Transcript NORD/LB Structured Finance Energy Origination

Erfahrungen mit der Marktprämie nach dem EEG 2012
NORD/LB Structured Finance Energy - 25. September 2012
NORD/LB Renewable Energy Project Finance
Erfahrungen mit der Marktprämie
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Renewable Energy Project Finance
NORD/LB ist einer der erfahrensten Anbieter von Erneuerbare-EnergienProjektfinanzierungen
Die NORD/LB Gruppe hat weltweit Erneuerbare-Energien-Projekte mit Kapazitäten von insgesamt über 5.000 MW
finanziert
Onshore Wind
Solar
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Offshore Wind
NORD/LB ist führender Finanzierer im Bereich der Erneuerbaren Energien
Onshore Wind
Die NORD/LB verfügt über langjährige Projektfinanzierungs-Expertise
Umfangreiches Know-How in der Bewertung, Strukturierung und Finanzierung von
Windenergie-Projekten in Deutschland und Europa (u.a. Großbritannien, Frankreich, Irland,
Skandinavien)
Langjährige Beziehungen zu erfahrenen Windparkentwicklern, den großen Herstellern von
Windkraftanlagen und den Finanzierungspartnern vor Ort
Solar
Die NORD/LB verfügt über umfangreiche Erfahrungen im Solarmarkt
Fokus auf Photovoltaik Solar Portfolios und große Freiflächenanlagen
Erst kürzlich finanzierte die NORD/LB eines von Europas größten PV Portfolios
(53 MW) in Deutschland
Offshore Wind
Die NORD/LB ist einer der Hauptakteure im schnell wachsenden Offshore-Markt
Die NORD/LB hat in 2011 als eine von vier Banken eine der ersten OffshoreProjektfinanzierung in der deutschen Nordsee arrangiert
Geschäftsstrategie NORD/LB bei Finanzierung erneuerbarer Energien
Windparks in Deutschland und im europäischen Ausland
 Keine einzelnen Windkraftanlagen, Parks ab 5 WKA
 FK-Höhe ab ca. EUR 15 - 20 Mio; kleinere Projekte auf landwirtschaftlichen Flächen werden
durch den Bereich Agrar Banking finanziert
 Großes Wachstumspotenzial im Bereich durch Energiewende und Repowering
Photovoltaik-Freiflächenanlagen “XXL”
 PV-Portfolios oder große Freiflächenanlagen
 FK-Höhe ab ca. EUR 20 Mio
 Keine Expertise bei Aufdachanlagen
Offshore
 Aufgrund der Größe und Komplexität der Projekte, sollte eine möglichst frühe Einbindung der
Banken erfolgen. Hierbei stehen wir gerne beratend zur Seite.
 EK-Quote min. 30%
 Großes Wachstumspotential im In- und Ausland
Biogasanlagen
 Kompetenzcenter ausschließlich im NORD/LB-Agrarbereich
NORD/LB Renewable Energy Project Finance
Erfahrungen mit dem Marktprämienmodell
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Erfahrungen mit dem Marktprämienmodell
Das Marktprämienmodell als Form der Direktvermarktung
Verkauf an der Börse
Marktpreis i.d.R. deutlich unter EEG-Vergütung
Verkauf an Großhändler oder industrielle Großabnehmer (außerbörslich)
Direktvermarktung*
Höhere Vergütung als Börsenpreis, da Abnehmer durch Zusammenstellen eines
Portfolios aus Grünstrom und Graustrom teilweise EEG Umlage einsparen
können (sog. “Grünstromprivileg“)
Marktprämienmodell
seit 1.1.2012
siehe nachfolgende Seiten
* Eine Direktvermarktung im Sinne des EEG liegt nicht vor, wenn Anlagenbetreiber den Strom aus erneuerbaren Energien an Dritte veräußern,
die den Strom in unmittelbarer räumlicher Nähe zur Anlage verbrauchen, und der Strom nicht durch ein Netz durchgeleitet wird (§ 33a Abs. 2).
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Erfahrungen mit dem Marktprämienmodell
Die Grundzüge des Marktprämienmodells
Ziel
Marktintegration der Erneuerbaren Energien erhöhen
Funktionsweise
Betreiber EEG förderfähiger Anlagen verkaufen erzeugten Strom an Strömbörse und
erhalten dafür Kompensationszahlungen
Kompensation
Marktprämie i. e. S. als Differenz zwischen anlagenspezifischer EEG-Vergütung und dem
monatlich ex-post ermittelten durchschnittlichen Börsenpreis
Managementprämie für zusätzlichen Aufwand und zusätzliches Risiko* (siehe nächste Seite)
Gültigkeit
Betreiber kann monatlich zwischen Direktvermarktung und EEG-Vergütungsmodell
wechseln**
Cent/
kWh
Managementprämie
Marktprämie
i. e. S.
Fixe
Einspeisevergütung
Marktprämie i. w. S.
> nachfolgend „Marktprämie“ genannt
Marktpreis
Strombörse***
EEG-Vergütung
Marktprämienmodell
* Das EEG 2012 sieht für Biogasanlagen zusätzlich die sog. „Flexibilitätsprämie“ als Bestandteil des Marktprämienmodells vor, die die Bereitstellung regelbarer
installierter Leistung fördert.
** Dabei sind jedoch Meldefristen zu beachten. Ab 2014 ist das Marktprämienmodell für neue Biogasanlagen ab 750 kW verpflichtend.
*** energieträgerspezifischer Monatsdurchschnitt der Stundenkontrakte am Spotmarkt der Strombörse EPEX Spot SE in Leipzig (vgl. Anlage 4, EEG 2012).
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Erfahrungen mit dem Marktprämienmodell
Die Managementprämie soll Anlagenbetreiber für Mehraufwand und
Mehrrisiko durch Direktvermarktung entschädigen
Mehraufwand
 Erstellung von Einspeiseprognosen, da EE-Anlagenbetreiber
verpflichtet sind, 24 Stunden im Voraus Prognosen über Höhe und
Dauer der eigenen Einspeisung zu leisten
 Weitere Kostentreiber: Handelsanbindung, Erstellung von
Einspeiseprognosen, Erfassung von Ist-Werten und Abrechnung,
IT-Infrastruktur
Mehrrisiko
 Ausgleichsenergiekosten, falls tatsächliche Stromproduktion nicht
mit Einspeiseprognose übereinstimmt
Höhe der Managementprämie
Jahr
Wind on- und
offshore, Solar
Wasserkraft,
Biomasse, Geothermie
2012
1,2 ct/kWh
0,3 ct/kWh
2013
1,0 ct/kWh
0,275 ct/kWh
2014
0.85 ct/kWh
0,25 ct/kWh
ab 2015
0,7 ct/kWh
0,225 ct/kWh
Erfahrungen mit dem Marktprämienmodell
Anlagenbetreiber und Banken stehen trotz zusätzlicher Zahlungen vor
enormen Herausforderungen und Risiken
Marktwert
Handelserlöse
Vermarktung
Händler
Strommarkt
Netzbetreiber
Verbraucher
Anlagenbetreiber
Stromkennzeichnung
Marktprämie
EEG-Umlage
> Marktprämienmodell ohne Integration eines externen Vermarkters
Anlagenbetreiber und Banken
stehen vor enormen
Herausforderungen und Risiken **
Einspeiseprognose bei Wind- und Solarkraft komplex, da aktuelle
meteorologische Daten berücksichtigen werden müssen*
Handelsanbindung, Erfassung von Ist-Werten etc. mit erheblichen
Aufwendungen verbunden
* Für Betreiber einer Vielzahl von Anlagen können Investitionen in die benötigte technische Infrastruktur und der Aufbau von Spezialwissen hingegen
interessant sein.
** bei anderen Formen regenerativer Energien, z.B. Biogas- und Wasserkraftanlagen, weitaus einfacher, da diese gut regelbar (“an- und abschaltbar”) sind
Erfahrungen mit dem Marktprämienmodell
Die Integration externer Vermarkter reduziert die Komplexität aus
Betreiber und Bankensicht erheblich
Marktwert
Vermarktung
Vergütung
Anlagenbetreiber
Handelserlöse
Händler
Strommarkt
Netzbetreiber
Verbraucher
Vermarkter
Strom Lieferung
Stromkennzeichnung
Marktprämie*
> Marktprämienmodell mit Integration eines externen Vermarkters
* Bei einigen Projekten wird die Vergütung vom Netzbetreiber direkt an den Anlagenbetreiber ausgezahlt
EEG-Umlage
Erfahrungen mit dem Marktprämienmodell
Rechte und Pflichten von Anlagenbetreiber und Vermarkter
regelt der Stromabnahmevertrag
Vertragsgegenstand
Anlagenbetreiber überlässt dem Vermarkter den im
Vertragszeitraum erzeugten Strom
Im Gegenzug erhält dieser einen Vergütung pro kWh, die
den vollen EEG-Vergütungsanspruch übersteigt (incl.
Repowering, SDL-Bonus)
Vertragszeitraum
unbefristet oder befristet
Mehraufwand- und
risiko
zusätzliche Aufgaben und Risiken, die durch die Wahl eines
bestimmten Vermarktungsweges entstehenden, sind vom
Vermarkter zu tragen
Lieferung
Lieferant haftet nicht für die Verfügbarkeit der Anlagen.
Keine Verpflichtung die Lieferung anzupassen.
Meldepflichten des
Betreibers
Weiterleitung vorhandener Daten (z.B. historische
Einspeiselastgänge, aktuelle Messdaten)
Meldungen bei Anlagenstillständen (z.B. aufgrund von
Wartungsarbeiten) und bei strukturellen Veränderungen (z.B.
Erweiterungen oder Stilllegungen)
Gefahren- und
Lastenübergang
findet am Zählpunkt der Anlagen statt
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Vergütung
Anlagenbetreiber
Vermarkter
Strom
Lieferung
Erfahrungen mit dem Marktprämienmodell
Beurteilung des Marktprämienmodells bei Einbindung
eines externen Vermarkters aus Bankensicht
► Solar- und Windparks im NORDL/LB Structured Finance Portfolio ausschließlich
Projektfinanzierungen
► zur Beurteilung ist daher primär auf den Einfluss des Marktprämienmodells auf Höhe und Unsicherheit
der Cashflows zu rekurrieren
Vorteile
Nachteile
höhere Einspeisevergütung
> dadurch sinkt ceteris paribus das
Risiko eines Kreditausfalls*
Risiko mangelnder Zahlungsfähigkeit
bzw. Solvabilität des Vermarkters
Risiko von Schadensersatzansprüchen
des Vermarkters ggü. der Projektgesellschaft aufgrund missachteter
Informationspflichten
Zusätzlicher administrativer Aufwand
* Dieser Umstand wird bei der Ermittlung des bankinternen Ratings der Projektgesellschaft auch berücksichtigt.
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Erfahrungen mit dem Marktprämienmodell
Die Stromproduktion von drei Monaten ist dem Risiko mangelnder
Zahlungsfähigkeit oder Solvabilität des Vermarkters ausgesetzt
►Erst nach dieser Zeit gelingt die Rückkehr in die „klassische“ EEG-Vergütung
15.2.
Zahlungsverzug:
Vergütungsverpflichtung aus
Lieferungen des Vormonats
werden nicht zum Zeitpunkt
der Fälligkeit bedient
1
2
30.2.
letztmöglicher Termin zur
Mitteilung an den Netzbetreiber
bzgl. der Rückkehr in die EEGVergütung im übernächsten
Monat*
3
4
18.2.
(oder später) fristloses
Kündigungsrecht, wenn
Verpflichtung nicht innerhalb
einer Nachfrist von drei
Bankarbeitstagen erfüllt wurde
Monate
1.4.
Rückkehr in die EEGVergütung*
* §33d EEG 2012: „(1) Anlagenbetreiber dürfen zwischen der Vergütung nach § 16 und der Direktvermarktung oder zwischen verschiedenen
Formen der Direktvermarktung nur zum ersten Kalendertag eines Monats wechseln. (2) Anlagenbetreiber müssen einen Wechsel nach Absatz 1
dem Netzbetreiber vor Beginn des jeweils vorangegangenen Kalendermonats mitteilen.“
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Erfahrungen mit dem Marktprämienmodell
Eine Mitigation dieses Risikos gelingt insbesondere durch
Garantien und Bürgschaften
Risikoanalyse

Erstellung eines Kreditratings des Vermarkters
Risikomitigation



Vermarkter stellt Bankgarantie oder Bankbürgschaft zur Absicherung der Ansprüche aus dem Vertragsverhältnis
Patronatserklärung des Mutterunternehmens des Vermarkters
Marktprämie wird direkt vom Netzbetreiber an den Projektgesellschaft gezahlt*
Exkurs
Garantie
selbständige, vom Hauptschuldverhältnis unabhängige Verpflichtung. Der Garant (die Bank) kann keinerlei Einwendungen und Einreden
aus dem Grundgeschäft erheben.
Bürgschaft
vollständig vom Hauptschuldverhältnis abhängige Verpflichtung. Der Hauptschuldner hat die Möglichkeit, Einreden in Bezug auf die
Hauptschuld geltend zu machen, indem er diese Einreden der Bank schriftlich mitteilt. Die Bank wiederum ist verpflichtet, dem
Begünstigten (Gläubiger) diejenigen Einreden entgegenzuhalten, die dem Hauptschuldner zustehen.
Patronatserklärung
Sammelbegriff für nicht normierte schuldrechtliche Erklärungen im Gesellschaftsrecht, wonach ein Unternehmen oder eine kommunale
Gebietskörperschaft („Patron“) dafür sorgen will, dass eine kreditnehmende Tochtergesellschaft ihre Kreditverpflichtungen erfüllt.
* Im Gegenzug reicht der Vermarkter nicht den gesamten Marktwert des erzeugten Stroms an den Anlagenbetreiber weiter.
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Erfahrungen mit dem Marktprämienmodell
Ausgestaltung des Stromabnahmevertrags hat signifikante
Auswirkungen auf Höhe des Kreditausfallrisikos
Unterschiede in Stromabnahmeverträgen
Vergütungssystem
Vermarkter stehen unabhängig von der Vermarktungsform alle für die vom Netzbetreiber
nach dem EEG 2012 auszuzahlenden Prämien und Vergütungen zu
Marktprämie wird direkt vom Netzbetreiber an den Anlagenbetreiber gezahlt
> reduziert das Risiko mangelnder Solvenz- bzw. Solvabilität des Vermarkters
Anlagenbetreiber haftet nicht für Schäden aufgrund einer Nichterfüllung der
Meldepflichten. Sollten entsprechende Meldungen jedoch wiederholt unterbleiben, hat der
Vermarkter ein außerordentliches Kündigungsrecht.
Haftung
Ausgleichsenergiekosten, die dem Vermarkter aufgrund der Nichterfüllung von
Informationspflichten entstehen, können dem Anlagenbetreiber in vollem Umfang in
Rechnung gestellt werden > operationelles Risiko
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Erfahrungen mit dem Marktprämienmodell
Marktprämienmodell verursacht bei Banken zusätzlichen administrativen
Aufwand
To-do-Liste Bank
Stromabnahmevertrag
Kaufmännische und juristische Prüfung
Integration in das projektfinanzierungstypische Sicherheitenkonzept
(ins. Abtretung aller Forderungen aus dem Vertrag)


Ausfallrisiko Vermarkter
Rating des Vermarkters
Ggf. Kaufmännische und juristische Prüfung von Bürgschaften, Garantien
und Patronatserklärungen


Rating SPV
Integration des Marktprämienmodells in das Rating-Tool
Neues Rating der Projektgesellschaft


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Erfahrungen mit dem Marktprämienmodell
Insgesamt positive Erfahrungen der NORD/LB mit dem
Marktprämienmodell in jetziger Form
► Solar- und Windparks im NORD/LB Portfolio ausschließlich Projektfinanzierungen
► zur Beurteilung ist daher primär auf den Einfluss des Marktprämienmodells auf Höhe und Unsicherheit
der Cashflows zu rekurrieren
Vorteile
Nachteile
höhere Einspeisevergütung
> dadurch sinkt ceteris paribus das
Risiko eines Kreditausfalls*
Risiko mangelnder Zahlungsfähigkeit
bzw. Solvabilität des Vermarkters
Risiko von Schadensersatzansprüchen
des Vermarkters ggü. der Projektgesellschaft aufgrund missachteter
Informationspflichten
Zusätzlicher administrativer Aufwand
Relativ positive Erfahrungen mit dem
Marktprämienmodell in jetziger Form.
* Dieser Umstand wird bei der Ermittlung des bankinternen Ratings der Projektgesellschaft auch berücksichtigt.
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Erfahrungen mit dem Marktprämienmodell
Referentenentwurf sieht Absenkung der Managementprämie vor
- fernsteuerbare Anlagen werden begünstigt

Referentenentwurf zur Managementprämienverordnung sieht vor, die Managementprämie für direkt
vermarkteten Strom aus Wind- und Solarenergie ab dem 1. Januar 2013 abzusenken

Höhe der Managementprämie soll sich zudem zukünftig an der Fernsteuerbarkeit der Anlagen orientieren

Kein Bestandsschutz für Anlagenbetreiber, die das Marktprämienmodell bereits vor Inkrafttreten der
Rechtsverordnung in Anspruch genommen haben*
Höhe der Managementprämie
Jahr
Status quo
Referentenentwurf**
- fernsteuerbare Anlagen-
Referentenentwurf**
- nicht fernsteuerbare Anlagen-
2012
1,2 ct/kWh
2013
1,0 ct/kWh
0,7 ct/kWh (-30%)
0,6 ct/kWh (-40%)
2014
0.85 ct/kWh
0,55 ct/kWh (-35%)
0,45 ct/kWh (-47%)
ab 2015
0,7 ct/kWh
0,4 ct/kWh (-43%)
0,3 ct/kWh (-57%)
Die meisten Stromabnahmeverträge sehen im Falle einer Änderung des EEGFördermechanismus neue Verhandlungen bzgl. einer Vertragsanpassung vor. Erzielen
die Vertragsparteien keine Einigung, so ist jeder Vertragspartner zur außerordentlichen
Kündigung des Vertrags berechtigt.
* A II MaPrV
** § 2 Abs. 1, 2 Managementprämienverordnung (MaPrV)
Erfahrungen mit dem Marktprämienmodell
Änderungen des Marktprämienmodells würde neuen administrativen
Aufwand verursachen, der die Vorteilhaftigkeit aus Bankensicht reduzierte
To-do-Liste Bank
(bei Vertragsanpassung)
Neuer / angepasster Stromabnahmevertrag
Kaufmännische und juristische Prüfung
Integration in das projektfinanzierungstypische Sicherheitenkonzept
(ins. Abtretung aller Forderungen aus dem Vertrag)


Ausfallrisiko des Vermarkters
Bürgschaften, Garantien (und Patronatserklärungen) beziehen sich auf den bisherigen
Stromabnahmevertrag. Folglich müssen sie durch den Garant / Bürgen angepasst
werden und von der fremdfinanzierenden Bank geprüft werden

Sonstiges
Neues Rating der Projektgesellschaft

zusätzlicher Aufwand bei reduzierter Höhe der
Einspeisevergütung reduziert Vorteilhaftigkeit des
Marktprämienmodells aus Bankensicht.
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Ihre Ansprechpartner
Thomas Stephen
Leiter Structured Finance Portfolio
Management Energy Europe
NORD/LB
Norddeutsche Landesbank Girozentrale
Friedrichswall 10
30159 Hannover
Tel.: +49 (0)511/ 361 9719
[email protected]
Bernd Schäfer
Structured Finance Portfolio Management Energy
Europe
NORD/LB
Norddeutsche Landesbank Girozentrale
Friedrichswall 10
30159 Hannover
Tel.: +49 (0)511/ 361 5025
[email protected]
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ausgenommen solche über vergangene Ereignisse, einschließlich, ohne Einschränkung, solche über NORD/LBs zukünftige Finanz- und Ertragslage, Strategie,
Pläne, Ziele, Zielsetzungen, Planvorgaben und künftige Entwicklungen in den Märkten, an denen NORD/LB teilnimmt oder eine Teilnahme anstrebt. Die Fähigkeit
der NORD/LB Gruppe, vorhergesehene Ergebnisse zu erzielen, hängt von verschiedenen Faktoren ab, die außerhalb der Kontrolle der Geschäftsführung liegen.
Tatsächliche Ergebnisse können sich erheblich von denen unterscheiden, die in den zukunftsgerichteten Aussagen vorhergesehen oder angedeutet werden (und
können negativer ausfallen). Solche zukunftsgerichteten Angaben beruhen auf bestimmten wesentlichen Annahmen und beinhalten Risiken und Unsicherheiten, die
sich erheblich auf die erwarteten Ergebnisse auswirken können. Die folgenden wichtigen Faktoren könnten dazu führen, dass die tatsächlichen Ergebnisse der
Gruppe sich erheblich von den in zukunftsgerichteten Aussagen vorhergesehenen oder angedeuteten unterscheiden:
–
die Auswirkungen regulatorischer Entscheidungen und Änderungen im regulatorischen Umfeld;
–
die Auswirkungen politischer und wirtschaftlicher Entwicklungen in Deutschland und anderen Ländern, in denen die Gruppe aktiv ist;
–
die Auswirkungen von Wechselkurs- und Zinsfluktuationen; und
–
die Fähigkeit der Gruppe, die erwarteten Einnahmen aus Investments und Kapitalaufwand in Deutschland und im Ausland zu erzielen.
Die genannten Faktoren sind nicht als vollständige Liste auszulegen. Aufgrund solcher Unsicherheiten und Risiken sind Leser angehalten, sich nicht unangemessen
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