.18978.728 8.949.01977.281 8.112.656 75.2707.189.632 72.741 6.353.270 0 5.430.246 574.814 530.854 473.214 Avalgebühren 1.067 3.200 3.200 3.200 3.200 3.200 3.200 3.200 3.200 3.200 0 Eigenkapital -68.153 90.320 184.577 215.996 160.016 189.878 132.294 400.429 339.077 263.794 Rückbaukosten 1.833 6.035 6.573 7.217 7.957 8.775 9.561 17.100 17.392 17.643 209.420 Strombezug Haftkapital 4.062 12.375 12.567 12.761 12.959 0 13.160 013.364 015.348 15.586 0 15.828 0 0 0 0 0 0 Versicherung 12.235 Bilanzgewinn/-verlust 37.275 37.853 38.439 39.035-68.153 39.640 90.320 40.255 184.577 46.231 215.996 46.948 160.016 47.675 189.878 0 132.294 400.429 339.077 263.794 [ ] 2015 2016 Sonstiger 2017 Betriebsaufwand 2018 2019 2020 2021 9.512 2030 93.911 2031 11.563 2032 2033 9.020 29.203 9.302 12.297 10.848 35.123 11.187 0 Kaufmännische und technische Betriebsführung Rückstellungen 13.027 41.819 38.837 43.637 40.525 1.833 45.5337.86942.287 14.44242.835 21.659 37.209 29.616 28.808 38.391 0 47.952 174.385 191.777 209.420 Jahresüberschuss -68.153 158.473 119.362 176.954 36.986 159.891 62.670 586.418 429.543 209.412 0 + Abschreibungen 296.308 888.924 Verwaltungsaufwand 888.924 888.924 888.924 888.924 888.924 130.213 Rückstellung 0 15.639 Rückbauverpflichtun 0 15.881 0 16.127 0 16.377 1.833 16.6317.869 16.889 14.442 19.39621.659 19.697 29.616 20.002 38.391 0 47.952 174.385 191.777 209.420 +/- Erhöhungen / Verminderungen der Rückbaureserve 1.833 6.035 Allgemeine 6.573 Verwaltungskosten 7.217 7.957 8.775 9.561 3.520 17.100 10.561 17.392 10.725 17.643 10.891-209.420 11.060 11.231 11.405 13.099 13.302 13.508 0 -/+ Erhöhungen / Verminderungen der Forderungen -144.434-310.532 Geschäftsführungskosten 43.330-43.330 43.330-43.330 43.330 Verbindlichkeiten 1.693 15.103 5.078 53.190 5.156 66.871 223.214 5.236 10.500.000 5.317 9.625.000 5.400 5.483 8.750.000 6.298 7.875.000 6.3957.000.000 6.494 6.125.000 0 5.250.000 0 0 0 +/- Erhöhungen / Verminderungen der Verbindlichkeiten 0 0 Einmalige 0 Transaktionskosten 0 0 0 0 125.000 0 0 0 0 0 00 Bankverbindlichkeiten langfr. 10.500.000 0 9.625.000 0 8.750.000 0 7.875.000 0 07.000.000 0 6.125.000 0 5.250.000 0 0 0 = Cashflow aus laufender Geschäftstätigkeit 85.554 742.900 1.058.189 1.029.765 977.197 1.014.259 1.004.486 618.621 500.125 293.926 13.794 = EBITDA 280.569 Sonstige 1.210.145 Verbindlichkeiten 1.161.983 1.215.004 1.041.078 1.169.131 0 1.044.296 0 669.095 0 488.568 0 237.050 0 0 0 0 0 0 - Zahlungen in das Anlagevermögen -10.500.000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Abschreibungen 296.308 888.924 888.924 888.924 888.924 888.924 888.924 0 0 0 0 = Cashflow aus Investitionstätigkeit -10.500.000 0 0 0 0 0 0 Bilanzsumme 0 0 0 010.433.680 9.723.189 8.949.019 8.112.656 7.189.632 6.353.270 5.430.246 574.814 530.854 473.214 = EBIT -15.739 321.221 273.059 326.080 152.155 280.208 155.372 669.095 488.568 237.050 0 + Einzahlungen in das Eigenkapital 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 - Entnahmen aus dem Eigenkapital 0 0Zinsergebnis 0 0 0 0 0 52.414 0 152.625 0 139.342 0 126.207 0 113.073 99.939 86.805-232 -241-250 0 - Ausschüttung an Gesellschafter 0 0 Zinsergebnis -25.105-145.534 aus Rückstellungsbewertung -92.966-130.029-120.255-609.390-490.894-284.695-263.794 + Erhöhung/Verminderung Kapitaldienst- und Rückbaureserv -3.077-9.231 Zinsertrag -9.231 Guthaben -9.231 Kreditinstitut -9.231-9.231-9.231-9.231-86 -9.231 47-112 -9.231 160.000-121 -130-139 -148-232 -241-250 0 + Einzahlung Langfristkredite 10.500.000 0 Zinsaufwand 0 Darlehen 0 0 0 0 52.500 0 152.578 0 139.453 0 126.328 0 113.203 100.078 86.953 0 0 0 0 -Auszahlung aus der Tilgung von Langfristkrediten 0-875.000-875.000-875.000-875.000-875.000-875.000 0 0 0 0 = Cashflow aus Finanztätigkeit 10.496.923-884.231Steuern -909.336 vom -1.029.765 Einkommen -977.197 und Ertrag -1.014.259-1.004.486-618.621 0 10.123-500.125 14.356-293.926 22.919-103.794 2.095 20.378 5.897 82.909 59.266 27.888 0 Gewerbesteuer 0 10.123 14.356 22.919 2.095 20.378 5.897 82.909 59.266 27.888 0 Gesamtkapitalrendite vor Steuern 52.500 1.037.701 1.053.914 1.169.781 1.083.265 1.125.485 1.088.105 692.299 550.160 312.583 263.794 Jahresüberschuss/ -fehlbetrag -68.153 158.473 119.362 176.954 36.986 159.891 62.670 586.418 429.543 209.412 0 Zahlungsstrom an EK-Geber 0 0 25.105 145.534 92.966 130.029 120.255 609.390 490.894 284.695 263.794 Gewerbesteuer 0 10.123 14.356 22.919 2.095 20.378 5.897 82.909 59.266 27.888 0 Tilgung 0 875.000 875.000 875.000 875.000 875.000 875.000 0 0 0 0 Zinsen 52.500 152.578 139.453 126.328 113.203 100.078 86.953 0 0 0 0 Zeitpunkte der Zahlungsströme 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2031 2032 2033 2034 31.3 31.3 31.3 31.3 31.3 31.3 31.3 31.3 31.3 31.3 31.3 Gesamtkapitalrendite (interner Zinsfuß) 5,81% 17

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

Projektplanung Entwicklung der Marge und Ableitung der Projektrendite Plan-Gewinn- und Verlustrechnung [ ] 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2030 2031 2032 2033 Betriebsaufwand 93.868 368.033 270.822 362.281 390.848 407.228 386.722 531.623 531.727 545.605 209.420 Verwaltungsaufwand 130.213 15.639 15.881 16.127 16.377 16.631 16.889 19.396 19.697 20.002 0 = OPEX 224.080 383.671 286.703 378.408 407.226 423.859 403.611 551.019 551.424 565.607 209.420 Abschreibungen 296.308 888.924 888.924 888.924 888.924 888.924 888.924 0 0 0 0 Zinsergebnis 52.566 153.086 140.092 127.129 114.229 101.284 88.353 361-219 -250 0 = KAPEX 348.874 1.042.010 1.029.016 1.016.053 1.003.153 990.208 977.277 361-219 -250 0 Summe der Betriebskosten 19.639.627 Entwicklung der Projektrendite Marge vor Steuern % 5,50% 0,07 Marge vor Steuern 1.143.047 Summe der Umsatzerlöse 20.782.674 Projektrendite 2,44% Umsatzerlöse 296.895 1.246.960 1.128.202 1.246.960 1.128.202 1.246.960 1.128.202 1.246.960 1.128.202 1.246.960 209.420 EBT -276.059-178.720-187.517-147.500-282.176-167.107-252.685 695.581 576.998 681.603 0 Steuern vom Einkommen und Ertrag 0 0 0 0 0 0 0 0 99.962 170.850 0 Jahresüberschuss/ -fehlbetrag -276.059-178.720-187.517-147.500-282.176-167.107-252.685 695.581 477.036 510.753 0 Das Beispielprojekt wurde unter dem EEG 2014 mit einer Projektrendite vor Steuern von über 5,0 % realisiert. 19

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

Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit. RA Wolfram von Blumenthal, BBH München Tel +49 (0)89 231164-147 wolfram.von.blumenthal@bbh-online.de RA Dr. Wieland Lehnert, BBH Berlin Tel +49 (0)30 6112840-679 wieland.lehnert@bbh-online.de www.bbh-online.de 21