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