EEG 2014

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

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Infrastruktur

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Stenger LLP

Energie

Mittelständische Wirtschaftskanzlei mit Sitz in Hamburg

13 Berufsträger, 6 Partner

Mandanten sind in- und ausländische Unternehmen, Banken

und die öffentliche Hand

Internationales Netzwerk

Stenger LLP ist langjähriges Mitglied des International

Business Law Consortium (IBLC), einem Verbund

internationaler Anwaltskanzleien

Unser Fokus: Planung, Finanzierung und Realisierung von EE-Projekten

Beratung von über 100 EE-Projekten mit einer Gesamtleistung von mehr als 2.500 MW im In- und Ausland

(u.a. Spanien, Italien, Frankreich, Belgien, England, Bulgarien und Tschechien)

Gestaltung und Verhandlung der Finanzierungsverträge

Durchführung und Organisation der Legal Due Diligence

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

Energie

1. Ziele des Gesetzes

2. Änderungen bei der Förderung der Onshore-Windenergie

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EEG 2014

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

Ausbau der EE

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1. (Widerstreitende) Ziele des Gesetzes

Gleichzeitig

heute ca. 25% (Bruttostromverbrauch)

2025 40 bis 45%

2035 55 bis 60%

2050 80%

Maßnahmen

Markt- und Netzintegration

Mengensteuerung

Kosteneffizienz und angemessene Verteilung der Ausbaukosten

Durchbrechung der Kostendynamik

Bezahlbarkeit der Energiewende für Bürger

und Wirtschaft (Akzeptanz der EE)

Europarechtskonforme Ausgestaltung des

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)

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1. Ausbaupfad, § 3 EEG

Förderanspruch der Anlagenbetreiber gegen den Netzbetreiber (§ 19 Abs. 1 EEG)

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2. Finanzielle Förderung der Windenergie an Land

Vorrang der Direktvermarktung

Einspeisevergütung als Ausfallvermarktung nach § 38 EEG

geförderte Direktvermarktung nach § 34 EEG

Förderdauer: 20 Kalenderjahre zuzüglich Inbetriebnahmejahr (§ 22 EEG)

Anzulegender Wert

= der zur Ermittlung der Marktprämie oder der Einspeisevergütung für Strom aus EE zugrunde zu

legende Betrag in Cent pro Kilowattstunde:

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2. Förderung der Windenergie an Land, §§ 23 Abs. 1 Satz 2 i.V.m. 49 EEG

Grundwert 4,95 Cent pro Kilowattstunde (§ 49 Abs. 1 EEG)

Anfangswert 8,9 Cent pro Kilowattstunde (§ 49 Abs. 2 EEG)

Repowering-Bonus gestrichen, Systemdienstleistungsbonus nicht verlängert

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)

2.1 Geförderte Direktvermarktung, § 34 EEG

§ 34 EEG (entspricht § 33g Abs. 1 und 2 EEG 2012)

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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

2.1 Voraussetzungen der Marktprämie, § 35 EEG

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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)

2.1 Fernsteuerbarkeit, § 36 EEG

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Einspeisevergütung

Pauschaler Abschlag i.H.v. 20% auf den anzulegenden Wert

Wirtschaftlich unattraktiv, daher nur Notfalloption

Ziel: Reduzierung des Risikos und Begrenzung der Finanzierungskosten

„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.“

2.1 Ausfallvermarktung, § 38 Abs. 1 EEG

wenn Direktvermarktung noch nicht möglich (Fehlen von Stammdaten, etwa Zählpunktbezeichnung,

Anlagenschlüssel etc.) oder bei Insolvenz des Direktvermarkters

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1. Anlagenbetreiber dürfen mit jeder Anlage nur zum ersten Kalendertag eines Monats zwischen den

folgenden Veräußerungsformen wechseln:

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.

2.1 Wechsel zwischen den Veräußerungsformen, § 20 EEG

Geförderte Direktvermarktung

Sonstige (nicht geförderte) Direktvermarktung

Einspeisevergütung nach § 38 EEG

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• 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

2.1 Wechselverfahren, § 21 EEG

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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“)

2.2 Laufzeit der Anfangsvergütung

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2.2 Laufzeit der Anfangsvergütung

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Geringere Erlöse und Laufzeit

der Anfangsvergütung bei der Finanzierung berücksichtigen

Zielkorridor

Netto-Zubau von WEA an Land: 2.400 bis 2.600 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

2.3 Degression und atmender Deckel, §§ 26 und 29 EEG (I)

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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)

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2.3 Zeitlicher Ablauf der Projektrealisierung

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11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

2014 2015 2016

Degression zum 1.7.2016

Errichtungsphase

Inbetriebnahme

Bezugszeitraum

Anzulegender Wert

steht erst etwa fünf Monate

vor Inbetriebnahme fest

2.4 Verringerung der Vergütung bei negativen Preisen, § 24 EEG

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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

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

2.4 Verringerung der Förderung, § 25 EEG (I)

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Verringerung auf Monatsmarktwert (§ 25 Abs. 2 EEG)

2.4 Verringerung der Förderung, § 25 EEG (II)

Nr. 1: Technische Vorgaben der § 9 Abs. 1, 2, 5 und 6 sowie § 20 Abs. 1 EEG

Nr. 2: Wechselfristungen und -mitteilungen, § 20 Abs. 1 i.V.m. 21 EEG

Nr. 3: Abrechnung mehrerer Anlagen über gemeinsame Messeinrichtung bei Inanspruchnahme

unterschiedlicher Förderungen

Nr. 4: Pflicht zur Gesamtandienung

Nr. 5: Doppelvermarktungsverbot

Nr. 6: Vorbildfunktion öffentlicher Gebäude (EEWärmeG)

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

Dauer der Verringerung (§ 25 Abs. 2 Satz 2 EEG)

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2.5 Ausschreibung der Förderung von PV-Freiflächenanlagen, § 55 EEG

§ 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 (www.bmwi.de)

Pilotvorhaben: PV-Freiflächenanlagen

relativ kurze Planungs- und Genehmigungszeiträume

vergleichsweise geringe spezifische Investitionen im Planungsprozess

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Grundsätzliche Geltung des EEG 2014 für Bestandsanlagen, ABER:

2.6 Übergangsvorschriften, § 100 EEG

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 2014

21

Auswirkungen des EEG 2014 auf die Finanzierung von Windprojekten

3. Fazit

1.

2.

3.

Direktvermarktung

Vergütungs-

strukturen

Ausschreibungen

› Verpflichtende Direktvermarktung

› Neue Berechnung der Anfangsvergütung

› Ausbaukorridor für Windenergie führt zu

Unsicherheit bei der Förderung

› Ab 2017 Ausschreibung von Windprojekten (?)

› Bonität des Direktvermarkters

› Ausfallvermarktung

› Neue Vertragsbedingungen für

Finanzierungen und

Finanzierungstrukturen

Beschreibung Trend

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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.

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