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Bürgerbeteiligung und Photovoltaik -
Beteiligungsmodelle für die Finanzierung von
Photovoltaikanlagen in österreichischen Gemeinden
Dipl.-Ing. Martin Krill
Mag. Andreas Zahner
8708433
Wien, 23. August 2013
Eidesstattliche Erklärung Ich, ANDREAS ZAHNER, versichere hiermit
1. dass ich die vorliegende Master These, "BÜRGERBETEILIGUNG UND PHOTOVOLTAIK", 259 Seiten, gebunden, selbständig verfasst, andere als die angegebenen Quellen und Hilfsmittel nicht benutzt und mich auch sonst keiner unerlaubten Hilfen bedient habe, und
2. dass ich diese Master These bisher weder im Inland noch im Ausland in irgendeiner Form als Prüfungsarbeit vorgelegt habe.
Wien, 23.08.2013
Unterschrift
Bürgerbeteiligung und Photovoltaik
-- i--
Zusammenfassung
In österreichischen Gemeinden ist die Beteiligung von Bürgern an der Finanzierung
von Photovoltaikanlagen noch ein junges Betätigungsfeld. Ziel dieser Diplomarbeit
ist es, rechtliche, organisatorische und ökonomische Aspekte von verschiedenen
Beteiligungsmodellen zu erheben und im Rahmen einer Fallstudie in der Gemeinde
Berg in Niederösterreich verschiedene Umsetzungsvarianten zu vergleichen und
Empfehlungen für die Projektrealisierung zu erarbeiten.
Im Zuge der Erhebungen wurden Literatur- und Internetrecherchen sowie Interviews
mit zahlreichen Experten und Vertretern von Gemeinden durchgeführt. Die
Wirtschaftlichkeit von Beteiligungsprojekten wird mit Hilfe einer dynamischen
Investitionsrechnung nachvollzogen und für eine Laufzeit von 25 Jahren bewertet.
Dabei wird der Verlauf der kumulierten diskontierten Einzahlungsüberschüsse (=
Kapitalwerte, bei einem Kalkulationszinssatz von 3%) herangezogen, um
abzuschätzen, in wie weit die Erträge aus Stromverkauf und vermiedenen
Stromkosten die Anlagenkosten (Investitionskosten, Betriebskosten, etc.) abdecken
bzw. übersteigen.
Für die Umsetzung von Photovoltaikbeteiligungsinitiativen in österreichischen
Gemeinden kommen insgesamt 10 Rechts- und Organisationsformen in Betracht,
wobei v.a. 5 Beteiligungsmodelle zurzeit in österreichischen Gemeinden umgesetzt
werden (Sale-and-Lease-back Modell, Sparbuchmodell, Gesellschaft bürgerlichen
Rechts - GesbR, Gesellschaft mit beschränkter Haftung & Compagnie
Kommanditgesellschaft - GmbH & Co. KG und Genossenschaft). Die Photovoltaik-
Beteiligungsprojekte sind zumeist sehr knapp kalkuliert, für die Umsetzung ist oft
ehrenamtliche Tätigkeit notwendig, Kosten für die Projektvermarktung lassen sich
nur schwer durch die Projekterträge abdecken und im Laufe des Betriebs fallen
unter Umständen sogar zwischenzeitlich Verluste an, um Auszahlungen an die
Bürger oder Kosten für den Tausch des Wechselrichters abzudecken. Aufwand und
Risiken bei einer Umsetzung können in Gemeinden meist nur durch den möglichen
Zusatznutzen von Öffentlichkeitswirkung, Bewusstseinsbildung und die
Mobilisierung für umfassendere Energiestrategien gerechtfertigt werden. Auch für
die Bürger stehen in der Regel eher ideelle Werte und nicht die Renditen des
Projektes bei einer Beteiligung im Vordergrund; die jährlichen Verzinsungen liegen
zumeist im Bereich von 3-4%. Die wirtschaftliche Umsetzung von
Beteiligungsprojekten ist v.a. abhängig von den Investitionskosten (die unter den
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gewählten Ausgangsbedingungen der Fallstudie den Betrag von 1.600 EUR/kWh
nicht übersteigen durften) und dem Zugang zu Ökostromeinspeisetarifen (der in
Österreich allerdings nur begrenzt verfügbar ist).
Bei den meisten in Österreich laufenden Modellen handelt es sich nicht um eine
Bürgerbeteiligung „im engeren Sinn“, sondern um niederschwellige Angebote (Sale-
and-Lease back- und Sparbuchmodell) an die Bürger, sich ohne größerem Aufwand
und Risiko finanziell an Anlagenerrichtung und Betrieb zu beteiligen. Beispiele, bei
denen Bürger als Unternehmensgesellschafter ihr Stimmrecht wahrnehmen (etwa
bei Gesellschaften bürgerlichen Rechts, Kommanditgesellschaften,
Genossenschaften), sind in Österreich relativ selten. Ob Beteiligungsinitiativen in
den nächsten Jahren verstärkt in österreichischen Gemeinden umgesetzt werden,
ist abhängig von der Nachfrage durch die Bürger und der Bereitschaft von
Gemeinden, trotz der begrenzten Verfügbarkeit von Ökostromeinspeisetarifen in
vorausschauende und professionelle Planung zu investieren. Auch werden die
nächsten Jahren zeigen, in wieweit sich Eigenverbrauchsmodelle ohne
Ökostromeinspeisetarife - die sich über die Einsparungen von Bezugskosten aus
dem Stromnetz refinanzieren - in österreichischen Gemeinden tragfähig umsetzen
lassen.
Bürgerbeteiligung und Photovoltaik
-- iii--
Abstract
Public Participation is a new approach for financing photovoltaic plants in Austrian
communities. The goals of this master thesis are to assess legal, organizational and
economic aspects of different public participation models and to compare concrete
options for roll out and implementation in a case study for the community of Berg in
Lower Austria.
The assessments are based on literature and internet research as well as interviews
with experts and representatives of communities. The profitability of participation
projects is evaluated by means of dynamic investment calculations over a lifetime of
25 years. Net present values (at a discount rate of 3%) are used to assess whether
the revenues from electricity sale and avoided electricity costs can cover investment
and running costs of the photovoltaic plants.
For the implementation of public participation initiatives 10 legal and organizational
forms appear to be applicable in principle, whereas mainly 5 of these forms are
currently implemented in Austrian communities (Sale-and-Lease-back, Savings
account model, Partnership organized under Civic Code, Private Limited Liability
Company & Limited Partnership and Cooperatives). The margins of these public
participation initiatives are generally very short, volunteering and unpaid work by the
operators is regularly necessary; costs for project development and marketing can
hardly be covered by project revenues and often temporary losses must be taken
into account to cover redemption or costs for the change of inverters. Expenditures,
efforts and risks of these participation initiatives can in most cases only be justified
with possible added values generated by the project; such as public relation effects,
awareness raising and public mobilization for the implementation of comprehensive
energy strategies in the communities. Also the participation of citizens in these
projects is in most cases more based on ethical values than on high returns; annual
interests are usually at 3-4%. Economic implementation of photovoltaic participation
projects is generally dependent on investment costs (whereas 1.600 EUR/kWp were
identified as maximum costs under the baseline scenario of the case study) and the
access to national feed-in-tariffs (which are capped in Austria).
Most of the current models in Austria cannot be qualified as public participation in a
strict sense. The implemented models are rather low-threshold offers (Sale-and-
Lease-back, Savings account model) inviting citizens to participate in the financing
of photovoltaic plants at low risks and efforts. Examples in which citizens are
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company´s shareholders (Partnership organized under Civic Code, Private Limited
Liability Company & Limited Partnership and Cooperatives) exercising their own
voting rights are rather rare. The future up take of public participation approaches for
financing photovoltaic plants in Austrian communities will be dependent on the
demand from the citizens and the willingness of communities, to invest in
foresighted professional planning despite of capped national feed-in tariffs. The next
years will also show whether on-site consumption models - that avoid costs for
electricity from the grid and thereby cover the investment costs - can be run in an
economically viable way in Austrian communities.
Bürgerbeteiligung und Photovoltaik
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Inhaltsverzeichnis
Zusammenfassung .................................................................................................................... i
Abstract .................................................................................................................................... iii
Tabellenverzeichnis ................................................................................................................. vii
Abbildungsverzeichnis ........................................................................................................... viii
Abkürzungsverzeichnis .............................................................................................................. x
1 Einleitung ......................................................................................................................... 1
1.1 Motivation ................................................................................................................ 3
1.2 Zielsetzung und Fragestellungen ............................................................................. 4
1.3 Methoden ................................................................................................................ 5
1.4 Aufbau der Diplomarbeit ......................................................................................... 8
2 Wirtschaftliche Rahmenbedingungen ........................................................................... 11
2.1 Kosten .................................................................................................................... 11
2.2 Erlöse ...................................................................................................................... 19
2.3 Direktförderungen ................................................................................................. 23
2.4 Elektrizitätsverwendung ........................................................................................ 25
2.5 Preisentwicklungen, Kalkulationszinssatz .............................................................. 28
3 Der Weg zur Beteiligungsanlage .................................................................................... 30
4 Beispielprojekte ............................................................................................................. 35
4.1 Sale-and-Lease-back .............................................................................................. 35
4.2 Sparbuchmodell ..................................................................................................... 48
4.3 Gesellschaft bürgerlichen Rechts (GesbR) ............................................................. 57
4.4 Kommanditgesellschaft (GmbH & Co. KG) ............................................................. 66
4.5 Genossenschaft ...................................................................................................... 77
5 Fallstudie ........................................................................................................................ 86
5.1 Ausgangslage.......................................................................................................... 86
5.2 Fragestellungen ...................................................................................................... 87
5.3 Ergebnisse .............................................................................................................. 89
5.4 Empfehlungen ...................................................................................................... 118
5.5 Aktuelle Situation (Stand April 2013) ................................................................... 127
6 Schlussfolgerungen ...................................................................................................... 129
6.1 Vor- und Nachteile der Organisationsformen...................................................... 129
6.2 Wirtschaftlichkeit ................................................................................................. 139
Bürgerbeteiligung und Photovoltaik
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6.3 Erfolgsfaktoren für die Realisierung von Beteiligungsinitiativen ......................... 148
6.4 Status und Ausblick .............................................................................................. 152
Danksagung .......................................................................................................................... 156
Literatur ............................................................................................................................... 157
Anhang 1: Dynamische Investitionsrechnung ...................................................................... 168
Kapitalwert ....................................................................................................................... 168
Inflation ............................................................................................................................ 169
Interner Zinssatz (interne Kapitalverzinsung, IKV) ........................................................... 170
Dynamische Amortisationsrechnung ............................................................................... 171
Anhang 2: Technische Rahmenbedingungen ....................................................................... 172
Funktionsweise einer Solarzelle ....................................................................................... 172
Zellkenngrößen und Solarkennlinien ............................................................................... 173
Zellarten und Wirkungsgrade .......................................................................................... 176
Photovoltaik Module ....................................................................................................... 177
Photovoltaik Anlagensysteme ......................................................................................... 179
Wechselrichter ................................................................................................................. 183
Solare Einstrahlung .......................................................................................................... 184
Ertragsberechnung von Photovoltaikanlagen .................................................................. 187
Einpassung in das Ortsbild. .............................................................................................. 189
Anhang 3: Rechtliche Rahmenbedingungen ........................................................................ 191
Steuerrecht ...................................................................................................................... 191
Sozialversicherungsrechtliche Abgaben .......................................................................... 197
Bankwesen- und Kapitalmarktgesetz ............................................................................... 198
Konsumentenschutzgesetz .............................................................................................. 203
Gewerberecht .................................................................................................................. 204
Vergaberechtliche Vorgaben bei Gemeinden .................................................................. 204
Pachtverträge ................................................................................................................... 204
Öffentlich rechtliche Genehmigungen ............................................................................. 205
Anhang 4: Rechts- und Organisationsformen ...................................................................... 208
Schuldenrechtliche Beteiligungsmodelle ......................................................................... 208
Mittelbare Beteiligungsmodelle ...................................................................................... 221
Gesellschaftsrechtliche Beteiligungsmodelle .................................................................. 224
Bürgerbeteiligung und Photovoltaik
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Tabellenverzeichnis
Tabelle 1: Vergütung für Photovoltaik (Quelle: Ökostrom‐Einspeisetarifverordnung
2012 .......................................................................................................................21
Tabelle 2: Überblick zu den wichtigsten Schritten für die Entwicklung und
Umsetzung einer Bürgerbeteiligungs-Photovoltaikanlage .......................................32
Tabelle 3: Ertrag aus Sicht der Bürger (Sale-and-Lease-back Modell in Ober-
Grafendorf; .............................................................................................................48
Tabelle 4: Ertrag aus Sicht der Bürger beim Sparbuchmodell der Stadtgemeinde
Hainfeld ..................................................................................................................57
Tabelle 5: Ertrag aus Sicht der Gesellschafter beim GesbR Modell in der Gemeinde
Weyer .....................................................................................................................65
Tabelle 6: Ertrag aus Sicht der Kommanditisten beim GmbH & Co. KG Modell der
Ökoregion Kaindorf .................................................................................................76
Tabelle 7: Ertrag aus Sicht der Genossenschafter der eGen „mit der Sonne“ .........85
Tabelle 8: Ertrag aus Sicht der Bürger (Fallstudie Berg, Sale-and-Lease-back
Modell) .................................................................................................................. 102
Tabelle 9: Ertrag aus Sicht der Bürger bei 3% Verzinsung auf das aushaftende
Kapital und periodischer Auszahlung (Fallstudie Berg; Sale-and-Lease-back Modell)
............................................................................................................................. 103
Tabelle 10: Ertrag aus Sicht der Bürger am Ende der Laufzeit von 10 Jahren; bei
einer Sparbuchverzinsung von 3% p.a.; Fallstudie Berg, Ausgangsszenario ........ 109
Tabelle 11: Ertrag aus Sicht der Bürger am Ende der Laufzeit von 13 Jahren;
Fallstudie Berg, Variante 3 Überschusseinspeisung, Ausgangsszenario .............. 116
Tabelle 12: Vor- und Nachteile sowie Anwendungsmöglichkeiten in Gemeinden von
10 Organisationsformen für Bürgerbeteiligungs-Photovoltaikanlagen ................... 130
Tabelle 13: Kurzcharakteristik für das Sparbuch- und das Sale-and-Lease-back
(SLB) Modell ......................................................................................................... 134
Tabelle 14: Kurzcharakteristik zum Organisationsmodell „Gesellschaft bürgerlichen
Rechts“ ................................................................................................................. 136
Tabelle 15: Kurzcharakteristik zum Finanzierungsmodell „Gesellschaft mit
beschränkter Haftung & Compagnie Kommanditgesellschaft“ - GmbH & Co. KG . 137
Tabelle 16: Kurzcharakteristik zum Finanzierungsmodell „Genossenschaft“ ......... 138
Tabelle 17: Wirkungsgrade von Siliziumzellen. ..................................................... 176
Tabelle 18: Berechnung der Einkommensteuer .................................................... 193
Bürgerbeteiligung und Photovoltaik
-- viii--
Abbildungsverzeichnis
Abb. 1: Kumulierte diskontierte Einzahlungsüberschüsse (=Kapitalwerte) beim Sale-
and-Lease-back Modell Ober-Grafendorf ................................................................47
Abb. 2: Kumulierte diskontierte Einzahlungsüberschüsse (= Kapitalwerte) beim
Sparbuchmodell der Stadtgemeinde Hainfeld .........................................................56
Abb. 3: Kumulierte diskontierte Einzahlungsüberschüsse (= Kapitalwerte) beim
GesbR Modell in der Gemeinde Weyer ...................................................................64
Abb. 4: Kumulierte diskontierte Einzahlungsüberschüsse (= Kapitalwerte) beim
GmbH & Co. KG Modell der Ökoregion Kaindorf ....................................................74
Abb. 5: Kumulierte diskontierte Einzahlungsüberschüsse (= Kapitalwerte) nach
Steuern beim GmbH & Co. KG Modell der Ökoregion Kaindorf ..............................77
Abb. 6: Kumulierte diskontierte Einzahlungsüberschüsse (= Kapitalwerte) nach
Körperschaftssteuer beim Genossenschaftsmodell „Mit der Sonne eGen“..............84
Abb. 7: Kumulierte diskontierte Einzahlungsüberschüsse (= Kapitalwerte) beim
Sale-and-Lease-back Modell; Fallstudie Gemeinde Berg (Ausgangsszenario) .......94
Abb. 8: Sensitivitätsanalyse. Einfluss von spezifischem Ertrag (kWh/kWp) und der
spezifischen Investitionskosten (EUR/kWh) auf den Kapitalwert nach einer Laufzeit
von 25 Jahren .........................................................................................................95
Abb. 9: Sensitivitätsanalyse. Einfluss von Betriebskosten (in % der
Investitionskosten), Kalkulationszinssatz (% p.a.), Betriebs- und
Stromkostensteigerungen (% p.a.) sowie Verzinsung für die Bürger (in % p.a.) auf
den Kapitalwert nach einer Laufzeit von 25 Jahren .................................................97
Abb. 10: Kumulierte diskontierte Einzahlungsüberschüsse (=Kapitalwerte) bei
periodischer Kapitalrückzahlung an die Bürger (Fallstudie Berg, Sale-and-Lease-
back Modell) ......................................................................................................... 100
Abb. 11: Kumulierte diskontierte Einzahlungsüberschüsse bei optimierten
Rahmenbedingungen (Fallstudie Berg, Sale-and-Lease-back Modell) .................. 105
Abb. 12: Kumulierte diskontierte Einzahlungsüberschüsse (= Kapitalwerte) beim
Sparbuchmodell (Fallstudie Berg, Ausgangsszenario) .......................................... 108
Abb. 13: Kumulierte diskontierte Einzahlungsüberschüsse bei optimierten
Rahmenbedingungen für das Sparbuchmodell (Fallstudie Berg) .......................... 110
Abb. 14: Kumulierte diskontierte Einzahlungsüberschüsse (= Kapitalwerte) beim
Sale-and-Lease-back Modell für die Photovoltaikanlage am Kindergartendach
(10,29 kWp), Überschusseinspeisung als Haushaltskraftwerk / Ökostrom AG;
Ausgangsszenario ................................................................................................ 115
Bürgerbeteiligung und Photovoltaik
-- ix--
Abb. 15: Kumulierte diskontierte Einzahlungsüberschüsse bei optimierten
Rahmenbedingungen für das Sale-and-Lease-back Modell für die
Photovoltaikanlage auf dem Kindergartendach (10,29 kWp);
Überschusseinspeisung als Haushaltskraftwerk / Ökostrom AG ........................... 117
Abb. 16: Solarzelle und Solarmodule als Grundbausteine der Photovoltaik. ......... 173
Abb. 17: Kennlinie einer Photovoltaikzelle. ........................................................... 174
Abb. 18: Der Maximum Power Point (MPP) .......................................................... 175
Abb. 19: Aufbau eines Solargenerators aus mehreren Strängen (Strings). ........... 177
Abb. 20: Aufbau einer netzgekoppelten Photovoltaikanlage ................................. 179
Abb. 21: Vermeidung von Eigenverschattungen bei Flachdach- oder
Freiflächenanlagen ............................................................................................... 182
Abb. 22: Die Jahressumme der Globalstrahlung ................................................... 185
Abb. 23: Minderungsfaktoren durch Ausrichtung der Module ................................ 186
Bürgerbeteiligung und Photovoltaik
-- x--
Abkürzungsverzeichnis
AC Alternating current; Wechselstrom
BWG Bankwesengesetz
DC Direct current, Gleichstrom
EStG Einkommenssteuergesetz
EVU Energieversorgungsunternehmen
FMA Finanzmarktaufsicht
GmbH & Co. KG Gesellschaft mit beschränkter Haftung &
Compagnie Kommanditgesellschaft
KG Kommanditgesellschaft
KGM Kapitalmarktgesetz
kWp Kilowatt Peak (Spitzenleistung)
MWp Megawatt Peak
OeMAG Abwicklungsstelle für Ökostrom
Österreich
PV Photovoltaik
1. Einleitung
-- 1--
1 Einleitung
Beispiele für die Beteiligung von Bürgern an der Finanzierung von
Photovoltaikanlagen gibt es in Österreich bereits seit längerer Zeit. Ein Initiator einer
solchen Initiative ist das Unternehmen Waldviertler Werkstätten GmbH in Schrems,
einer Region in Niederösterreich, die von vielen als Krisenregion bezeichnet wird.
Bereits vor 10 Jahren wurden die ersten Sonnenstrom-Gutscheine aufgelegt und
bislang läuft das Projekt überaus erfolgreich. Seit 2003 haben die Anhänger dieser
Initiative in rund 5.500 Anteile investiert und mit Stand Jänner 2013 hat das
Einlagevolumen die stolze Summe von 1 Million EUR überschritten. Damit konnten
Photovoltaikanlagen mit einer Leistung von 285 kWp und einem jährlichen
Stromertrag von etwa 280.000 kWh errichtet werden. Die emotionale Bindung der
Anleger an die Marke Waldviertler spielt bei diesem Modell eine wichtige Rolle. Das
eingesetzte Kapital wird samt Zinsen über Gutscheine an die beteiligten Bürger
zurückbezahlt (Waldviertler Werkstätten GmbH, 2013).
Mit den dynamischen Preisrückgängen in der Photovoltaikbranche der letzten Jahre
und der Anhebung des Unterstützungsvolumens für Einspeisetarife im
Ökostromgesetz 2012 erfreuen sich Beteiligungsmodelle in Österreich
zunehmender Beliebtheit. Hans Kronberger vom Bundesverband Photovoltaic
Austria (PVA) schätzt, dass mit Stand Dezember 2012 etwa zwei bis drei Duzend
solcher Beteiligungsinitiativen in Österreich aktiv sind. "An die tausend" könnten in
den kommenden Jahren entstehen (Wirtschaftsblatt; 13.12.2012).
Für österreichische Gemeinden ist oft die breite positive Öffentlichkeitswirkung
solcher Projekte ein Grund, warum eine Beteiligung der regionalen Bevölkerung an
der Errichtung und am wirtschaftlichen Erfolg einer Photovoltaikanlage angestrebt
wird (Simader, Energy Changes, persönliche Mitteilung 10.12.1012). Darüber
hinaus kann eine rasche und erfolgreiche Umsetzung einer solchen
Beteiligungsanlage den geeigneten Rahmen dafür schaffen, die lokale Bevölkerung
über eine Vielfalt von Energiethemen in der Gemeinde (Möglichkeiten von
Energieeinsparung, Effizienzsteigerung und der Nutzung erneuerbarer
Energieträger) zu informieren, Bewusstsein zu bilden und die Akzeptanz für die
Umsetzung umfassender kommunaler Energiestrategien zu steigern. Nach
Bachmann et al. (2012) haben innovative Finanzierungslösungen gerade vor dem
1. Einleitung
-- 2--
Hintergrund strengerer Kriterien bei der Kreditvergabe an Attraktivität gewonnen –
obwohl hier gleichzeitig gesehen werden muss, dass bei der derzeitigen
Zinslandschaft ein Kredit über eine Bank für Gemeinden die oft kostengünstigere
Variante ist im Vergleich zu einer Finanzierung über die Beteiligung von Bürgern
(Simader, persönliche Mitteilung, 10.12.2012).
Für viele Bürger wiederum ist es oft nicht möglich, eine eigene Photovoltaikanlage
zu errichten. Es fehlt entweder an der Finanzkraft oder an der Verfügbarkeit von
geeigneten Betriebsflächen. So ist es häufig der Wunsch, mit einer kleinen
finanziellen Aufwendung einen Beitrag für ein lokales, sinnvolles und nachhaltiges
Projekt zu leisten, der Bürger veranlasst, sich an einem kommunalen
Photovoltaikprojekt zu beteiligen. Die Produktion von erneuerbarer Energie ist dabei
meist ein genauso wichtiges Anliegen wie die Steigerung der lokalen
Wertschöpfung, die Unabhängigkeit der Region von fossilen Energieträgern und die
zukunftsfähige Gestaltung der eigenen Gemeinde. Die persönliche Mitsprache bei
der Umsetzung des Projektes ist oft weniger ausschlaggebend; genauso wenig wie
die Erzielung von hohen Renditen - zumal von den Bürgern meist auch nur kleinere
Summen von einigen hundert oder tausend Euro investiert werden. Gleichzeitig wird
natürlich eine jährliche Verzinsung von etwa 3% des investierten Kapitals, was einer
guten langfristigen Sparbuchverzinsung gleichkommt, von den Bürgern als attraktive
Kapitalanlage gesehen (Bachmann et. al., 2012; Neubarth & Steinlechner, 2011;
Simader, persönliche Mitteilung, 10.12.2012).
Der Spielraum für die Umsetzung von Photovoltaik-Beteiligungsprojekten ist in
Österreich aber insgesamt durchaus begrenzt. Der wirtschaftliche Betrieb von
Beteiligungsanlagen ist zumeist abhängig von der Verfügbarkeit von Ökostrom-
Einspeisetarifen. Und diese sind – trotz der bereits erwähnten Anhebung des
Unterstützungsvolumens bei Photovoltaik von jährlich 2,1 auf 8 Mio EUR – in
Österreich nur begrenzt verfügbar. Außerdem sind Projektbetreiber und Gemeinden
bei der Entwicklung von Beteiligungsvorhaben unter Umständen mit rechtlichen
„Stolpersteinen“ konfrontiert (ecowatt, 2012). So wurde im Februar 2012 die
Finanzmarktaufsicht (FMA) im Zusammenhang mit einem einfachen
Darlehensmodell der Gemeinde Randegg in Niederösterreich aktiv. Die
Finanzmarktaufsicht hat im Rahmen ihrer gesetzlich definierten Tätigkeiten u.a. die
Aufgabe, das unerlaubte Anbieten von Finanzdienstleistungen oder Bankgeschäften
zu unterbinden oder mit Strafzahlungen zu belegen. Bei einfachen
Darlehensmodellen für Bürgerbeteiligungsanlagen spielt diese Fragestellung eine
1. Einleitung
-- 3--
wichtige Rolle (Gruber et al., 2012). Zusätzlich muss geklärt werden, ob das
Beteiligungsmodell der sogenannten Prospektpflicht unterliegt. Ein
Kapitalmarktprospekt soll für die interessierten Anleger umfassende Informationen
zum Veranlagungsrisiko bereitstellen; seine Erstellung ist mit hohem Aufwand und
Kosten verbunden. Beteiligungsmodelle, die bei ihrer Umsetzung der Prospektpflicht
unterliegen, sollten daher jedenfalls eher gemieden werden (Gruber et al., 2012).
Obwohl nicht ganz neu, so sind Beteiligungsmodelle für die Finanzierung von
Photovoltaikanlagen insgesamt noch ein junges Betätigungsfeld in Österreich. Es
liegen bislang erst wenige Erfahrungswerte für die Umsetzung vor; und es fehlen
bisher noch einschlägige gerichtliche oder verwaltungsbehördliche Entscheidungen;
wie etwa für den Fall der Gemeinde Randegg (Stand März 2013). Um die
rechtskonforme Ausgestaltung der Vereinbarungen und Verträge zwischen
Betreibern und Bürgern möglichst sicher zu stellen und Rechtsstreitigkeiten
innerhalb der mitunter jahrelangen Laufzeiten solcher Vereinbarungen zu
vermeiden, ist jedenfalls bereits bei den ersten Planungsschritten die Einbeziehung
eines Rechtsanwalts mit Expertise in Wirtschafts- und Steuerrecht dringend
angeraten (Gruber et al., 2012).
Diese Diplomarbeit wurde verfasst, um einige der bereits bestehenden
Erfahrungswerte in diesem Feld zusammenzustellen und die gegenwärtigen
Möglichkeiten, Risiken und Chancen solcher Beteiligungsmodelle zu erheben. Die
Diplomarbeit versucht den letzten Wissensstand (Stand März 2013) so gut wie
möglich abzubilden. Die Ausführungen in dieser Arbeit sind aber lediglich als
Hinweise und Empfehlungen zu verstehen und keinesfalls einer rechtlichen
Auskunft gleichzustellen. Die sachkundige, rechtliche Prüfung des jeweils gewählten
Beteiligungsmodells wird daher jedenfalls empfohlen.
1.1 Motivation
In den letzten fünfzehn Jahren konnte ich im Rahmen meiner Tätigkeiten mit dem
World Wide Fund for Nature (WWF) und CARE wertvolle Erfahrungen in der Arbeit
mit Gemeinden sowie in der Planung und Umsetzung von Beteiligungsaktivitäten
sammeln. Der Umstand, dass sich in Österreich Privatpersonen in Gemeinden
zusammenschließen und gemeinschaftlich Photovoltaik-Anlagen errichten, war für
1. Einleitung
-- 4--
mich faszinierend genug, um diesem Thema meine Diplomarbeit im Rahmen des
Master-Lehrgangs „Renewable Energy in Central & Eastern Europe“ zu widmen.
Diese Diplomarbeit soll mit ihren Ausführungen und Ergebnissen für interessierte
Vertreter österreichischer Gemeinden zugänglich sein und wird darum, anders als in
diesem Master-Programm sonst üblich, nicht in englischer sondern in deutscher
Sprache verfasst.
Die Leserinnen und Leser dieser Diplomarbeit werden um Verständnis gebeten,
dass Bürger, Betreiber, Anleger usw., der guten Lesbarkeit des Textes halber,
immer nur in der männlichen Schreibform genannt werden.
1.2 Zielsetzung und Fragestellungen
Hauptzielsetzungen der vorliegenden Arbeit sind:
Erhebung von laufenden bzw. geplanten Beteiligungsmodellen zur Finanzierung
von Photovoltaikanlagen in österreichischen Gemeinden und Beschreibung der
relevanten rechtlichen, organisatorischen und ökonomischen Aspekte sowie der
etwaigen Vor- und Nachteile in der Umsetzung.
Erarbeitung und Vergleich verschiedener Umsetzungsvarianten für ein
konkretes Beteiligungsprojekt im Rahmen einer Fallstudie in der Gemeinde Berg
in Niederösterreich und Entwicklung von Empfehlungen für die
Projektrealisierung.
Erstellung von Schlussfolgerungen in Bezug auf die Haupteinflussgrößen auf die
Wirtschaftlichkeit der Beteiligungsprojekte, Erfolgsfaktoren für die Umsetzung in
Gemeinden sowie zum aktuellen Stand und den möglichen künftigen
Entwicklungen von Photovoltaik-Beteiligungsinitiativen in österreichischen
Gemeinden.
Fragestellungen im Rahmen der Fallstudie in der Gemeinde Berg sind:
Wie gestalten sich bei den verschiedenen Umsetzungsvarianten die möglichen
Erträge sowohl für die Gemeinde als Betreiber als auch für die beteiligten
Bürger?
Wie beeinflussen folgende Faktoren die Wirtschaftlichkeit des Projektes:
Spezifische Erträge der Photovoltaikmodule; Degradationsrate der Module;
Spezifische Investitionskosten; Einspeisetarife; Betriebskosten; jährliche
1. Einleitung
-- 5--
Steigerung von Betriebskosten, Strombezugskosten und Einspeisetarifen;
Kosten für die Entwicklung und Verwaltung des Beteiligungsmodells;
Kalkulationszinssätze; Kosten für den Wechselrichtertausch und den Umbau auf
Überschusseinspeisung; Verzinsung für die Bürger; Zeitpunkt der
Kapitalrückzahlung an die Bürger?
Welche realistischen Möglichkeiten bestehen, um die Wirtschaftlichkeit des
Beteiligungsprojektes für die Gemeinde als Betreiber zu optimieren?
Was die technische Fragestellungen betrifft, so gibt es zahlreiche einschlägige
Literatur (z.B. Mertens, 2011; AIT, 2011; Quaschning, 2011; ecowatt, 2011 und
2011b; Energieinstitut Vorarlberg, 2012; Klima- und Energiefond, 2012a) sowie
Simulationsprogramme (Joint Research Center, 2013; Valentin Software, 2013), die
sich mit der optimalen Dimensionierung von Anlagen und der Vorhersage des
Energieertrages eingehend beschäftigen. Auf technische Fragestellungen wird
daher in dieser Arbeit (Anhang 2; nach dem Literaturverzeichnis) nur insoweit
eingegangen, als es für das Verständnis für die ökonomische Bewertungen von
Beteiligungsmodellen notwendig erscheint.
1.3 Methoden
1.3.1 Literaturrecherche und Experten-Interviews
Um die oben genannten Ziele zu erreichen, wurden Literatur- und
Internetrecherchen sowie Interviews mit zahlreichen Experten durchgeführt.
Für einen Überblick zu laufenden Beteiligungsinitiativen wurde in erster Linie
folgende Literatur konsultiert: Neubart & Steinlechner, 2011; Bachmann et al., 2012;
Brandstetter & Haslinger, 2012; Gruber et al., 2012; ecowatt, 2012 sowie Krammer,
2012.
Im Rahmen von zahlreichen Workshops und Veranstaltungen konnten Einblicke in
die Planung und Umsetzung von Beteiligungsprojekten gewonnen und Gespräche
mit Experten und Vertretern von Gemeinden geführt werden:
Sonnenstrom im Aufwind, 22.9.2011; Veranstaltung von Photovoltaic Austria
Sonnenwärts, 20.3.2012; Veranstaltung von Photovoltaic Austria
Photovoltaik Bürgerbeteiligung, 26.6.2012; Veranstaltung der Energie und
Umweltagentur Niederösterreich
1. Einleitung
-- 6--
Entwicklung von PV-Bürgerbeteiligungsmodellen, 10.12.2012, Workshop von
Photovoltaic Austria
Zu Fragen der kapitalmarktrechtlichen Prospektpflicht und bankaufsichtsrechtlichen
Konzessionspflicht wurden der Blue Globe Report von Dellinger (2012) sowie
Originalgesetze herangezogen.
Für steuerrechtliche Fragen wurde auf Doralt (2012), zu Fragen in Bezug auf
Rechtsformen auf Huemer & Riemer (2011) sowie auf Originalgesetze
zurückgegriffen.
Mit folgenden Experten wurden persönliche Gespräche geführt, um relevante
Informationen über rechtliche, organisatorische und ökonomische Aspekte von
Photovoltaik-Beteiligungsinitiativen zu erheben:
Mag. Renate Brandner-Weiß, Energie Agentur der Regionen
Dr. Burghard Flieger, innova eG, Projektbüro Freiburg, Deutschland
Mag.a Christina Gassner; Geschäftsführung LEADER Region Mostviertel-Mitte
Mag. (FH) Christa Greinöcker, Energie- und Umweltagentur Niederösterreich
Mag. Joaquin Hernandez Herrera, Senior Manager ACTIV Solar GmbH
Dr. Renate Hinteregger, Gründerservice - Österreichischer
Genossenschaftsverband (ÖGV)
Prokurist Anton Hechtl, Raiffeisenlandesbank NÖ-Wien
Clemens Hüttner, Managing Partner, Plus Ultra Asset Management GmbH
DI Mathias Komarek, Energie- und Umweltagentur Niederösterreich
Hans Kronberger, Präsident des Bundesverbandes Photovoltaik Austria
Mag. Peter Molnar, Geschäftsführer Klimabündnis Österreich
Ing. Franz Niessler, Eurosolar
DI Jochen Planer, Vertrieb Photovoltaik, Baumgartner Energy
Mag. Thomas Plattner, GF von AUSTROTAX Steuerberatung GMBH
DI Christian Praher, denkstatt GmbH
Mag. Elisabeth Reiner, Junior researcher of the Research Institute for Co-
operation and Co-operatives
Mag. Elisabeth Reinthaler; Senior Manager Sunowe Photovoltaic
MMag. Roman Rericha, Brandl & Talos Rechtsanwälte GmbH
Ing. Dr. Gerhard Rimpler, energenium, Renewable Energy Business
Development Consulting
Ing. Sepp Rinnhofer, Energie Tirol
1. Einleitung
-- 7--
DI Ralf Roggenbauer, Energiepark Bruck an der Leitha
Dr. Astrid Rössler, Landtagsabgeordnete in Salzburg (DIE GRÜNEN)
Mag. Anna Scheurer MSc, Institut für Technik und Wissenschaftsforschung
Mag. Dominik Schmitz, Zentrum f. Globalen Wandel und Nachhaltigkeit, BOKU
Mortimer Schulz, BA, Raiffeisen International
Alexander Simader, Geschäftsführer Energy Changes Projektentwicklung GmbH
Heini Staudinger, Waldviertler Werkstätten GmbH
DI Andreas Veigl, Österreichische Gesellschaft für Umwelt und Technik (ÖGUT)
DI Mag. Wolfgang Weißensteiner, Energieberater, 3932 Kirchberg am Walde
DI Rupert Wychera, Professional Energy Services GmbH - PROFES
Für die Erhebungen zu den Beteiligungsinitiativen in den Gemeinden wurde ein
einfacher Interviewleitfaden erstellt. Folgende Personen wurden telefonisch bzw.
über Email befragt:
Ing. Johann Bauer, Amtsleiter, 2640 Enzenreith
Dipl.Päd. DI Paul Egger, Landwirtschaftliche Fachschule Hohenlehen, 3343
Hollenstein an der Ybbs
Ing. Erich Eibl, Produktmanagement und Innovation, ENAMO GmbH (Energie
AG)
Ing. Mag. Karl Gerngroß, KARMA Consulting GmbH (Ökoregion Kaindorf)
Mag. Paul Hinner, Product Manager e-mobility, EVN AG
Andreas Klos, Stadtrat, 3170 Hainfeld
Leopold Koblinger, Amtsleiter, 3324 Euratsfeld
Dr. Gerfried Koch, Leiter Klima- und Energiereferat, 2500 Baden
Ing. Günter Lenz, MSc, Lenz Consulting, Allmenda Social Business EG
DI Klemens Neubauer, Projektleiter Dezentrale Erzeugung, Wien Energie GmbH
Mag. Peter Ramsmaier, Gemeinderat, 3335 Weyer
Mag. Friedrich Salzer, Umweltgemeinderat Wolfpassing, 3261 Zarnsdorf,
Johannes Scherndl, Gemeinderat, 3244 Ruprechtshofen
Ing. Siegfried Schönauer, Gemeindeverband für Abfallbeseitigung, 3430 Tulln
Roland Seepacher, Obmann der Genossenschaft „Mit Der Sonne eGen“
Alfred Staudinger, Amtsleiter, 3141 Kapelln
Ing. Klaus Staudinger, Bauamt, 3200 Marktgemeinde Ober-Grafendorf
Peter Teuschel, Programmkoordinator, Stadtwerke Wörgl GmbH
MMag. Christoph Weisl, Stabstellenleiter Stabstelle Vorstand, Innsbrucker
Kommunalbetriebe AG
DI Mag. Wolfgang Weißensteiner, Energieberater, 3932 Kirchberg am Walde
1. Einleitung
-- 8--
Johann Wurzenberger, Geschäftsführender Gemeinderat (GGR), 3263
Marktgemeinde Randegg
Die Fallstudie in der Gemeinde Berg in Niederösterreich und der Kontakt zu
Andreas Hammer (Vize-Bürgermeister dieser Gemeinde) wurden über DI Martin Krill
(Professional Energy Services GmbH – PROFES) vermittelt.
1.3.2 Dynamische Investitionsrechnung
Die Wirtschaftlichkeit der Beteiligungsmodelle wird mittels einer dynamischen
Investitionsrechnung bewertet. Detailliertere Informationen zur Verwendung von
Kapitalwert, Inflation, dynamischer Amortisationsrechnung und internem Zinssatz in
der Diplomarbeit finden sich in Anhang 1 nach dem Literaturverzeichnis.
1.4 Aufbau der Diplomarbeit
In Kapitel 2 werden ökonomische Rahmenbedingungen für Photovoltaik-
Beteiligungsmodelle vorgestellt. Dabei wird zunächst auf Kostenaspekte
eingegangen (Investitions- und Betriebskosten, Gründungs- und Verwaltungskosten
für die jeweiligen Organisationsformen). In einem weiteren Schritt werden
Einspeisetarife, Investitionsförderungen, die Implikationen von unterschiedlichen
Arten der Photovoltaikstromverwendung (Voll- oder Überschusseinspeisung) und
zeitabhängigen Faktoren (wie Preisentwicklungen, Kalkulationszinssatz) erörtert.
Kapitel 3 bietet einen kurzen Überblick zu den wichtigsten Schritten für die
Entwicklung und Umsetzung einer Bürgerbeteiligungs-Photovoltaikanlage in einer
Gemeinde.
In Kapitel 4 werden konkrete Umsetzungsbeispiele für Beteiligungsmodelle - Sale-
and-Lease-back, Sparbuch, Kommanditgesellschaft, Gesellschaft bürgerlichen
Rechts (GesbR) und Genossenschaft - näher beschrieben, die in österreichischen
Gemeinden zur Finanzierung von Photovoltaik-Anlagen bereits umgesetzt wurden.
Die Wirtschaftlichkeit der Projekte wird, auf Basis der Angaben der Projektbetreiber,
mit Hilfe einer dynamischen Investitionsrechnung nachvollzogen und für eine
Laufzeit von 25 Jahren bewertet.
1. Einleitung
-- 9--
Kapitel 5 widmet sich der Fallstudie in der Gemeinde Berg in Niederösterreich und
gliedert sich in die Beschreibung der Ausgangslage, die Definition der
Fragestellungen sowie die Darstellung der Ergebnisse und der Schlussfolgerungen
für die Umsetzung einer Beteiligungsinitiative in der Gemeinde Berg. Am Ende
dieses Kapitels wird die aktuelle Situation des Projektes (Stand April 2013) kurz
dargelegt.
In Kapitel 6 werden in den Schlussfolgerungen zunächst die Vor- und Nachteile von
verschiedenen Rechts- und Organisationsformen für die Umsetzung von
Photovoltaik-Beteiligungsinitiativen in Gemeinden zusammengefasst und für eine
Auswahl dieser Organistationsformen eine Kurzcharakteristik erarbeitet. In einem
weiteren Schritt wird der Einfluss von verschiedenen Faktoren auf die
Wirtschaftlichkeit von Beteiligungsprojekten erörtert und eine Liste von
Erfolgsfaktoren für die Umsetzung von Beteiligungsprojekten in Gemeinden erstellt.
Schließlich wird versucht, den aktuellen Stand sowie mögliche künftige
Entwicklungen von Beteiligungsinitiativen in österreichischen Gemeinden
abzuschätzen und zu beurteilen.
Im Anhang nach der Danksagung und dem Literaturverzeichnis werden folgende
Informationen bereitgestellt:
Anhang 1: Die Wirtschaftlichkeit der Beteiligungsmodelle wird mittels einer
dynamischen Investitionsrechnung bewertet. In Anhang 1 werden detailliertere
Informationen zur Verwendung von Kapitalwert, Inflation, dynamischer
Amortisationsrechnung und internem Zinssatz in der Diplomarbeit erörtert.
In Anhang 2 werden die technischen Rahmenbedingungen von
Photovoltaiksystemen erläutert, soweit sie für das Grundverständnis von
Anlagenbetrieb und der ökonomischen Bewertung von Beteiligungsmodellen
relevant sind.
In Anhang 3 (rechtliche Rahmenbedingungen) werden steuerrechtliche Aspekte für
Betreiber und beteiligte Bürger, die Regelwerke des Bankaufsichts- und
Kapitalmarktrechts sowie öffentlich rechtliche Genehmigungsverfahren für
Photovoltaikanlagen erörtert.
1. Einleitung
-- 10--
In Anhang 4 werden schließlich unterschiedliche Rechts- und Organisationsformen
beschrieben, die für die Umsetzung von Beteiligungsinitiativen in Fragen kommen.
Die Informationen werden dabei an Hand von folgenden Kriterien sowohl aus der
Sicht von Betreibern als auch von Beteiligten beschrieben: Haftung und Risiko;
Mitbestimmung; Verwaltungsaufwand; Steuerbelastung; Laufzeit der
Beteiligungsinitiative; Form der Ausschüttung und Verzinsung; Stückelung der
Anteile; Vorgaben bezüglich kapitalmarktrechtlicher Prospektpflicht und
Bankwesengesetz; Anwendungsmöglichkeiten und Projektbeispiele.
2. Wirtschaftliche Rahmenbedingungen
-- 11--
2 Wirtschaftliche Rahmenbedingungen
In diesem Kapitel wird zunächst auf Kosten eingegangen; auf Investitions- und
Betriebskosten der Anlage selbst sowie auf Kosten, die im Zusammenhang mit der
Umsetzung der Beteiligungsmodelle anfallen. In einem weiteren Schritt werden
Einspeisetarife und Investitionsförderungen erläutert. Eine Beschreibung der
Implikationen von unterschiedlichen Arten der Photovoltaikstromverwendung (Voll-
oder Überschusseinspeisung) sowie ein Überblick zu zeitabhängigen Faktoren (wie
Preisentwicklungen, Kalkulationszinssatz) runden das Kapitel ab.
2.1 Kosten
2.1.1 Investitionskosten
Investitionskosten für Photovoltaikanlagen sind in den letzten Jahren drastisch
gesunken (Biermayr et al., 2012). Vor allem bei der Modulherstellung konnten die
Kosten aufgrund effizienterer Produktionsverfahren und Lerneffekten bei der
Massenfertigung deutlich gesenkt werden. Die Lernrate (das ist der Prozentsatz der
Kostenreduktion bei Verdopplung der kumulierten Produktion) bei
Photovoltaikmodulen beträgt seit Mitte der 1970er Jahre etwa 22% (Fechner, 2012).
Systempreise für schlüsselfertige Photovoltaikanlagen setzen sich zusammen aus
den Kosten für die Module (40% – 50%), für Wechselrichter (10% – 15%), für
Verkabelung (5% - 8%), Montagekonstruktion (10% – 15%), Installation, Montage,
Transport (10% – 15%) und Planung (10%); wobei Planungskosten bei Angeboten
meist in die Modul- und Wechselrichterkosten integriert werden (Wychera,
persönliche Mitteilung 28.3.2013).
Nach Biermayr et al. (2012) lagen die Netto-Systempreise für netzgekoppelte
Anlagen (kristalline Module) mit einer Leistung größer 10 kWp im Jahr 2011 bei
einem Mittelwert von etwa 2.500 EUR/kWp (Bandbreite 1.400 – 3.500 EUR/kWp).
Dabei lag die Preissenkung bei etwa - 47% im Vergleich zu den Preisen von 2008.
Insgesamt sinken die spezifischen Systempreise mit zunehmender Anlagengröße
und installierter Leistung. Für nachgeführte Freiflächenanlagen ist auf Grund der
mechanisch aufwendigen Konstruktion mit bis zu 20% höheren Investitionskosten
zu rechnen (Mertens, 2011; IPCC, 2012).
2. Wirtschaftliche Rahmenbedingungen
-- 12--
Für das Jahr 2012 konnte Krammer (2012) bei einer Analyse von insgesamt 32
Angeboten für eine Dachanlage mit einer Leistung von etwa 20 kWp in Judendorf-
Staßengel (Steiermark) durchschnittliche Systempreise (kristalline Module) von etwa
2.000 EUR/kWh ermitteln.
Deutlich niedrigere Systempreise präsentiert pvXchange, ein markenunabhängiger
Marktplatz für Solarmodule und Wechselrichter (pvXchange, 2013).
Preisschätzungen von durchschnittlichen Angebotspreisen auf dem internationalen
Spotmarkt lagen im Februar 2013 für kristalline Module aus Deutschland bei etwa
0,78 EUR/Wp, für kristalline Module aus China bei etwa 0,53 EUR/Wp; bei einem
Preistrend von etwa -30% im Vergleich zu den Preisen im Jänner 2012. Für eine
durchschnittliche schlüsselfertige Solaranlage müssen diese Modul-Preisangaben in
Deutschland für Kristalline Module mit einem Faktor von etwa 1,5 - 1,9 multipliziert
werden (pvXchange, 2013). Daraus ergeben sich Schätzungen für Netto-
Systempreisen von etwa 1.170 – 1.482 EUR/kWh (für deutsche Produkte) und etwa
795 – 1.007 EUR/kWh (für chinesische Produkte).
Will man Prognosen Glauben schenken, sind im Jahr 2013 kaum noch weitere
Preisreduktionen auf Grund von Überkapazitäten oder Produkten aus Fernost zu
erwarten. Die Preise für Photovoltaikmodule könnten im zweiten Halbjahr 2013
stabilisieren werden; davon geht das Marktforschungsunternehmen Information
Handling Services (IHS iSuppli) aus, das im Dezember 2012 Prognosen für den
globalen Photovoltaik-Markt veröffentlicht hat (IHS, 2013).
Leistungsgarantie: Die Hersteller von Photovoltaikmodulen geben eine
Leistungsgarantie auf ihre Module, z. B. 20 oder 25 Jahre auf 80% der
Nennleistung. Die Lebensdauer der Module wird mit mindestens 30 Jahren
angegeben (PV Austria, 2013c). Es sollte jedenfalls darauf geachtet werden, dass
ein möglichst renommierter und Modulhersteller ausgewählt wird; auch wenn eine
Leistungsgarantie für 25 Jahre garantiert wird, ist diese bei einer etwaigen Insolvenz
des Herstellers unter Umständen wertlos (Brandstetter & Haslinger, 2012).
Degradation: Hinsichtlich der Degradation (Leistungsminderung) von Modulen gibt
es bereits aufgrund der jahrzehnentenlangen Verwendung von silizium-basierten
Technologien umfangreiche Erfahrungswerte. Krammer (2012) nennt eine
Anfangsdegradation bei kristallinen Zellen von 2% in den ersten 20 bis 50
Sonnenstunden, die in der Nennleistung der Module aber bereits abgezogen wird,
sodass Photovoltaikanlagen zum Zeitpunkt ihrer Inbetriebnahme eine entsprechend
höhere Leistung aufweisen. Danach ist die Leistung von Silizium-Zelltechnologien
2. Wirtschaftliche Rahmenbedingungen
-- 13--
annähernd konstant, wobei es in gemäßigten Klimazonen zu einer jährlichen
Degradation von etwa 0,3-0,67% kommt (Krammer, 2012).
In den Berechnungen von den Kapiteln 4 und 5 wird – ausgehend von einer 80%
Leistungsgarantie nach 25 Jahren (Wychera, persönliche Mitteilung, 28.3.2013) –
für die Degradation ein sehr konservativer Wert von 0,8% pro Jahr angenommen.
Netzanschlusskosten: Bei Dachanlagen entstehen nach Brandstetter & Haslinger
(2012) nur geringe Netzanschlusskosten, wenn sich der Zählpunkt für bereits
bestehende Verbraucher innerhalb des Gebäudes befindet (Netzebene 7). Hier
sind keine nennenswerten Kosten zu erwarten, vorausgesetzt, dass ein freier
Zählerplatz vorhanden ist.
Wenn aber beispielsweise die Photovoltaikanlage auf einem Gewerbegebäude mit
mehr als 100.000 kWh Stromverbrauch errichtet wird, ist dieses Gebäude zumeist
an die Netzebene 6 angeschlossen. Das heißt, dass vom Netzbetreiber der
Stromzähler in der nächstgelegenen Trafostation montiert wurde und dorthin ein
Kabel verlegt ist, das sich im Eigentum des Gebäudebesitzers befindet. Das
öffentliche Netz beginnt damit erst nach dem Zähler in der Trafostation. Für die
Photovoltaikanlage muss daher ein weiteres Kabel zum Trafo verlegt und dort ein
Einspeisezähler montiert werden. Das bedeutet Kosten für Grabungsarbeiten, Kabel
und Anschluss. Bei größeren Entfernungen können diese Kosten unter Umständen
die Wirtschaftlichkeit der Anlage in Frage stellen.
Ist der Betrieb an die Netzebene 5 angeschlossen (Mittelspannungsnetz; z.B.
größerer Gewerbebetrieb, Krankenhaus), ist das Projekt meist nicht mehr
wirtschaftlich darstellbar. Für die Stromeinspeisung müsste auf Betreiberkosten ein
zweiter Mittelspannungstrafo errichtet werden (Brandstetter & Haslinger, 2012).
Verhandlungen mit dem Netzbetreiber können jedenfalls sinnvoll sein; manchmal
besteht auch bei Gewerbegebäuden die Möglichkeit, sich an einen Zählpunkt im
Niederspannungsnetz anzuschließen (Brandstetter & Haslinger, 2012).
2.1.2 Betriebskosten
Laut Photovoltaik Austria (2013c) liegen die jährlichen Betriebskosten insgesamt
zwischen 0,5 % und 2 % der Investitionskosten und sollten die Anlagenversicherung
(Schadens-, Betriebshaftpflicht- und Ertragsausfallsversicherung), die Gebühren für
den Stromzähler, Verwaltungskosten (Buchhaltung, Steuerberatung usw.) und
Rücklagen für Wartung und etwaige Reparaturen abdecken. Betriebs- und
Wartungskosten korrespondieren jedenfalls mit der Größe der Anlage. Der Betrieb
2. Wirtschaftliche Rahmenbedingungen
-- 14--
von mehreren Anlagen ermöglicht Synergien (Wychera, persönliche Mitteilung,
23.10.2012).
Für den Betrieb von nachgeführten Freiflächenanlagen ist von höheren
Wartungskosten auszugehen – nach Krammer (2012) könnten sich bei einachsigen
Systemen die Wartungskosten um etwa 50%, bei zweiachsigen sogar um 100%
erhöhen. Außerdem erfolgt der Antrieb der Motoren, der für die Nachführung
erforderlich ist, in der Regel mit Wechselstrom, was wiederum eine Stromzuleitung
zur Anlage und entsprechende Kosten zur Folge hat (Raderbauer, 2011).
Nachgeführte Systeme kamen in den untersuchten Beteiligungsinitiativen der
vorliegenden Arbeit nicht zum Einsatz.
In den Berechnungen in den Kapiteln 4 und 5 wird für die Betriebs- und
Wartungskosten vereinfachend ein hoher, konservativer Wert von 2% der
Investitionskosten angenommen.
Wechselrichter: Ein wesentlicher Betrag für die laufenden Betriebskosten kommt
durch den Austausch des Wechselrichters innerhalb der Anlagenlaufzeit zustande.
Die Lebensdauer von Wechselrichtern ist in der Regel kürzer als die der
Photovoltaik-Module. Krammer (2012) und Wychera (persönliche Mitteilung,
23.10.2012) gehen für Investitionsrechnungen von einer Lebensdauer von etwa 12
Jahren aus (d.h. von durchschnittlich einem Wechselrichtertausch innerhalb von 25
Jahren). Wechselrichterkosten liegen laut der Angebotsanalyse von Krammer
(2012) im Bereich von 168 – 387 EUR/kWp und werden in den Berechnungen in
den Kapiteln 4 und 5 mit etwa 200 EUR/kWp angenommen, bei einer
Kostensteigerung von etwa 2% p.a. (Wychera, persönliche Mitteilung, 23.10.2012).
Die Kosten für Ersatz oder Reparatur von Wechselrichtern nach 10 oder 12 Jahren
sind jedoch prinzipiell schwierig abzuschätzen. Jedenfalls sollte eine Garantiezeit für
Wechselrichter von fünf Jahren selbstverständlich sein. Um das Kostenrisiko zu
minimieren und Wechselrichterkosten absehbarer zu halten, könnte unter
Umständen eine kostenpflichtige Garantieverlängerung auf 10, 15 oder sogar 20
Jahre sinnvoll sein (Brandstetter & Haslinger, 2012; Wychera, persönliche
Mitteilung, 23.10.2012). Wichtig ist außerdem, dass der Wechselricher-Hersteller
über ein Servicenetz in Österreich verfügt und damit eine rasche Behebung bei
Wechselrichterstörungen garantiert ist. Bei der Auftragsvergabe kann mit dem
Anlageninstallateur die Abwicklung etwaiger Servicefälle vereinbart werden
(Brandstetter & Haslinger, 2012).
2. Wirtschaftliche Rahmenbedingungen
-- 15--
Umbau auf Überschusseinspeisung: Nach Ablauf des OeMAG Ökostrom
Einspeisetarifes nach 13 Jahren sind in der Regel Umbauarbeiten notwendig, falls
der Photovoltaikstrom zum Teil selbst verbraucht und nur die Überschüsse
eingespeist werden sollen (Überschusseinspeisung). Die Maßnahmen umfassen
einen Zählertausch (Zweirichtungszähler) sowie unter Umständen das Verlegen von
Kabel und die Montage von Sicherungseinrichtungen. Dafür wird pro Anlage ein
halber bis ein ganzer Arbeitstag für ein Elektrikerunternehmen veranschlagt, bei
geschätzten Kosten (inklusive Material) von etwa 1.600 EUR (Wychera, persönliche
Mitteilung 23.10.2012).
Für die Berechnungen in den Kapiteln 4 und 5 werden - bei einer Kostensteigerung
von 2% pro Jahr - für den Umbau auf Überschusseinspeisung nach 13 Jahren
Kosten von etwa 2.000 EUR pro Anlage angenommen.
Anlagenversicherung: Als groben Richtwert können Anlagenversicherungen laut
ecowatt (2011) mit etwa 8 bis 10,0 EUR/kWp angesetzt werden. Eine bestehende
Gebäudeversicherung deckt im Regelfall nicht alle Risiken im Betrieb einer
Photovoltaikanlage ab und ist vor allem auch dann nicht anwendbar, wenn es sich
um eine Anlage auf einem fremden Dach handelt (Gruber et al., 2013). Im Bereich
von internationalen Großprojekten werden mittlerweile auch Versicherungen (z.B.
PowerGuard Specialty Insurance Services, 2013) angeboten, die sogar das
Ausfallsrisiko (Insolvenz) von Herstellern abdecken und trotzdem allfällige Garantien
des Herstellers gewährleisten (Hernandez, persönliche Mitteilung 22.11.2012).
Wartung: Bezüglich der Wartung können eigene Verträge – z.B. mit den
Wechselrichtergerstellern – abgeschlossen werden. Als komplexes
leistungselektronisches Element ist der Wechselrichter die fehleranfälligste
Komponente der Anlage; ein eigener Wartungsvertrag kann dazu beitragen, die
Wahrscheinlichkeit etwaiger Ausfälle und Stehzeiten der Anlage möglichst gering zu
halten (Brandstetter & Haslinger, 2012). Die Wartungsintensität bei
Photovoltaikanlagen ist – im Vergleich etwa zu Windkraftanlagen – relativ gering
und kann über Fernüberwachung und automatische Alarmsystemen (beispielsweise
über die Firma die die Anlage montiert hat) unterstützt werden. Die Wartung der
Anlage erfolgt üblicherweise zwei Mal pro Jahr; ideale Wartungsbedingungen sind
nach Fechner (2012) bei guter Sonneneinstrahlung um die Mittagszeit gegeben. Bei
der Wartung werden u.a. die Kabel, Anschlusskasten, etc. auf etwaige Schäden und
die Module auf Verschattungen durch Schmutz oder Staub untersucht. In der
2. Wirtschaftliche Rahmenbedingungen
-- 16--
Fernüberwachung wird der Betrieb des Wechselrichters und der Stromertrag
laufend überwacht (Fechner, 2012).
Entsorgung: Die Kosten für die Entsorgung der Photovoltaikanlage sind schwer
abzuschätzen und werden in der Regel nicht in die Investitionsrechnung
miteinbezogen. Für eine 20 kWp Dachanlagen wurden Kosten für den
Anlagenabbau von etwa 2.000 EUR geschätzt; 2 Personenarbeitstage + Kran
(Schmitz, persönliche Mitteilung 21.5.2013). Gleichzeitig könnten Rohstoffe wie z.B.
aus den Aluminium Konstruktionen auch nach der Anlagenlaufzeit noch einen
gewissen Restwert besitzen und es ist jedenfalls nicht mit Problemstoffen bei der
Entsorgung zu rechnen (Rimpler, persönliche Mitteilung 10.12.2012).
2.1.3 Kosten für Beteiligungsmodelle
Für ein fiktives Photovoltaik-Beteiligungsprojekt (Anlagengröße 250 kWp) schätzt
Rimpler (Vortrag 10.12.2012) Kosten für die Entwicklung des Beteiligungsmodells
(z.B Vertragserstellung) von etwa 15.000 EUR (60 EUR/kWp); den
Organisationsaufbau von 10.000 EUR (40 EUR/kWp) und die Vermarktung
(Unterlagen, Informationsveranstaltungen und Prospekte, Anteilsscheine) von
25.000 EUR (100 EUR/kWp). Diese Kosten sind insgesamt schwer zu erheben und
abzuschätzen. Koch (persönliche Mitteilung, 6.9.2012) erwähnt Marketingkosten
von 7.000 EUR für die Bewerbung der Sonnenbausteine in Baden in Baden
(Sparbuchmodell; drei 20 kWp Dachanlagen; ca. 60 beteiligte Personen; die Kosten
beziehen sich auf Webpage und Folder die von einer Agentur gestaltet wurden). Die
Energie- und Umweltagentur Niederösterreich bietet Workshops für
niederösterreichische Gemeinden und Betriebe für die Gestaltung von Photovoltaik-
Bürgerbeteiligung Initiativen an (Sale-and-Lease-Back Modell bzw.
Kommanditgesellschafts-Modell). Das Angebot beinhaltet Beratung und
Unterstützung bei der Vertragserstellung durch Brandl & Talos Rechtsanwälte;
Kosten: 775 EUR für das Sale-and-Lease-Back Modell bzw. 2.375 EUR für das
Kommanditgesellschaftsmodell (Energie- und Umweltagentur Niederösterreich,
2013).
Verwaltungsaufwand und Kosten (wie etwa das Führen einer Liste mit den Daten
der beteiligten Bürger) werden bei der Umsetzung eines Sparbuch oder Sale-and-
Lease-back Modells insgesamt als überschaubar angesehen (Rimpler, Vortrag
10.12.2012). Aufwand und Kosten werden bei diesen Modellen oft von den
Gemeinden selbst getragen und nicht dem Photovoltaikprojekt zugerechnet.
2. Wirtschaftliche Rahmenbedingungen
-- 17--
Wird die Photovoltaikbeteiligung jedoch über eine Betreibergesellschaft organisiert,
fallen unter Umständen höhere Kosten für Gründung und Verwaltung an.
2.1.3.1 Gründungskosten bei Gesellschaften
Wird die Bürgerbeteiligungsanlage über Unternehmensbeteiligungen der Bürger an
einer neu geschaffene Betreibergesellschaft finanziert, fallen bei Projektstart
Gründungskosten an. Dazu zählen in der Regel das Honorar für die Rechtsberatung
bei der Erstellung des Gesellschaftsvertrages sowie die Gebühr für die Eintragung
in das Firmenbuch. Die Höhe dieser Gründungskosten ist variabel und hängt in
erster Linie von der gewählten Rechtsform und der unternehmensspezifischen
Ausgestaltung ab (Wirtschaftskammer Österreich, 2013a). Die folgenden Angaben
können daher nur als Näherungswerte gesehen werden.
Gesellschaft bürgerlichen Rechts (GesbR): Bei dieser Rechtsform ist keine
Eintragung ins Firmenbuch notwendig, der Gesellschaftsvertrag ist vollkommen
formfrei; die GesbR ist keine Rechtspersönlichkeit (Rieder & Huemer, 2011). Es gibt
aber Umsatzobergrenzen zu beachten (700.000 EUR in zwei aufeinander folgenden
Geschäftsjahren; 1.000.000 EUR in einem Geschäftsjahr), ab denen eine
Eintragung in das Firmenbuch als Offene Gesellschaft (OG) oder als
Kommanditgesellschaft (KG) verpflichtend ist (Rieder & Huemer 2011). Mit
Gründungskosten von etwa 250 Euro ist die Gesellschaft bürgerlichen Rechts die
kostengünstigste Rechtsform (Krammer, 2012).
Gesellschaft mit beschränkter Haftung & Compagnie Kommanditgesellschaft (GmbH & Co KG): Da hier die Gründung von zwei Gesellschaften (GmbH und KG)
erforderlich ist, ergeben sich auch entsprechend höhere Kosten. Die
Gründungskosten liegen hier bei etwa 2.700 EUR bis 3.800 EUR
(Wirtschaftskammer Österreich, 2012a; Krammer, 2012). Diese Kosten beinhalten
die Vertragserrichtung durch den Notar (Notariatspflicht; abhängig vom Umfang der
Gesellschaft und des Vertrages; mind. 2.000 EUR); Gesellschaftssteuer (1% des
einbezahlten Stammkapitals; mind. 175 EUR); Veröffentlichung im Amtsblatt der
Wiener Zeitung (etwa 70 bis 130 EUR); Firmenbuch-Eintragung (mind. 352 EUR);
Gewerbe-Anmeldung (ohne Zuverlässigkeitsprüfung ca. 71 EUR).
Genossenschaft: Krammer (2012) gibt hier Gründungskosten von etwa 2.700 EUR
an, wobei der Hauptteil der Kosten für die verpflichtende Anmeldung bei einem
Revisionsverband anfällt.
2. Wirtschaftliche Rahmenbedingungen
-- 18--
2.1.3.2 Verwaltungskosten bei Gesellschaften
Abhängig von der Rechtsform fallen Verwaltungskosten für die Rechnungslegung
und -prüfung bzw. Revision an (Rieder & Huemer, 2011). Die Höhe dieser Kosten
kann nur grob abgeschätzt werden; auf Grund der unterschiedlichen Tagsätze für
Buchhaltung, Wirtschaftsprüfung und Revision und der Abhängigkeit der konkreten
Ausgestaltung des Unternehmens (Krammer, 2012).
Personengesellschaften (z.B. GesbR, KG): Krammer (2012) geht hier von
jährlichen Verwaltungskosten im Bereich von 600 – 800 EUR aus (unter der
Annahme einer unternehmensexternen Durchführung und Stundensätzen von etwa
150 EUR). Bei kleineren Personengesellschaften erfolgt die Erstellung eines
Jahresabschlusses auf freiwilliger Basis; der Gewinn wird mittels einfacher
Einnahmen-Ausgaben Rechnung ermittelt (Rieder & Huemer, 2011). Bei
Übersteigen der Umsatzobergrenzen (700.000 EUR in zwei aufeinander folgenden
Geschäftsjahren; 1.000.000 EUR in einem Geschäftsjahr), entsteht eine
Verpflichtung zur Buchführung und für eine GesbR die Verpflichtung zur
Umwandlung in eine andere Rechtsform (Rieder & Huemer 2011).
GmbH & Co KG: eine doppelte Buchführungspflicht (unabhängig von den
Umsatzerlösen) sowie ein Jahresabschluss sind verpflichtend vorgesehen (Rieder &
Huemer 2011). Krammer (2012) geht von jährlichen Verwaltungskosten von etwa
3.600 bis 4.800 EUR aus (unter der Annahme einer unternehmensexternen
Durchführung bei zumindest 3 Arbeitstagen).
Genossenschaften: Eine vereinfachte Einnahmen-Ausgaben Rechnung ist möglich
bei Einhaltung der Umsatzobergrenzen von 700.000 EUR in zwei aufeinander
folgenden Geschäftsjahren bzw. 1.000.000 EUR in einem Geschäftsjahr (Rieder &
Huemer, 2011). Zusätzliche Verwaltungskosten entstehen durch die verpflichtende
Zugehörigkeit zu einem Revisionsverband, von dem aber auch Dienstleistungen und
Rechtsberatung in Anspruch genommen werden können. Bei kleineren
Genossenschaften sind Revisionen allerdings nur jedes zweite Jahr notwendig.
Krammer geht für die Revision der Geschäftsangelegenheiten von jährlichen
Verwaltungskosten von etwa 445 EUR aus (bei einem angenommenen Tagessatz
von 890 EUR).
2. Wirtschaftliche Rahmenbedingungen
-- 19--
2.1.4 Kosten für Pacht (Fremdbesitznutzung)
Soll auf einem Dach oder einer Freifläche eine Photovoltaikanlage errichtet werden,
benötigt man die Erlaubnis des Eigentümers (Brandstetter & Haslinger 2012). Der
Eigentümer erwartet sich üblicherweise für diese Nutzung seiner Fläche eine
Gegenleistung; beispielsweise in Form einer Vergütung.
Nach Krammer (2012) sind in Österreich für diese Nutzung von Flächen in
Fremdbesitz prinzipiell vier Varianten denkbar: Gestattung, Miete,
Gewinnbeteiligung und Contracting.
Bei der Gestattung überlassen beispielsweise Gemeinden ihre Flächen oft
unentgeltlich für die gemeinschaftliche Errichtung einer Photovoltaikanlage. Die
Werbewirkung und Bewusstseinsbildung der Aktivität steht für die Gemeinde im
Vordergrund.
Mieten werden üblicherweise pro Quadratmeter angesetzt, wobei sich bei
Freiflächenanlagen die jährlichen Beträge oft am marktüblichen Pachtzins für
Grünflächen orientieren (Krammer (2012). Bei den österreichischen Einspeisetarifen
sind nach Brandstetter & Haslinger (2012) jährliche Mietentgelte (sofern der
Eigentümer nicht eigene Leistungen, wie z.B. die laufende Überwachung der Anlage
einbringt) im Bereich von 1 EUR pro Quadratmeter bzw. 10 EUR/kWp wirtschaftlich
verkraftbar.
Bei der Gewinnbeteiligung wird der Eigentümer der Betriebsfläche am Ertrag der
Anlage beteiligt, was den Vorteil haben kann, dass sich der Eigentümer stärker mit
dem Projekt identifiziert und darum etwaige Maßnahmen die dem
Photovoltaikprojekt nicht zuträglich sind (etwa Baumaßnahmen die zu Verschattung
führen) im eigenen Interesse eher unterlassen wird.
Beim Contracting wird die Betriebsfläche über einen definierten Zeitraum
(beispielsweise über die 13 Jahre des geförderten Ökostrom-Einspeisetarifes) vom
Eigentümer an die Betreiber (meist) unentgeltlich überlassen. Danach geht die
Photovoltaikanlage zum vorher definierten Restwert in den Besitz des Eigentümers
über, welcher den produzierten Strom dann entweder selbst nutzen oder zu
Marktpreisen verkaufen kann.
2.2 Erlöse
2.2.1 Ökostrom-Einspeisetarif
Mit der Liberalisierung des Elektrizitätsmarktes erfolgte in Österreich eine
Neugestaltung der bundesweiten Förderaktivitäten für den Ausbau erneuerbarer
2. Wirtschaftliche Rahmenbedingungen
-- 20--
Energieträger (ecowatt, 2011). Im Elektrizitätswirtschafts- und -organisationsgesetz
(EIWOG, in Kraft seit 1998) ist für Strom aus erneuerbaren Energieträgern die
Abnahmepflicht durch Betreiber von Verteilernetzen mit festgelegten
Einspeisetarifen geregelt (ecowatt, 2011).
Ökostromgesetz Gesetzliche Grundlage für die Ökostromtarifförderung ist das bundesweit gültige
Ökostromgesetz, das seit dem Jahr 2002 besteht und seither mehrfach novelliert
wurde. Die gültige Neufassung des Ökotromgesetzes wurde im Juli 2011
veröffentlicht und ist im Juli 2012 in Kraft getreten (Ökostromgesetz-Novelle 2012).
Ökostromtarifförderungen gelten für Photovoltaikanlagen die größer als 5 kWp sind.
Das Unterstützungsvolumen für Tarifförderungen für Ökostromanlagen ist in
Österreich jährlich gedeckelt. In der Ökostromgesetz-Novelle 2012 wurde für
Photovoltaik diese jährliche Deckelung von vormals 2,1 Mio EUR auf 8 Mio EUR
deutlich angehoben. Zusätzlich steht – für all jene, die keine positive Förderzusage
erhalten – ein sogenannter „Resttopf“ mit einem Budget von 19 Mio EUR zur
Verfügung. Diese Mittel aus dem Resttopf werden auf Wind-, Wasserkraft- und
Photovoltaik flexibel aufgeteilt. Das Budget dieses Resttopfes wird jährlich um 1 Mio
EUR reduziert. Die Höhe der Tarifförderung aus dem „Resttopf“ (der sogenannte
„Netzparitätstarif“) beträgt 18 Cent/kWh für eine Dauer von 13 Jahren.
Ökostromverordnung Die konkrete Höhe der Einspeisetarife wird jährlich per Verordnung
(Ökostromverordnung) geregelt. Anträge für Ökostromtarifförderungen werden bei
der Abwicklungsstelle für Ökostrom (OeMAG) gestellt. Laut Ökostromgesetz ist die
Ökostromabwicklungsstelle verpflichtet, die elektrische Energie aus anerkannten
Ökostromanlagen zu den verordneten Preisen abzunehmen. Dies allerdings mit der
Einschränkung der zur Verfügung stehenden Fördermittel.
Nach Vertragsabschluss gelten die Tarife für 13 Jahre, die Tarife werden der
Inflation jedoch nicht angepasst. Die Erlöse für den Betreiber ergeben sich aus der
Multiplikation des geförderten Ökostrom-Einspeisetarifs mit der eingespeisten
Elektrizitätsmenge, die von einem Einspeisegerät erfasst wird (Mertens, 2011).
Die jüngste Ökostrom-Einspeisetarifverordnung 2012 ist seit September 2012 gültig.
In dieser Verordnung wird nur noch eine Förder-Größenklasse (von 5 kWp bis 500
kWp) sowohl für Aufdachanlagen als auch für Anlagen auf Freiflächen ausgewiesen.
Für Aufdachanlagen gibt es zusätzlich zum Fördertarif einen einmaligen
Investitionszuschuss (Ökostrom-Einspeisetarifverordnung 2012).
2. Wirtschaftliche Rahmenbedingungen
-- 21--
Tabelle 1: Vergütung für Photovoltaik (Quelle: Ökostrom‐Einspeisetarifverordnung
2012, ausgegeben am 18.09.2012). Aus dem „Resttopf“ steht für
Photovoltaikanlagen ein sogenannter „Netzparitätstarif“ (18 ct/kWh) zur Verfügung,
seit 2013 allerdings ohne Investitionszuschuss und nicht für Freiflächenanlagen
Anlagen-Typ (5 – 500 kWp)
Tarif bis Ende 2012 (ct/kWh)
Tarif 2013 (ct/kWh) Investitions-zuschuss
(einmalig - EUR/kW)
Gebäude integriert (Dach, Fassade)
19,7 18,12 30% der
Investitionskosten;
max. 200 EUR/kW
Freiflächen Anlage 18,43 16,59 -
Die einmalige Investitionsförderung von 200 EUR pro kWp entspricht dabei in etwa
einer Einspeisetarif‐Förderung von etwa 20,2 Cent/kWh über 13 Jahre bei
Volleinspeisung (Rimpler, persönliche Mitteilung 10.12.2012). In dieser Berechnung
werden die 200 EUR Investitionsförderung über 13 Jahre zu 4% p.a. verzinst.
Daraus resultieren regelmäßige Zahlungen von 19,9 EUR pro Jahr. Bei einer
Stromproduktion von 950 kWh pro Jahr ergeben sich daraus etwa 2,1 ct/kWh.
Daraus berechnen sich die 20,02 ct/KWh (18,12 ct/kWh Tarifförderung + 2,1 ct aus
der umgerechneten Investitionsförderung).
Aufgrund des massiven Preisverfalls von Photovoltaiksystempreisen sind auch die
Einspeisetarife über die Jahre vom Gesetzgeber kontinuierlich gesenkt worden. So
waren die Ökostrom-Einspeisetarife der Ökostromverordnungen 2010 und 2011
noch deutlich höher:
Aufdachanlagen (5-20 kWp / größer 20 kWp): 38 ct/kWh / 33 ct/kWh
Freiflächen Anlagen (5-20 kWp / größer 20 kWp): 35 ct/kWp / 25 ct/kWp
Auch bis September 2012 waren die Einspeisetarife nach der Ökostromverordnung
2012 (gültig von 1.1 – 18.9.2012) noch deutlich höher als die in Tabelle 1
angeführten:
Aufdachanlagen (5-20 kWp / größer 20 kWp): 27,6 ct/kWh / 23 ct./kWh
Freiflächen Anlagen (5-20 kWp / größer 20 kWp): 25 ct/kWp / 19 ct/kWp
Nach Bewilligung des Ökostrom-Einspeistarifes hat der Antragsteller laut
Ökostromgesetz 12 Monate Zeit, die Photovoltaikanlage zu errichten. Aufgrund der
fallenden Investitionskosten für Photovoltaik wird von vielen Betreibern dieses
2. Wirtschaftliche Rahmenbedingungen
-- 22--
Zeitfenster möglichst ausgenutzt; Anlagen die beispielsweise bereits 2011
genehmigt wurden, werden dann erst 2012 möglichst spät gebaut und in Betrieb
genommen (Rimpler, persönliche Mitteilung 10.12.2012).
Warteliste Auf Grund des begrenzten Volumens für Tarifförderungen ist in den Jahren vor 2012
eine sogenannte Warteliste entstanden. Auf dieser Warteliste waren Anträge für
Photovoltaikprojekte bis zum Jahr 2025 gereiht. Um diese Warteliste abzubauen,
wurde mit dem Ökostromgesetz 2012 ein zusätzliches Fördervolumen von 28 Mio
EUR für Photovoltaik-Einspeisetarife zur Verfügung gestellt. Die Höhe der
Einspeisetarife wird dabei aber in Abhängigkeit von der jeweiligen Reihung auf der
Warteliste reduziert – es kommt zu sogenannten „Abschlägen“ im Ausmaß von 5%
bis 22,5% (ecowatt, 2011).
Als Neuerung der Ökostromgesetz-Novelle 2012 gilt, dass Anträge von
Photovoltaikanlagen der Ökostromabwicklungsstelle (OeMaG) nun zurückgewiesen
werden, wenn zum Zeitpunkt der Antragsstellung das Unterstützungsvolumen
bereits ausgeschöpft ist. D.h. diese Anträge werden - anders als in den Jahren
davor - nicht mehr auf einer Warteliste gereiht und bekommen auch nicht mehr
automatisch einen Vertrag, sobald wieder Geldmittel zur Verfügung stehen (ecowatt,
2011).
Antragstellung für Ökostrom-Einspeistarife (bei der Abwicklungsstelle für
Ökostrom – OeMAG).
Voraussetzungen für die Antragstellung sind das Vorliegen aller für die Errichtung
notwendigen behördlichen Genehmigungen (elektrizitätsrechtliche bzw. falls
notwendig baurechtliche Bewilligung) sowie das Vorliegen der Anerkennung der
Anlage als Ökostromanlage (von der jeweiligen Landesregierung).
Zum 1.1.2013 (0:00 Uhr) standen das neue Budget für Tarifförderungen für
Photovoltaik (8 Mio EUR) sowie der Resttopf (18 Mio EUR, für Photovoltaik, Wind
und Wasserkraft) zur Verfügung. Der Andrang zum Jahreswechsel war so enorm,
dass laut OeMAG bereits am 1.1.2013 bis 10 Uhr vormittags rund 10.000 Anträge in
der Datenbank erfasst wurden und damit die Photovoltaik Kontingente 2013 bereits
ausgeschöpft waren (OeMAG, 2013). Dabei war es offenbar auch zu starken
Überlastungen der IT Systeme der OeMAG gekommen, weil es Antragssteller gab,
die mit selbst entwickelten IT Programmen die Förderantragseingabe automatisiert
in hundertfacher Form vorgenommen haben (OeMAG, 2013). Die Förderwerber
2. Wirtschaftliche Rahmenbedingungen
-- 23--
können alle erforderlichen Unterlagen innerhalb von 6 Wochen ab Antragstellung
nachreichen (die Unterlagen mussten aber zum Einreichzeitpunkt bereits vorhanden
sein).
Die Deckelung des Volumens für Einspeisetarife der OeMAG ist gerade für die eher
vorbereitungsintensiven Beteiligungsinititiven einen großer Risikofaktor, zumal die
Erlöse aus Ökostromeinspeisetarifen in der Regel die Voraussetzung für die
Refinanzierung der Investitionskosten sind.
2.2.2 Einspeisetarife zu Marktpreisen
Eine Voll- bzw. Überschusseinspeisung zu Marktpreisen erfolgt in Fällen in denen
der Ökostrom-Einspeisetarif bereits abgelaufen ist oder nicht genehmigt wurde. Der
Strom wird dabei an ein Energieversorgungsunternehmen (EVU) bzw. an die
Abwicklungsstelle für Ökostrom in Österreich (OeMAG) verkauft. Laut
österreichischem Photovoltaikverband lagen im 1. Quartal 2013 die Einspeisetarife
von EVUs im Bereich von 7,5 – 12 ct/kWh; die Einspeisetarife der OeMAG bei 4,52
ct/kWh. Während die Abnahme des Ökostroms durch die OeMAG an keine
speziellen Bedingungen geknüpft ist, sind bei EVUs unter Umständen mit einer
Begrenzung der Nennleistung bzw. ein bestehender Strombezugsvertrag mit dem
jeweiligen EVU Voraussetzung.
In den Berechnungen in den Kapiteln 4 und 5 wird ein Marktpreis für Einspeisetarife
von 8 ct/kWh bei einer Preissteigerung von 2% pro Jahr angenommen.
2.3 Direktförderungen
Den in Österreich im Vergleich zu anderen europäischen Ländern überschaubaren
Ausbauraten für Photovoltaikanlagen steht ein erstaunlich vielfältiges und wenig
überschaubares System von Investitionsförderungen gegenüber. Es gibt
unterschiedlichste Förderbedingungen sowohl auf Bundesebene als auch in den
einzelnen Bundesländern, was zu einem beträchtlichen Verwaltungsaufwand (auf
Fördernehmer-, wie auch auf Fördergeberseite) führt und für potentielle
Fördernehmer schwer kalkulier- und durchschaubare Rahmenbedingungen schafft
(Biermayr et al., 2012).
Eine detailliertere Analyse des gesamten österreichischen Fördersystems würde
den Rahmen dieser Arbeit sprengen. Darum werden nur Förderungen auf
2. Wirtschaftliche Rahmenbedingungen
-- 24--
Bundesebene bzw. in Ostösterreich (Wien, Niederösterreich und Burgenland)
betrachtet die 2012 für Photovoltaikbeteiligungsanlagen von Relevanz waren.
Klima- und Energiemodellregionen Es handelt sich um eine Investitionsförderung für Förderungswerber (Gemeinden,
gemeindeeigene Betriebe, Betreiber- und Bürgerbeteiligungsgesellschaften, Vereine
und Genossenschaften) die aus einer der insgesamt 106 Klima- und
Energiemodellregionen in Österreich kommen. Diese Förderschiene wird vom
Klima- und Energiefond verwaltet; insgesamt standen 2012 6,5 Mio EUR für eine
Vielzahl von Programmen (u.a. Investitionsförderungen für Photovoltaikanlagen) zur
Verfügung. Die maximal geförderte Photovoltaik Leistung pro Modellregion betrug 1
kWp pro 1.000 Einwohner; bei einer Förderhöhe von maximal 30% der Netto-
Investitionskosten und anerkennbaren Kosten von max. 2.400 EUR/kWp;
Voraussetzung für die Einreichung war die Unterschrift des Klima- und Energie
Modellregions Managers. Für die Photovoltaikanlage durfte allerdings nicht
gleichzeitig ein Öko-Einspeisestromtarif über die OeMAG in Anspruch genommen
werden (Klima- und Energiefond, 2012b).
Wien Förderwerber sind private Personen und Unternehmen. Das Ausmaß der Förderung
(einmaliger Investitionskostenzuschuss) beträgt maximal 40% der förderfähigen
Kosten bei einer Förderobergrenze von 800 EUR/kWp (2012) bzw. 400 EUR/kWp
(2013) und maximal 80.000 EUR (2012) bzw. 40.000 EUR (2013) pro Förderfall.
Eine Kombination mit einer Ökostrom-Tarifförderung über OeMAG sowie einer
Förderung durch den Klima- und Energiefonds wurde 2013 ausgeschlossen.
Voraussetzung für die Förderung sind mindestens 900 Volllaststunden im Jahr. Die
Höhe der förderfähigen Kosten berechnet sich nach einem komplizierten
Algorithmus: vom Bruttopreis der Anlage (bzw. bei vorsteuerabzugsberechtigten
Antragstellern vom Nettopreis der Anlage) wird die über fünf Jahre die erzeugte
Strommenge mit einem Strompreis von 5 Cent abgezogen (Kommunalkredit Public
Consulting, 2012).
Niederösterreich In Niederösterreich kamen laut Energie- und Umweltagentur Niederösterreich im
Jahr 2012 folgende Investitionsförderungen für Bürgerbeteiligungsanlagen in
Betracht:
2. Wirtschaftliche Rahmenbedingungen
-- 25--
Förderung im Rahmen des Schul- und Kindergartenfonds: Förderungswerber
konnten Gemeinden oder Gemeindeverbände sein. Gefördert wurden
Projektkosten für eine Vielzahl von Aktivitäten; unter anderem auch
energietechnischen Maßnahmen. Förderhöhe war max. 20% der Projektkosten
(bei Kosten von 10.000 – 100.000 EUR). Bei höheren Kosten wurden unter
Umständen noch zusätzlich Zinsen für ein fiktives Darlehen mit einer Laufzeit
von 15 Jahren übernommen (Greinöcker, 2012).
Förderung der Photovoltaik Ausstattung von Wasserversorgungs- und
Abwasserbeseitigungsanlagen (Aktion „Gefördertes Energiesparen“;
Wasserwirtschaftsfonds / Siedlungswasserwirtschaft). Förderungswerber
konnten Gemeinden oder Genossenschaften oder Verbände sein, die
Wasserversorgungs- oder Abwasserbeseitigungsanlagen betreiben.
Fördervoraussetzung war ein Energiekonzept. Die Förderung war eine
Kombination aus Bundes- und Landesmitteln, die Förderhöhe betrug bei
Wasserversorgungsanlagen 20 – 55%; bzw. bei Abwasserbeseitigungsanlagen
13 – 90%. Die Förderung konnte gemeinsam mit der Ökostromtarifförderung der
OeMAG in Anspruch genommen werden (Greinöcker, 2012).
Förderungen (Bedarfszuweisungen für Amtshaus, Bauhof, Feuerwehrhaus, etc.)
speziell für Gemeinden im Rahmen der Aktion Energie-Spar-Gemeinde.
Förderhöhe 30%, bei einem Maximalbetrag von 5.000 EUR (Greinöcker, 2012).
Förderungen von Stromtankstellen, die mir einer Photovoltaikanlage kombiniert
wurden. Förderung speziell für Gemeinden; Förderhöhe war 30 bis 75% der
Investitionskosten bis max. 7.500 EUR (Greinöcker, 2012).
Burgenland Eine Förderung für Photovoltaikanlagen durch das Land Burgenland ist derzeit für
das Jahr 2013 nicht gegeben. Auch im Jahr 2012 wurden nur kleine Anlagen bis zu
einer Leistung von 4 kWp (mit 30 Prozent der förderbaren Kosten bzw. max. 800
Euro/kWp) gefördert (Photovoltaikverband Austria, 2013a).
2.4 Elektrizitätsverwendung
2.4.1 Volleinspeisung
Bei einer sogenannten Volleinspeisung – die bei den meisten netzgekoppelten
Anlagen angewendet wird, weil die Refinanzierung der Anlage durch die Ökostrom-
Einspeisevergütung der OeMAG erfolgt, speist der Wechselrichter den gesamten
2. Wirtschaftliche Rahmenbedingungen
-- 26--
erzeugten Strom vollständig über einen Stromzähler ins Netz ein (Mertens, 2011).
Die Erlöse ergeben sich aus der Multiplikation des Einspeisetarifes mit der
eingespeisten Elektrizitätsmenge.
2.4.2 Überschusseinspeisung
Der erzeugte Photovoltaikstrom wird einerseits direkt vom Stromabnehmer
verbraucht (Eigenverbrauch). Andererseits wird der Stromanteil der vom
Stromabnehmer nicht verbraucht werden kann ins Netz eingespeist. Diese
sogenannte Überschusseinspeisung erfolgt über einen Zweirichtungszähler, der die
ins Netz eingespeiste Energie und die aus dem Netz bezogene Energie getrennt
voneinander erfasst (Mertens, 2011). Seit dem Jahr 2009 sieht das Erneuerbare-
Energien-Gesetz (EEG) in Deutschland eine erhöhte Vergütung
(Eigenverbrauchsregelung) für selbst verbrauchten Photovoltaikstrom vor (Mertens,
2011). In Österreich gibt es keine vergleichbare Vergütungsmöglichkeit für
Eigenverbrauch.
Für Beteiligungsanlagen ist diese Variante der Überschusseinspeisung nur sinnvoll,
wenn sich die Anlage unmittelbar in der Nähe eines Verbrauchers befindet, also
etwa einer Dachanlage, die den Stromverbrauch des darunter liegenden Gebäudes
deckt. Der Stromabnehmer ist dabei jedoch unter Umständen eine externe Partei,
was eigene weitere vertragliche Regelungen erfordert und zu einem administrativen
Mehraufwand führen kann (Krammer, 2012).
Für den Betreiber einer Photovoltaikanlage ist diese Variante vor allem dann
interessant, wenn der erzeugte Strom in hohem Maße auch tatsächlich tagsüber
genutzt werden kann. In privaten Haushalten ist durch die geringen zeitlichen
Überschneidungen von Stromerzeugung und -verbrauch bei
Überschusseinspeisung eine Deckung des privaten Jahreseigenstrombedarfs im
Ausmaß von etwa 20% bis maximal 25% möglich (Wychera, persönliche Mitteilung
28.3.2013). Um den Anteil des Eigenverbrauchs - etwa bei Anlagen auf öffentlichen
Gebäuden, Schwimmbädern, Gewerbetrieben, etc. - zu optimieren, muss die Anlage
möglichst strombedarfsorientiert geplant und dimensioniert werden, das heißt die
Photovoltaik Stromproduktion sollte den Strombedarf möglichst wenig übersteigen
(Simader, persönliche Mitteilung 10.12.2012). Dies kann beispielsweise über
Anpassungen des Lastengangs bei den Verbrauchern, über zusätzliche
Verbraucher in den Produktionsspitzenzeiten der Photovoltaikanlage, Stomspeicher
oder die entsprechend kleine Dimensionierung der Anlage erfolgen.
2. Wirtschaftliche Rahmenbedingungen
-- 27--
Vermiedene Strombezugskosten: Die Wirtschaftlichkeit bei der Variante der
Überschusseinspeisung orientiert sich für gewöhnlich sowohl an den
Einspeisetarifen für den Photovoltaikstrom (siehe Kapitel 2.2 Erlöse) und an den
vermiedenen Strombezugskosten des Stromnutzers. Bei einem durchschnittlichen
Haushalt mit einem Strombedarf von etwa 3.500 kWh/Jahr liegen die
Strombezugskosten (inklusive Netzentgelt, und sämtlicher Steuern und Abgaben) im
Bereich von 17 – 22 ct/kWh; für Industrie und Gewebebetriebe im Bereich von 14,8
– 17,6 ct/kWh (E-Control Austria, 2013). Für die Brutto-Strombezugskosten von
Gemeinden wurden 13 ct/kWh bis 16 ct/kWh genannt (z.B. Hammer, persönliche
Mitteilung 24.1.2013).
2.4.3 Direktverkauf
Der direkte Verkauf von Photovoltaikstrom ist nur dann möglich, wenn sich die
Photovoltaikanlage in unmittelbarer Nähe zum Verbraucher befindet (Krammer
2012). Wie im Fall der Überschusseinspeisung sollte der benötigte Strombedarf zu
jeder Zeit die Menge des produzierten Photovoltaikstroms übersteigen (Krammer,
2012). Ist dies nicht der Fall wird für den überschüssigen Strom unter Umständen
ein Speichermedium benötigt. In diesem Bereich dominieren zurzeit Batterien, die
den generierten Gleichstrom zur Aufladung der Akkumulatoren verwenden. Im
Bedarfsfall wird die gespeicherte Energie wieder an die Endverbraucher abgegeben
(Krammer, 2012).
Analog der Überschusseinspeisung ist für den Fall, dass die
Bürgerbeteiligungsgemeinschaft den Strom nicht selbst nutzt, ein Vertrag mit dem
Stromabnehmer zu verhandeln, wobei sich die Höhe der Vergütung für den Strom
an den vermiedenen Strombezugskosten des Abnehmers bzw. der
Amortisationszeit der Anlage orientiert.
Von den in Kapitel 4 untersuchten Beteiligungsinitiativen erfolgt eine Re-
Finanzierung der Anlage über den direkten Stromverkauf nur bei der Projektidee an
der Universität für Bodenkultur (BOKU). Viele Beteiligungsinitiativen hatten etwaige
Varianten für Überschusseinspeisung oder Direktverbrauch nach Ablauf der
OeMAG Einspeisetarife noch nicht im Detail überlegt, unter anderen unter der
Annahme, dass in 13 Jahren unter Umständen bereits neue Rahmenbedingungen
für Stromspeicher; Lastganganpassungen und dergleichen vorliegen.
2. Wirtschaftliche Rahmenbedingungen
-- 28--
2.5 Preisentwicklungen, Kalkulationszinssatz
Die jahrzehntelange Lebensdauer von Photovoltaikanlagen erfordert die
Berücksichtigung des Faktors Zeit in den Investitionsberechnungen (Abschätzung
von Preisentwicklungen; Inflation; Kalkulationszinssatz).
2.5.1 Strompreisentwicklung
Die Entwicklung des Strompreises ist – beispielsweise für die Abschätzung von
marktbasierten Einspeisetarifen oder vermiedenen Stromkosten nach Ablauf des
Ökostrom-Einspeisetarifes – ein wichtiger zeitabhängiger Faktor für die
Wirtschaftlichkeit der Photovoltaikanlage. Laut Verbraucherpreisindex der Statistik
Austria (Statistik Austria, 2013a) sind Strompreise in Österreich in der Zeit von 2001
bis 2012 um etwa 27,4% und damit um durchschnittlich um etwa 2,49% pro Jahr
gestiegen. Strompreisszenarien für die Zukunft gehen unter Umständen von sehr
viel höheren Preissteigerungen aus; so rechnet etwa Fechner (2010) mit Szenarien
von Strompreissteigerungen von 3-7% p.a. für Haushalte.
Für die Berechnungen in den Kapiteln 4 und 5 wird vereinfachend mit einer sehr
vorsichtigen Schätzung von Strompreissteigerungen von etwa 2% pro Jahr
ausgegangen.
2.5.2 Kostensteigerungen
Als Maßstab für die allgemeine Preisentwicklung bzw. für die Inflation in Österreich
wird der Verbraucherpreisindex (VPI) der Statistik Austria herangezogen (Statistik
Austria, 2013). Die Inflationsrate 2012 betrug 2,4%; der Verbraucherpreisindex ist
seit dem Jahr 2000 um 28,2% (also um etwa 2,35% pro Jahr) gestiegen.
Wie in Kapitel 2.1.2 ausgeführt, muss im Laufe der Anlagenbetriebszeit der
Wechselrichter getauscht werden. Krammer (2012) geht aufgrund von technischen
Fortschritten von einer jährlichen Preisreduktion bei Wechselrichtern von 4% pro
Jahr aus. Für die Berechnungen in den 4 und 5 wird aber von einer konservativen
Preisentwicklung (nach Wychera, persönliche Mitteilung, 28.3.2013) mit einer
Steigerung von 2% pro Jahr ausgegangen.
Für die Entwicklung der laufenden Betriebskosten nimmt Krammer (2012) eine
Preissteigerungsrate von 4% pro Jahr an, aufgrund der höheren Wahrscheinlichkeit
von Reparaturen und Wartungsarbeiten bei älteren Photovoltaik-Anlagen. Für die
2. Wirtschaftliche Rahmenbedingungen
-- 29--
Berechnungen in den Kapiteln 4 und 5 wird aber in dieser Diplomarbeit von einer
Steigerung der Betriebskosten von 2% pro Jahr ausgegangen.
2.5.3 Kalkulationszinssatz
Ein weiterer wichtiger Faktor bei der dynamischen Investitionsrechnung ist die Höhe
des Kalkulationszinsatzes, der für die Berechnung des Kapitalwertes (siehe Anhang
1; Kapitalwert) benötigt wird. Der Kalkulationszinssatz entspricht dabei dem Zinssatz
einer alternativen Veranlagung. Nach dem Bankenrechner der Arbeiterkammer
(Arbeiterkammer, 2013) betragen Sparbuchverzinsungen bei einer Laufzeit von 10
Jahren in Österreich etwa 1,25 – 3%. Nach ecowatt (2011) sollte der
Kalkulationszinssatz in der Wirtschaftlichkeitsplanrechnung von Photovoltaikanlagen
bei etwa 6% liegen, um marktüblichen Verzinsungen von Fremdkapital gerecht zu
werden. Krammer (2012) geht von einem Kalkulationszinssatz von 1,76% aus (4%
Sparbuchverzinsung; Abzug der Kapitalertragssteuer; 1% Risikozuschlag; Abzug
der Inflation von 2,24%).
In den Berechnungen in den Kapitel 4 und 5 wird von einem Kalkulationszinssatz
von 3% ausgegangen.
3. Der Weg zur Beteiligungsanlage
-- 30--
3 Der Weg zur Beteiligungsanlage
In diesem Kapitel werden die wichtigsten Schritte für die Entwicklung und
Umsetzung einer Bürgerbeteiligungs-Photovoltaikanlage in einer Gemeinde in
Tabelle 2 (siehe unten) kurz und prägnant zusammengefasst und präsentiert.
In vielen Gemeinden werden Photovoltaik-Beteiligungsinitiativen im Rahmen einer
langfristigen Strategie für die künftige Energieversorgung umgesetzt (Simader,
Vortrag 10.12.2012). Dazu wurden oft umfassende, nachhaltige und
umsetzungsfähige Energiekonzepte unter breiter Einbindung und Akzeptanz der
Gemeindevertretung und der Bevölkerung erarbeitet, mit dem Ziel den
Energieverbrauch zu reduzieren, Energieeffizienz zu verbessern und das Potential
erneuerbarer Energieträger in der Gemeinde auszuloten. Bewusstseinsbildung und
die Förderung einer energiesparenden Lebensweise als Beitrag zum Klimaschutz in
der Bevölkerung und der Gemeinde sind dabei wichtige Aspekte. Dementsprechend
verfolgen solche Gemeinden mit einem Beteiligungsprojekt meist folgende
Interessen: (rascher) politischer Erfolg, Kostensenkung im Bereich Energie,
regionale Wertschöpfung, langfristige Unabhängigkeit von fossilen Energieträgern
sowie unter Umständen auch die Sanierung von gemeindeeigenen Gebäuden
(Simader, Vortrag 10.12.2012).
Aus der Sicht der Projektentwicklung wird zunächst eine möglichst kleine,
kompetente und effektive Steuergruppe benötigt, um diese Interessen der
Gemeinde zu realisieren. Die relevanten Entscheidungsträger müssen frühzeitig
eingebunden werden, um gute Ausgangs- und Rahmenbedingungen für das Projekt
zu schaffen. Potentielle Projektträger müssen gut sondiert und ausgewählt werden,
im Hinblick auf ihre wirtschaftlichen Möglichkeiten für die notwendigen Investitionen
und den Betrieb der Anlage, ihre regionale Verankerung und etwaige bestehende
Konflikte in der Gemeinde und der Region (Simader, Vortrag 10.12.2012). Starke
Partnerschaften im Projekt können die Umsetzung entscheiden verbessern und die
regionale Verankerung erhöhen.
Gerade in Bezug auf die Möglichkeiten der Öffentlichkeitswirkung und
Bewusstseinsbildung von Beteiligungsinitiativen in Gemeinden sollte die Bedeutung
von gezielter Öffentlichkeits- und Medienarbeit bei der Umsetzung nicht unterschätzt
3. Der Weg zur Beteiligungsanlage
-- 31--
werden (Gruber et al., 2013). Der Auftritt des Projektes in der Öffentlichkeit muss
von der Gemeinde gut geplant werden.
Zum einen, um die Beteiligungsmöglichkeit möglichst klar und unmissverständlich
zu präsentieren.
Zum anderen ergibt sich bei der Bewerbung des Beteiligungsmodells die
Möglichkeit, ganz prinzipiell über die positiven Effekte einer lokalen
Energieerzeugung aus erneuerbaren Energien (lokale Wertschöpfung, Klimaschutz)
zu informieren und auch für effiziente Energienutzung zu sensibilisieren. Falls die
Gemeinde bereits eine Energiestrategie erstellt hat, kann die Öffentlichkeitswirkung
des Beteiligungsprojektes für eine breitere Diskussion der Ergebnisse dieser
Strategie genutzt werden.
Die Medien- und Öffentlichkeitsarbeit rund um eine Beteiligungsanlage endet in
diesem Sinn auch nicht nach der Inbetriebnahme der Anlage. Die Beteiligten, aber
auch die lokale interessierte Öffentlichkeit sollte regelmäßig Gelegenheit
bekommen, sich über den Stand des Projektes und den Anlagenertrag zu
informieren. Auch hier ergibt sich die Möglichkeit, für weiter gefasste Energie-
themen (effizienter Energieverbrauch; erneuerbare Energieproduktion) in der
Gemeinde zu sensibilisieren (Gruber et al., 2013).
3. Der Weg zur Beteiligungsanlage
-- 32--
Tabelle 2: Überblick zu den wichtigsten Schritten für die Entwicklung und
Umsetzung einer Bürgerbeteiligungs-Photovoltaikanlage; Quellen: Gruber et al.
(2012); Brandstetter & Haslinger (2012); ecowatt (2012); eigene Zusammenstellung.
Projektentwicklung (rechtliche, technische und ökonomische Aspekte)
Beteiligungsmodell; Öffentlichkeitsarbeit
Standortsuche:
Potentiell verfügbare Flächen und
Gebäude erfassen
Prüfung von Dachzustand bzw. Neigung
und Ausrichtung der verfügbaren Fläche
Klärung der Eigentumsverhältnisse
Abschätzung der Auswirkungen auf
Orts- und Landschaftsbild
Gründung einer Projektgruppe /
Steuergruppe
Prüfung unterschiedlicher Möglichkeiten
für Beteiligungsmodelle - „offener Blick
in alle Richtungen“
Erhebung der spezifischen
Rahmenbedingungen in der Gemeinde
Erhebung der Größe des Marktes und
des Interesses der Bürger an einer
Beteiligung
Festlegen der Hauptzielsetzung des
Projektes und von Kriterien für die
Auswahl des Beteiligungsmodells
Sicherstellung des Rückhalts durch die
relevanten Entscheidungsträger
Auswahl der Fläche für die Anlage
Abklärung der technischen Machbarkeit
(Dachaufbau, Modulanordnung,
Wechselrichter, Leitungsführung)
Abklärung der ökonomischen
Machbarkeit (erste Kosten- und Ertrags-
abschätzung unter Einbeziehung von
Ökostrom-Einspeisetarifen;
Investitionsförderungen, etc.)
Festlegung des Betreibermodells mit
etwaigen Eigentümern
Festlegung und Einbindung des
Projektträgers (Betreibers, Investors)
Auswahl des Beteiligungsmodells und
Festlegung des gesellschaftsrechtlichen
Rahmens
Gegebenenfalls Schaffen von starken
Partnerschaften
Berechnung von Rückzahlungsplan,
Gewinnbeteiligung, Verzinsung
Gegebenenfalls Erhebung von
Möglichkeiten einer Vorfinanzierung,
wenn zuerst die Anlage errichtet und
erst dann die Beteiligungsfinanzierung
gestartet wird
Erstellung eines Konzeptes für
Öffentlichkeitsarbeit
3. Der Weg zur Beteiligungsanlage
-- 33--
Projektentwicklung (rechtliche, technische und ökonomische Aspekte)
Beteiligungsmodell; Öffentlichkeitsarbeit
Bewilligungen
Abwicklung der Bewilligungsverfahren
nach Bauordnung, Elektrizitäts-
wesengesetz und Gewerberecht
Abklärung mit lokalem Netzbetreiber
(Zählpunktnummer, Netzzugang, ev.
Vereinbarung von Einspeisetarifen)
Einholen der Anerkennung als
Ökostromanlage bei der zuständigen
Landesregierung
Förderantrag an die OeMAG
Ökostromabwicklungsstelle
(Einspeisetarife) bzw. Fördergeber für
Investitionsförderungen
Förderabwicklung (Förderzusagen
abwarten, falls für die Rentabilität
entscheidend)
Vertragsabschluss mit der
Ökostromabwicklungsstelle
Vertragsabschluss mit etwaigen
Fördergebern
Gründung der Betreiberorganisation
Endgültige Abklärung von finanz- und
steuerrechtlicher Fragen
Erste öffentliche Präsentation
Aufnehmen von ersten Interessens-
bekundungen bzw. Rückmeldungen der
Bürger
Ausschreibung der Anlage
Detailplanung für Errichtung, Wartung,
Versicherung etc.
Erstellen der Beteiligungsvereinbarungen für
die Bürger (Vertragsgestaltung)
Organisation der Abwicklung des
Beteiligungsmodells
Zweite öffentliche Präsentation
Bewerbung des Beteiligungsmodells
Präsentation des konkreten Angebotes;
Motivation zur Beteiligung
Ev. Medienarbeit (Gemeindezeitung,
regionale Medien, Homepage)
3. Der Weg zur Beteiligungsanlage
-- 34--
Projektentwicklung (rechtliche, technische und ökonomische Aspekte)
Beteiligungsmodell; Öffentlichkeitsarbeit
Auftragsvergabe
Fertigstellungsanzeige durch
ausführende Firmen
Abschluss von Versicherungen und
sonstiger Verträge (z.B. für Wartung)
Erstellung Netzzugangsvertrag,
Zählermontage durch Netzbetreiber
Abschluss Einspeisevertrag mit OeMAG
oder EVU
Unterzeichnung der Beteiligungs-
vereinbarungen durch die Bürger
Abschluss der Beteiligungsaktion
(Öffentliche Präsentation; ev.
Medienarbeit)
Errichtung und Inbetriebnahme
Meldung bei Behörden und Finanzamt
Eröffnungsevent und Medienarbeit
Laufende Information und Medienarbeit im
Betrieb: zu Energieertrag (Anzeigetafel)
bzw. weiteren Energiethemen die für die
Gemeinde relevant sind.
4. Beispielprojekte
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4 Beispielprojekte
In diesem Kapitel werden konkrete Beispiele für Beteiligungsmodelle (Sale-and-
Lease-back, Sparbuch, Kommanditgesellschaft, Gesellschaft bürgerlichen Rechts
(GesbR) und Genossenschaft) näher beschrieben, die zur Finanzierung von
Photovoltaik-Anlagen in österreichischen Gemeinden bereits umgesetzt wurden.
Die Wirtschaftlichkeit der Projekte wird - auf Basis der Angaben aus den Interviews
mit den Projektbetreibern – mittels einer dynamischen Investitionsrechnung
nachvollzogen und mit Hilfe des Kapitalwertes nach einer Laufzeit von 25 Jahren
bewertet. Der Kalkulationszinssatz wird dabei mit 3% angenommen (zu den
Annahmen zum Kalkulationszinssatz, siehe Kapitel 2.5.3).
Für etwaige Gewinne aus dem Anlagenbetrieb, die vom Betreiber nicht an die
Beteiligten ausbezahlt werden, wird keine Verzinsung angenommen. Ein etwaiger
Gewinnfreibetrag, den natürliche Personen (Einzelunternehmen und
Personengesellschaften) bei betrieblichen Einkunftsarten steuerlich geltend machen
können, wird in den Berechnungen nicht berücksichtigt. Vereinfachend wird beim
Betrieb als Überschusseinspeisung die Absetzung für Abnutzung (AfA) nicht
betragsmäßig um den auf den Eigenverbrauch entfallenden Anteil gekürzt. Etwaige
Vorfinanzierungskosten (wenn zuerst die Anlage errichtet und erst danach die
Beteiligungsfinanzierung gestartet wird) sowie Kosten für den Abbau der Anlagen
am Ende der Laufzeit werden nicht berücksichtigt.
4.1 Sale-and-Lease-back
Für das Sale-and-Lease-back Modell wurden Beispiele von Energieversorgern
(Wien Energie GmbH und Energie Versorgung Niederösterreich - EVN AG), von
niederösterreichischen Gemeinden (Euratsfeld, Randegg und Ober-Grafendorf)
sowie eine Projektidee (mit Direktverkauf des Photovoltaikstroms) von Studenten
der Universität für Bodenkultur untersucht.
Das Beispiel der Marktgemeinde Ober-Grafendorf wird am Ende dieses Kapitels
detailliert beschrieben und analysiert.
4. Beispielprojekte
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Für die anderen Beispiele werden im Folgenden die wichtigsten Eckdaten auf Basis
der Angaben der jeweiligen Kontaktperson präsentiert.
Wien Energie GmbH Mit den Bürgerbeteiligungskraftwerken der Wien Energie GmbH wurde eine
Maßnahme des rot-grünen Regierungsübereinkommen in Wien realisiert (Die
Grünen Wien, 2010). Von der Wien Energie GmbH wird das Projekt als Schritt in
Richtung Umsetzung der Unternehmensziele gesehen, die eine forcierte Nutzung
erneuerbarer Energieträger vorsehen: Bis 2030 sollen 50% der Strom- und
Wärmeversorgung aus erneuerbaren Energiequellen kommen (Wien Energie
GmbH, 2013a); bis 2020 sollen Photovoltaikanlagen mit einer Gesamtleistung von
70 MWp in Betrieb genommen werden. Letzteres entspricht einer Ausbaufläche von
1 Mio. m² oder der Fläche des Bezirks Wien-Josefstadt (Neubauer, persönliche
Mitteilung 10.12.2012).
Das Beteiligungsmodell wurde unter großem Zeitdruck entwickelt (Beschluss von
Wien Energie Ende 2011, Veröffentlichung des Modells Ende Februar 2012,
Eröffnung des erstes Photovoltaik-Kraftwerks Anfang Mai 2012). In der
Entwicklungsphase wurden zunächst verschiedene Rechtsformen und Varianten
geprüft; das Sale-and-Lease-back erschien nach eingehender Abklärung mit der
Finanzmarktaufsicht als die beste Möglichkeit für eine rasche und sichere
Umsetzung. Auch ein Modell mit Stromgutschriften wurde ins Auge gefasst, aber auf
Grund des befürchteten höheren Verwaltungsaufwandes und der Einschränkung der
Zielgruppe auf Wien Energie Kunden wieder verworfen (Neubauer, persönliche
Mitteilung, 10.12.2012).
Bei der Standortauswahl wurden auf Grund des Zeitdrucks - und der begrenzten
Verfügbarkeit von geeigneten, großen Dachflächen - Freiflächenanlagen bevorzugt.
Das Projekt wurde mit sehr großem Erfolg beworben. So waren im März und April
2012 die Anteile für insgesamt 3 der 4 Bürgerkraftwerke innerhalb kürzester Zeit
ausverkauft.
Kontakt: Dipl.-Ing. Klemens Neubauer; Geschäftsfeld Regenerative Erzeugung
Photovoltaik; Tel.: +43 (0)1 4004-30262;
E-Mail: [email protected];
Internet: https://www.buergersolarkraftwerk.at/eportal/
Größe der Gemeinde Wien: ca. 1,7 Mio Einwohner
Betreiber: Wien Energie GmbH
4. Beispielprojekte
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Initiatoren: Maria Vassilakou (Wiener Vizebürgermeisterin und Stadträtin für
Stadtentwicklung, Verkehr, Klimaschutz, Energieplanung und
Bürgerbeteiligung); Renate Brauner (Wiener Vizebürgermeisterin und Stadträtin
für Finanzen, Wirtschaftspolitik und Wiener Stadtwerke); Susanna Zapreva
(Wien Energie-Geschäftsführerin)
Standorte: 4 Freiflächenanlagen zu je 500 kWp; Gelände des Wien Energie
Kraftwerks Donaustadt (2.100 Paneele, 500 kWp; Eröffnung Mai 2012); Gelände
des Erdgasspeichers Leopoldau (1.920 Paneele, 480 kWp, Eröffnung Dezember
2012); zwei weitere Kraftwerke sind 2013 beim Zentralfriedhof sowie auf einem
Grundstück von Wien Energie im 23. Wiener Gemeindebezirk (Heizwerk Süd,
Rosiwalgasse) geplant (Stand März 2013).
Nennleistung gesamt: 2.000 kWp; insgesamt 8.400 Paneele.
Ökostrom-Einspeisetarif (OeMAG): Netzparitätstarif 18 ct/kWh für die Anlage am
Gelände des Wien Energie Kraftwerks Donaustadt (Stand März 2013).
Investitionsförderungen: um Förderungen der Gemeinde Wien wird angesucht
(Neubauer, persönliche Mitteilung 10.12.2012).
Errichtungskosten (netto): 1300 bis 1500 kWh/kWp; Gesamtinvestitionskosten
von etwa 2,6 bis 3 Mio EUR (Annahmen).
Stückelung: 950 EUR pro Modul; maximal 10 Module pro Person. Der hohe
„Modulpreis“ (knapp 4000 EUR/kWp) kommt deshalb zustande, weil es sich um
einen Anteil am gesamten Kraftwerk handelt; Kosten für die Entwicklung des
Beteiligungsmodells, den Betrieb der Anlage, Rückstellungen für Reparaturen
und Wechselrichttausch, das Mähen des Geländes, Anpassungen
betriebseigener Systeme (Homepage, Betriebsführung) etc. wurden hier in die
Modulkosten einbezogen. Die Bürger haben durch den „hohen Modulpreis“ auch
keinerlei Nachteile; das eingesetzte Kapital wird fix verzinst und am Ende der
Laufzeit voll zurückbezahlt (Neubauer, persönliche Mitteilung 10.12.2012).
Beteiligte: Zielgruppe sind alle volljährigen, österreichischen Staatsbürger. Ein
Wohnsitz in Wien oder ein bestehendes Vertragsverhältnis mit der Wien Energie
GmbH sind nicht Voraussetzung.
Beteiligungsvolumen gesamt: knapp 8 Mio EUR (bei 8.400 Paneelen zu je 950
EUR). Der Verkauf der Paneele für die ersten drei Anlagen ist im März und April
2012 sehr erfolgreich verlaufen. Es gibt eine Warteliste für interessierte Bürger.
Rückzahlung: jährliche fixe Vergütung von 3,1%; das sind 29,45 EUR Vergütung
p.a. pro Paneel.
4. Beispielprojekte
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Laufzeit: Der Vertrag zwischen der Wien Energie GmbH und den Bürgern wird
auf unbestimmte Zeit abgeschlossen. Die Laufzeit beträgt mindestens fünf
Jahre, wobei es eine Möglichkeit zur vorzeitigen Kündigung gibt
(Bearbeitungsgebühr von 75 EUR). Spätestens nach Ablauf der Lebensdauer
der Anlage von zirka 25 Jahren kauft Wien Energie die Photovoltaik-Module
zurück und der Beteiligungsbetrag fließt zur Gänze an die Bürger retour.
Energie Versorgung Niederösterreich, EVN AG Kontakt: Mag. Paul Hinner; EVN AG Dienstleistungen; Tel. +43 2236 200 –
12891; [email protected]; www.evn.at.
Initiatoren / Betreiber: EVN AG
Standorte (Niederösterreich): Sonnenkraftwerk Zwentendorf (1.300 Paneele;
250 kWp; Dach- und Freiflächenanlagen; Zubau zu bereits bestehenden
Anlagen); Sonnenkraftwerk Schönkirchen (500 kWp; versiegelte Mülldeponie;
Freiflächenanlage)
Errichtung: 2012 (Sonnenkraftwerk Zwentendorf); 2013 (Sonnenkraftwerk
Schönkirchen)
Nennleistung gesamt: 750 kWp
Errichtungskosten (netto): 1.300 bis 1.500 kWh/kWp; Gesamtinvestitionskosten
von etwa 975.000 EUR bis 1,125 Mio EUR (Annahmen)
Ökostromeinspeistarif (OeMAG) und Investitionsförderungen: Keine Angaben
vom Betreiber.
Stückelung: 300 EUR pro Modul; maximal 10 Module pro Person (Zwentendorf);
max. 30 Module pro Person (Schönkirchen).
Beteiligte: Privatpersonen (Nicht-Unternehmer im steuerlichen Sinn) mit
Wohnsitz in Österreich.
Laufzeit: 13 Jahre. Bei vorzeitiger Kündigung vor Ablauf von sechs Jahren seit
Vertragsbeginn wird von der EVN ein Verwaltungskostenbeitrag von 45 EUR
eingehoben.
Rückzahlung: Jährliche Auszahlung der Mieterträge von 22,22 EUR je Modul
(Zinsertrag plus Tilgung). Der Mietertrag entspricht einer Verzinsung von 3,33%
p.a. auf das aushaftende Kapital. Nach 13 Jahren verkaufen die Kunden ihre
Module an die EVN zurück und erhalten dafür den Restwert von € 105 EUR je
Modul ausbezahlt.
4. Beispielprojekte
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Universität für Bodenkultur (BOKU); Direktverkauf des Photovoltaikstroms (Projektidee) Die Idee einer Bürgerbeteiligungs-Photovoltaikanlage wurde im November 2011 von
Studenten im Rahmen einer Projektstudie für eine Lehrveranstaltung an der BOKU
(Start-up- und Unternehmensplanung, Gründungen von Junior Enterprises im
Umweltsektor) entwickelt. Eine Projektgruppe (Collective Energy) wurde gegründet,
um Projektideen in Zusammenarbeit mit 10hoch4 Energiesysteme GmbH und der
Ökostrom AG zu konkretisieren. Zunächst wurde ein Projekt für das
Schwackhöferhaus der BOKU (Nennleistung etwa 54 kWp) entworfen. Die folgende
Beschreibung orientiert sich an einem Angebot bezüglich einer Dachanlage am
Oskar-Simony-Haus der BOKU, das Collective Energy gemeinsam mit der
Ökostrom AG für die BOKU erarbeitet hat (Stand Mai 2013). Dieses Gebäude
befindet sich direkt im Besitz der BOKU (und nicht wie die meisten anderen BOKU
Gebäude im Besitz der Bundesimmobiliengesellschaft m.b.H.). Das Beispiel soll
einen Eindruck geben, wie eine Finanzierung für ein Beteiligungsmodell ohne
Ökostromeinspeisetarife der OeMAG aussehen könnte.
Kontakt: Mag. Dominik Schmitz; Zentrum für Globalen Wandel und
Nachhaltigkeit der BOKU; Tel.: +43-1-47654-7703
Email: [email protected]
Initiatoren:
o Collective Energy: Vorbereitung von Verträgen und Auszahlungsabwicklung
für das Sale-and-Lease-back Modell; Unterstützung der BOKU beim Antrag
auf Investitionsförderung bei der Stadt Wien.
o Ökostrom AG: Planung und Errichtung der Anlage, Wartung über einen
Wartungsvertrag mit der BOKU. Den Beteiligten werden als Vergütung
optional auch Stromgutschriften angeboten.
o Universität für Bodenkultur: Besitzer der Anlage. Ausbezahlung der
Mietentgelte (Zinsen + Tilgung) an die Beteiligten über maximal 15 Jahre.
Beteiligte: Zielgruppe sind etwa 4.000 Studierende an der BOKU bzw. BOKU
Mitarbeiter. Für die Finanzierung der Anlage werden etwa 80 Personen benötigt.
Standort: Oskar-Simony-Haus, Peter Jordan-Str. 65, 1190 Wien
Errichtung: vorgeschlagen für 2013
Nennleistung gesamt: 20 kWp
Stromproduktion im ersten Betriebsjahr: 20.000 kWh (Annahme)
Degradation der Module: 0,4% p.a. (Annahme der Initiatoren)
Errichtungskosten (netto): etwa 36.000 EUR (Annahme)
4. Beispielprojekte
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Verwertung des Photovoltaikstroms: Der über die Photovoltaik-Anlage erzeugte
Strom soll zu 100% von der Universität für Bodenkultur selbst genutzt werden.
Vergütung für den produzierten Photovoltaikstrom (von der BOKU an die
Ökostrom AG über 15 Betriebsjahre): 12 - 13 ct/kWh brutto (Annahme) bei einer
Preissteigerung von 2% p.a. Dieses Geld wird brutto auf ein BOKU-
Treuhandkonto eingezahlt; die Anteilseigner werden davon ausgezahlt.
Strombezugskosten der BOKU (brutto): im Bereich von etwa 13 ct/kWh
(Annahme)
Investitionsförderung: Ein Antrag an die Stadt Wien (Förderung von 400 EUR
pro kWp) wird vorgeschlagen.
Betriebskosten: etwa 1,5% der Investitionskosten; Betriebskostensteigerung von
2% Steigerung pro Jahr.
Stückelung: 550 EUR pro Modul; Mit diesem Geld (44.000 EUR) wird die
Photovoltaikanlage bezahlt sowie Kosten für Versicherung und Wartung
abgedeckt.
Laufzeit des Beteiligungsmodells: maximal 15 Jahre (ein früherer Ausstieg der
Beteiligten ist möglich)
Rückzahlung: Tilgung über 15 Jahre plus 1,5% Zinsen p.a. auf das aushaftende
Kapital.
Laufzeit der Anlage: 30 Jahre (Annahme der Initiatoren)
Marktgemeinde Randegg (Niederösterreich) Die Gemeinde Randegg ist an der Klima- und Energiemodellregion Scheibbs und
am e5 - Programm für energieeffiziente Gemeinden beteiligt. Im Rahmen dieser
Programme wurden das Photovoltaikbeteiligungsprojekt sowie
Energiesparmaßnahmen wie etwa der Umbau der Straßenbeleuchtung mit LED
Lampen durchgeführt. Die Photovoltaikbeteiligungsanlage wurde zunächst von 20
Bürgern aus Randegg über ein einfaches Darlehensmodell finanziert und im
Dezember 2011 in Betrieb genommen. Das Darlehensmodell wurde, nach
Beanstandungen durch die Finanzmarktaufsicht (wie im Kapitel Bankwesen- und
Kapitalmarktgesetz in Anhang 3 geschildert) im Februar 2012, im Juni 2012 in ein
Sale-and Lease-back Modell umgewandelt. Dieser Prozess wurde von der Energie-
und Umweltagentur Niederösterreich und juristischen Beistand professionell
begleitet und hat für das Beteiligungsprojekt weder zusätzliche Kosten verursacht
noch für Verunsicherung bei den Beteiligten gesorgt.
Kontakt: Johann Wurzenberger, Geschäftsführender Gemeinderat (GGR)
4. Beispielprojekte
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Email: [email protected]; Tel.: 07487/6258
Größe der Gemeinde: ca. 1.900 Einwohner
Initiatoren / Betreiber: Marktgemeinde Randegg
Standort: 2 Dachanlagen: Clubhaus (10 kWp), Schule / Turnsaal (15 kWp);
Keine Pachtzahlungen für die verwendeten Dachflächen.
Nennleistung gesamt: 25 kWp
Errichtung: 2011
Errichtungskosten (netto): 60.000 EUR (ohne Investitionsförderung)
Ökostromeinsepeistarif (OeMAG): Ursprünglich 38 ct/kWh; im September 2011
wurde von der Gemeinde ein Abschlag um 12,5% auf 33,25 ct/kWh akzeptiert.
Bezüglich des Eigenverbrauchs des Photovoltaikstroms nach Ablauf des
Ökostromeinspeisetarifs gibt es noch keine konkreten Pläne.
Investitionsförderung: 15% der Investitionskosten über den
Wasserwirtschaftsfonds / Siedlungswasserwirtschaft.
Stückelung: 500 EUR pro Modul; max. 8 Module (max. 4.000 EUR) pro Person
Beteiligte: 20 Bürger aus Randegg
Laufzeit: 13 Jahre; Ein vorzeitiger Ausstieg aus dem Vertrag ist für Bürger
prinzipiell möglich.
Verzinsung: 4,33% auf das aushaftende Kapital
Marktgemeinde Euratsfeld (Niederösterreich) Kontakt: Leopold Koblinger, Amtsleiter
Tel: +43 7474 240-74; e-mail: [email protected]
Größe der Gemeinde: ca. 2300 Einwohner
Initiatoren / Betreiber: Gemeinde Euratsfeld; der Anlagebetrieb erfolgt über das
gemeindeeigene Wasserwerk.
Standort: Es handelt sich sowohl um Dach- als auch Freiflächenanlagen
(Kindergarten, Hauptschule, Feuerwehrgebäude, Brunnenhaus, Klär- und
Wasserversorgungsanlage)
Nennleistung aller Anlagen insgesamt: 134 kWp
Errichtungskosten (netto): 365.000 EUR (inklusive der Kosten für notwendige
Dachreparaturen und abzüglich der Investitionsförderungen über den
Wasserwirtschaftsfonds / Siedlungswasserwirtschaft)
Errichtung: 2011 und 2012
Ökostromeinsepeistarif (OeMAG): 24,88 ct/kWh. Es handelt sich hierbei aber
um einen „Mischtarif“. Die verschiedenen Freiland- und Dachanlagen wurden
4. Beispielprojekte
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2010 und 2011 bei der OeMAG eingereicht. In weiterer Folge wurden jeweils
Abschläge bei den Einspeisetarifen akzeptiert. Bezüglich des Eigenverbrauchs
des Photovoltaikstroms nach Ablauf des Ökostromeinspeisetarifs gibt es noch
keine konkreten Pläne. Für die 80 kWp Anlage bei der Klär- und
Wasserversorgungsanlage wird jedenfalls ein hoher Eigenverbrauch erwartet.
Finanzierung: Von den benötigten 365.000 EUR Netto-Investitionskosten
werden 275.000 EUR über die Bürgerbeteiligung finanziert (550 Paneele). Der
Restbetrag von 90.000 EUR wird über Kredit finanziert (ca. 2,5% p.a.
Kreditzinsen)
Stückelung: 500 EUR pro Paneel; maximal 10 Paneele pro Person.
Beteiligte: Zielgruppe sind alle volljährigen Bürger der Gemeinde; maximal 550
Personen
Laufzeit des Beteiligungsmodells: 13 Jahre; eine vorzeitige außerordentliche
Kündigung nach dem Konsumentenschutzgesetz ist möglich. Ansonsten werden
die Anliegen der Bürger von Fall zu Fall entschieden. Die Gefahr des
Refinanzierungsbedarfes für die Gemeinde sollte jedenfalls eingegrenzt werden.
Anteile: Insgesamt 550 Paneele, Kosten von 500 EUR/Paneel
Maximal 10 Paneele pro Person (80% der Bürger interessieren sich für die
Maximalvariante)
Rückzahlung: Verzinsung 4% p.a.. Die jährliche Vergütung pro Paneel beträgt
50 EUR über 13 Jahre (insgesamt 650 EUR nach 13 Jahren; das entspricht
einer fixen Verzinsung von 4%). Rückzahlung des Kapitals nach 13 Jahren.
Laufzeit des Beteiligungsmodells: 13 Jahre
4.1.1 Marktgemeinde Ober-Grafendorf (Niederösterreich)
Größe der Gemeinde: etwa 4600 Einwohner
Initiatoren / Betreiber: Gemeinde Ober-Grafendorf
Kontakt: Ing. Klaus Staudinger, Bauamt
Tel: 02747/2313 – 25, Email: [email protected]
Die folgende Beschreibung des Beteiligungsmodells in Obergrafendorf orientiert
sich, sofern nicht anders angegeben, an den Angaben von Herrn Ing. Staudinger.
4. Beispielprojekte
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4.1.1.1 Ausgangslage
Ober-Grafendorf ist langjährige Klimabündnis-Gemeinde und seit 2012 Teilnehmer
am e5 - Programm für energieeffiziente Gemeinden. Bereits 2009 wurde in
Zusammenarbeit mit der Fachhochschule Wieselburg ein Energiekonzept für die
Gemeinde erstellt und eine Vision für ein „energieautarkes Ober-Grafendorf“
erarbeitet. Seit Mai 2012 wurden über Contracting Modelle einige
Photovoltaikanlagen in der Gemeinde errichtet; die Errichtung von zwei
Dachanlagen (Kindergarten und Gemeindeamt) wird von der Gemeinde selbst
finanziert.
Der Gemeinderat hat im September 2012 die Errichtung von zwei
Photovoltaikanlagen (Freiflächenanlagen, insg. 50 kWp) für das Brunnenfeld
(Wasserversorgungsanlage) beschlossen. Der produzierte Strom wird über 13 Jahre
mit Ökostromeinspeisetarifen der OeMAG in das Stromnetz eingespeist und ab dem
14. Betriebsjahr zum Großteil (Annahme 80%) für den Betrieb der
Wasserversorgungsanlage genutzt. Für diese beiden Anlagen hatte der
Bürgermeister der Gemeinde die Idee, die Finanzierung über Bürgerbeteiligung
abzuwickeln. Das Sale-and-Lease-back Modell wurde erfolgreich über Inserate, die
Gemeinde-homepage und einen Informationsabend beworben.
4.1.1.2 Kurzbeschreibung der Anlagen;
2 Freiflächenanlagen (20 und 30 kWp)
Errichtet: 2012
Nennleistung (kWp): insgesamt 50 kWp; 199 Paneele (245 Wp/ Modul)
Spezifische Leistung (kWh/KWp): 1.000 kWh/kWp (Annahme)
Degradation der Module: 0,8% p.a. (Annahme)
Spezifische Errichtungskosten (netto): 1.990 EUR/kWp
Errichtungskosten gesamt (netto): 99.500 EUR (inklusive Planung, Bauleitung,
Baumeisterarbeiten, Montage und Inbetriebnahme der Freiflächenanlage). Das
Finanzierungsvolumen sollte jedenfalls unter 100.000 EUR bleiben, um
keinesfalls bzgl. einer etwaigen Prospektpflicht mit der Finanzmarktaufsicht
Probleme zu bekommen.
Betriebskosten: 2% der Errichtungskosten (Annahme)
Keine Pachtkosten
4. Beispielprojekte
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Wechselrichtertausch: Am Beginn des 12. Betriebsjahres (Annahme); bei
angenommenen Wechselrichterkosten von 200 EUR/kWp und einer
Kostensteigerung von 2% pro Jahr (Annahme)
Verwertung des Photovoltaik-Stroms: Volleinspeisung mit dem Ökostrom-
Einspeisetarif der OeMAG (Resttopftarif) bis zum 13. Betriebsjahr. Ab Beginn
14. Betriebsjahr Überschusseinspeisung, bei einem angenommenen
Eigenverbrauch von 80% (Annahme).
Strombezugskosten brutto: 16ct/kWh (Annahme)
Einspeisetarif an einen Netzbetreiber netto: 8 ct/kWh (Annahme)
Stromkostensteigerung pro Jahr: 2% (Annahme)
Umbau auf Überschusseinspeisung/Eigenverbrauch: am Beginn des 14.
Betriebsjahres bei geschätzten Kosten von 2.000 EUR pro Photovoltaikanlage;
also insgesamt 4.000 EUR (Annahme)
Förderungen Einspeisetarif (ÖMAG): Netzparitätstarif 18 ct/kWh
Investitionsförderung: 20 % der Investitionskosten über Wasserwirtschaftsfonds
/ Siedlungswasserwirtschaft
Beteiligungsmodell Modell: Sale-and-Lease-back
Zielgruppe Beteiligte: alle volljährige österreichische Staatsbürger
Kosten pro Modul: 500 EUR
Stückelung: 1 bis maximal 2 Module pro Person (je nach Nachfrage eventuell
auch mehr als 2 Paneele pro Person).
Form der Rückzahlung: Fixe Verzinsung von jährlich 3% auf das aushaftende
Kapital. Keine Auszahlungen im 1. Betriebsjahr. Auszahlung von jährlich 50
EUR Mietentgelt pro Modul (Zinsen + Tilgung) in den Betriebsjahren 2 bis 12. Im
Jahr 13 beträgt die Auszahlung 53,28 EUR pro Modul. Insgesamt wird ein
Mietertrag von 103,28 EUR zusätzlich zum Kapital von 500 EUR garantiert.
Laufzeit des Beteiligungsmodells: 13 Jahre
Kosten für das Beteiligungsmodell (Vertragserstellung; Vermarktung,
Verwaltung): 775 EUR für Beratung und Vertragserstellung durch die Energie-
und Umweltagentur Niederösterreich (die Kosten wurden über das Engagement
der Gemeinde im e 5 Programm gedeckt).
4. Beispielprojekte
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Steueraspekte: Die Gemeinde ist vorsteuerabzugsberechtigt, da die
Photovoltaikanlagen im Zusammenhang mit der Wasserversorgung errichtet
werden, bei der die Gemeinde als Unternehmer auftritt und die Anlage wirtschaftlich
betrieben wird. Beim Sale-and-Lease-back Modell handelt es sich um ein
Finanzierungsleasing (Spezialleasing); die Photovoltaikanlage bleibt im Gebrauch
und wirtschaftlichen Eigentum des Betreibers und ist steuerrechtlich gesehen auch
dem Betreiber zuzurechnen. Das heißt die Investitionskosten für die
Photovotaikanlage werden vom Betreiber und nicht von den Beteiligten
abgeschrieben. Beim Verkauf der Paneele an die Beteiligten wird keine
Umsatzsteuer verrechnet (siehe Kapitel Sale-and-Lease-back Modell in Anhang 4).
Die jährlichen Gewinne aus dem Stromverkauf unterliegen der Körperschaftssteuer
von 25% (Annahme). Die Photovoltaikanlage wird auf 20 Jahre abgeschrieben; für
den Wechselrichtertausch wird eine Abschreibungsdauer von 9 Jahren (Betriebsjahr
12 – 20); für den Umbau auf Überschusseinspeisung eine Abschreibungsdauer von
7 Jahren (Betriebsjahr 14 – 20) angenommen. Der Verkauf von Strom an die
OeMAG bzw. einen Netzbetreiber unterliegt der Umsatzsteuer von 20%. Da die
Gemeinde aber als Unternehmer auftritt, kann die Umsatzsteuer beim Stromverkauf
an die OeMAG oder einen Netzbetreiber verrechnet und schließlich an das
Finanzamt abgeliefert werden.
Die Vergütung an die Bürger wird auf einen Zins- sowie einen Tilgungsanteil
aufgeteilt. Wobei der Zinsanteil als abzugsfähige Betriebsausgabe die
Steuerbemessung verringert; der Tilgungsanteil die Steuerbemessung jedoch nicht
verringert.
Für die beteiligten Bürger unterliegen die Einkünfte (Zinsen) aus dem Sale-and-
Lease-back Modell der Einkommenssteuer. Für Personen die nur über Einkommen
aus nichtselbständiger Tätigkeit verfügen sind solche Einkünfte
einkommenssteuerfrei, sofern sie jährlich 730 EUR nicht übersteigen
(Veranlagungsfreibetrag; siehe Seite 194 in Anhang 3).
Finanzierung: Die beschriebenen Anlagen werden zu 100% über das Sale-and-
Lease-back Modell finanziert (Annahme).
Sichtbarkeit: Die Stromproduktion der Anlagen kann im Internet mitverfolgt werden.
Pläne für die Zukunft: 4 Kleinwindkraftanlagen sind in Planung; Windmessungen
sind im Gang.
4. Beispielprojekte
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4.1.1.3 Ertragsberechnung aus Sicht der Betreiber (dynamische Investitionsrechnung)
Gemeinde Ober-Grafendorf - Sale-and-Lease-back Modell
Investitionen Daten zur Anlage Wirtschaftliche Eckdaten
Spez. Investkosten netto 1.990 EUR/kWp Anlagenleistung (4 Anlagen) 50 kWp Kalkulationszinssatz 3,0% p.a.
Gesamt. Investk. Netto 99.500 EUR netto Anzahl Anlagen 2,0 Steig. Betriebsk 2,0% p.a.
Kosten Beteiligungsmodell EUR Spez. Ertrag 1.000 kWh/kWp Steig. Stromk. 2,0% p.a.
Sonstige Kosten / Rücklagen EUR Ertrag im J 1 50.000 kWh Körperschaftssteuer 25,0%
Invest. Förderung EUR Degradation 0,8% p.a. Abschreibungsdauer PV Anlage 20 Jahre
Gesamtinvestition 99.500 EUR Laufende Kosten AfA WR Tausch (J12 - J20) 1.381,5 EUR p.a.
Wechselrichter (WR) -tausch Versicherung, Wartung Betrieb 2,0% Invest.kosten AfA Umb. Übersch. (J14-J20) 571,4 EUR p.a.
Spez. Kosten WR 200 EUR/kWp Pacht 0 EUR Finanzierung
Steig. WR Kosten 2,0% p.a. Tarif Über Sale-and-Lease-back 100 %
WR-Tausch am Beginn J12 12.434 EUR Einspeise-Tarif (OeMAG) 0,18 EUR/kWh Verzinsung für Bürger 3,0% p.a.
Umbau auf Überschusseinspeisung Einspeise-Stromtar. netto (Ann.) 0,08 EUR/kWh Anzahl Module 199
Durchführung am Beginn J14 14,0 Bezugs-Stromtar. brutto (Ann.) 0,16 EUR/kWh Kosten pro Modul 500 EUR
Kosten pro Anlage 2.000,0 EUR Übersch.einsp. ab J 14 (Ann.) 20% p.a. Vergüt. pro Modul (Zins- + Tilg.) 50 EUR p.a. J 2-12
Kosten für Umbau 4.000,0 EUR Eigenverbrauch ab J 14 80% p.a. Vergüt. pro Modul (Zins- + Tilg.) 53,28 EUR im J 13
Laufzeit Beteiligung 13 Jahre
Laufzeit Anlage 25 Jahre
Jahre Kapital-zufluss
Investition Strom-ertragin kWh
Erlöse Strom-verkauf
Laufende Kosten
WR-Tausch; Umbau
Vergütung (Zinsen + Tilgung)
Zinsen 3%
Einzahlungs-überschuss
(Erlöse - Kosten)
Ab-schreibung
Steuer-bemessung
Steuer (KÖSt. 25%)
Einzahlungs-überschuss nach Steuer
Restbetrag Tilgung Strom-ersparnis bei
20% Eigen-verbrauch
Einzahlungs-überschuss
nach Steuer + Tilgung
Diskontierte Einzahlungs-überschüsse
Kumulierte diskontierte Einzahlungs
-überschüsse
0 99.500 -99.500 0 99.500 0 0 0
1 50.000 9.000 -1.990 7.010 -4.975 2.035 -509 6.501 6.501 6.312 6.312
2 49.600 8.928 -2.030 -9.950 -2.985 3.913 -4.975 -1.062 0 3.913 92.535 -6.965 -3.052 -2.877 3.435
3 49.203 8.857 -2.070 -9.950 -2.776 4.010 -4.975 -965 0 4.010 85.361 -7.174 -3.164 -2.895 540
4 48.810 8.786 -2.112 -9.950 -2.561 4.113 -4.975 -862 0 4.113 77.972 -7.389 -3.276 -2.911 -2.371
5 48.419 8.715 -2.154 -9.950 -2.339 4.222 -4.975 -753 0 4.222 70.361 -7.611 -3.389 -2.923 -5.294
6 48.032 8.646 -2.197 -9.950 -2.111 4.338 -4.975 -637 0 4.338 62.522 -7.839 -3.501 -2.932 -8.226
7 47.647 8.577 -2.241 -9.950 -1.876 4.460 -4.975 -515 0 4.460 54.448 -8.074 -3.615 -2.939 -11.165
8 47.266 8.508 -2.286 -9.950 -1.633 4.589 -4.975 -386 0 4.589 46.131 -8.317 -3.728 -2.943 -14.108
9 46.888 8.440 -2.332 -9.950 -1.384 4.724 -4.975 -251 0 4.724 37.565 -8.566 -3.842 -2.944 -17.052
10 46.513 8.372 -2.378 -9.950 -1.127 4.867 -4.975 -108 0 4.867 28.742 -8.823 -3.956 -2.944 -19.996
11 46.141 8.305 -2.426 -9.950 -862 5.017 -4.975 42 -11 5.007 19.654 -9.088 -4.081 -2.948 -22.944
12 45.772 8.239 -2.474 -12.434 -9.950 -590 -7.259 -6.357 -13.615 0 -7.259 10.294 -9.360 -16.619 -11.656 -34.600
13 45.406 8.173 -2.524 -10.603 -309 5.340 -6.357 -1.016 0 5.340 0 -10.294 -4.954 -3.373 -37.974
14 45.042 932 -2.574 -4.000 -5.642 -6.928 -12.570 0 -5.642 7.458 1.816 1.201 -36.773
15 44.682 943 -2.626 -1.682 -6.928 -8.610 0 -1.682 7.547 5.864 3.764 -33.009
16 44.325 954 -2.678 -1.724 -6.928 -8.652 0 -1.724 7.636 5.912 3.684 -29.325
17 43.970 966 -2.732 -1.766 -6.928 -8.694 0 -1.766 7.726 5.960 3.606 -25.719
18 43.618 977 -2.786 -1.809 -6.928 -8.737 0 -1.809 7.818 6.008 3.529 -22.189
19 43.269 989 -2.842 -1.853 -6.928 -8.781 0 -1.853 7.910 6.057 3.454 -18.735
20 42.923 1.000 -2.899 -1.899 -6.928 -8.827 0 -1.899 8.004 6.105 3.380 -15.355
21 42.580 1.012 -2.957 -1.945 -1.945 0 -1.945 8.099 6.154 3.308 -12.047
22 42.239 1.024 -3.016 -1.992 -1.992 0 -1.992 8.195 6.203 3.237 -8.810
23 41.901 1.036 -3.076 -2.040 -2.040 0 -2.040 8.292 6.252 3.168 -5.642
24 41.566 1.049 -3.138 -2.089 -2.089 0 -2.089 8.390 6.301 3.099 -2.542
25 41.233 1.061 -3.201 -2.140 -2.140 0 -2.140 8.489 6.350 3.033 490
1.137.047 123.491 -63.740 -16.434 -120.053 -20.553 22.764 -115.934 -519 22.245 -99.500 95.563 18.308 490
Kapitalw ert nach 25 Jahren 490
4. Beispielprojekte
-- 47--
Abb. 1: Kumulierte diskontierte Einzahlungsüberschüsse (=Kapitalwerte) beim Sale-
and-Lease-back Modell Ober-Grafendorf. Zwei Anlagen, insg. 50 kWp. Die Laufzeit
der Anlage beträgt 25 Jahre; Kalkulationszinssatz 3%; Periodische
Kapitalrückzahlung an die Bürger über eine Laufzeit des Beteiligungsmodells von 13
Jahren, Annahmen zur Kapitalrückzahlung im Text (Quelle: eigene Berechnung).
Der Kapitalwert (nach Steuer und Tilgung) liegt bei einem Kalkulationszinssatz von
3% und einer Laufzeit von 25 Jahren knapp positiv bei etwa 490. Nach dem ersten
Betriebsjahr (in dem noch keine Zinsen und Tilgung ausbezahlt werden) liegt der
Kapitalwert bei etwa 6.000. Mit Einsetzen der Auszahlung der Mietentgelte (Zinsen
plus Tilgung) an die Bürger im 2. Betriebsjahr wird der Kapitalwert bereits im 4.
Betriebsjahr negativ; und erreicht schließlich im 14. Betriebsjahr einen negativen
Höchstwert von -38.000. Das heißt, für das Projekt entsteht ein Finanzierungsbedarf
(von nominal etwa 3.000 bis 5.000 EUR p.a.; bzw. 16.000 EUR im Jahr des
Wechselrichtertausches), um die laufenden Auszahlungen an die Bürger (Zinsen
und Tilgung) abzudecken bzw. den Wechselrichtertausch am Beginn des 12.
Betriebsjahres sowie die Kosten für den Umbau auf Überschusseinspeisung im 14.
Betriebsjahr zu finanzieren. Nach dem 14. Betriebsjahr werden die Kapitalwerte
kontinuierlich positiver; über die Stromerlöse und die verminderten Stromkosten
kann unter den gegebenen Ausgangsbedingungen am Ende der Laufzeit von 25
Jahren ein knapp positiver Kapitalwert erzielt werden.
Dieser nur knapp positive Kapitalwert nach 25 Jahren ergibt sich aus den relativ
hohen Investitionskosten (1.990 EUR/kWp), dem relativ niedrigen OeMAG
4. Beispielprojekte
-- 48--
Einspeisetarif (18 ct/kWh) und der relativ hohen Rendite von 3% p.a. für die Bürger.
Die zwischenzeitigen Verluste aus dem Beteiligungsmodell können unter
Umständen mit etwaigen Gewinnen der Gemeinde gegenverrechnet und steuerlich
geltend gemacht werden.
4.1.1.4 Ertragsberechnung aus Sicht der Bürger
Tabelle 3: Ertrag aus Sicht der Bürger (Sale-and-Lease-back Modell in Ober-
Grafendorf; bei 3% Verzinsung auf das aushaftende Kapital und periodischer
Tilgung; keine Auszahlungen im ersten Betriebsjahr; Auszahlung von 50 EUR
Mietentgelt (Zinsen + Tilgung) pro Modul in den Jahren 2 – 12; Auszahlung von
53,28 EUR pro Anteil im Jahr 13 (Quelle: eigene Berechnung).
Ertrag aus Sicht der BürgerBeispiel: Ankauf von 2 Anteilen zu je 500 EUR
Anzahl Module 2
Beteiligungssumme 1.000 EUR
Verzinsung aushaftendes Kapital p.a. 3% p.a.
Vergütung (Zinsen + Tilgung) 100 EUR p.a. J 2-12
Vergütung (Zinsen + Tilgung) 106,56 EUR im J 13
Laufzeit 13 Jahre
Verzinsung nach 13 J 207 EUR
Kapital nach 13 J 1.207 EUR
Rückzahlung je 1000 EUR 1.207 EUR
Bei einem Ankauf von 2 Modulen (maximale Anzahl) zu insgesamt 1.000 EUR
beträgt die Verzinsung 207 EUR nach 13 Jahren. Die Rückzahlung pro Investition
von 1.000 EUR beträgt 1.207 EUR.
4.2 Sparbuchmodell
Für das Sparbuchmodell wurden Beispiele aus Niederösterreich in der
Stadtgemeinde Baden bei Wien, der Gemeinde Enzenreith, der Stadtgemeinde
Tulln an der Donau sowie der Stadtgemeinde Hainfeld untersucht.
Das Beispiel der Stadtgemeinde Hainfeldwird am Ende dieses Kapitels detailliert
beschrieben und analysiert.
Für die anderen Beispiele werden im Folgenden die wichtigsten Eckdaten auf Basis
der Angaben der jeweiligen Kontaktperson präsentiert.
4. Beispielprojekte
-- 49--
Stadtgemeinde Baden bei Wien Das Projekt war beispielgebend für die Umsetzung vieler ähnlicher Initiativen in
Niederösterreich. Die Bank hat bei diesem Pilotprojekt keinen Kostenersatz für ihren
Aufwand (Bankenaufschlag) eingehoben, konnte dafür aber die Öffentlichkeits- und
Werbewirkung des Projektes nutzen. Die Nachfrage von interessierten Bürgern war
sehr stark; es wurde eine Warteliste für etwaige Beteiligungsprojekte in der Zukunft
angelegt.
Kontakt: Dr. Gerfried Koch; Leiter Klima- und Energiereferat der Stadtgemeinde
Baden; Tel.: +43-2252-86800-235; E-Mail: [email protected]
Größe der Gemeinde: ca. 25.000 Einwohner
Initiatoren / Betreiber: Stadtgemeinde Baden (Projektmanagement, Bewerbung,
Marketing für Bürgerbeteiligung); Sparkasse Baden (Finanzierungspartner);
Immobilien Baden GmbH (100% Tochter der Gemeinde; Errichter und
Betreiber); Energieagentur der Regionen (Begleitung bei Entwicklung und
Umsetzung)
Standort: 3 Dachanlagen auf Gemeindebauten (je 20 kWp)
Errichtung: November 2012
Nennleistung gesamt: 60 kWp
Errichtungskosten (netto): 150.000 EUR; inklusive Kosten für die Vermarktung
des Modells (ca. 7.000 EUR für Werbemittel, Folder, Webpage) sowie für
Rücklagen für Betrieb und etwaiger Reparaturen.
Ökostromeinspeisetarif (OeMAG): 27,6 Cent/kWp; Möglichkeiten für den
Direktverbrauch des Photovoltaikstroms in den Gemeindebauten nach Auslauf
der Tarifförderungen werden überlegt (die Immobilien GmbH kann den selbst
produzierten Strom nicht an Mieter direkt verkaufen).
Stückelung: 300 Sonnenbausteine im Wert von je 500 EUR; max. 10 Bausteine
pro Person
Beteiligte: Zielgruppe waren die Bürger in Baden; 300 Sonnenbausteine wurden
von insgesamt 66 Bürgern gekauft; etwa 1/3 der Beteiligten haben 10 Bausteine
erworben; die Zielgruppe der Gemeindebaubewohner konnte allerdings nicht
erreicht werden.
Laufzeit: 10 Jahre
Rückzahlung: Kapitalsparbuch; Verzinsung 3,5% p.a.; bei einer Einlage von 500
EUR erhalten die Bürger 653,9 EUR nach 10 Jahren. Abschläge bei der
Verzinsung bei vorzeitiger Auflösung des Kapitalsparbuches.
4. Beispielprojekte
-- 50--
Stadtgemeinde Tulln an der Donau Das Beteiligungsprojekt ist in Planung, ein endgültiger Beschluss des
Gemeinderates ist noch ausständig (Stand März 2013).
Kontakt: Ing. Siegfried Schönbauer; Email.: [email protected]
Größe der Gemeinde: ca. 13.600 Einwohner
Initiatoren / Betreiber: Gemeinde Tulln an der Donau mit zwei
Liegenschaftsunternehmen (gemeindeeigene GmbHs).
Geplante Standorte: Hallenbad mit Vorhalle des Eislaufplatzes plus Turnsaal der
Polytechnische Schule (ca. 130 kWp); Bauhof plus div. Gebäude (ca. 150 kWp);
Parkdeck Frauentorgasse (ca. 50 kWp); Kläranlage (ca. 50 kWp); Volksschule
(ca. 50 kWp)
Nennleistung gesamt: ca. 430 kWp
Errichtung: für 2013/2014 geplant
Errichtungskosten (netto): es wird mit Gesamtkosten von ca. 850.000 EUR
gerechnet (Stand März 2013)
Spezifische Kosten (netto): es wird mit etwa 1.700 EUR/kWp gerechnet; die
Ausschreibung ist in Vorbereitung (Stand März 2013).
Ökostrom-Einspeisetarif (OeMAG): 18 ct/kWh (Resttopftarif; eingereicht am 1.
Jänner 2012, Zusage im November 2012)
Investitionsförderung: 20% der Investitionskosten (Aktion „Gefördertes
Energiesparen“; Wasserwirtschaftsfonds / Siedlungswasserwirtschaft)
Kredit der Bank an die Gemeinde: Die Anlage wird kreditfinanziert (keine direkte
Koppelung mit den Sparbucheinlagen der Bürger); Laufzeit 13 Jahre;
Kreditzinsen etwa 2,2% p.a.; die Vergabe an eine Bank wird ausgeschrieben
(Stand März 2013).
Beteiligte: Fokus auf Bürger in der Stadtgemeinde Tulln und
Nachbargemeinden.
Stückelung: Mindestbetrag von 1.000 EUR pro Person; keine Begrenzung nach
oben.
Rückzahlung an Bürger: Kapitalsparbuch; Verzinsung etwa 1,7% p.a.; 5 Jahre
Laufzeit für das Kapitalsparbuch der Bürger (verlängerbar auf 13 Jahre).
Abschläge bei der Verzinsung von ca. 0,2% p.a. – 0,5% p.a. bei vorzeitiger
Auflösung des Kapitalsparbuches. Die Vergabe an eine Bank wird von der
Gemeinde ausgeschrieben (Stand März 2013).
4. Beispielprojekte
-- 51--
Gemeinde Enzenreith Kontakt: Ing. Johann Bauer; E-mail: [email protected]
Größe der Gemeinde: ca. 1.900 Einwohner
Sparbuchmodell: Kapitalsparbücher (Verzinsung 3,5% p.a.; Laufzeit 13,5 Jahre);
Bankkredit an die Gemeinde (Kreditzinsen 2,2% p.a.; Laufzeit 13,5 Jahre, keine
direkte Koppelung von Kredithöhe und Laufzeit mit den Sparbucheinlagen der
Bürger)
Aktuelle Situation (Stand April 2013): Ein Ökostromeinspeisetarif für die
geplante Photovoltaikanlage wurde am 1.1.2013 bei der OeMAG beantragt;
schließlich aber nicht zugesprochen. Das Projekt wurde darum nicht umgesetzt.
4.2.1 Stadtgemeinde Hainfeld, Niederösterreich
Größe der Gemeinde: Ca. 3.700 Einwohner
Initiatoren / Betreiber: Die Gemeinde ist selbst Errichter und Betreiber der
Photovoltaikanlagen.
Kontakt: Andreas Klos (Stadtrat); Tel: +43 (0)2764 / 2246 – 0; Email:
Die folgende Beschreibung des Beteiligungsprojekts in der Stadtgemeinde Hainfeld
orientiert sich, sofern nicht anders ausgewiesen, an den Angaben von Stadtrat Klos.
4.2.1.1 Ausgangslage
Die Stadtgemeinde Hainfeld ist Mitglied der Klima- und Energiemodellregion
Mostviertel Mitte und seit 2007 Klimabündnisgemeinde. Es gibt in der Gemeinde
zahlreiche Initiativen im Rahmen der Stadterneuerung und einen eigenen
Arbeitskreis zu Umwelt, Energie und Mobilität. Für die Bürgerbeteiligungsinitiative
wurde mit dem Sparbuchmodell eine möglichst einfache und sichere Variante
gewählt (Haftung der Republik für Kapitalsparbücher); das gewählte Modell
orientiert sich an dem der Stadtgemeinde Baden. Andere Beteiligungsmodelle
hätten aus Sicht der Gemeinde ein höheres unternehmerisches Risiko beinhaltet;
außerdem hätte unter Umständen für die Umsetzung anderer Modelle eine eigene
Gesellschaft gegründet werden müssen. Bei einer ersten Informationsveranstaltung
für die Beteiligungsinitiative im November 2012 haben etwa 50 Personen
teilgenommen; die ersten Sonnenbausteine im Wert von etwa 20.000 EUR konnten
vergeben werden. Bis März 2013 konnte über Interessenten an dem
Beteiligungsmodell in der Gemeinde etwa die Hälfe der für das Projekt benötigten
140.000 EUR aufgebracht werden. Die Sparbücher werden in den nächsten
4. Beispielprojekte
-- 52--
Monaten weiterhin beworben, die Zeichnungsfrist für die Sparbücher wurde auf 4
weitere Monate verlängert; die maximale Veranlagungssumme pro Person wurde
von 2.000 EUR auf 5.000 EUR erhöht. Der Bau der Photovoltaikanlagen ist für 2013
geplant.
4.2.1.2 Kurzbeschreibung der Anlagen
4 Dachanlagen auf öffentlichen Gebäuden (Stadtbad, Volksschule, Hauptschule,
Sportzentrum)
Nennleistung gesamt: 95 kWp
Spezifische Leistung: 1.000 kWh/kWp (Annahme)
Errichtungskosten gesamt: 140.000 EUR
Spezifische Errichtungskosten: 1.474 EUR/kWh
Betriebskosten: 2% der Investitionskosten (Annahme)
Keine Pachtkosten
Wechselrichtertausch: nach 12 Jahren; bei Wechselrichterkosten von 200
EUR/kWp und einer Kostensteigerung von 2% p.a. (Annahme)
Umbau auf Überschuss Einspeisung: im 14. Betriebsjahr; Kosten von etwa
2.000 EUR pro Photovoltaikanlage; also insgesamt 8.000 EUR (Annahme).
Verwertung des Photovoltaikstroms: Volleinspeisung zum Ökostrom-
Einspeisetarif in den Jahren 1 – 13. Die Standorte der Anlagen wurden nach
Angaben von Herrn Stadtrat Klos so ausgewählt, dass nach dem Auslaufen des
OeMAG Tarifes ein großer Teil des Stromes (mit der sehr optimistischen
Annahme von ca. 50 % Eigenverbrauch) selbst verbraucht werden kann. Für die
Ermittlung der Erlöse ab dem 14. Betriebsjahr werden für die vermiedenen
Stromkosten ein Bruttostrompreis von etwa 16 ct/kWh (etwa 20 ct/kWh im Jahr
14) und für den Stromverkauf an ein Energieversorgungsunternehmen ein
Einspeisetarif von etwa 8 ct/kWh netto (10 ct/kWh im Jahr 14) angenommen; bei
einer jährlichen Strompreissteigerung von 2%.
Strombezugskosten brutto: 16 ct/kWh (Annahme)
Einspeisetarif an einen Netzbetreiber netto: 8 ct/kWh (Annahme)
Stromkostensteigerung pro Jahr: 2%
Förderungen Ökostrom-Einspeisetarif: 18 ct/kWh (Resttopftarif, OeMAG)
Keine Investitionsförderung (Annahme)
4. Beispielprojekte
-- 53--
Beteiligungsmodell Sparbuchmodell: Kapitalsparbücher; Abwicklung über die ortsansässige
Sparkasse
Zielgruppe Teilhaber: Die Zielgruppe ist nicht auf Bürger der Stadtgemeinde
Hainfeld beschränkt. Zur Zeichnung eines Kapitalsparbuches ist allerdings nur
berechtigt, wer zuvor am Gemeindeamt sein Interesse bekundet und einen
Sonnenbaustein zugeteilt bekommen hat.
Kosten pro Sonnenbaustein: 500 EUR
Stückelung: Max. 10 Bausteine (also insg. 5.000 EUR)
Form der Rückzahlung: Kapitalsparbuch (Hainfelder Sonnensparbuch) mit einer
Laufzeit von 5 Jahren und einer jährlichen Verzinsung von 2 %. Die Verzinsung
ist deutlich niedriger als bei anderen vergleichbaren Modellen (wie etwa in der
Stadtgemeinde Baden), liegt jedoch über dem derzeitigen Zinsniveau.
Bankkredit: Die ortsansässige Sparkasse gewährt der Gemeinde einen Kredit
bei einer Verzinsung von 2,5% p.a. (bei einem Aufschlag von 0,5% p.a. der
Bank). Die Kreditsumme entspricht der Summe, welche die Bürger auf die
Sparbücher eingezahlten haben und ist für den Bau der
Photovoltaikgemeinschaftsanlagen zweckgewidmet. Die Kreditlaufzeit beträgt 20
Jahre. In den ersten 5 Jahren werden lediglich die Zinsen und in den restlichen
15 Jahren das Kapital plus Zinsen für das aushaftende Kapital zurückgezahlt.
Kosten des Beteiligungsmodells: vereinfachend werden die Kosten für die
Entwicklung des Beteiligungsmodells, die Vermarktung
(Informationsveranstaltungen und Prospekte, Anteilsscheine) oder Verwaltung
(Betreuung und Information der Anteilseigner) nicht in das Projekt
hineinverrechnet.
Steueraspekte: Die Gemeinde ist vorsteuerabzugsberechtigt, da die
Photovoltaikanlagen nur auf Gebäuden errichtet werden, bei denen die Gemeinde
als Unternehmer auftritt. Der Verkauf von Strom an die OeMAG bzw. einen
Netzbetreiber unterliegt der Umsatzsteuer von 20%. Da die Gemeinde aber als
Unternehmer auftritt, kann die Umsatzsteuer beim Stromverkauf an die OeMAG
oder einen Netzbetreiber verrechnet und schließlich an das Finanzamt abgeliefert
werden. Die jährlichen Gewinne aus dem Stromverkauf unterliegen der
Körperschaftssteuer von 25%. Die Photovoltaikanlage wird auf 20 Jahre
abgeschrieben; für den Wechselrichtertausch wird eine Abschreibungsdauer von 9
Jahren (Betriebsjahr 12 – 20); für den Umbau auf Überschusseinspeisung eine
Abschreibungsdauer von 7 Jahren (Betriebsjahr 14 – 20) angenommen.
4. Beispielprojekte
-- 54--
Da das Modell durch Zwischenschaltung einer Bank durchgeführt wird, fällt für die
beteiligten Bürger Kapitalertragssteuer an.
Finanzierung: Das benötigte Kapital wird zu 100% über das Sparbuchmodell
finanziert.
Sichtbarkeit: Die Kontaktadressen der Sonnenbausteinbezieher werden am
Gemeindeamt erfasst, damit diese laufend informiert werden können.
Zukunft: Die Initiative wird als erster Schritt gesehen; je nach Nachfrage können die
Aktivitäten in den nächsten Jahren erweitert und ausgebaut werden.
4. Beispielprojekte
-- 55--
4.2.1.3 Ertragsberechnung aus Sicht der Betreiber (dynamische Investitionsrechnung)
Stadtgemeinde Hainfeld; Sparbuchmodell
Investitionen Daten zur Anlage Wirtschaftliche EckdatenSpez. Investkosten netto 1.474 EUR/kWp Anlagenleistung (4 Anlagen) 95 kWp Kalkulationszinssatz 3,0% p.a.Gesamt. Investk. Netto 140.000 EUR netto Anzahl Anlagen 4,0 Steig. Betriebsk 2,0% p.a.Kosten Beteiligungsmodell EUR Spez. Ertrag 1.000 kWh/kWp Steig. Stromk. 2,0% p.a.Sonstige Kosten / Rücklagen EUR Ertrag im J 1 95.000 kWh Körperschaftssteuer 25,0%Invest. Förderung EUR Degradation 0,8% p.a. Abschreibungsdauer PV Anlage 20 JahreGesamtinvestition 140.000 EUR Laufende Kosten AfA WR Tausch (J12 - J20) 2.624,9 EUR p.a.Wechselrichter (WR) -tausch Versicherung, Wartung Betrieb 2,0% Invest.kosten AfA Umb. Übersch. (J14-J20) 1.142,9 EUR p.a.Spez. Kosten WR 200 EUR/kWp Pacht EUR FinanzierungSteig. WR Kosten 2,0% p.a. Tarif Über Bankkredit 100 %WR-Tausch am Beginn J12 23.624 EUR Einspeise-Tarif (OeMAG) 0,18 EUR/kWh Verzinsung Bankredit 2,5% p.a.Umbau auf Überschusseinspeisung Einspeise-Stromtarif netto (Ann.) 0,08 EUR/kWh Tilgung J6 - J20 9.333 EUR p.a.Durchführung am Beginn J14 14,0 Bezugs-Stromtarif brutto (Ann.) 0,16 EUR/kWh Anzahl Bausteine 280Kosten pro Anlage 2.000,0 EUR Eigenverbrauch ab J 14 (Ann.) 50% p.a. Kosten pro Baustein 500 EURKosten für Umbau 8.000,0 EUR Laufzeit Kredit 20 Jahre
Laufzeit Anlage 25 Jahre
Jahre Kapital-zufluss
Investition Strom-ertragin kWh
Erlöse Strom-verkauf
Laufende Kosten
WR-Tausch; Umbau
Kredit-zinsen
2,5%
Einzahlungs-überschuss
(Erlöse - Kosten)
Ab-schreibung
Steuer-bemessung
Steuer (KÖSt. 25%)
Einzahlungs-überschuss nach Steuer
Tilgung Strom-ersparnis
bei 50% Eigen-
verbrauch
Einzahlungs-überschuss
nach Steuer + Tilgung
Diskontierte Einzahlungs-überschüsse
Kumulierte diskontierte Einzahlungs
-überschüsse
0 140.000 -140.000 0 0 0 01 95.000 17.100 -2.800 -3.500 10.800 -7.000 3.800 -950 9.850 9.850 9.563 9.5632 94.240 16.963 -2.856 -3.500 10.607 -7.000 3.607 -902 9.705 9.705 9.148 18.7113 93.486 16.827 -2.913 -3.500 10.414 -7.000 3.414 -854 9.561 9.561 8.749 27.4614 92.738 16.693 -2.971 -3.500 10.221 -7.000 3.221 -805 9.416 9.416 8.366 35.8275 91.996 16.559 -3.031 -3.500 10.029 -7.000 3.029 -757 9.271 9.271 7.998 43.8256 91.260 16.427 -3.091 -3.500 9.835 -7.000 2.835 -709 9.127 -9.333 -207 -173 43.6517 90.530 16.295 -3.153 -3.267 9.876 -7.000 2.876 -719 9.157 -9.333 -177 -144 43.5088 89.806 16.165 -3.216 -3.033 9.915 -7.000 2.915 -729 9.187 -9.333 -147 -116 43.3929 89.088 16.036 -3.281 -2.800 9.955 -7.000 2.955 -739 9.216 -9.333 -117 -90 43.30210 88.375 15.907 -3.346 -2.567 9.995 -7.000 2.995 -749 9.246 -9.333 -87 -65 43.23711 87.668 15.780 -3.413 -2.333 10.034 -7.000 3.034 -758 9.275 -9.333 -58 -42 43.19512 86.967 15.654 -3.481 -23.624 -2.100 -13.552 -9.625 -23.176 0 -13.552 -9.333 -22.885 -16.051 27.14413 86.271 15.529 -3.551 -1.867 10.111 -9.625 486 -122 9.989 -9.333 656 447 27.59114 85.581 4.428 -3.622 -8.000 -1.633 -8.827 -10.768 -19.595 0 -8.827 -9.333 8.857 -9.304 -6.151 21.44015 84.896 4.481 -3.695 -1.400 -614 -10.768 -11.382 0 -614 -9.333 8.961 -986 -633 20.80716 84.217 4.534 -3.768 -1.167 -401 -10.768 -11.169 0 -401 -9.333 9.068 -667 -416 20.39217 83.543 4.587 -3.844 -933 -190 -10.768 -10.957 0 -190 -9.333 9.175 -348 -211 20.18118 82.875 4.642 -3.921 -700 21 -10.768 -10.747 0 21 -9.333 9.284 -29 -17 20.16419 82.212 4.697 -3.999 -467 231 -10.768 -10.537 0 231 -9.333 9.393 291 166 20.33020 81.554 4.752 -4.079 -233 440 -10.768 -10.328 0 440 -9.333 9.505 611 338 20.66921 80.902 4.809 -4.161 648 648 -162 486 9.617 10.103 5.431 26.10022 80.254 4.866 -4.244 622 622 -155 466 9.731 10.197 5.322 31.42223 79.612 4.923 -4.329 594 594 -149 446 9.846 10.292 5.215 36.63724 78.975 4.981 -4.415 566 566 -142 425 9.963 10.388 5.110 41.74725 78.344 5.040 -4.504 537 537 -134 403 10.081 10.483 5.007 46.754
2.160.389 268.677 -89.685 -31.624 -45.500 101.868 -171.624 -9.534 92.334 -140.000 113.481 65.815 46.754
Kapitalw ert 46.754
4. Beispielprojekte
-- 56--
Abb. 2: Kumulierte diskontierte Einzahlungsüberschüsse (= Kapitalwerte) beim
Sparbuchmodell der Stadtgemeinde Hainfeld; Laufzeit 25 Jahre;
Kalkulationszinssatz 3%; 4 Dachanlagen; Nennleistung insgesamt 95 kWp (Quelle:
eigene Berechnung).
Der Kapitalwert (bei einem Kalkulationszinssatz von 3%) ist nach der Laufzeit von
25 Jahren deutlich positiv (+46.800). Abbildung 2 zeigt den Verlauf der kumulierten
diskontierten Einzahlungsüberschüsse (nach Steuer und Tilgung) über 25 Jahre.
Die Einzahlungsüberschüsse können über die gesamte Laufzeit die Betriebskosten,
Zinsen und Tilgung gut abdecken. Mit Einsetzen der Kredittilgung im 6. Betriebsjahr
erzielt die Anlage zwischenzeitig Verluste; besonders im Betriebsjahr 12
(Wechselrichtertausch) und im Betriebsjahr 14 (Umbau auf
Überschusseinspeisung). Die in den ersten 5 Betriebsjahren angehäuften
Einzahlungsüberschüsse sind aber ausreichend um die Kosten für
Wechselrichtertausch Umbau auf Überschusseinspeisung zu tragen. Nach Ablauf
der Kreditlaufzeit (20 Jahre) können mit der Anlage in den verbleibenden 5
Betriebsjahren noch diskontierte Einzahlungsüberschüsse von insgesamt etwa
26.000 EUR erwirtschaftet werden.
Der hohe Kapitalwert am Ende der Laufzeit von 25 Jahren ergibt sich aus der relativ
niedrigen Kreditverzinsung (2,5%), der Annahme, dass Kosten für
Projektentwicklung und Vermarktung nicht dem Projekt zugeordnet werden sowie
der Annahme für den relativ hohen Eigenverbrauch des Photovoltaikstroms nach
dem 13. Betriebsjahr.
4. Beispielprojekte
-- 57--
Zu prüfen wäre, ob die Gemeinde in den Betriebsjahren 6 bis 18 noch sonstige
etwaige Gewinne erzielt, um zwischenzeitliche Verluste aus dem Photovoltaik-
Beteiligungsprojekt den Gesamtgewinn der Gemeinde (und damit die Steuerlast)
reduzieren.
4.2.1.4 Ertragsberechnung aus Sicht der Bürger
Tabelle 4: Ertrag aus Sicht der Bürger beim Sparbuchmodell der Stadtgemeinde
Hainfeld; bei 2% Kapitalsparbuchverzinsung und einer Laufzeit von 5 Jahren
(Quelle: eigene Berechnung). Ertrag aus Sicht der BürgerInnenBeispiel: Ankauf von 10 Anteilen zu je 500 EURGeldeinlage 5.000 EURVerzinsung Kapitalsparbuch 2,0% p.a.Kapitalertragssteuer 25,0%Laufzeit 5 JahreZinsen Kapitalsparb. nach 5 J 520,4 EURZinsen nach KESt (25%) 390,3 EURKapital nach 5 Jahren 5.390,3 EURRückzahlung je 1000 EUR 1.078,1 EUR
Das Kapitalsparbuch bringt bei der maximal möglichen Einlage von 5.000 EUR nach
5 Jahren Zinsen von etwa 390 EUR. Das entspricht einer Verzinsung von etwa 1,5%
pro Jahr; also einer jährlichen Verzinsung unter der Inflationsrate, die im Jahr 2012
bei etwa 2,4% p.a. lag (Statistik Austria, 2013).
4.3 Gesellschaft bürgerlichen Rechts (GesbR)
Für das GesbR-Modell wurden Beispiele aus der Marktgemeinde Weyer
(Oberösterreich) und in der Gemeinde Hollenstein an der Ybbs (Niederösterreich)
untersucht.
Im Folgenden werden Eckdaten des Modells in der Gemeinde Hollenstein an der
Ybbs präsentiert. Anschließend wird das Beispiel aus Weyer detailliert beschrieben
und analysiert.
Gemeinde Hollenstein an der Ybbs Kontakt: Dipl. Päd. DI Paul Egger; Landwirtschaftliche Fachschule Hohenlehen
Mob.: 06602159974
E-Mail: [email protected]
Größe der Gemeinde: etwa 1.700 Einwohner
4. Beispielprojekte
-- 58--
Initiatoren / Betreiber: Paul Egger
2 Freiflächenanlagen mit Nachführung
Standorte: (1) Bäuerlicher Betrieb (2) Schulgelände
Errichtung: 2011, 2012
Nennleistung: je 20 kWp (gesamt 40 kWp)
Spezifische Leistung: 1.250 kWh/kWp
Errichtungskosten (netto): 72.000 EUR (3.600 EUR/kWp) für die erste Anlage;
etwa 62.000 EUR (3.100 EUR/kWh) für die Zweite (inklusive Kosten für
Fundamente und Zuleitungen).
Ökostromeinspeistarif (OeMAG): 29,7 ct/kWh (die Anlagen wurden bereits 2010
eingereicht; in der Folge wurden Abschläge akzeptiert).
Beteiligte: 3 Privatpersonen; bzw. 5 Lehrer der Schule
Laufzeit: GesbR Vertrag auf unbestimmte Zeit; Laufzeit der Anlage etwa 30
Jahre
Verzinsung: flexibel. Es wird mit Amortisationszeiten von etwa 11 Jahren und
einer Verzinsung von 5-7 % über 25 Jahre gerechnet.
4.3.1 Marktgemeinde Weyer an der Enns (Oberösterreich)
Größe der Gemeinde: etwa 4.200 Einwohner
Initiator: Mag. Peter Ramsmaier, Gemeinderat
Kontakt: Mag. Peter Ramsmaier, Gemeinderat
Tel.: 07355/6255-0; Email: [email protected]
Die folgende Beschreibung des Beteiligungsprojektes in der Gemeinde Weyer
orientiert sich, sofern nicht anders angegeben, an den Angaben von Herrn Mag.
Ramsmaier.
4.3.1.1 Ausgangslage
Die Marktgemeinde Weyer an der Enns ist seit 2004 Klimabündnisgemeinde und ist
Mitglied im Agenda 21 Netzwerk Oberösterreich. Die Gemeinde strebt
Energieautonomie an und ist in Planungen zu einem Windpark mit der Energie AG
und der Baufirma Gebrüder Haider involviert.
Bereits 2009 wurde von Herrn Ramsmaier ein Pilotprojekt (Photovoltaikanlage auf
dem Kindergartendach; Nennleistung 5 kWp) gestartet und das
Finanzierungsmodell über die Rechtsform der Gesellschaft bürgerlichen Rechts
4. Beispielprojekte
-- 59--
(GesbR) getestet. Seither wurden zahlreiche weitere Beteiligungsprojekte mit dieser
Rechtsform umgesetzt: Ausbau Kindergartendach: 15 kWp (Errichtung 2011);
Hauptschule Weyer: 20 kWp (Errichtung 2011); Volksschule Weyer: 50 kWp
(Errichtung 2012); Höhere Lehranstalt für wirtschaftliche Berufe und Tourismus
(HLW/HLT Weyer): 20 kWp (Errichtung 2012).
Die Anlage am Dach der HLW/HLT Weyer wird im Folgenden näher betrachtet.
Diese Schule hat einen Ausbildungsschwerpunkt „Umwelt- und
Freizeitmanagement“ und wurde u.a. für die Errichtung einer Photovoltaikanlage im
Jahr 2006 und für die Umsetzung ambitionierter Stromsparmaßnahmen mit dem OÖ
Landespreis für Umwelt und Natur ausgezeichnet. Von diesem Erfolg angespornt
beschlossen die Lehrer eine weitere Photovoltaikanlage mit einer Leistung von 20
kWp zu finanzieren und zu errichten. Die Anlage produziert jährlich etwa 20.000
kWh Strom; diese Strommenge entspricht etwa einem Fünftel des jährlichen
Strombedarfs der Schule. An der GesbR sind neben der Gemeinde Weyer
überwiegend Lehrer der Schule beteiligt.
Die Ausgestaltung der Verträge für die GesbR hat Herr Ramsmaier auf Basis von
Vorlagen und Beratung von ähnlichen Projekten in Deutschland erstellt.
4.3.1.2 Kurzbeschreibung der Anlage
Dachanlage HLW/HLT Weyer: 20 kWp (Errichtung 2012)
Nennleistung gesamt: 20 kWp
Spezifische Leistung (kWh/KWp): 1.000 kWh/kWp (Annahme)
Nach Angaben von Herrn Ramsmaier kann in guten Jahren mit 1.050 kWh/kWp
gerechnet werden (gute Herbsterträge bei wenig Nebel)
Degradation der Module: 0,8% p.a. (Annahme)
Spezifische Errichtungskosten (netto): 1.400 EUR/kWp
Errichtungskosten gesamt (netto): 28.000 EUR
Betriebskosten: 2% der Errichtungskosten (Annahme)
Laut Angaben von Herrn Ramsmaier gab es zunächst Probleme eine geeignete
Haftpflichtversicherung in Österreich für das Projekt zu finden die auch etwaige
Allmählichkeitsschäden des gepachteten Daches abdeckt.
Wechselrichtertausch: Am Beginn des 12. Betriebsjahres (Annahme); bei
angenommenen Wechselrichterkosten von 200 EUR/kWp und einer
Kostensteigerung von 2% pro Jahr (Annahmen)
Verwertung des PV Stroms: Volleinspeisung mit dem Ökostrom-Einspeisetarif
der OeMAG bis zum 13. Betriebsjahr. Ab Beginn 14. Betriebsjahr
4. Beispielprojekte
-- 60--
Überschusseinspeisung, bei einem angenommenen Eigenverbrauch von 20%
(Annahme).
Netto-Vergütung von der HLW/HLT Weyer für den Bezug des
Photovoltaikstroms (20% der Stromproduktion): 12 ct/kWh (Annahme)
Einspeisetarif für Stromverkauf an einen Netzbetreiber netto (80% der
Produktion): 8 ct/kWh (Annahme)
Stromkostensteigerung pro Jahr: 2%
Umbau auf Überschusseinspeisung: am Beginn des 14. Betriebsjahres bei
geschätzten Kosten von 2.000 EUR
Förderungen Ökostrom-Einspeisetarif (OeMAG): 27,6 ct/kWh (Ökostromverordnung 2012,
Aufdachanlagen; 5-20 kWp).
Investitionsförderung: keine (Annahme)
Beteiligungsmodell Modell: Gesellschaft bürgerlichen Rechts (GesbR)
Geschäftsführung und Vertretung: Die Gesellschaft wird von zwei
Gesellschaftern geführt; deren Wahl hat mit einfacher Stimmenmehrheit erfolgt.
Die Geschäftsführer vertreten die Gesellschaft im Außenverhältnis. Im
Innenverhältnis bedürfen sie der Zustimmung der Gesellschafter u.a. bei
Eingehen von Verbindlichkeiten von über 2.000 EUR im (ausgenommen der
Anschaffung eines eventuell defekt gewordenen Wechselrichters).
Mitbestimmung: Beschlüsse der Gesellschafter werden grundsätzlich mit ¾-
Mehrheit (nach Kapitalanteilen) gefasst. Lediglich die Bestellung und die
Absetzung der Geschäftsführer haben mit einfacher Stimmenmehrheit nach
Kapitalanteilen zu erfolgen. Die Einberufung einer Gesellschafterversammlung
erfolgt einmal jährlich. Die Gesellschafterversammlung ist beschlussfähig, wenn
mindestens mehr als die Hälfte der Geschäftsanteile vertreten ist.
Zielgruppe Gesellschafter: Bürger der Marktgemeinde Weyer; Lehrer der
HLW/HLT Weyer.
Gesellschafter: Überwiegend Lehrer der HLW/HLT Weyer. Die Marktgemeinde
Weyer ist mit ca. 10% beteiligt weil sich das Schulgebäude in ihrem Eigentum
befindet; die Gesellschafter wurden aus dem Lehrerkollegium rekrutiert. Die
Motivationen an einer Beteiligung liegen einerseits im Umweltschutzaspekt und
andererseits in der Rendite.
4. Beispielprojekte
-- 61--
Stückelung: Jeder einzelne Gesellschafter leistet eine Bareinlage und wird
anteilig am Vermögen der Gesellschaft beteiligt.
Haftung: Ein Gesellschafter haftet solidarisch und unbeschränkt für
Geschäftsschulden als Quotenschuldner nach dem Verhältnis seiner Beteiligung
am Hauptstamm.
Form der Rückzahlung: Gewinn und Verlust der Gesellschaft werden jährlich
nach Maßgabe der Beteiligung an der Gesellschaft aufgeteilt. Die
Gewinnermittlung erfolgt durch Berechnung des Überschusses der
Betriebseinnahmen über die Betriebsausgaben.
Die Geschäftsführung ist berechtigt, bis zu 15 % des Einlagenkapitals als
Rücklage für Wartungs-, Reparatur- und Rückbaukosten einzustellen.
Die Höhe und der Zeitpunkt etwaiger Entnahmen werden von der
Gesellschafterversammlung beschlossen.
Laufzeit des Beteiligungsmodells: 25 Jahre (Annahme). Die Gesellschaft beginnt
mit Unterzeichnung des Gesellschaftsvertrages und wird auf unbestimmte Zeit
errichtet.
Kosten für das Beteiligungsmodell:
Gründungskosten: 250 EUR (Annahme; Krammer, 2012)
Entlohnung der Geschäftsführer: Die Geschäftsführer erhalten für ihre laufende
Tätigkeit eine angemessene Aufwandsentschädigung in Höhe von insgesamt
800 EUR pro Jahr; bei 2% jährlicher Kostensteigerung (Annahme).
Ausstiegsmöglichkeit, Übertragung von Anteilen: Jeder Gesellschafter kann
seine Mitgliedschaft unter Einhaltung einer 6-monatigen Kündigungsfrist zum
Ende des Kalenderjahres schriftlich aufkündigen. Die Gesellschafter verzichten
jedoch auf dieses Kündigungsrecht für die Dauer von 13 Jahren. Kündigt ein
Gesellschafter, so bleibt der Fortbestand der Gesellschaft dadurch unberührt. Im
Falle des Todes eines Gesellschafters kann die Gesellschaft mit dessen Erben
fortgesetzt werden. Der Anteil eines Gesellschafters an der Gesellschaft kann
durch Beschluss der übrigen Gesellschafter mit ¾-Mehrheit an eine andere
Person übertragen werden. Scheidet ein Gesellschafter vor dem 14. Jahr aus
der Gesellschaft aus, wird ihm nach einer im Gesellschaftsvertrag festgelegten
Formel die gebührende Abfindung berechnet.
Pachtkosten: keine. Die Gemeinde stellt ihre Dächer kostenlos zur Verfügung.
Dachnutzungsverträge mit der Gemeinde auf 25 Jahre.
Auflösung der Gesellschaft: Wird die Gesellschaft aufgelöst, wird das Vermögen
der Gesellschaft nach Abzug aller sonstigen Aufwendungen auf die
verbleibenden Gesellschafter in Höhe ihrer zum Zeitpunkt der Auflösung
4. Beispielprojekte
-- 62--
bestehenden prozentuellen Kapitalbeteiligung aufgeteilt bzw. ein sich eventuell
ergebender Verlust den Gesellschafter anteilsmäßig zugewiesen.
Steueraspekte: Die Gesellschafter der GesbR treten als Unternehmer auf; die
GesbR ist vorsteuerabzugsberechtigt. Die Photovoltaikanlage wird auf 20 Jahre
abgeschrieben; für den Wechselrichtertausch wird eine Abschreibungsdauer von 9
Jahren (Betriebsjahr 12 – 20); für den Umbau auf Überschusseinspeisung eine
Abschreibungsdauer von 7 Jahren (Betriebsjahr 14 – 20) angenommen.
Der Verkauf von Strom an die OeMAG bzw. einen Netzbetreiber unterliegt der
Umsatzsteuer von 20%. Da die GesbR aber als Unternehmer auftritt, kann die
Umsatzsteuer beim Stromverkauf an die OeMAG oder einen Netzbetreiber
verrechnet und schließlich an das Finanzamt abgeliefert werden.
Die persönlichen Steuern hat jeder Gesellschafter selbst zu tragen. Die Einkünfte
aus der GesbR unterliegen der Einkommenssteuer. Für Personen, die nur über
Einkommen aus nichtselbständiger Tätigkeit verfügen, sind solche Einkünfte
einkommenssteuerfrei, sofern sie jährlich 730 EUR nicht übersteigen. Darüber
hinaus gibt es eine Einschleifregelung bis 1.460 EUR und erst danach die volle
Einkommenssteuerpflicht zum Grenzsteuersatz (Veranlagungsfreibetrag; siehe
Anhang 3).
Finanzierung: Die Anlagen werden zu 100% über das GesbR Modell finanziert.
Sichtbarkeit: Bei der Anlage am Dach HLW/HLT Weyer wurde beim Schuleingang
ein großer Monitor montiert, der die erzeugte Strommenge sowie die CO2
Einsparungen anzeigt.
Pläne für die Zukunft: Die Projektinitiatoren erheben Möglichkeiten für weitere
Anlagen in der Gemeinde. Da die geeigneten Dächer in Gemeindebesitz bereits
genutzt werden, liegt der Schwerpunkt der Suche bei privaten Dächern, für deren
Nutzung wahrscheinlich Pachtzahlungen notwendig wären. Untersucht werden auch
Möglichkeiten für Freiflächenanlagen, für die es allerdings geringere
Ökostromeinspeisetarife gibt und höhere Kosten bei der Errichtung (Aufständerung,
Erdarbeiten für Kabelverlegung) befürchtet werden.
4. Beispielprojekte
-- 63--
4.3.1.3 Ertragsberechnung aus Projektsicht (vor Steuer und Gewinnausschüttung); dynamische Investitionsrechnung
Marktgemeinde Weyer; Gesellschaft bürgerlichen Rechts (GesbR)
Investitionen Daten zur Anlage Wirtschaftliche Eckdaten
Spez. Investkosten netto 1.400 EUR/kWp Anlagenleistung (4 Anlagen) 20 kWp Kalkulationszinssatz 3,0% p.a.
Gesamt. Investk. Netto 28.000 EUR netto Anzahl Anlagen 1 Steig. Betriebsk 2,0% p.a.
Gründungskosten GesbR 250 EUR Spez. Ertrag 1.000 kWh/kWp Steig. Stromk. 2,0% p.a.
Sonstige Kosten / Rücklagen EUR Ertrag im J 1 20.000 kWh Abschreibungsdauer PV Anlage 20 Jahre
Invest. Förderung EUR Degradation 0,8% p.a. AfA WR Tausch (J12 - J20) 552,6 EUR p.a.
Gesamtinvestition 28.250 EUR Laufende Kosten AfA Umb. Übersch. (J14-J20) 285,7 EUR p.a.
Wechselrichter (WR) -tausch Versicherung, Wartung Betrieb 2,0% Invest.kosten
Spez. Kosten WR (Ann.) 200 EUR/kWp Pacht 0,0% EUR Finanzierung
Steig. WR Kosten 2,0% p.a. Tarif Über Gesellschaftereinlagen 100 %
WR-Tausch am Beginn J12 4.973 EUR Einspeise-Tarif (OeMAG) 0,276 EUR/kWh Aufw andsentschäd. GF 800 p.a.
Umbau auf Überschusseinspeisung Einspeise-Stromtar. netto (Ann.) 0,08 EUR/kWh Steig Auw andsentschäd. 2,0% p.a.
Durchführung am Beginn J14 14,0 Einspeisetar. Schule netto (Ann.) 0,12 EUR/kWh Rücklagen (% Gesamtinvest.) 15,0%
Kosten pro Anlage (Ann.) 2.000,0 EUR Übersch.einsp. ab J 14 (Ann.) 80% p.a. Rücklagen (EUR) 4.238 EUR
Kosten für Umbau 2.000,0 EUR Eigenverbr. Schule ab J 14 (Ann.) 20% p.a. Laufzeit Beteiligung 25 Jahre
Laufzeit Anlage 25 Jahre
Jahre Kapital-zufluss
Investition Strom-ertragin kWh
Erlöse Strom-verkauf
Laufende Kosten
WR-Tausch; Umbau
Aufwands-entschäd.
GF
Einzahlungs-überschüsse
(Erlöse - Kosten)
vor Steuer
Diskontierte Einzahlungs-überschüsse
Kumulierte diskontierte Einzahlungs- überschüsse
0 28.250 -28.250 0 0 0
1 20.000 5.520 -565 -800 4.155 4.034 4.034
2 19.840 5.476 -576 -816 4.084 3.849 7.883
3 19.681 5.432 -588 -832 4.012 3.671 11.555
4 19.524 5.389 -600 -849 3.940 3.501 15.055
5 19.368 5.345 -612 -866 3.868 3.337 18.392
6 19.213 5.303 -624 -883 3.796 3.179 21.571
7 19.059 5.260 -636 -901 3.723 3.027 24.598
8 18.907 5.218 -649 -919 3.650 2.882 27.479
9 18.755 5.176 -662 -937 3.577 2.742 30.221
10 18.605 5.135 -675 -956 3.504 2.607 32.828
11 18.456 5.094 -689 -975 3.430 2.478 35.306
12 18.309 5.053 -703 -4.973 -995 -1.617 -1.134 34.171
13 18.162 5.013 -717 -1.015 3.282 2.235 36.406
14 18.017 2.051 -731 -2.000 -1.035 -1.715 -1.134 35.272
15 17.873 2.075 -746 -1.056 274 176 35.448
16 17.730 2.100 -760 -1.077 263 164 35.612
17 17.588 2.125 -776 -1.098 251 152 35.764
18 17.447 2.150 -791 -1.120 239 140 35.904
19 17.308 2.175 -807 -1.143 226 129 36.033
20 17.169 2.201 -823 -1.165 213 118 36.150
21 17.032 2.227 -840 -1.189 199 107 36.257
22 16.896 2.254 -856 -1.213 185 96 36.354
23 16.760 2.280 -873 -1.237 170 86 36.440
24 16.626 2.307 -891 -1.262 155 76 36.516
25 16.493 2.335 -909 -1.287 139 66 36.582
454.819 94.694 -18.097 -6.973 -25.624 43.999 36.582
Kapitalw ert nach 25 Jahren 36.582
4. Beispielprojekte
-- 64--
Abb. 3: Kumulierte diskontierte Einzahlungsüberschüsse (= Kapitalwerte) beim
GesbR Modell in der Gemeinde Weyer; Kapitalwerte vor Steuern und
Gewinnausschüttung über die Laufzeit von 25 Jahren (Kalkulationszinssatz 3%); 1
Dachanlage; Nennleistung insgesamt 20 kWp. Annahmen: Keine vorzeitige
Kapitalrückzahlung an die Gesellschafter; keine Investitionen in neue Projekte
(Quelle: eigene Berechnung).
Der Kapitalwert (vor Steuern; bei einem Kalkulationszinssatz von 3%) ist nach der
Laufzeit von 25 Jahren deutlich positiv (36.582). Abbildung 3 zeigt den Verlauf der
kumulierten diskontierten Einzahlungsüberschüsse über 25 Jahre. Der Kapitalwert
steigt in den ersten 11 Betriebsjahren kontinuierlich an (auf etwa 35.300). Aufgrund
des Wechselrichtertausches im 12. Betriebsjahr und dem Umbau auf
Überschusseinspeisung im 14. Betriebsjahr entstehen in diesen Jahren Verluste für
das Projekt (von insgesamt 3.300 EUR nominal). Ab dem 15. Betriebsjahr steigt der
Kapitalwert jährlich nur noch leicht bis zum Ende der Laufzeit an.
Aufgrund der hohen Ökostromeinspeisetarife der OeMAG (0,276 ct/kWh) und der
relativ niedrigen Investitionskosten (1.400 EUR/kWp Systemkosten) amortisiert sich
die Anlage nach etwa 7,5 Jahren (die nominalen kumulierten
Einzahlungsüberschüsse sind ab dem 8. Betriebsjahr positiv).
Ab dem 15. Betriebsjahr ergeben sich nur noch geringe jährliche Gewinne, wobei
das Risiko des Anlagenbetriebs aber weiterhin bestehen bleibt.
4. Beispielprojekte
-- 65--
Die Verluste in den Betriebsjahren 12 und 14 könnten unter Umständen mit
etwaigen Gewinnen der Gesellschafter aus anderen Projekten der GesbR
gegenverrechnet werden, um die Steuerlast der Gesellschafter zu reduzieren. Diese
Verluste könnten unter Umständen durch geringere Gewinnausschüttungen (und
dadurch Bildung von Rücklagen) in den Betriebsjahren 1 bis 11 vermieden werden.
4.3.1.4 Ertragsberechnung aus Sicht eines Gesellschafters
Für die Ertragsberechnung wird eine vollständige Ausschüttung der jährlichen
Gewinne an die Gesellschafter angenommen.
Es wird angenommen, dass 15 % des Einlagenkapitals (insgesamt etwa 4.200
EUR) als Rücklage für Wartungs- und Reparaturkosten einbehalten werden,
wodurch es im ersten Betriebsjahr zu keinen Auszahlungen an die Kommanditisten
kommt. Diese Rücklagen werden am Laufzeitende ausgeschüttet.
Für die Einkommensteuer der Gesellschafter wird ein Grenzsteuersatz von 43,214%
angenommen (und von einem jährlichen Einkommen der Gesellschafter von 25.000
EUR bis 60.000 EUR ausgegangen). Bei der Ermittlung der Einkommensteuerbasis
werden der Veranlagungsfreibetrag von 730 EUR und die Einschleifregelung bis
1.460 EUR berücksichtigt.
Tabelle 5: Ertrag aus Sicht der Gesellschafter beim GesbR Modell in der Gemeinde
Weyer; nach einer Laufzeit von 25 Jahren. Einlagesumme 5.000 EUR; 17,7% Anteil
am Einlagekapital (Quelle: eigene Berechnung).
Annahmen
Projektrücklagen (% Gesamtinvest.) 15%
Projektrücklagen (EUR) 4.238 EUR
Keine Ausschüttung im Jahr 1
Ausschüttung Rücklagen im Jahr 25 (Annahme)
Beteiligungssumme 5.000 EUR
Anteil am Einlagekapital 17,7%
Veranlagungsfreibetrag 730 EUR
Einkommensteuer (Ann.) 43,2%
Laufzeit (Ann.) 25 Jahre
Interne Kapitalverzinsung (nach 13 J) 5,92% EUR
Kapital nach 13 J (nominal) 7.877 EUR
Rückzahlung je 1000 EUR (nominal) 1.575 EUR
Über die Laufzeit von 25 Jahren haben die Gesellschafter bei einer Einlage von
5.000 EUR ein Kapital von 7.877 EUR erhalten; das entspricht einer internen
4. Beispielprojekte
-- 66--
Kapitalverzinsung (nach Steuer) von 5,92%. Pro investierten 1.000 EUR ergibt sich
eine Rückzahlung von 1.575 EUR.
Ausstieg nach 13 Jahren Bei Ausscheiden eines Gesellschafters durch ordentliche Kündigung am Ende des
13. Betriebsjahrs wird je Prozent seiner Einlage eine Abfindung von 15 EUR;
ausbezahlt bei Ausscheiden am Ende des 14. Jahres 10 EUR je Prozent seiner
Einlage; bei Ausscheiden nach dem 14. Jahr wird keine Abfindung mehr ausbezahlt
(Ramsmaier, persönliche Mitteilung).
Bei einem Ausstieg des Gesellschafters am Ende des 13. Jahres ergeben sich bei
der gleichen Einlage von 5.000 EUR nur geringfügig geringere Erträge (nach
Steuer) als beim Ausstieg nach 25 Jahren:
Kapital nach 13 Jahren: 7.197 EUR
Interne Kapitalverzinsung: 5,67%
Rückzahlung pro 1.000 EUR Investition: 1.439 EUR
4.4 Kommanditgesellschaft (GmbH & Co. KG)
Für das Modell der Kommanditgesellschaft wird das Projekt der Ökoregion Kaindorf
in der Steiermark detailliert beschrieben und analysiert.
Im Folgenden werden zunächst einige wichtige Eckpunkte der
Bürgerbeteiligungsanlagen in Mureck (ebenfalls Steiermark) präsentiert, wobei auf
Angaben in der Literatur zurückgegriffen wird (Brandstetter und Haslinger, 2012;
Bachmann et al. 2012).
SEBA Mureck GmbH & Co. KG Kontakt: Ing. Karl Totter (Geschäftsführer SEBA Mureck GmbH & Co. KG),
Tel.: + 43 (0) 3472 / 3577-0; Email: [email protected]
Gemeinde: Mureck (Steiermark); ca. 1.600 Einwohner
Initiator / Betreiber: ÖkR Karl Totter
Standort: Freiflächenablagen
Errichtung: 2011 (1.050 kWp), 2012 (950 kWp)
Nennleistung gesamt: 2 MWp
Errichtungskosten (netto): 2,8 Mio EUR (für die Anlage mit 1.050 kWp)
Ökostromeinspeistarif (OeMAG): 25 ct/kWh (für die Anlage mit 1.050 kWp)
4. Beispielprojekte
-- 67--
Investitionsförderung: 800.000 EUR vom Land Steiermark (für die Anlage mit
1.050 kWp).
Stückelung: 1.000 EUR pro Anteil; Zeichnung zwischen 2 und 10 Anteilen
möglich.
Beteiligte: etwa 320 bis 350 Personen
Rückzahlung: 80% des Eigenkapitals über 20 Jahre plus jährliche
Gewinnauszahlung (das ergibt bei einer Einlage von 2.000 EUR eine
Rückzahlung von 80 EUR pro Jahr plus eine Gewinnbeteiligung von jährlich
etwa 100 EUR).
Zu bedenken bleibt hier, dass gesellschaftsrechtliche Beteiligungen – je nach
Ausgestaltung – zu einem prospektpflichtigen Angebot führen können. Nach
Dellinger (2012) sollten die Beteiligungsinitiativen allenfalls nur 149 Personen
angeboten oder das Gesamtemissionsvolumen auf unter 100.000 EUR beschränkt
bleiben (nähere Information zur Prospektpflicht im Kapitel Bankwesen- und
Kapitalmarktgesetz in Anhang 3).
4.4.1 Ökoregion Kaindorf, Steiermark
Die im April 2007 gegründete Ökoregion Kaindorf liegt im Bezirk Hartberg in der
Steiermark und ist ein vereinsrechtlicher Zusammenschluss von engagierten
Bürgern der Gemeinden Dienersdorf, Ebersdorf, Hartl, Hofkirchen, Kaindorf und
Tiefenbach.
Größe aller 6 Gemeinden:ca. 5.500 Einwohner
Initiatoren / Betreiber: Ökoregion Kaindorf GmbH & Co. KG. Betreiber der Anlage
ist die Kommanditgesellschaft (KG).
Die GmbH Ökoregion Kaindorf wurde im Juli 2011 vom Verein Ökoregion Kaindorf
für die Umsetzung von größeren Aktivitäten gegründet. Die Kommanditgesellschaft
(KG) wurde eigens für das Photovoltaik-Bürgerbeteiligungsprojekt ins Leben
gerufen. Die bereits bestehende GmbH wurde zur Komplementärin der KG.
Kontakt: Ing. Mag. Karl Gerngroß, KARMA Consulting GmbH
Tel.: 03333 – 3902; Email: [email protected]
Die folgende Projektbeschreibung orientiert sich, sofern nicht anders ausgewiesen,
an den Angaben von Herrn Gerngroß (persönliche Mitteilungen, 29.4.2013).
4. Beispielprojekte
-- 68--
4.4.1.1 Ausgangslage
Die sechs oben genannten Gemeinden wollen gemeinsam einen ökologischen und
nachhaltigen Weg beschreiten und als Ökoregion Kaindorf in möglichst kurzer Zeit
eine Vorbildregion werden, die eine ökologische Kreislaufwirtschaft betreibt und sich
weitestgehend mit erneuerbarer Energie selbst versorgt. In weiterer Folge will die
Region z.B. durch Humusaufbau und andere CO2-bindende Maßnahmen eine
möglichst CO2 neutrale Entwicklung erreichen. Insgesamt wird zu 8
Schwerpunktthemen gearbeitet: Heizen/Strom, Mobilität, Wohnbau und Sanierung,
Landwirtschaft und Humusaufbau, Abfallwirtschaft, Energie-Sparmaßnahmen,
Kaufverhalten und Bewusstseinsbildung, Finanzierungskonzepte.
Bei der Suche nach einer geeigneten Rechts- und Organisationsform wurden
verschiedene Varianten (Sale-and-Lease-back, Sparbuchmodell, Genossenschaft)
geprüft. Bewusstseinsbildung für Umweltanliegen, sowie eine ausgewogene
Verteilung des wirtschaftlichen und unternehmerischen Risikos waren wichtige
Kriterien für die Auswahl des Modells der GmbH & Co. KG.
Das GmbH & Co. KG Modell wird von allen 6 Gemeinden der Ökoregion Kaindorf
per Gemeinderatsbeschluss mitgetragen. Die Abwicklung und Vermarktung des
Modells wurde mit der Finanzmarktaufsicht abgesprochen, um eine etwaige
Prospektpflicht nach dem Kapitalmarktgesetz zu vermeiden (siehe Kapitel
Bankwesen- und Kapitalmarktgesetz in Anhang 3). Der Adressatenkreis wurde
nachweislich auf unter 150 Personen beschränkt, das „Angebot“ wurde zunächst
nur sehr vage ohne Angabe von Projektvolumen und Renditen in regionalen Medien
beworben. Interessenten wurden dann persönlich zu einer
Informationsveranstaltung eingeladen, in der die Details des Angebots und
Wirtschaftlichkeitsberechnungen des Projektes präsentiert wurden. Die Teilnehmer
hatten danach etwa vier Wochen Zeit ihre Teilnahme mit Unterzeichnung der
Satzung zu fixieren. Danach erfolgte die erste Gründungsversammlung mit 42
Beteiligten.
4.4.1.2 Kurzbeschreibung der Anlagen
3 Dachanlagen (2 Veranstaltungshallen, 1 Schule): 2 Anlagen mit je 20 kWp
laufen bereits, 1 Anlage mit etwa 60 kWp wird zurzeit errichtet (Stand März
2012).
Für die Berechnungen wird vereinfachend davon ausgegangen, dass alle drei
Anlagen zum selben Zeitpunkt in Betrieb gehen.
Nennleistung gesamt: 100 kWp
4. Beispielprojekte
-- 69--
Spezifische Leistung (kWh/KWp): 1.000 kWh/kWp (Annahme); Die Betreiber
rechnen allerdings mit einer um etwa 8% höheren spezifischen Leistung von
etwa 1.080 kWh/kWp im ersten Jahr.
Degradation der Module: 0,8% p.a.
Spezifische Errichtungskosten (netto): 1.400 EUR/kWp. Es werden europäische
Module verwendet.
Errichtungskosten gesamt (netto): 140.000 EUR
Von den Kommanditisten wurden insgesamt 164.000 EUR an Kapital eingezahlt;
davon wurden einstweilen 24.000 EUR auf einem Sparbuch angelegt, als
Kapital für künftige Investitionen in neue Projekte. In den Berechnungen werden
jedoch nur die 140.000 EUR berücksichtigt.
Betriebskosten: 5% der Errichtungskosten; wobei hier neben
Anlagenversicherung, Stromzählergebühren, Verwaltungskosten und Reparatur-
Rücklagen auch die Kosten für den Tausch der Wechselrichter und den Umbau
auf Überschusseinspeisung über die Anlagenlaufzeit hineingerechnet wurden.
Verwertung des PV Stroms: Volleinspeisung mit dem Ökostrom-Einspeisetarif
der OeMAG (Resttopftarif) bis zum 13. Betriebsjahr. Ab Beginn 14. Betriebsjahr
wird mit einem Netto Einspeisetarif an einen Netzbetreiber von 6 ct/kWh
gerechnet.
2% Stromkostensteigerung pro Jahr (Annahme).
Konzepte für Eigenverbrauch und Überschusseinspeisung ab dem 14.
Betriebsjahr wurden von den Projektinitiatoren noch nicht näher erhoben.
Förderungen Ökostrom-Einspeisetarif (OeMAG):
o Für die beiden 20 kWp Anlagen (Ökostromverordnung 2012;
Aufdachanlagen 5-20 kWp): 27,6 ct/kWh (40 kWp)
o Für die 60 kWp Anlage: (Ökostromverordnung 2011, Aufdachanlagen größer
20 kWp): 33 ct/kWh
Investitionsförderung: Keine
Beteiligungsmodell Modell: GmbH & Co. KG.
Zielgruppe Teilhaber: Bürger der Ökoregion Kaindorf. Besonders Bürger ohne
eigene Dachflächen sollen die Möglichkeit bekommen, in Photovoltaik zu
investieren.
4. Beispielprojekte
-- 70--
Stückelung: Eine Beteiligung als Kommanditist ist ab 100 EUR möglich. Im
Gesellschaftsvertrag wurde festgehalten, dass kein Kommanditist mehr als 50%
der Anteile halten darf.
Beteiligte: 42 Kommanditisten (die niedrigste Beteiligung liegt bei 300 EUR pro
Person; die Höchste bei 12.000 EUR pro Person).
Übertragbarkeit / Ausstiegsmöglichkeiten: In den ersten 5 Jahren sind kein
Ausstieg der Kommanditisten und keine Ausschüttung des eingezahlten Kapitals
möglich. Danach können ein Ausstieg sowie ein Wechsel von Kommanditisten
jeweils zu Jahresende erfolgen. Die Auszahlung an die Kommanditisten bei
Vertragsausstieg wird über die Ermittlung des Unternehmenswertes
(Substanzwert, Zukunftserfolgswert) durch ein Fachgutachten der Kammer für
Wirtschaftstreuhänder in Wien bestimmt. Die Anteile sind handelbar und
vererbbar.
Form der Rückzahlung: Keine fixe Verzinsung. Die Gewinnausschüttung erfolgt
jährlich. Zuerst erhält der Komplementär (GmbH) seinen Gewinnanteil bzw. ein
Haftungsentgelt.
Anschließend wird der restliche Gewinn unter den Kommanditisten ihrer
Beteiligung entsprechend aufgeteilt. Dabei werden 50% des Gewinns
automatisch ausgeschüttet, über die Ausschüttung oder Thesaurierung der
restlichen 50% des Gewinns wird auf Basis eines qualifizierten
Mehrheitsbeschlusses in der Generalversammlung entschieden.
Laufzeit des Beteiligungsmodells: 25 Jahre (Annahme).
Kosten für das Beteiligungsmodell:
Kosten für die Errichtung der Kommanditgesellschaft (KG): 2.000 EUR
Für die Geschäftsführung der GmbH wird dem Projekt eine
Aufwandsentschädigung von jährlich 1.000 EUR verrechnet.
Die Kosten für die Aufwandsentschädigung steigen um 2% p.a. (Annahme)
Pachtzahlungen: Symbolische Beträge von 150 EUR/Dach und Jahr.
Steigerung von 2% p.a. (Annahme)
Es wurde ein Fruchtgenussrechtsvertrag mit der jeweiligen Gemeinde auf 30
Jahre abgeschlossen der auch im Grundbuch verankert ist, um über die Laufzeit
von 30 Jahren eine vorzeitige Kündigung des Pachtvertrages von Seiten des
Verpächters (der jeweiligen Gemeinde) ohne Zustimmung des Pächters zu
vermeiden.
Verzinsung: Keine fixe Verzinsung.
4. Beispielprojekte
-- 71--
Steueraspekte: Die GmbH & Co. KG ist unternehmerisch tätig und damit
vorsteuerabzugsberechtigt.
Die Gewinne der GmbH sind mit 25% körperschaftssteuerpflichtig; eine etwaige
Ausschüttung an die Gesellschafter der GmbH unterliegt der Kapitalertragssteuer
(25%). Die Mindestkörperschaftssteuer wurde in den Berechnungen nicht
berücksichtigt.
Die jährlichen Gewinne der Kommanditisten unterliegen der Einkommenssteuer,
sofern die Kommanditisten natürliche Personen sind. Für Personen die nur über
Einkommen aus nichtselbständiger Tätigkeit verfügen sind diese Einkünfte
einkommenssteuerfrei, sofern sie jährlich 730 EUR nicht übersteigen. Darüber
hinaus gibt es eine Einschleifregelung bis 1.460 EUR und erst danach die volle
Einkommenssteuerpflicht zum Grenzsteuersatz (Veranlagungsfreibetrag; siehe
Seite 194 in Anhang 3).
Die Aufwandsentschädigung an die Geschäftsführung der GmbH vermindert als
Betriebskosten die Steuerbasis für die GmbH und die Kommanditisten.
Die Photovoltaikanlage wird auf 20 Jahre abgeschrieben. Vereinfachend wird für
den Wechselrichtertausch keine Abschreibung angenommen.
Der Verkauf von Strom an die OeMAG bzw. einen Netzbetreiber unterliegt der
Umsatzsteuer von 20%. Da die GmbH & Co. KG als Unternehmer auftritt, kann die
Umsatzsteuer beim Stromverkauf an die OeMAG oder einen Netzbetreiber
verrechnet und schließlich an das Finanzamt abgeliefert werden.
Finanzierung: Die Anlagen werden zu 100% über die GmbH & Co. KG finanziert.
Sichtbarkeit: Das Projekt wurde als Modell im Rahmen von insgesamt etwa 30
Veranstaltungen an die interessierte Öffentlichkeit präsentiert. Vertragsunterlagen
und Wirtschaftlichkeitsberechnungen können von Interessenten für eine
Schutzgebühr von 500 EUR erworben werden.
Erfolgsfaktoren: Es braucht ein bis drei engagierte Personen die das Projekt in die
Hand nehmen und „mit der Sorgfalt eines ordentlichen Kaufmanns“ vorantreiben
(Ausgestaltung der Verträge, Wirtschaftlichkeitsberechnungen; Abklärung mit der
Finanzmarktaufsicht, Projektabwicklung, etc.). Dazu ist auch sehr viel
ehrenamtliches Engagement erforderlich.
Pläne für die Zukunft: Die GmbH & Co. KG der Ökoregion Kaindorf ist auch in
Zukunft auf der Suche nach geeigneten Flächen für Photovoltaikanlagen und plant,
4. Beispielprojekte
-- 72--
auf Basis von Beschlüssen der Generalversammlung, thesaurierte Mittel in weitere
Projekte zu investieren. Allerdings werden die OeMAG Ökostromeinspeisetarife
(Deckelung des Volumens, Tarifhöhe) als limitierende Faktoren für künftige
Investitionen gesehen.
4. Beispielprojekte
-- 73--
4.4.1.3 Ertragsberechnung aus Projektsicht (vor Steuer und Gewinnausschüttung); dynamische Investitionsrechnung
Ökoregion Kaindorf (Steiermark)Gmbh & Co KG ModellInvestitionen Daten zur Anlage Wirtschaftliche Eckdaten
Spez. Investkosten netto 1.400 EUR/kWp Anlagenleistung (3 Anlagen) 100 kWp Kalkulationszinssatz 3,0% p.a.
Gesamt. Investk. Netto 140.000 EUR netto Anzahl Anlagen 3 Steig. Betriebsk 2,0% p.a.
Kosten Beteiligungsmodell 2.000 EUR Spez. Ertrag (Ann.) 1.000 kWh/kWp Steig. Stromk. 2,0% p.a.
Sonstige Kosten / Rücklagen EUR Ertrag im J 1 100.000 kWh Körperschaftssteuer 25,0%
Invest. Förderung EUR Degradation (Ann.) 0,8% p.a. Abschreibungsdauer PV Anlage 20 Jahre
Gesamtinvestition 142.000 EUR Laufende Kosten, Rücklagen Finanzierung
Versicher., Wartung, WR Tausch 5% Invest.kosten Über GmbH & Co KG Modell 100,0% %
Tarif Pacht (für 3 Anlagen) 450 EUR p.a. Gew innausschütt. KG (Ann.) 100,0% p.a.
Einspeise-Tarif (OeMAG) 40 kWp 0,276 EUR/kWh Pachtkostensteig. (Ann.) 2,0% p.a. Laufzeit Beteiligung (Ann.) 25 Jahre
Einspeisetarif (OeMAG) 60 kWp 0,33 EUR/kWh Aufw andsentschäd. GF GmbH 1.000,0 EUR p.a. Laufzeit Anlage (Ann.) 25 Jahre
20 kWp Anlagen (2 Stück) 40 kWp
60 kWp Anlage (1 Stück) 60 kWp
Einspeise-Stromtar. netto (Ann.) 0,06 EUR/kWh
Übersch.einsp. ab J 14 (Ann.) 100% p.a.
Jahre Kapital-zufluss
Investition Stromertragin kWh
Erlöse Strom-verkauf
Laufende Kosten (inkl. WR Tausch, Rücklagen)
Pachtkosten Aufwands-entschäd. GF GmbH
Einzahlungs-überschuss
(Erlöse - Kosten) vor Steuern
Diskontierte Einzahlungs-überschüsse
Kumulierte diskontierte Einzahlungs
-überschüsse
0 142.000 -142.000 0 0 0
1 100.000 30.840 -7.100 -450 -1.000 22.740 22.078 22.078
2 99.200 30.593 -7.242 -459 -1.020 22.331 21.049 43.127
3 98.406 30.349 -7.387 -468 -1.040 21.921 20.061 63.188
4 97.619 30.106 -7.535 -478 -1.061 21.510 19.111 82.299
5 96.838 29.865 -7.685 -487 -1.082 21.097 18.199 100.498
6 96.063 29.626 -7.839 -497 -1.104 20.683 17.322 117.820
7 95.295 29.389 -7.996 -507 -1.126 20.267 16.479 134.299
8 94.533 29.154 -8.156 -517 -1.149 19.850 15.669 149.968
9 93.776 28.921 -8.319 -527 -1.172 19.430 14.892 164.860
10 93.026 28.689 -8.485 -538 -1.195 19.009 14.144 179.004
11 92.282 28.460 -8.655 -549 -1.219 18.586 13.427 192.431
12 91.544 28.232 -8.828 -560 -1.243 18.161 12.738 205.169
13 90.811 28.006 -9.005 -571 -1.268 17.733 12.076 217.244
14 90.085 6.992 -9.185 -582 -1.294 -3.486 -2.305 214.939
15 89.364 7.075 -9.368 -594 -1.319 -3.613 -2.319 212.620
16 88.649 7.159 -9.556 -606 -1.346 -3.743 -2.332 210.288
17 87.940 7.243 -9.747 -618 -1.373 -3.876 -2.345 207.943
18 87.237 7.329 -9.942 -630 -1.400 -4.013 -2.357 205.586
19 86.539 7.416 -10.141 -643 -1.428 -4.153 -2.368 203.217
20 85.846 7.504 -10.343 -656 -1.457 -4.296 -2.379 200.839
21 85.160 7.593 -10.550 -669 -1.486 -4.444 -2.389 198.450
22 84.478 7.682 -10.761 -682 -1.516 -4.594 -2.398 196.052
23 83.802 7.773 -10.976 -696 -1.546 -4.749 -2.406 193.646
24 83.132 7.865 -11.196 -710 -1.577 -4.907 -2.414 191.232
25 82.467 7.959 -11.420 -724 -1.608 -5.070 -2.421 188.810
2.274.094 471.819 -227.415 -14.414 -32.030 212.374 188.810
Kapitalw ert nach 25 Jahren 188.810
4. Beispielprojekte
-- 74--
Abb. 4: Kumulierte diskontierte Einzahlungsüberschüsse (= Kapitalwerte) beim
GmbH & Co. KG Modell der Ökoregion Kaindorf; Kapitalwerte vor Steuern und
Gewinnausschüttung über die Laufzeit von 25 Jahren (Kalkulationszinssatz 3%)
beim GmbH & Co. KG Modell der Ökoregion Kaindorf; 3 Dachanlagen; Nennleistung
insgesamt 100 kWp. Annahmen: Keine vorzeitige Kapitalrückzahlung an die
Genossenschafter; keine Investitionen in neue Projekte (Quelle: eigene
Berechnung).
Der Kapitalwert (vor Steuern; bei einem Kalkulationszinssatz von 3%) ist nach der
Laufzeit von 25 Jahren deutlich positiv (188.810). Abb. 4 zeigt den Verlauf der
kumulierten diskontierten Einzahlungsüberschüsse über 25 Jahre. Am Ende der
Laufzeit der OeMAG Ökostromeinspeisetarife erreicht der Kapitalwert im 13.
Betriebsjahr mit etwa 217.00 sein Maximum. Danach ergeben sich auf Grund der
hohen laufenden Kosten (5% der Betriebskosten; Steigerung von 2% pro Jahr) und
der relativ niedrigen Einspeisetarife (6 ct/kWh; Stromkostensteigerung von 2% p.a.)
jährlich Verluste bis zum Ende der Laufzeit. Der Eigenverbrauch des
Photovoltaikstroms ab dem 14. Betriebsjahr könnte hier für zusätzliche Erträge über
die vermiedenen Stromkosten sorgen.
Aufgrund der hohen Ökostromeinspeisetarife der OeMAG (0,276 ct/kWh für 40 kWp
und 0,33 ct/kWh für 60 kWp) und der niedrigen Investitionskosten (1.400 EUR/kWp
Systemkosten) amortisiert sich die Anlagen nach etwa 6,5 Jahren (Gerngroß,
persönliche Mitteilung 6.5.2012; die nominalen kumulierten
Einzahlungsüberschüsse sind ab dem 7. Betriebsjahr positiv). Dafür ergeben sich
ab dem 14. Betriebsjahr nur noch jährliche Verluste, wobei das Risiko des
Anlagenbetriebs aber weiterhin bestehen bleibt. Diese Verluste in den
4. Beispielprojekte
-- 75--
Betriebsjahren 14 bis 25 könnten unter Umständen mit etwaigen Gewinnen der
Kommanditisten aus anderen Projekten der GmbH & Co. KG gegenverrechnet
werden, um die Steuerlast für die Kommanditisten zu reduzieren.
Die Gesamtbetriebskosten (5% der Investitionskosten; Wartung, Betrieb,
Wechselrichtertausch etc.) erscheinen sehr hoch (insgesamt 227.000 EUR nach 25
Betriebsjahren). Bei der Berechnung der Erträge für die Kommanditisten im
nächsten Kapitel wird davon ausgegangen, dass ein Teil dieser Betriebskosten als
Rücklagen nach 25 Jahren an die Kommanditisten ausgeschüttet wird.
4.4.1.4 Ertragsberechnung aus Sicht eines Kommanditisten
Für die Ertragsberechnung wird eine vollständige Ausschüttung der jährlichen
Gewinne (Erträge aus dem Stromverkauf minus Kosten für den Anlagenbetrieb,
Pacht und Aufwandsentschädigung für die Geschäftsführung der GmbH) an die
Kommanditisten angenommen.
Für die Einkommensteuer der Kommanditisten wird ein Grenzsteuersatz von
43,214% angenommen (und von einem jährlichen Einkommen der Kommanditisten
von 25.000 EUR bis 60.000 EUR ausgegangen). Bei der Ermittlung der
Einkommensteuerbasis werden der Veranlagungsfreibetrag von 730 EUR und die
Einschleifregelung bis 1.460 EUR berücksichtigt.
Am Ende der Laufzeit von 25 Jahren wird die Ausschüttung von nicht verwendeten
Rücklagen von 106.000 EUR angenommen. Diese Schätzung beruht auf folgenden
Überlegungen:
Gesamtbetriebskosten (5% der Investitionskosten) nach 25 Jahren: 227.000
EUR
Annahme für die realen Betriebskosten (2% der Investitionskosten) über 25
Jahre: 90.000 EUR.
Annahme für die Kosten für den Wechselrichtertausch (12. Betriebsjahr; 200
EUR/kWp; Kostensteigerung von 2% p.a.): 25.000 EUR.
Annahme für die Kosten für den Umbau auf Überschusseinspeisung (am Beginn
des 14. Betriebsjahres; 2.000 EUR pro Anlage): 6.000 EUR.
Rücklagen nach 25 Jahren: 106.000 EUR (227.000–90.000 – 25.000 – 6.000)
4. Beispielprojekte
-- 76--
Tabelle 6: Ertrag aus Sicht der Kommanditisten beim GmbH & Co. KG Modell der
Ökoregion Kaindorf; nach einer Laufzeit von 25 Jahren. Einlagesumme 10.000
EUR; 7,04% Anteil am Einlagekapital (Quelle: eigene Berechnung).
Ertrag aus Sicht eines Kommanditisten
Beteiligungssumme 10.000 EUR
Anteil am Einlagekapital 7,04%
Gew innausschütt. KG (Ann.) 100,0% p.a.
Veranlagungs-Freibetrag 730 EUR
Einkommensteuer (Ann.) 43,2143%
Laufzeit 25 Jahre
Ausschüttung Rücklagen nach 25 J (Ann.) 106.000 EUR
Ausschüttung Rücklagen gem. Beteiligung 7.465 EUR
Interne Kapitalverzins. nach Steuer (nach 25 J) 7,65% EUR
Kapital nach 25 J (nominal) 17.142 EUR
Rückzahlung je 1000 EUR (nominal) 1.714 EUR
Über die Laufzeit von 25 Jahren haben die Kommanditisten bei einer Einlage von
10.000 EUR ein Kapital von 17.142 EUR erhalten; das entspricht einer internen
Kapitalverzinsung (nach Steuer) von 7,65%. Pro investierten 1.000 EUR ergibt sich
eine Rückzahlung von 1.714 EUR.
Zu bedenken bleibt aber, dass das Projekt ab dem 14. Betriebsjahr jährlich Verluste
schreibt; auf Grund der hohen Betriebskosten (5% der Investitionskosten) bei einem
Einspeisetarif von 6 ct/kWh (Stromkostensteigerung von 2% p.a.). Um die jährlichen
Verluste zu vermeiden, könnten die Rücklagen bereits ab dem 10. Betriebsjahr
zurückbezahlt werden.
Im Vergleich zu einer Sparbuchverzinsung von 3% ist die Investition in das Projekt
hochrentabel. Der Kapitalwert bei einem Kalkulationszinssatz von 3% ist nach 25
Jahren deutlich positiv bei etwa 3.500 (siehe Abb. 5 unten).
4. Beispielprojekte
-- 77--
Abb. 5: Kumulierte diskontierte Einzahlungsüberschüsse (= Kapitalwerte) nach
Steuern beim GmbH & Co. KG Modell der Ökoregion Kaindorf; über die Laufzeit von
25 Jahren (Kalkulationszinssatz 3%); Einlagesumme des Kommanditisten 10.000
EUR; 7,04% Anteil am Einlagekapital (Quelle: eigene Berechnung).
4.5 Genossenschaft
Für das Genossenschaftsmodell wurden folgende eingetragenen Genossenschaften
(eGen) untersucht: die „Allmenda Social Business eGen“ in Vorarlberg sowie die
„Mit der Sonne eGen“ in der Steiermark.
Im Folgenden werden wichtige Eckdaten für die Photovoltaikanlage der Allmenda
Genossenschaft präsentiert. Das Genossenschaftsbeispiel „Mit der Sonne“ wird
anschließend detailliert beschrieben und analysiert.
Allmenda Social Business eGen (Dornbirn, Vorarlberg) Die Allmenda Social Business eG ist ein Leistungsnetzwerk von
Innovationsberatern, IT- und Medienprofis, die über eine Genossenschaft Produkte
und Dienstleistungen anbieten. Als Social Business fühlt sich die Allmenda dem
Gemeinwohl verpflichtet; Gewinne werden in neue Projekte reinvestiert. Thematisch
arbeitet diese Genossenschaft in den Feldern Regionalmärkte, Regionalwährungen,
Informatik, Cloud Hosting und bürgerfinanzierte Energieanlagen.
Kontakt: Günter Lenz, Lenz Consulting
Tel.: (+41) (0)71 508 04 14; Email: [email protected]
Internet: http://www.allmenda.com/
4. Beispielprojekte
-- 78--
Genossenschaftsverband: Österreichischer Genossenschaftsverband Schulze-
Delitzsch (ÖGV)
Größe der Gemeinde: Stadt Bregenz; etwa 28.000 Einwohner
Initiatoren / Betreiber: Allmenda Social Business eGen
Standort: Bauhof Bregenz
Errichtung: 2012
Nennleistung gesamt: 40 kWp
Errichtungskosten (netto): 90.000 EUR (inklusive Kosten für Planung,
Ausschreibung und Vermarktung; die Investitionsförderungvon 200 EUR/kWp
der Stadt Bregenz ist in den Errichtungskosten bereits berücksichtigt)
Spezifische Investitionskosten: 2.250 EUR/kWp
Ökostromeinspeistarif (OeMAG): 23 ct/kWh
Stückelung: 1.000 pro Baustein
Beteiligte: 40 beteiligte Genossenschafter. Die Allmenda Genossenschaft hat
insgesamt etwa 110 Mitglieder. Der Verein Talente-Tauschkreis, aus dem die
Genossenschaft hervorgegangen ist, hat etwa 1800 Mitglieder. Es gibt etwa 350
Betriebe die Talente (Regionalwährung; V-Taler) annehmen
Rückzahlung: Rendite auf das eingesetzte Kapital von 1% p.a., 30% der
Genossenschafter verzichteten auf eine Rendite. Auszahlung der Rendite zu
88% in EUR und zu 12% in Talenten.
4.5.1 Eingetragene Genossenschaft „MdS - Mit der Sonne eGen“
Gemeinde: Judendorf-Straßengel (Steiermark)
Größe der Gemeinde: ca. 5.700 Einwohner
Initiator: Roland Seepacher
Kontakt: Roland Seepacher (Obmann der Genossenschaft);
Mob.: +43 650 6282001; Email: [email protected] oder
Die folgende Projektbeschreibung orientiert sich, sofern nicht anders angegeben, an
den Angaben von Herrn Seepacher.
4.5.1.1 Ausgangslage
Das Projekt wurde im April 2010 gestartet; mit der Suche nach einer geeigneten
Dachfläche und einer ersten Informationsveranstaltung für interessierte Bürger.
4. Beispielprojekte
-- 79--
Anfang 2011 erfolgte die erste Grobplanung für die Anlage, das Einholen von
Angeboten für die Errichtung der Anlage sowie der Baubescheid und die
Einreichung für eine Ökostromeinspeisetarif bei der OeMAG.
Im September 2011 wurde ein Ökostromeinspeisetarif von der OeMAG
zugesprochen. Im Dezember 2011 erfolgte der Antrag auf Aufnahme des Projektes
in den Genossenschaftsverband (Raiffeisenverband Steiermark).In den folgenden
Monaten unterstützte der Raiffeisenverband bei Erstellung der Satzung, den
Wirtschaftlichkeitsberechnungen sowie bei der Gründung. Im Juni 2012 erfolgte die
Eintragung der Genossenschaft ins Firmenbuch sowie die Gründungsversammlung
der Genossenschaft mit 56 Mitgliedern. Die Anlage wurde im September 2012 zum
Teil gemeinschaftlich errichtet.
4.5.1.2 Kurzbeschreibung der Anlage
Eine Dachanlage (Freiwillige Feuerwehr): 20 kWp
(85 Module, polykristallin von PV-Products aus der Steiermark; Wechselrichter
Diehl AKO Platinum 22000 TLD; Unterkonstruktion Hilti
Flachdachmontagesystem)
Spezifische Leistung (kWh/KWp): 1000 kWh/kWp (Annahme)
Degradation der Module: 0,8% p.a. (Annahme)
Spezifische Errichtungskosten (netto): 1.600 EUR/kWh
Errichtungskosten gesamt (netto): 32.000 EUR
Betriebskosten: 2% der Errichtungskosten (Annahme)
Wechselrichtertausch: Am Beginn des 12. Betriebsjahres (Annahme); bei
angenommenen Wechselrichterkosten von 200 EUR/kWp und einer
Kostensteigerung von 2% pro Jahr (Annahme)
Verwertung des PV Stroms: Volleinspeisung mit dem Ökostrom-Einspeisetarif
der OeMAG (Resttopftarif) bis zum 13. Betriebsjahr.
Ab Beginn 14. Betriebsjahr Überschusseinspeisung, bei einem angenommenen
Eigenverbrauch von 20% (Annahme).
Vergütung für den Bezug des Photovoltaikstroms (20% der Stromproduktion): 12
ct/kWh (Annahme)
Einspeisetarif für Stromverkauf (80% der Produktion) an einen Netzbetreiber
netto: 8 ct/kWh (Annahme)
Stromkostensteigerung pro Jahr: 2%
Umbau auf Überschusseinspeisung: am Beginn des 14. Betriebsjahres bei
geschätzten Kosten von 2.000 EUR (sehr großzügige Annahme; Seepacher
4. Beispielprojekte
-- 80--
rechnet hier mit deutlich geringeren Kosten von etwa 500 EUR; Seepacher,
persönliche Mitteilung)
Nur ein paar Kabel im Zählerkasten umschließen und Austausch der 2 Zähler
auf einen Neuen
Pachtkosten: Keine; Pachtvertrag mit der Gemeinde
Förderungen Ökostrom-Einspeisetarif (OeMAG): 29,45 ct/kWh (es wurden Abschläge
akzeptiert)
Investitionsförderung: keine (Annahme)
Beteiligungsmodell Modell: eingetragene Genossenschaft (eGen)
Organisationsaufbau: für die Funktionen des Vorstands und Aufsichtsrates
konnten engagierte Bürger gefunden werden. Sämtliche Funktionen werden auf
ehrenamtlicher Basis ausgeführt.
Zielgruppe Anteilszeichner: Bürger in Judendorf Straßengel und
Nachbargemeinden (Annahme)
Anteilszeichner: 56 Bürger; die Erzielung einer hohen Rendite steht bei den
Anteilszeichnern nicht im Vordergrund.
Mitbestimmung: „Ein Kopf, eine Stimme“. Jedes Genossenschaftsmitglied hat,
unabhängig von den Anteilen ein Auskunfts- und Stimmrecht in der
Generalversammlung.
Haftung: Für Mitglieder gilt die beschränkte, sogenannte einfache Haftung
(Annahme). Bei der Zeichnung eines Geschäftsanteils von 100 Euro verliert man
im schlimmsten Fall 200 Euro (100 Euro Einlage + Betrag im Rahmen einer
Haftungsverpflichtung).
Kosten pro Genossenschaftsanteil: 200 EUR
Stückelung: 1 bis maximal 25 Genossenschaftsanteile (Maximal 5.000 EUR
Investition). Für die Aufnahme in die Genossenschaft genügen ein Beschluss
des Vorstandes und die Zeichnung von mindestens einem
Genossenschaftsanteil. Danach wird das Mitglied in das Mitgliederregister
eingetragen.
Förderauftrag der Genossenschaft (Förderung des Erwerbs oder der Wirtschaft
ihrer Mitglieder): Energieproduktionsgenossenschaft (Gewinnbeteiligung an den
Erlösen aus dem Stromverkauf); Einkaufsgenossenschaft (wenn Mitglieder
selbst Photovoltaikanlagen kaufen und errichten wollen); Möglichkeit von
4. Beispielprojekte
-- 81--
vergünstigten Strombezugstarifen der Alpen Adria Energie - AAE - für die
Genossenschafter; Zugang zu Serviceleistungen wie Energieberatung und Car-
sharing (in Planung)
Form der Rückzahlung: Die Ausschüttung erfolgt in Form von Dividenden
gemäß der Höhe der Kapitaleinlage und auf Basis des Beschlusses der
Generalversammlung. In der Generalversammlung wird beschlossen, ob und in
welcher Höhe die Dividenden ausgeschüttet, Rücklagen gebildet oder
Investitionen in neue Anlagen und Projekte getätigt werden.
Für die Berechnungen wird eine Dividende von 2% p.a. auf das investierte
Kapital angenommen. Das Kapital wird bei Kündigung der Mitgliedschaft
zurückbezahlt.
Laufzeit des Beteiligungsmodells: auf unbestimmte Zeit. Für die Berechnungen
wird eine Laufzeit von 25 Jahren angenommen.
Ausstiegsmöglichkeit: Eine Kündigung der Mitgliedschaft ist zum Ende des
Geschäftsjahres möglich. Die Genossenschaftsanteile werden entweder an
andere Personen verkauft bzw. wird das eingesetzte Kapital von der
Genossenschaft innerhalb von längstens 5 Jahren an den Genossenschafter
zurückbezahlt(Sicherheitsklausel um Refinanzierungsrisiken einzudämmen).
Eine Übertragung von Genossenschaftsanteilen ist nur mit Zustimmung des
Vorstands möglich.
Kosten für das Beteiligungsmodell: Gründungskosten von 3.000 EUR; Die
Kosten für die jährliche Revision liegen bei etwa 300 EUR p.a. (Angaben
Seepacher).
Der Verwaltungsaufwand für die Genossenschaft ist relativ gering (regelmäßige
Sitzungen samt Protokollen; Führung eines Mitgliederregisters).
Steueraspekte: Die Genossenschaft ist als Unternehmen
vorsteuerabzugsberechtigt. Bei Kapitalmaßnahmen (z.B. Einzahlung der
Geschäftsanteile, Verlustabdeckung) fällt keine Gesellschaftssteuer an. Die
Genossenschaft ist körperschaftssteuerpflichtig (25 %); es besteht jedoch keine
Mindestkörperschaftssteuer. Die Auszahlungen (Gewinnausschüttung, Dividende,
Nachsteuergewinn) an die Genossenschafter unterliegen mit 25 % der
Kapitalertragsteuer, sofern es sich um natürliche Personen handelt (Gruber et. al,
2012).
Die Photovoltaikanlage wird auf 20 Jahre abgeschrieben (Annahme); für den
Wechselrichtertausch wird eine Abschreibungsdauer von 9 Jahren (Betriebsjahr 12
4. Beispielprojekte
-- 82--
– 20); für den Umbau auf Überschusseinspeisung eine Abschreibungsdauer von 7
Jahren (Betriebsjahr 14 – 20) angenommen.
Der Verkauf von Strom an die OeMAG bzw. einen Netzbetreiber unterliegt der
Umsatzsteuer von 20%. Da die Genossenschaft als Unternehmer auftritt, kann die
Umsatzsteuer beim Stromverkauf an die OeMAG oder einen Netzbetreiber
verrechnet und schließlich an das Finanzamt abgeliefert werden.
Finanzierung: Die Anlagen werden zu 100% über Genossenschaftsanteile
finanziert.
Sichtbarkeit: Die Mitglieder werden regelmäßig über den Ertrag der Anlage
informiert. Ertragsdaten können auch im Internet abgefragt werden:
http://01.MitderSonne.at.
Zukunft: Für 2013 sind eine weitere Photovoltaikanlage sowie die Entwicklung
eines Car-sharing Projektes geplant.
4. Beispielprojekte
-- 83--
4.5.1.3 Ertragsberechnung aus Sicht der Genossenschaft (dynamische Investitionsrechnung)
Gemeinde Judendorf-Straßengel; Eingetragene Genossenschaft (eGen)
Investitionen Daten zur Anlage Wirtschaftliche Eckdaten
Spez. Investkosten netto 1.600 EUR/kWp Anlagenleistung 20,00 kWp Kalkulationszinssatz 3,0% p.a.
Gesamt. Investk. Netto 32.000 EUR netto Anzahl Anlagen 1,0 Steig. Betriebsk 2,0% p.a.
Kosten Beteiligungsmodell 3.000 EUR Spez. Ertrag 1.000 kWh/kWp Steig. Stromk. 2,0% p.a.
Rücklagen EUR Ertrag im J 1 20.000 kWh Körperschaftssteuer 25,0%
Invest. Förderung EUR Degradation 0,8% p.a. Abschreibungsdauer PV Anlage 20 Jahre
Gesamtinvestition 35.000 EUR Laufende Kosten AfA WR Tausch (J12 - J20) 552,6 EUR p.a.
Wechselrichter (WR) -tausch Versicherung, Wartung Betrieb 2,0% Invest.kosten AfA Umb. Übersch. (J14-J20) 285,7 EUR p.a.
Spez. Kosten WR 200 EUR/kWp Pacht 0,0% EUR Finanzierung
Steig. WR Kosten 2,0% p.a. Tarif Über Genossenschaftsanteile 100 %
WR-Tausch am Beginn J12 4.973 EUR Einspeise-Tarif (OeMAG) 0,2945 EUR/kWh Dividende (Annahme) 2% p.a.
Umbau auf Überschusseinspeisung Einspeise-Stromtar. netto (Ann.) 0,08 EUR/kWh Anzahl Genossenschaftsanteile 175
Durchführung am Beginn J14 14,0 Vergüt. Direktverkauf netto (Ann.) 0,12 EUR/kWh Kosten pro Anteil 200 EUR
Kosten pro Anlage 2.000,0 EUR Übersch.einsp. ab J 14 (Ann.) 80% p.a. Kosten f. Revision (2% Steig. p.a.) 300 EUR p.a.
Kosten für Umbau 2.000,0 EUR Direktverkauf ab J 14 (Ann.) 20% p.a. Laufzeit Beteiligung (Ann.) 25 Jahre
Laufzeit Anlage (Ann.) 25 Jahre
Jahre Kapital-zufluss
Investition Strom-ertragin kWh
Erlöse Strom-verkauf
Laufende Kosten
Kosten Revision
WR-Tausch; Umbau
Einzahlungs-überschuss
(Erlöse - Kosten)
Ab-schreibung
Steuer-bemessung
Steuer (KÖSt. 25%)
Einzahlungs-überschuss nach Steuer
Dividende Genossen-
schafter(2% p.a.)
Einzahlungs-überschuss
nach Dividende
Diskontierte Einzahlungs-überschüsse
Kumulierte diskontierte Einzahlungs
-überschüsse
0 35.000 -35.000 0 0 0 0
1 20.000 5.890 -700 -300 4.890 -1.750 3.140 -785 4.105 -700 3.405 3.306 3.306
2 19.840 5.843 -714 -306 4.823 -1.750 3.073 -768 4.055 -700 3.355 3.162 6.468
3 19.681 5.796 -728 -312 4.756 -1.750 3.006 -751 4.004 -700 3.304 3.024 9.492
4 19.524 5.750 -743 -318 4.689 -1.750 2.939 -735 3.954 -700 3.254 2.891 12.383
5 19.368 5.704 -758 -325 4.621 -1.750 2.871 -718 3.904 -700 3.204 2.763 15.146
6 19.213 5.658 -773 -331 4.554 -1.750 2.804 -701 3.853 -700 3.153 2.641 17.787
7 19.059 5.613 -788 -338 4.487 -1.750 2.737 -684 3.803 -700 3.103 2.523 20.310
8 18.907 5.568 -804 -345 4.419 -1.750 2.669 -667 3.752 -700 3.052 2.409 22.719
9 18.755 5.523 -820 -351 4.352 -1.750 2.602 -650 3.701 -700 3.001 2.300 25.019
10 18.605 5.479 -837 -359 4.284 -1.750 2.534 -634 3.651 -700 2.951 2.196 27.215
11 18.456 5.435 -853 -366 4.216 -1.750 2.466 -617 3.600 -700 2.900 2.095 29.309
12 18.309 5.392 -870 -373 -4.973 -825 -2.303 -3.128 0 -825 -700 -1.525 -1.070 28.240
13 18.162 5.349 -888 -380 4.081 -2.303 1.778 -444 3.636 -700 2.936 1.999 30.239
14 18.017 2.051 -906 -388 -2.000 -1.243 -2.588 -3.831 0 -1.243 -700 -1.943 -1.284 28.955
15 17.873 2.075 -924 -396 756 -2.588 -1.833 0 756 -700 56 36 28.991
16 17.730 2.100 -942 -404 754 -2.588 -1.834 0 754 -700 54 34 29.024
17 17.588 2.125 -961 -412 752 -2.588 -1.836 0 752 -700 52 31 29.056
18 17.447 2.150 -980 -420 750 -2.588 -1.839 0 750 -700 50 29 29.085
19 17.308 2.175 -1.000 -428 747 -2.588 -1.841 0 747 -700 47 27 29.112
20 17.169 2.201 -1.020 -437 744 -2.588 -1.844 0 744 -700 44 25 29.136
21 17.032 2.227 -1.040 -446 741 741 -185 556 -700 -144 -77 29.059
22 16.896 2.254 -1.061 -455 738 738 -184 553 -700 -147 -77 28.982
23 16.760 2.280 -1.082 -464 734 734 -184 551 -700 -149 -76 28.907
24 16.626 2.307 -1.104 -473 730 730 -183 548 -700 -152 -75 28.832
25 16.493 2.335 -1.126 -483 726 726 -182 545 -700 -155 -74 28.758
454.819 99.280 -22.421 -9.609 -6.973 60.276 -41.973 -9.072 51.204 -17.500 33.704 28.758
Kapitalw ert nach 25 Jahren 28.758
4. Beispielprojekte
-- 84--
Abb. 6: Kumulierte diskontierte Einzahlungsüberschüsse (= Kapitalwerte) nach
Körperschaftssteuer beim Genossenschaftsmodell „Mit der Sonne eGen“; Laufzeit
25 Jahre; Kalkulationszinssatz 3%; 1 Dachanlagen; Nennleistung insgesamt 20
kWp. Annahme: Keine vorzeitige Kapitalrückzahlung an die Genossenschafter;
keine Investitionen in neue Projekte (Quelle: eigene Berechnung).
Der Kapitalwert (vor Steuern; bei einem Kalkulationszinssatz von 3%) ist nach der
Laufzeit von 25 Jahren deutlich positiv (28.700). Abb. 6 zeigt den Verlauf der
kumulierten diskontierten Einzahlungsüberschüsse über 25 Jahre. Der Kapitalwert
steigt in den ersten 11 Betriebsjahren kontinuierlich an (auf etwa 29.300). Aufgrund
des Wechselrichtertausches im 12. Betriebsjahr und dem Umbau auf
Überschusseinspeisung im 14. Betriebsjahr entstehen in diesen Jahren Verluste für
das Projekt. Ab dem 15. Betriebsjahr steigt der Kapitalwert jährlich nur noch leicht
bis zum Ende der Laufzeit an.
Die hohen Kapitalwerte kommen durch die relativ hohen Ökostromeinspeisetarife
der OeMAG (29,45 ct/kWh) und der relativ niedrigen Investitionskosten (1.600
EUR/kWp Systemkosten) zustande. Außerdem wird in der Berechnung
angenommen, dass in den 25 Betriebsjahren kein Kapital an Genossenschafter
zurückbezahlt bzw. keine Investitionen in neue Anlagen getätigt werden.
4. Beispielprojekte
-- 85--
4.5.1.4 Ertragsberechnung aus Sicht eines Genossenschafters
Für die Ertragsberechnung wird eine Kapitalrückzahlung am Ende der Laufzeit von
25 Jahren angenommen.
Die Genossenschafter erhalten jährlich eine Dividende von 2% p.a.; bei
Ausschüttung der Dividende wird die Kapitalertragssteuer abgezogen (25%).
Tabelle 7: Ertrag aus Sicht der Genossenschafter der eGen „mit der Sonne“; nach
einer Laufzeit von 25 Jahren. Einlagesumme 5.000 EUR; 2% p.a. Dividende vom
eingesetzten Kapital; Kapitalertragssteuer von 25%; Kapitalrückzahlung nach 25
Jahren (Quelle: eigene Berechnung).
Ertrag aus Sicht der GenossenschafterBeispiel: Ankauf von 25 Genossenschaftsanteilen zu je 200 EUR
Beteiligungssumme 5.000 EUR
Dividende p.a. (%) 2% p.a.
Dividende p.a. (EUR) 100 EUR p.a.
Anteil an Gesamtinvestition 14,3%
Rückzahlung Kapital im Jahr 25 (Ann.)
Kapitalertragssteuer 25% p.a.
Laufzeit 25 Jahre
Dividenden nach 25 J (nach KESt) 1.875 EUR
Kapital nach 25 J 6.875 EUR
Rückzahlung je 1000 EUR 1.375 EUR
Über die Laufzeit von 25 Jahren haben die Genossenschafter bei einer Einlage von
5.000 EUR ein Kapital von 6.875 EUR erhalten. Pro Investition von 1.000 EUR
ergibt sich eine Rückzahlung von 1.375 EUR.
Zu bedenken ist, dass sich aus der Mitgliedschaft an der Genossenschaft für die
Genossenschaft abseits der Dividende auch noch andere Vorteile ergeben (wie zum
Beispiel Zugang zu Energieberatung, Car-sharing; bessere Einkaufspreise für
Photovoltaikanlagen, etc.).
5. Fallstudie
-- 86--
5 Fallstudie
Gemeinde: Berg; Niederösterreich; ca. 730 Einwohner
Initiatoren / Betreiber: Gemeinde Berg
Kontakt: Andreas Hammer, Vizebürgermeister
Tel.: 02143/2371-0; Email: [email protected]
Die folgenden Angaben orientieren sich, sofern nicht anders ausgewiesen, an den
Gesprächen mit Herrn Vizebürgermeister Hammer sowie Herrn Wychera
(Professional Energy Services - PROFES).
Die Fallstudie gliedert sich in eine Beschreibung der Ausgangslage, der Definition
der Fragestellungen, der Darstellung der Ergebnisse sowie der Schlussfolgerungen
für die Umsetzung einer Beteiligungsinitiative in der Gemeinde Berg. Am Ende der
Fallstudie wird die aktuelle Situation des Projektes (Stand April 2013) kurz
dargelegt.
Wie in Kapitel 4 wird auch hier für etwaige Gewinne aus dem Anlagenbetrieb, die
nicht an die Beteiligten ausbezahlt werden, keine Verzinsung angenommen. Ein
etwaiger Gewinnfreibetrag, den natürliche Personen (Einzelunternehmen und
Personengesellschaften) bei betrieblichen Einkunftsarten steuerlich geltend machen
können, wird in den Berechnungen nicht berücksichtigt. Vereinfachend wird beim
Betrieb als Überschusseinspeisung die Absetzung für Abnutzung (AfA) nicht
betragsmäßig um den auf den Eigenverbrauch entfallenden Anteil gekürzt. Etwaige
Vorfinanzierungskosten (wenn zuerst die Anlage errichtet und erst danach die
Beteiligungsfinanzierung gestartet wird) sowie Kosten für den Abbau der Anlagen
am Ende der Laufzeit werden nicht berücksichtigt.
5.1 Ausgangslage
Berg ist seit 1999 Klimabündnisgemeinde und Mitglied der Klima- und
Energiemodellregion Römerland Carnuntum. Seit 2006 wurde von der Firma
PROFES (Professional Energy Services GmbH) in Berg ein Windpark (insgesamt
10 Windanlagen, Gesamtleistung 20 MW, Stromproduktion ca. 45.000 MWh pro
Jahr) errichtet. In der Gemeinde Berg läuft seit 2010 ein Agenda 21 Prozess, 2011
wurde im Rahmen einer Zukunftskonferenz mit ca. 60 Bürgerinnen und Bürgern
5. Fallstudie
-- 87--
wichtige zukunftsweisende Themen (unter anderem das Thema erneuerbare
Energie) für die Gemeinde Berg herausgearbeitet.
Am "Europäischen Tag der Sonne" wurden im Mai 2011 erste Ideen für
Photovoltaikanlagen auf gemeindeeigenen Flächen erörtert. Im Mai 2012 wurden
von der Gemeinde Berg mehrere Firmen zur Angebotslegung für die Errichtung von
3 Photovoltaikanlagen (mit einer Nennleistung von insgesamt 71,79 kWp) auf den
Dächern des Sammelzentrums, der freiwilligen Feuerwehr und des Kindergartens
Berg eingeladen. Nach Beendigung der Ausschreibung und Prüfung der Angebote
im Gemeinderat wurde der einstimmige Beschluss gefasst, die Firma PROFES
(Professional Energy Services GmbH, 2013) mit den Planungen und dem Bau der
Photovoltaikanlagen zu beauftragen. Am 1. Jänner 2013 wurden die 3 Anlagen bei
der Abwicklungsstelle für Ökostrom (OeMAG) eingereicht und in weiterer Folge der
Resttopftarif (18 ct/kWh) für alle 3 Anlagen zugesprochen.
Von Seiten der Gemeinde und einiger Bürger in Berg (Agenda 21 Gruppe) bestand
2012 das Interesse an Bürgerbeteiligungsmodellen für die Finanzierung von
Photovoltaikanlagen. Als möglichen Varianten für die Umsetzung wurden dabei
möglichst einfach umsetzbare Modelle, wie das Sale-and-Lease-back Modell bzw.
das Sparbuchmodell ins Auge gefasst. Wobei dem Sale-and-Lease-back Modell auf
Grund der direkteren Beteiligungsmöglichkeit für die Bürger (keine Bank zur
Finanzierung notwendig) der Vorzug gegeben wurde. Für Modelle, die über eine
GmbH & Co KG bzw. eine Genossenschaft abgewickelt werden, erschien der
Gemeinde der Gründungs- und Verwaltungsaufwand zu hoch; für ein Modell über
eine Gesellschaft bürgerlichen Rechts schienen die Voraussetzungen (starkes
persönliches Engagement einiger Bürger) in der Gemeinde nicht gegeben.
Für die Anlage am Kindergartendach (Nennleistung 10,29 kWp) wurde auch eine
Umsetzung mittels Überschusseinspeisung (mit Einspeisetarifen der Ökostrom AG -
Haushaltskraftwerke; und damit ohne Ökostromeinspeisetarif der OeMAG) überlegt.
5.2 Fragestellungen
5.2.1 Erträge für die Gemeinde und für die beteiligten Bürger
Wie gestalten sich die möglichen Erträge für die Gemeinde als Betreiber
(ausgedrückt durch den Kapitalwert am Ende der Laufzeit von 25 Jahren; bei einem
Kalkulationszinssatz von 3%) bzw. für die beteiligten Bürger (Erträge nach der
Laufzeit des jeweiligen Beteiligungsmodells) bei den folgenden drei Varianten?
Variante 1: Sale-and-lease-Back Modell für die Finanzierung aller 3 Anlagen
(71,79 kWp), mit dem Resttopftarif von 18 ct/kWh der OeMAG.
5. Fallstudie
-- 88--
Variante 2: Sparbuchmodell für die Finanzierung aller 3 Anlagen (71,79 kWp),
mit dem Resttopftarif von 18 ct/kWh der OeMAG.
Variante 3: Überschusseinspeisung. Sale-and-Lease-Back Modell für die Anlage
am Kindergartendach (10,29 kWp), mit Einspeisetarifen der Ökostrom AG
(Haushaltskraftwerke) - und damit ohne Ökostromeinspeisetarife der OeMAG.
Für alle 3 Varianten wird zunächst ein Ausgangsszenario unter konservativen
Rahmenbedingungen untersucht. Diesem Ausgangsszenario wird dann ein
optimiertes Szenario (mit einer möglichst realistischen Anpassung einiger Faktoren)
gegenübergestellt, für das sich zumindest positive Kapitalwerte am Ende der
Laufzeit von 25 Jahren ergeben.
5.2.2 Sensitivitätsanalysen
Wie beeinflussen folgende Faktoren den Kapitalwert (am Ende der Laufzeit von 25
Jahren) für die Gemeinde als Betreiber:
Spezifische Erträge der Photovoltaikmodule (kWh/kWp)
Degradationsrate der Module (% p.a.)
Spezifische Investitionskosten (EUR/kWp)
Kosten für die Entwicklung und Verwaltung des Beteiligungsmodells (EUR)
Betriebskosten (in % der Investitionskosten)
Jährliche Steigerung der Betriebskosten (in % p.a.)
Jährliche Steigerung der Strombezugskosten bzw. der Einspeisetarife vom
Netzbetreiber (in % p.a.)
Strombezugskosten (in EUR/kWh)
Kalkulationszinssatz (in % p.a.)
Kosten für den Wechselrichtertausch am Beginn des 12. Betriebsjahr (EUR)
Kosten für den Umbau auf Überschusseinspeisung am Beginn des 14.
Betriebsjahres (EUR)
Verzinsung für die Bürger (% p.a.)
Ökostromeinspeisetarif der OeMAG (Einspeisetarif 18,12 ct/kWh;
Investitionsförderung von 200 EUR pro kWp).
Kapitalrückzahlung an die Bürger (vollständige Rückzahlung am Ende der
Laufzeit des Beteiligungsmodells; periodische Kapitalrückzahlung über die
Laufzeit des Beteiligungsmodells)
Die Sensitivitätsanalysen werden beispielhaft für Variante 1 durchgeführt.
5. Fallstudie
-- 89--
5.2.3 Empfehlungen
Welche Empfehlungen lassen sich aus den Berechnungen und Analysen für die
Umsetzung einer Beteiligungsinitiative (Sale-and-Lease back, Sparbuchmodell,
Überschusseinspeisung mit Einspeisetarifen der Ökostrom AG; Einflussfaktoren auf
die Wirtschaftlichkeit der Projekte) durch die Gemeinde Berg ableiten?
5.3 Ergebnisse
5.3.1 Variante 1: Sale-and-Lease-back Modell für die Finanzierung aller 3 Anlagen (71,79 kWp)
5.3.1.1 Kurzbeschreibung der Anlagen; Ausgangsszenario
3 Dachanlagen: Kindergarten (10,29 kWp), Feuerwehr (16,91 kWp),
Sammelzentrum (44,59 kWp)
Nennleistung gesamt: 71,79 kWp
Spezifische Leistung (kWh/KWp): 1000 kWh/kWp (Annahme)
Degradation der Module: 0,8% p.a.
Spezifische Errichtungskosten (netto): 1.770 EUR/kWp (persönliche Mitteilung
Wychera, 23.3.2013; konservativ hoher Ansatz); Verwendung von Modulen der
Firma Abakus Solar AG (245 Wp) und Wechselrichtern der Firma SMA Solar
Technology AG (SMA Sunny Tripower).
Errichtungskosten gesamt (netto): 127.068 EUR
Betriebskosten: 2% der Errichtungskosten (Annahme)
Wechselrichtertausch: Am Beginn des 12. Betriebsjahres (Annahme); bei
angenommenen Wechselrichterkosten von 200 EUR/kWp und einer
Kostensteigerung von 2% pro Jahr (Annahme)
Verwertung des PV Stroms: Volleinspeisung mit dem Ökostrom-Einspeisetarif
der OeMAG (Resttopftarif) bis zum 13. Betriebsjahr. Ab Beginn 14. Betriebsjahr
Überschusseinspeisung, bei einem angenommenen Eigenverbrauch von 20%
(Annahme).
Strombezugskosten brutto: 16 ct/kWh (Annahme)
Einspeisetarif an einen Netzbetreiber netto: 8 ct/kWh (Annahme)
Stromkostensteigerung pro Jahr: 2%
Umbau auf Überschusseinspeisung: am Beginn des 14. Betriebsjahres bei
geschätzten Kosten von 2.000 EUR pro Photovoltaikanlage; also insgesamt
6.000 EUR (Annahme)
5. Fallstudie
-- 90--
Förderungen Ökostrom-Einspeisetarif (OeMAG): Resttopftarif von 18 ct/kWh
Investitionsförderung: Keine (Annahme). Im Zuge der Planungen wurde auch die
Errichtung eine Photovoltaikanlage für die Wasserversorgungs- /
Abwasserversorgungsanlage Hauptbrunnen (jährlicher Strombedarf ca. 25.000
kWh) überlegt und eine mögliche Investitionsförderung über die Aktion
„Gefördertes Energiesparen“ (Wasserwirtschaftsfonds /
Siedlungswasserwirtschaft) angedacht. Diese Überlegungen wurden von der
Gemeinde allerdings wieder verworfen.
Beteiligungsmodell Sale-and-Lease-back Modell
Zielgruppe Teilhaber: Bürger der Gemeinde Berg sowie der Nachbargemeinden
(Annahme)
Kosten pro Anteil (Modul): 500 EUR (Annahme)
Stückelung: Maximal 10 Anteile; maximale Investitionssumme von 5.000 EUR
pro Bürger (Annahme)
Form der Rückzahlung (Zinsen + Tilgung) an die Bürger („Mietentgelt“ oder
„Leasingraten“):
Jährliche Rückzahlung der Zinsen bei einer Verzinsung von 3% p.a. auf das
eingesetzte Kapital; vollständige Rückzahlung des Kapitals (Tilgung) am Ende
der Laufzeit nach 13 Jahren (Annahme)
Alternativ dazu wird auch eine periodische Kapitalrückzahlung an die Bürger
untersucht: Fixe Verzinsung von jährlich 3% auf das aushaftende Kapital. Im
ersten Jahr wird kein Mietentgelt (Zinsen + Tilgung) ausbezahlt. In den Jahren 2
– 12 beträgt das Mietentgelt (Zinsen + Tilgung) pro Anteil 50 EUR pro Jahr. Im
Jahr 13 beträgt das Mietentgelt (Zinsen + Tilgung) 53,28 EUR. Insgesamt
werden nach 13 Jahren pro Modul Zinsen von 103,28 EUR sowie das
eingesetzte Kapital von 500 EUR EUR ausbezahlt. Dieser Auszahlungsmodus
orientiert sich am Sale-and-Lease-Back Modell in Ober-Grafendorf (Staudinger,
persönliche Mitteilung 27.3.2013)
Laufzeit des Beteiligungsmodells: 13 Jahre (Annahme)
Kosten für das Beteiligungsmodell (Vertragserstellung; Vermarktung,
Verwaltung): 3.932 EUR (Annahme).
5. Fallstudie
-- 91--
Diese Summe wurde gewählt, um mit den oben genannten Netto-
Investitionskosten von 127.068 einen runden Gesamtkostenbetrag von 131.000
EUR zu erhalten.
Die Kostenschätzung für dieses Beteiligungsprojekt beruht auf folgenden
Annahmen:
o Kosten für Vertragserstellung: 775 EUR für Beratung und Vertragserstellung
über die Niederösterreichische Energie- und Umweltagentur (enu, 2013)
o Vermarktung (Unterlagen, Informationsveranstaltungen und Prospekte,
Anteilsscheine): etwa 3.000 EUR (Annahme)
o Aufrundung Restbetrag: 157 EUR
o Verwaltung: (das Führen einer Liste mit den Daten der beteiligten Bürgern;
jährliche Überweisungen an die beteiligten Bürger; regelmäßige
Informationen zum Projekt in Gemeindemedien): Kosten werden nicht dem
Projekt verrechnet (Annahme)
Steueraspekte: Die Gemeinde ist für den Kauf und die Errichtung der
Photovoltaikanlagen vorsteuerabzugsberechtigt (Annahme). Beim Kindergarten und
bei der Sammelstelle ist die Gemeinde selbst Betreiber und damit unternehmerisch
tätig. Bei der Feuerwehr handelt es sich um kein Gemeindegebäude im engeren
Sinn; hier wäre eine Abklärung mit einem Steuerberater notwendig (Hammer,
persönliche Mitteilung 21.4.2013). Die jährlichen Einkünfte der Gemeinde aus dem
Photovoltaik-Stromverkauf unterliegen der Körperschaftssteuer von 25%. Die
Photovoltaikanlage wird auf 20 Jahre abgeschrieben; für den Wechselrichtertausch
wird eine Abschreibungsdauer von 9 Jahren (Betriebsjahr 12 – 20); für den Umbau
auf Überschusseinspeisung eine Abschreibungsdauer von 7 Jahren (Betriebsjahr 14
– 20) angenommen. Der Verkauf von Strom an die OeMAG bzw. einen
Netzbetreiber unterliegt der Umsatzsteuer von 20%. Da die Gemeinde aber als
Unternehmer auftritt, kann die Umsatzsteuer beim Stromverkauf an die OeMAG
oder einen Netzbetreiber verrechnet und schließlich an das Finanzamt abgeliefert
werden.
Die Vergütung an die Bürger wird auf einen Zins- sowie einen Tilgungsanteil
aufgeteilt. Wobei der Zinsanteil als abzugsfähige Betriebsausgabe die
Steuerbemessung verringert; der Tilgungsanteil die Steuerbemessung jedoch nicht
verringert.
Für die beteiligten Bürger unterliegen die Einkünfte (Zinsen) aus dem Sale-and-
Lease-back Modell der Einkommenssteuer. Für Personen die nur über Einkommen
aus nichtselbständiger Tätigkeit verfügen sind solche Einkünfte
5. Fallstudie
-- 92--
einkommenssteuerfrei, sofern sie jährlich 730 EUR nicht übersteigen
(Veranlagungsfreibetrag; siehe Anhang 3).
Finanzierung: Die Anlagen werden zu 100% über das Sale-and-Lease-back Modell
finanziert (Annahme).
Sichtbarkeit Auf einem Informationsmonitor im Gemeindezentrum soll der erzeugte Strom und
die vermiedene CO2 Ausstoß für die Bevölkerung angezeigt werden. Die Kosten für
diesen Informationsmonitor sind in den Investitionskosten für die Anlagen inkludiert
(Annahme; Wychera, persönliche Mitteilung 27.3.2013).
5. Fallstudie
-- 93--
5.3.1.2 Ertragsberechnung aus Sicht der Betreiber (dynamische Investitionsrechnung)
Fallstudie Berg; Variante 1: Sale-and-Lease-back Modell für die Finanzierung aller 3 Anlagen (71,79 kWp)
Investitionen Daten zur Anlage Wirtschaftliche Eckdaten
Spez. Investkosten netto 1.770 EUR/kWp Anlagenleistung (4 Anlagen) 71,79 kWp Kalkulationszinssatz 3,0% p.a.
Gesamt. Investk. Netto 127.068 EUR netto Anzahl Anlagen 3,0 Steig. Betriebsk 2,0% p.a.
Kosten Beteiligungsmodell 3.932 EUR Spez. Ertrag 1.000 kWh/kWp Steig. Stromk. 2,0% p.a.
Sonstige Kosten / Rücklagen EUR Ertrag im J 1 71.790 kWh Körperschaftssteuer 25,0%
Invest. Förderung EUR Degradation 0,8% p.a. Abschreibungsdauer PV Anlage 20 Jahre
Gesamtinvestition 131.000 EUR Laufende Kosten AfA WR Tausch (J12 - J20) 1.983,6 EUR p.a.
Wechselrichter (WR) -tausch Versicherung, Wartung Betrieb 2,0% Invest.kosten AfA Umb. Übersch. (J14-J20) 857,1 EUR p.a.
Spez. Kosten WR 200 EUR/kWp Pacht 0,0% EUR Finanzierung
Steig. WR Kosten 2,0% p.a. Tarif Über Sale-and-Lease-back 100 %
WR-Tausch am Beginn J12 17.852 EUR Einspeise-Tarif (OeMAG) 0,18 EUR/kWh Verzinsung für Bürger 3,0% p.a.
Umbau auf Überschusseinspeisung Einspeise-Stromtar. netto (Ann.) 0,08 EUR/kWh Tilgung im J13 131.000 EUR
Durchführung am Beginn J14 14,0 Bezugs-Stromtar. brutto (Ann.) 0,16 EUR/kWh Anzahl Anteile 262
Kosten pro Anlage 2.000,0 EUR Übersch.einsp. ab J 14 (Ann.) 80% p.a. Kosten pro Anteil / Modul 500 EUR
Kosten für Umbau 6.000,0 EUR Eigenverbrauch ab J 14 20% p.a. Laufzeit Beteiligung 13 Jahre
Laufzeit Anlage 25 Jahre
Jahre Kapital-zufluss
Investition Strom-ertragin kWh
Erlöse Strom-verkauf
Laufende Kosten
WR-Tausch; Umbau
VergütungZinsen
3%
Einzahlungs-überschuss
(Erlöse - Kosten)
Ab-schreibung
Steuer-bemessung
Steuer (KÖSt. 25%)
Einzahlungs-überschuss nach Steuer
Tilgung Strom-ersparnis bei
20% Eigen-verbrauch
Einzahlungs-überschuss
nach Steuer + Tilgung
Diskontierte Einzahlungs-überschüsse
Kumulierte diskontierte Einzahlungs
-überschüsse
0 131.000 -131.000 0 0 0 0
1 71.790 12.922 -2.620 -3.930 6.372 -6.550 -178 0 6.372 6.372 6.187 6.187
2 71.216 12.819 -2.672 -3.930 6.216 -6.550 -334 0 6.216 6.216 5.860 12.046
3 70.646 12.716 -2.726 -3.930 6.060 -6.550 -490 0 6.060 6.060 5.546 17.592
4 70.081 12.615 -2.780 -3.930 5.904 -6.550 -646 0 5.904 5.904 5.246 22.838
5 69.520 12.514 -2.836 -3.930 5.748 -6.550 -802 0 5.748 5.748 4.958 27.796
6 68.964 12.414 -2.893 -3.930 5.591 -6.550 -959 0 5.591 5.591 4.682 32.478
7 68.412 12.314 -2.951 -3.930 5.434 -6.550 -1.116 0 5.434 5.434 4.418 36.896
8 67.865 12.216 -3.010 -3.930 5.276 -6.550 -1.274 0 5.276 5.276 4.165 41.061
9 67.322 12.118 -3.070 -3.930 5.118 -6.550 -1.432 0 5.118 5.118 3.923 44.984
10 66.783 12.021 -3.131 -3.930 4.960 -6.550 -1.590 0 4.960 4.960 3.691 48.675
11 66.249 11.925 -3.194 -3.930 4.801 -6.550 -1.749 0 4.801 4.801 3.468 52.143
12 65.719 11.829 -3.258 -17.852 -3.930 -13.211 -8.534 -21.744 0 -13.211 -13.211 -9.266 42.877
13 65.193 11.735 -3.323 -3.930 4.482 -8.534 -4.052 0 4.482 -131.000 -126.518 -86.153 -43.275
14 64.672 5.354 -3.389 -6.000 -4.035 -9.391 -13.426 0 -4.035 2.677 -1.358 -898 -44.173
15 64.155 5.418 -3.457 1.961 -9.391 -7.430 0 1.961 2.709 4.669 2.997 -41.176
16 63.641 5.482 -3.526 1.956 -9.391 -7.435 0 1.956 2.741 4.696 2.927 -38.249
17 63.132 5.547 -3.597 1.950 -9.391 -7.441 0 1.950 2.773 4.723 2.858 -35.392
18 62.627 5.612 -3.669 1.944 -9.391 -7.447 0 1.944 2.806 4.750 2.790 -32.602
19 62.126 5.679 -3.742 1.937 -9.391 -7.454 0 1.937 2.839 4.776 2.724 -29.878
20 61.629 5.746 -3.817 1.929 -9.391 -7.462 0 1.929 2.873 4.802 2.659 -27.219
21 61.136 5.814 -3.893 1.921 1.921 -480 1.441 2.907 4.348 2.337 -24.882
22 60.647 5.883 -3.971 1.912 1.912 -478 1.434 2.941 4.375 2.283 -22.598
23 60.162 5.953 -4.050 1.902 1.902 -476 1.427 2.976 4.403 2.231 -20.367
24 59.680 6.023 -4.131 1.892 1.892 -473 1.419 3.012 4.430 2.179 -18.188
25 59.203 6.094 -4.214 1.880 1.880 -470 1.410 3.047 4.457 2.129 -16.059
1.632.572 228.762 -83.920 -23.852 -51.090 69.899 -154.853 -2.377 67.523 -131.000 34.302 -29.175 -16.059
Kapitalw ert nach 25 Jahren -16.059
5. Fallstudie
-- 94--
Abb. 7: Kumulierte diskontierte Einzahlungsüberschüsse (= Kapitalwerte) beim
Sale-and-Lease-back Modell; Fallstudie Gemeinde Berg (Ausgangsszenario);
Laufzeit 25 Jahre; Kalkulationszinssatz 3%; 3 Dachanlagen; insgesamt 71,79 kWp;
spezifische Investitionskosten 1.770 EUR/kWp, Erläuterungen zu den
Rahmenbedingungen im Text (Quelle: eigene Berechnung).
Der Kapitalwert (bei einem Kalkulationszinssatz von 3%) ist unter den gegebenen
Rahmenbedingungen nach der Laufzeit von 25 Jahren deutlich negativ (-16.059).
Abbildung 7 zeigt den Verlauf der diskontierten Einzahlungsüberschüsse (nach
Steuer und Tilgung) über 25 Jahre. Die Tilgung für das eingesetzte Kapital (131.000
EUR) erfolgt am Ende des 13. Betriebsjahres. Am Beginn des 14. Betriebsjahres ist
der Umbau auf Überschusseinspeisung mit Kosten von 6.000 EUR veranschlagt. Im
14. Betriebsjahr erreicht der Kapitalwert seinen negativen Höchststand von -44.173.
Bis zu diesem Zeitpunkt können mit dem Projekt nicht genügend
Einzahlungsüberschüsse angehäuft werden, um das Kapital zurückzuzahlen und
den Umbau auf Überschusseinspeisung zu finanzieren. Für den Betreiber entsteht
dadurch ein Finanzierungsbedarf (von nominal etwa 78.000 EUR im 13.
Betriebsjahr). Die Erlöse aus Stromverkauf und Stromersparnis reichen nicht aus,
um in den Betriebsjahren 14 bis 25 einen positiven Kapitalwert zu erreichen.
5. Fallstudie
-- 95--
Zu prüfen wäre, ob die Gemeinde während der Betriebszeit der Photovoltaikanlage
noch sonstige Gewinne erzielt, und die Verluste aus dem Photovoltaik-
Beteiligungsprojekt den Gesamtgewinn der Gemeinde (und damit die Steuerlast)
reduzieren.
5.3.1.3 Sensitivitätsanalyse
Basierend auf den Rahmenbedingungen des Ausgangsszenarios wird der Einfluss
vom spezifischen Ertrag der Anlage (kWh/kWp) und der spezifischen
Investitionskosten (EUR/kWp) auf den Kapitalwert nach eine Laufzeit von 25 Jahren
in Abbildung 8 gezeigt. Der Einfluss der laufenden Kosten (in Prozent der
Investitionskosten), der Betriebs- und Stromkostensteigerung (in Prozent pro Jahr),
der Vergütung für die Bürger (in Prozent pro Jahr) sowie des Kalkulationszinssatzes
(in Prozent pro Jahr) wird in Abbildung 9 dargestellt.
Abb. 8: Sensitivitätsanalyse. Einfluss von spezifischem Ertrag (kWh/kWp) und der
spezifischen Investitionskosten (EUR/kWh) auf den Kapitalwert nach einer Laufzeit
von 25 Jahren (Quelle: eigene Berechnung). Ein Kapitalwert von 0 (Break-even)
wird bei einem spezifischen Ertrag von etwa 1.090 kWh/kWp erreicht (was einer
Steigerung um 9% im Vergleich zum angenommenen Ausgangswert von 1.000
kWh/kWp entspricht); bei den spezifischen Investitionskosten bei etwa 1.603
EUR/kWh (was einer Verminderung des angenommenen Ausgangswertes von 9%
entspricht).
Spezifischer Ertrag: Bei einer Steigerung des spezifischen Ertrages um 1% (von
1.000 kWh/kWp auf 1010 kWh/kWp im ersten Jahr) verbessert sich nach einer
5. Fallstudie
-- 96--
Laufzeit von 25 Jahren der Kapitalwert um etwa 12% (von -16.059 auf -14.204). Bei
einem spezifischen Ertrag von 1.100 kWh/kWp im ersten Jahr (Erhöhung um 10%
im Vergleich zum Ausgangswert; dies entspricht etwa dem optimalen Ertrag für die
Gemeinde Berg gemäß dem Simulationsprogram PVGIS; Joint Research Center,
2013) ergibt sich unter den gegebenen Rahmenbedingungen ein positiver
Kapitalwert von 1.509 nach einer Laufzeit von 25 Jahren (Abb. 8). Das heißt, dass
bei einer Steigerung des spezifischen Ertrages von etwa 10% (was möglich
erscheint) der Break-even des Projektes erreicht wäre.
Spezifische Investitionskosten: Bei einer Steigerung der spezifischen
Investitionskosten um 1% (von 1.770 EUR/kWp auf 1.788 EUR/kWp) verschlechtert
sich der Kapitalwert um etwa 11% (von -16.059 auf -17.886). Bei einer Verringerung
der spezifischen Investitionskosten um 10% (auf etwa 1.600 EUR/kWp, was
durchaus realistisch erscheint - wie die Projektbeispiele in den Gemeinden Hainfeld,
Weyer und der Ökoregion Kaindorf mit Investitionskosten von 1.400 – 1.500
EUR/kWp zeigen) ergibt sich unter den gegebenen Rahmenbedingungen ein
positiver Kapitalwert von 868 (Abb. 8) – womit der Break-even des Projektes
erreicht wäre.
Wenn die angenommenen Kosten von 3.932 EUR für Vertragserstellung,
Vermarktung und Verwaltung des Beteiligungsmodells nicht dem Projekt
zugerechnet werden, verbessert sich auch dementsprechend auch der Kapitalwert
(auf -10.569).
5. Fallstudie
-- 97--
Abb. 9: Sensitivitätsanalyse. Einfluss von Betriebskosten (in % der
Investitionskosten), Kalkulationszinssatz (% p.a.), Betriebs- und
Stromkostensteigerungen (% p.a.) sowie Verzinsung für die Bürger (in % p.a.) auf
den Kapitalwert nach einer Laufzeit von 25 Jahren (Quelle: eigene Berechnung).
Betriebskosten: Bei den im Ausgangsszenario angenommenen Betriebskosten
(Versicherung, Wartung, Betrieb) von 2% der Investitionskosten ergibt sich nach
einer Laufzeit von 25 Jahren der bereits erwähnte negative Kapitalwert von -16.059.
Verringert man die Betriebskosten auf 1,5% der Investitionskosten ergibt sich ein
verbesserter Kapitalwert von -2.774; bei einer Verringerung der Betriebskosten auf
1% der Investitionskosten ergibt sich sogar ein positiver Kapitalwert von bzw.
9.762. Bei einer Betriebskostenverringerung um 10% ergibt sich unter den
gegebenen Ausgangsbedingungen eine Verbesserung des Kapitalwertes von etwa
40% am Ende der Laufzeit von 25 Jahren.
Steigerung der Betriebskosten: Bei einer Verringerung der
Betriebskostensteigerung von 2% p.a. (Ausgangsszenario) auf 1% p.a. ergibt sich
ein verbesserter Kapitalwert von -13.787. Wenn die Betriebskosten allerdings im
5. Fallstudie
-- 98--
Durchschnitt jährlich um 4% p.a. steigen, ergibt sich ein verschlechterter Kapitalwert
nach 25 Jahren von -21.452.
Strombezugskosten (brutto): Bei Strombezugskosten von 13 ct/kWh (statt 16
ct/kWh wie im Ausgangsszenario) verschlechtert sich der Kapitalwert nach 25
Jahren Laufzeit auf -19.677; auf Grund der geringeren Stromersparnis ab dem 14.
Betriebsjahr.
Stromkostensteigerung: Bei einer angenommenen durchschnittlichen
Stromkostensteigerung von 3% bzw. 4% p.a. (statt 2% p.a. wie im
Ausgangsszenario) ergeben sich (über die erhöhte Stromkostenersparnis bei 20%
Eigenverbrauch des Photovoltaikstromes) verbesserte Kapitalwerte von – 9.397
bzw. -1.490.
Verzinsung für die Bürger: Wird die Verzinsung für das eingesetzte Kapital der
Bürger von 3% p.a. (Ausgangsszenario) auf 2 % p.a. reduziert bzw. von 3% p.a.
(Ausgangsszenario) auf 4% p.a. gesteigert, ergibt sich nach 25 Jahren Laufzeit ein
verbesserter Kapitalwert von -3.197 bzw. ein verschlechterter Kapitalwert -29.991
für den Betreiber.
Kalkulationszinssatz: Bei einem Kalkulationszinssatz von 3% p.a. (vgl. mit einer
Sparbuchverzinsung über 10 Jahre), ergibt sich unter den gegebenen
Ausgangsbedingungen der bereits genannte Kapitalwert von -16.059. Bei
Verwendung eines niedrigeren (2% p.a.) Kalkulationszinssatzes, ergibt sich ein
verschlechterter Kapitalwert (-20.182); bei Verwendung eines höheren
Kalkulationszinssatzes (6% p.a.) ergibt sich ein verbesserter Kapitalwert (-5.615).
Der verbesserte Kapitalwert bei einem höheren Kalkulationszinssatz ergibt sich u.a.
aus der im Vergleich zum Ausgangsszenario stärkeren Abzinsung der vollständigen
Kapitalrückzahlung am Ende des 13. Betriebsjahres.
Zusätzlich zu den in den 8 und 9 dargestellten Faktoren wurde eine Reihe von
weiteren Einflussgrößen untersucht:
Degradation der Module: Auch die Annahme für die jährliche Degradation der
Photovoltaikmodule hat erheblichen Einfluss auf den Kapitalwert. Wird anstatt einer
jährlichen Degradation von 0,8% eine geringere Degradation von 0,4% p.a.
angenommen, ergibt sich nach einer Laufzeit von 25 Jahren ein verbesserter
5. Fallstudie
-- 99--
Kapitalwert von -9.037; wird ein höherer Wert angenommen (1% Degradation p.a.)
ergibt sich über den verschlechterten Stromertrag über die Laufzeit von 25 Jahren
ein verschlechterter Kapitalwert von -19.433.
Wechselrichtertausch: Auch die Kosten-Annahmen für den Wechselrichtertausch
haben erheblichen Einfluss auf den Kapitalwert nach einer Laufzeit von 25 Jahre.
Nimmt man für die Wechselrichterkosten am Beginn des 12. Betriebsjahres eine
Kostensteigerung von 1% p.a. (satt 2% p.a.) an, ergibt sich ein verbesserter
Kapitalwert von -14.773. Wird hingegen eine jährliche Kostendegression (von -4%
p.a.) angenommen, ergibt sich ein verbesserter Kapitalwert von -9.965.
Umbau auf Überschusseinspeisung: Werden für den Umbau auf
Überschusseinspeisung am Beginn des 14. Betriebsjahres statt 2.000 EUR nur
1.000 EUR angenommen, ergibt sich unter den gegebenen Rahmenbedingungen
ein verbesserter Kapitalwert von -14.076.
Ökostrom-Einspeisetarif (OeMAG): Das Projekt hat den Resttopftarif der OeMAG
von 18 ct/kWh zugesprochen bekommen (Ausgangsszenario; negativer Kapitalwert
von -16.059). Nimmt man den aktuellen, regulären Ökostromeinspeisetarif der
OeMAG an (Einspeisetarif von 18,12 ct/kWh; bei einem Investitionszuschuss von
maximal 200 EUR pro kWp), so ergibt sich unter den angenommenen
Ausgangsbedingungen nach einer Laufzeit von 25 Jahren ein verbesserter
Kapitalwert von -10.747.
Periodische Kapitalrückzahlung (Tilgung über die Betriebsjahre 2 – 13) an die Bürger: Bei fixer Verzinsung von 3% p.a. auf das aushaftende Kapital; Keine
Auszahlungen im ersten Betriebsjahr; Auszahlung von 50 EUR Mietentgelt (Zinsen
+ Tilgung) pro Anteil in den Jahren 2 – 12; Auszahlung von 53,28 EUR pro Anteil im
Jahr 13. Abbildung 10 zeigt die kumulierten diskontierten Einzahlungsüberschüsse
für diese Rahmenbedingungen der periodischen Kapitalrückzahlung (alle anderen
Faktoren bleiben gleich wie im Ausgangsszenario).
5. Fallstudie
-- 100--
Abb. 10: Kumulierte diskontierte Einzahlungsüberschüsse (=Kapitalwerte) bei
periodischer Kapitalrückzahlung an die Bürger (Fallstudie Berg, Sale-and-Lease-
back Modell) über die Laufzeit des Beteiligungsmodells von 13 Jahren. Die Laufzeit
der Anlage beträgt 25 Jahre; Kalkulationszinssatz 3%; Annahmen zur
Kapitalrückzahlung im Text (Quelle: eigene Berechnung).
Der Kapitalwert (nach Steuer und Tilgung) liegt bei einer periodischen
Kapitalrückzahlung über 13 Jahre nach einer Gesamtlaufzeit von 25 Jahren bei
etwa -13.800; und ist damit weniger negativ als im oben beschriebenen Fall
(Kapitalwert von -16.059 bei vollständigen Kapitalrückzahlung am Ende des 13.
Betriebsjahres; wie oben beschrieben). Nach dem ersten Betriebsjahr (in dem noch
keine Zinsen und Tilgung ausbezahlt werden) liegt der Kapitalwert bei etwa +9.000.
Mit Einsetzen der Auszahlung der Mietentgelte (Zinsen plus Tilgung) an die Bürger
im 2. Betriebsjahr wird der Kapitalwert bereits im 5. Betriebsjahr negativ; und
erreicht schließlich im 14. Betriebsjahr einen negativen Höchstwert von -41,800.
Das heißt, für das Projekt entsteht ein Finanzierungsbedarf, um die laufenden
Auszahlungen an die Bürger (Zinsen und Tilgung) abzudecken bzw. den
Wechselrichtertausch am Beginn des 12. Betriebsjahres sowie die Kosten für den
Umbau auf Überschusseinspeisung im 14. Betriebsjahr zu finanzieren. Nominal
ergeben sich ab dem 5. Betriebsjahr jährliche Verluste im Bereich von 4.000 – 5.000
5. Fallstudie
-- 101--
EUR und etwa 22.000 EUR im 12. Betriebsjahr. Nach dem 14. Betriebsjahr werden
die Kapitalwerte kontinuierlich positiver; über die Stromerlöse und verminderten
Stromkosten kann aber unter den gegebenen Ausgangsbedingungen über die
Laufzeit von 25 Jahren kein positiver Kapitalwert erzielt werden.
Diskontiert man die Mietentgeltauszahlungen (Zinsen + Tilgung) mit dem
Kalkulationszinssatz von 3% über die Laufzeit des Beteiligungsmodells von 13
Jahren, so liegen die Kosten für diese Mietentgeltauszahlungen für beide Varianten
etwa gleich auf:
Diskontierte Kosten bei Tilgung am Ende der Laufzeit: -131.000 EUR
Diskontierte Kosten bei periodischer Tilgung: -127.000
Der bessere Kapitalwert (-13.800) bei der Variante mit periodischen
Kapitalrückzahlungen kommt u.a. auch deshalb zustande, weil es bei dieser
Variante im ersten Betriebsjahr zu keinen Auszahlungen (Zinsen + Tilgung) kommt.
Wie bereits im Ausgangsszenario angemerkt, wäre zu prüfen, ob die Verluste aus
dem Beteiligungsmodell mit etwaigen Gewinnen der Gemeinde gegenverrechnet
und steuerlich geltend gemacht werden können.
Beim Fall der vollständigen Kapitalrückzahlung am Ende der Laufzeit entsteht ein
größerer Finanzierungsbedarf in den Betriebsjahren Jahr 13 und 14; dafür muss
Kapital an die Bürger erst später zurückbezahlt werden, als in der Variante mit
periodischer Tilgung.
Im Fall der periodischen Tilgung entsteht ein kontinuierlicher (pro Jahr gesehen aber
geringerer) Finanzbedarf über die Betriebsjahre 2 bis 13. Aufgrund der geringeren
Zinszahlungen pro Jahr ist die Steuerlast für das Projekt etwas höher als bei der
endfälligen Kapitalrückzahlung.
5.3.1.4 Ertragsberechnung aus Sicht der Bürger
Kapitalrückzahlung am Ende der Laufzeit von 13 Jahren: Für die
Ertragsberechnungen aus Sicht der Bürger wird zunächst der Fall der
Kapitalrückzahlung am Ende der Laufzeit von 13 Jahren betrachtet (wobei die
Zinszahlungen jährlich erfolgen).
5. Fallstudie
-- 102--
Tabelle 8: Ertrag aus Sicht der Bürger (Fallstudie Berg, Sale-and-Lease-back
Modell) bei 3% Verzinsung auf das eingesetzte Kapital und Auszahlung nach einer
Laufzeit von 13 Jahren (Quelle: eigene Berechnung). Ertrag aus Sicht der BürgerInnenBeispiel: Ankauf von 10 Anteilen zu je 500 EUR
Beteiligungssumme 5.000 EUR
Verzinsung auf eingesetztes Kapital p.a. 3% p.a.
Verzinsung 150 EUR p.a.
Laufzeit 13 Jahre
Verzinsung nach 13 J 1.950 EUR
Kapital nach 13 J (Verzinsung + Tilgung) 6.950 EURRückzahlung je 1000 EUR 1.390 EUR
Bei einem Ankauf von 10 Anteilen zu insgesamt 5.000 EUR ergeben sich Erträge
von 150 EUR pro Jahr bzw. Erträge insgesamt von 1.950 EUR nach der Laufzeit
von 13 Jahren. Die Rückzahlung pro investierten 1.000 EUR beträgt 1.390 EUR.
5. Fallstudie
-- 103--
Periodische Kapitalrückzahlung über die Laufzeit von 13 Jahren:
Tabelle 9: Ertrag aus Sicht der Bürger bei 3% Verzinsung auf das aushaftende
Kapital und periodischer Auszahlung (Fallstudie Berg; Sale-and-Lease-back
Modell); keine Auszahlungen im ersten Betriebsjahr; Auszahlung von 50 EUR
Mietentgelt (Zinsen + Tilgung) pro Anteil in den Jahren 2 – 12; Auszahlung von
53,28 EUR pro Anteil im Jahr 13 (Quelle: eigene Berechnung).
Ertrag aus Sicht der BürgerInnenBeispiel: Ankauf von 10 Anteilen zu je 500 EUR
Beteiligungssumme 5.000 EUR
Verzinsung aushaftendes Kapital p.a. 3% p.a.
Vergütung (Zinsen + Tilgung) 500 EUR p.a. J 2-12
Vergütung (Zinsen + Tilgung) 533 EUR im J 13
Laufzeit 13 Jahre
Vergütung nach 13 J 1.034 EUR
Kapital nach 13 J 6.034 EUR
Rückzahlung je 1000 EUR 1.207 EUR
Jahr Restbetrag ZinsenKapital-tilgung
Vergütung (Zinsen + Tilgung)
1 5.000 150 350
2 4.650 140 361 500 1. Auszahlung
3 4.290 129 371 500
4 3.918 118 382 500
5 3.536 106 394 500
6 3.142 94 406 500
7 2.736 82 418 500
8 2.318 70 430 500
9 1.888 57 443 500
10 1.444 43 457 500
11 988 30 470 500
12 517 16 484 500
13 33 1 33 534 Letzte Auszahl.
Summe 1.034 5.000 6.034
Bei einem Ankauf von 10 Anteilen zu insgesamt 5.000 EUR ergeben sich Erträge
von 150 EUR (Jahr 1) bis 1 EUR (Jahr 13) pro Jahr bzw. insgesamt Erträge von
1.034 EUR nach der Laufzeit von 13 Jahren. Die Rückzahlung pro investierten
1.000 EUR beträgt 1.207 EUR und ist damit niedriger als bei der Variante mit
Kapitalrückzahlung am Ende der Laufzeit (1.390 EUR Rückzahlung je Investition
von 1.000 EUR). Für beiden Varianten (Tilgung am Ende der Laufzeit; Periodische
Tilgung) ergibt sich derselbe interne Zinsfuß von 3% (interne Kapitalverzinsung).
5. Fallstudie
-- 104--
Bei der Tilgung am Ende der Laufzeit von 13 Jahren ergeben sich für die Bürger
Zinsen von insgesamt 1.950 EUR; bei der periodischen Tilgungsvariante ergibt sich
eine geringere Summe der Gesamt-Zinsen von insgesamt 1.034 EUR.
Dafür bekommen die Bürger bei der periodischen Tilgungsvariante ihr Kapital über
die jährliche Vergütung schneller zurück. Das kann einerseits ein Vorteil für die
Bürger sein, wenn das Kapital für Konsumzwecke genutzt werden soll; andererseits
aber auch ein Nachteil, wenn das Kapital gewinnbringend angelegt werden soll und
nach Kapitalauszahlung eine neue Anlageform mit ähnlich guten Zinssätzen von 3%
gefunden werden muss.
Wie bereits erwähnt, sind für Bürger, die nur über Einkommen aus
nichtselbständiger Tätigkeit verfügen, die Einkünfte (Zinsen ohne Tilgung) aus dem
Sale-and-Lease-back Modell einkommenssteuerfrei, sofern diese Einkünfte jährlich
730 EUR nicht übersteigen (Veranlagungsfreibetrag). In den oben beschriebenen
Szenarien betragen diese Einkünfte maximal 150 EUR pro Jahr (bei der maximalen
Investitionssumme von 5.000 EUR). Einkünfte aus beispielsweise Vermietung,
Verpachtung oder selbstständiger Tätigkeit müssen allerdings bei der Berechnung
miteinbezogen werden, sodass unter Umständen der Veranlagungsfreibetrag von
730 EUR pro Jahr durch die zusätzlichen Einkünfte aus dem Sale-and-Lease-back
Modell überschritten wird.
5.3.1.5 Optimierte Variante (Sale-and-Lease-back Modell)
Für die optimierte Variante werden auf Basis der Ergebnisse der
Sensitivitätsanalyse (in Kapitel 5.3.1.3) um etwa 15% geringere Investitionskosten
(1.500 EUR/kWp) und ein spezifischer Ertrag von 1.100 EUR/kWp angenommen.
Unter diesen optimierten Rahmenbedingungen ergibt sich nach einer Laufzeit von
25 Jahren ein deutlich positiver Kapitalwert von 24.555 (Abb. 11).
5. Fallstudie
-- 105--
Abb. 11: Kumulierte diskontierte Einzahlungsüberschüsse bei optimierten
Rahmenbedingungen (Fallstudie Berg, Sale-and-Lease-back Modell): spezifische
Investitionskosten von 1.500 EUR/kWp und spezifischer Ertrag von 1.100 kWh/kWp.
(Quelle: eigene Berechnung).
Nach den ersten 12 Betriebsjahren liegt der Kapitalwert bei etwa + 60.000. Mit der
vollständigen Kapitalrückzahlung am Ende des 13. Betriebsjahres ergibt sich ein
negativer Kapitalwert von etwa -11.500. Das heißt, dass bis zu diesem Zeitpunkt mit
dem Projekt nicht genügen Einzahlungsüberschüsse erzielt werden können, um den
Wechselrichtertausch im 12. Betriebsjahr zu finanzieren und das Kapital
zurückzuzahlen. Für den Betreiber entsteht dadurch ein Finanzierungsbedarf von
nominal etwa 35.800 EUR am Ende des 13. Betriebsjahres. Durch die Erlöse aus
Stromverkauf und Stromersparnis wird der Kapitalwert ab dem 18. Betriebsjahr
wieder positiv (3.397) und erreich den deutlich positiven Wert von 25.500 am Ende
der Laufzeit von 25 Jahren.
5.3.2 Variante 2: Sparbuchmodell
Für das Sparbuchmodell werden dieselben Rahmenbedingungen für die 3
Dachanlagen angenommen (Kindergarten, Feuerwehr, Sammelzentrum;
Gesamtleistung: 71,79 kWp; Resttopftarif; Überschusseinspeisung ab dem 14.
5. Fallstudie
-- 106--
Betriebsjahr; keine Investitionsförderung, etc.) wie in Variante 1 (Sale-and-Lease-
back).
5.3.2.1 Beteiligungsmodell
Sparbuchmodell
Zielgruppe Teilhaber: Bürger der Gemeinde Berg sowie der Nachbargemeinden
(Annahme)
Kosten pro Anteil / Sonnenbaustein: 500 EUR
Stückelung: Maximal 10 Anteile / Sonnenbausteine pro Person (maximale
Investition von insgesamt 5.000 EUR pro Person)
Form der Rückzahlung: Kapitalsparbuch (Zins- und Steuerverrechnung am Ende
der Laufzeit) mit einer Laufzeit von 10 Jahren und einer jährlichen fixen
Verzinsung von 3% p.a. (Annahme).
Bankkredit: Eine regionale Bankfiliale gewährt einen Kredit bei einer Verzinsung
von 3,5% p.a. (Bankaufschlag von 0,5% p.a.) und einer Laufzeit von 10 Jahren;
Tilgung am Ende der Laufzeit (Annahmen).
Kosten für das Beteiligungsmodell: 3.932 EUR (Annahme wie in Variante 1)
Steueraspekte: Der jährlich fällige Zinsanteil des Kredites vermindert die
Steuerbemessungsgrundlage des Projektes. Für die Bürger fällt bei der
Kapitalsparbuchverzinsung eine Kapitalertragssteuer von 25% p.a. an.
Ansonsten wie in Variante 1.
Finanzierung: Die Anlagen werden zu 100% über das Sparbuchmodell finanziert
(Annahme).
5. Fallstudie
-- 107--
5.3.2.2 Ertragsberechnung aus Sicht der Betreiber (dynamische Investitionsrechnung)
Fallstudie Berg; Variante 2: Sparbuchmodell für die Finanzierung aller 3 Anlagen (71,79 kWp)
Investitionen Daten zur Anlage Wirtschaftliche Eckdaten
Spez. Investkosten netto 1.770 EUR/kWp Anlagenleistung (4 Anlagen) 71,79 kWp Kalkulationszinssatz 3,0% p.a.
Gesamt. Investk. Netto 127.068 EUR netto Anzahl Anlagen 3,0 Steig. Betriebsk 2,0% p.a.
Kosten Beteiligungsmodell 3.932 EUR Spez. Ertrag 1.000 kWh/kWp Steig. Stromk. 2,0% p.a.
Sonstige Kosten / Rücklagen 0 EUR Ertrag im J 1 71.790 kWh Körperschaftssteuer 25,0%
Invest. Förderung EUR Degradation 0,8% p.a. Abschreibungsdauer PV Anlage 20 Jahre
Gesamtinvestition 131.000 EUR Laufende Kosten AfA WR Tausch (J12 - J20) 1.983,6 EUR p.a.
Wechselrichter (WR) -tausch Versicherung, Wartung Betrieb 2,0% Invest.kosten AfA Umb. Übersch. (J14-J20) 857,1 EUR p.a.
Spez. Kosten WR 200 EUR/kWp Pacht 0,0% EUR Finanzierung
Steig. WR Kosten 2,0% p.a. Tarif Über Sparbuchmodell 100 %
WR-Tausch am Beginn J12 17.852 EUR Einspeise-Tarif (OeMAG) 0,18 EUR/kWh Verzinsung Bankkredit 3,5% p.a.
Umbau auf Überschusseinspeisung Einspeise-Stromtar. netto (Ann.) 0,08 EUR/kWh Tilgung im J10 131.000 EUR p.a.
Durchführung am Beginn J14 14,0 Bezugs-Stromtar. brutto (Ann.) 0,16 EUR/kWh Anzahl Anteile 262
Kosten pro Anlage 2.000,0 EUR Übersch.einsp. ab J 14 (Ann.) 80% p.a. Kosten pro Baustein 500 EUR
Kosten für Umbau 6.000,0 EUR Eigenverbrauch ab J 14 20% p.a. Laufzeit Bankkredit 10 Jahre
Laufzeit Anlage 25 Jahre
Jahre Kapital-zufluss
Investition Strom-ertragin kWh
Erlöse Strom-verkauf
Laufende Kosten
WR-Tausch; Umbau
KreditZinsen 3,5%
Einzahlungs-überschuss
(Erlöse - Kosten)
Ab-schreibung
Steuer-bemessung
Steuer (KÖSt. 25%)
Einzahlungs-überschuss nach Steuer
Tilgung Strom-ersparnis bei
20% Eigen-verbrauch
Einzahlungs-überschuss
nach Steuer + Tilgung
Diskontierte Einzahlungs-überschüsse
Kumulierte diskontierte Einzahlungs
-überschüsse
0 131.000 -131.000 0 0 0 0
1 71.790 12.922 -2.620 -4.585 5.717 -6.550 -833 0 5.717 5.717 5.551 5.551
2 71.216 12.819 -2.672 -4.585 5.561 -6.550 -989 0 5.561 5.561 5.242 10.793
3 70.646 12.716 -2.726 -4.585 5.405 -6.550 -1.145 0 5.405 5.405 4.947 15.740
4 70.081 12.615 -2.780 -4.585 5.249 -6.550 -1.301 0 5.249 5.249 4.664 20.403
5 69.520 12.514 -2.836 -4.585 5.093 -6.550 -1.457 0 5.093 5.093 4.393 24.796
6 68.964 12.414 -2.893 -4.585 4.936 -6.550 -1.614 0 4.936 4.936 4.134 28.930
7 68.412 12.314 -2.951 -4.585 4.779 -6.550 -1.771 0 4.779 4.779 3.885 32.815
8 67.865 12.216 -3.010 -4.585 4.621 -6.550 -1.929 0 4.621 4.621 3.648 36.463
9 67.322 12.118 -3.070 -4.585 4.463 -6.550 -2.087 0 4.463 4.463 3.421 39.884
10 66.783 12.021 -3.131 -4.585 4.305 -6.550 -2.245 0 4.305 -131.000 -126.695 -94.273 -54.389
11 66.249 11.925 -3.194 8.731 -6.550 2.181 -545 8.186 8.186 5.914 -48.476
12 65.719 11.829 -3.258 -17.852 -9.281 -8.534 -17.814 0 -9.281 -9.281 -6.509 -54.985
13 65.193 11.735 -3.323 8.412 -8.534 -122 0 8.412 8.412 5.728 -49.257
14 64.672 5.354 -3.389 -6.000 -4.035 -9.391 -13.426 0 -4.035 2.677 -1.358 -898 -50.154
15 64.155 5.418 -3.457 1.961 -9.391 -7.430 0 1.961 2.709 4.669 2.997 -47.157
16 63.641 5.482 -3.526 1.956 -9.391 -7.435 0 1.956 2.741 4.696 2.927 -44.231
17 63.132 5.547 -3.597 1.950 -9.391 -7.441 0 1.950 2.773 4.723 2.858 -41.373
18 62.627 5.612 -3.669 1.944 -9.391 -7.447 0 1.944 2.806 4.750 2.790 -38.583
19 62.126 5.679 -3.742 1.937 -9.391 -7.454 0 1.937 2.839 4.776 2.724 -35.859
20 61.629 5.746 -3.817 1.929 -9.391 -7.462 0 1.929 2.873 4.802 2.659 -33.200
21 61.136 5.814 -3.893 1.921 1.921 -480 1.441 2.907 4.348 2.337 -30.863
22 60.647 5.883 -3.971 1.912 1.912 -478 1.434 2.941 4.375 2.283 -28.580
23 60.162 5.953 -4.050 1.902 1.902 -476 1.427 2.976 4.403 2.231 -26.349
24 59.680 6.023 -4.131 1.892 1.892 -473 1.419 3.012 4.430 2.179 -24.169
25 59.203 6.094 -4.214 1.880 1.880 -470 1.410 3.047 4.457 2.129 -22.040
1.632.572 228.762 -83.920 -23.852 -45.850 75.139 -154.853 -2.922 72.218 -131.000 34.302 -24.480 -22.040
Kapitalw ert -22.040,5
5. Fallstudie
-- 108--
Abb. 12: Kumulierte diskontierte Einzahlungsüberschüsse (= Kapitalwerte) beim
Sparbuchmodell (Fallstudie Berg, Ausgangsszenario) über die Laufzeit von 25
Jahren (Kalkulationszinssatz 3%); 3 Dachanlagen, Nennleistung 71,79 kWp;
Ausgangsszenario; Erläuterungen zu den Rahmenbedingungen im Text (Quelle:
eigene Berechnung).
Der Kapitalwert ist unter den Ausgangsbedingungen nach einer Laufzeit von 25
Jahren deutlich negativ bei -22.000. Im 9. Betriebsjahr ist der Kapitalwert positiv bei
etwa +40.000. Mit der Kapitalrückzahlung für den Bankkredit im Betriebsjahr 10
sinkt der Kapitalwert auf -54.000 und bleibt bis zum Betriebsjahr 14 auf einem
ähnlich negativen Wert (-50.000); auf Grund des Wechselrichtertausches im
Betriebsjahr 12 und des Umbaus auf Überschusseinspeisung im 14. Betriebsjahr.
Durch die Erlöse aus Stromverkauf und Stromeinsparungen in den Jahren 14 bis 25
verbessern sich die Kapitalwerte kontinuierlich, unter den gegebenen
Rahmenbedingungen kann aber innerhalb der Laufzeit von 25 Jahren kein positiver
Kapitalwert erreicht werden.
5. Fallstudie
-- 109--
5.3.2.3 Ertragsberechnung aus Sicht der Bürger
Tabelle 10: Ertrag aus Sicht der Bürger am Ende der Laufzeit von 10 Jahren; bei
einer Sparbuchverzinsung von 3% p.a.; Fallstudie Berg, Ausgangsszenario (Quelle:
eigene Berechnung).
Ertrag aus Sicht der BürgerInnenBeispiel: Ankauf von 10 Bausteinen zu je 500 EUR
Geldeinlage 5.000 EUR
Verzinsung Kapitalsparbuch 3% p.a.
Kapitalertragssteuer 25%
Laufzeit 10 Jahre
Zinsen Kapitalsparb. nach 10 J 1.500 EUR
Zinsen nach KESt (25%) 1.125 EUR
Kapital anch 10 Jahren 6.125 EUR
Rückzahlung je 1000 EUR 1.225 EUR
Bei einem Ankauf von 10 Bausteinen zu insgesamt 5.000 EUR ergeben sich nach
einer Laufzeit von 10 Jahren Zinsen von 1.125 EUR (nach Abzug der
Kapitalertragssteuer). Die Rückzahlung pro investierten 1.000 EUR beträgt 1.225
EUR.
5.3.2.4 Optimierte Variante (Sparbuchmodell)
Für die optimierte Variante werden (wie im Sale-and-Lease-Back Modell der
Variante 1) um 15% geringere Investitionskosten (1.500 EUR/kWp) und ein höherer
spezifischer Ertrag von 1.100 kWh/kWp im Vergleich zum Ausgangsszenario
angenommen.
In Anlehnung an das Sparbuchmodell der Stadtgemeinde Hainfeld (Kapitel 4.2.1)
werden die fixen Kreditzinsen von 3,5% (Ausgangssituation) auf 2,5% p.a. gesenkt
(Bankenaufschlag bleibt bei 0,5% p.a.). Dadurch bekommen auch die Bürger nur
noch eine Kapitalsparbuch-Verzinsung von 2% p.a. (statt 3% p.a. in der
Ausgangssituation). Die Kreditlaufzeit für den Betreiber (die Gemeinde) wird von 13
Jahren auf 20 Jahre verlängert. In den ersten 5 Betriebsjahren werden nur
Kreditzinsen bezahlt, die Tilgung erfolgt in den Betriebsjahren 6 bis 20.
Unter diesen optimierten Rahmenbedingungen ergibt sich nach einer Laufzeit von
25 Jahren ein positiver Kapitalwert von etwa 28.400 (Abb. 13).
5. Fallstudie
-- 110--
Abb. 13: Kumulierte diskontierte Einzahlungsüberschüsse bei optimierten
Rahmenbedingungen für das Sparbuchmodell (Fallstudie Berg): Investitionskosten
1.500 EUR/kWp, spezifischer Ertrag von 1.100 kWh/kWp; Kreditzinsen 2,5% p.a.;
Kreditlaufzeit 20 Jahre, Tilgung in den Betriebsjahren 6 – 20 (Quelle: eigene
Berechnung).
Nach den ersten 5 Betriebsjahren (in denen noch kein Kapital an die Bank
zurückgezahlt wird) liegt der Kapitalwert bei etwa +37.000. In den Betriebsjahren 6
bis 11 steigt der der Kapitalwert langsam auf den Höchststand von etwa 38.300 und
sinkt im 12. Betriebsjahr auf Grund der Kosten für den Wechselrichtertausch auf
etwa 26.600. In den Betriebsjahren 13 bis 20 sinkt der Kapitalwert auf Grund der
Kosten für den Umbau auf Überschusseinspeisung und der Kapitalrückzahlung auf
den Wert von etwa 14.200. In den Betriebsjahren 21 bis 25 (nach Auslaufen der
Kreditrückzahlungen an die Bank) kann über die Erlöse aus dem Stromverkauf und
den vermiedenen Stromkosten schließlich ein deutlich positiver Kapitalwert von
28.400 erreicht werden. Das Projekt erzielt unter diesen optimierten Bedingungen
genügend Einzahlungsüberschüsse, um die Kosten für Wechselrichtertausch und
Umbau auf Überschusseinspeisung sowie die Kapitalrückzahlung zu finanzieren.
Aus Sicht der Bürger sinken die Erträge auf Grund der geringeren
Kapitalsparbuchverzinsung von 2% p.a.: Bei einer Einlage von 5.000 EUR ergeben
5. Fallstudie
-- 111--
sich nach einer Laufzeit von 10 Jahren Zinsen von 750 EUR (nach Abzug der
Kapitalertragssteuer) bzw. eine Rückzahlung von 1.150 EUR bei einer Investition
von 1.000 EUR.
5.3.3 Variante 3: Überschusseinspeisung
Sale-and-Lease-back Modell; Kindergartendach (10,29 kWp); Ökostrom AG Haushaltskraftwerk
Für die Variante 3 wird nur die Photovoltaikanlage am Dach des Kindergartens
(10,29 kWp) in Betracht gezogen. Der Kindergarten wurde im September 2011
eröffnet; Öffnungszeiten täglich (Montag – Freitag) von 7.00 – 17.00 Uhr; bei
Schließzeiten von 3 bis 5 Wochen in den Sommermonaten; derzeit werden 2
Kindergruppen betreut. Die Gemeine Berg kann den Stromanbieter für den
Kindergarten selbst bestimmen.
5.3.3.1 Bedingungen für das Modell Haushaltskraftwerk der Ökostrom AG
Einspeisetarif: 16 ct/kWh über eine Laufzeit von 20 Jahren (exkl. Umsatzsteuer).
Dieses Angebot der Ökostrom AG (Haushaltskraftwerk) war allerdings nur bis Ende
November 2012 gültig (Ökostrom AG, 2012). Das aktuell gültige Angebot der
Ökostrom AG für Haushaltskraftwerke (Stand April 2013) bietet nur noch einen
Einspeisetarif von 12 ct/kWh über eine Laufzeit von 10 Jahren (Ökostrom AG, 2013)
Dieses Angebot galt bei folgenden Voraussetzungen:
Die komplette Photovoltaikanlage oder zumindest die Photovoltaik-Module
werden über die oekoplan Energiedienstleistungen GmbH oder einen offiziellen
oekoplan-Partner bezogen (dadurch entstehen um etwa 20% höhere
Investitionskosten; Wychera, persönliche Mitteilung 27.3.2013).
Der Anlagenbetreiber wird Kunde der oekostrom Vertriebs GmbH (Ökostrom
Premium Strombezugstarif; Photovoltaik Austria, 2013b)
Das Verhältnis zwischen Strombezug und Stromlieferung darf maximal 1:10
betragen (bei oekostrom Bezug von 1 kWh, dürfen maximal 10 kWh eingespeist
werden).
5.3.3.2 Kurzbeschreibung der Anlage am Kindergartendach
1 Dachanlage; Nennleistung: 10,29 kWp
Spezifischer Ertrag: 1.000 kWh/kWp (Annahme)
5. Fallstudie
-- 112--
Stromproduktion im ersten Betriebsjahr: 10.290 kWh
Spezifische Errichtungskosten (netto): 2.124 EUR/kWp (Annahme);
etwa 20% höhere Investitionskosten auf Grund des Bezugs der Module über die
oekoplan Energiedienstleistungen GmbH oder einen offiziellen oekoplan-Partner
(siehe oben, Voraussetzungen für das Modell Haushaltskraftwerk der Ökostrom
AG)
Errichtungskosten gesamt (netto): 21.856 EUR
Degradation der Photovoltaikmodule, Betriebskosten; und Rahmenbedingungen
für den Wechselrichtertausch wie bei Variante 1 und 2. Kein Umbau auf
Überschusseinspeisung im 14. Betriebsjahr notwendig.
Verwertung des PV Stroms: Überschusseinspeisung.
o Der Stromverbrauch des Kindergartens liegt bei etwa 5.000 kWh pro Jahr.
Der Stromverbrauch des Kindergartens beliebt über die Laufzeit von 25
Jahren konstant (Annahme).
o Etwa 20% des produzierten Photovoltaikstroms (2.058 kWh im ersten
Betriebsjahr) kann selbst verbraucht werden (Annahme) womit etwa 40%
des Strombedarfes des Kindergartens (etwa 2.000 kWh) im ersten
Betriebsjahr gedeckt werden können (Annahmen; Wychera, persönliche
Mitteilung 27.3.2013)
o Kosten für den Bezugsstrom (Ökostrom Premium) in den ersten 20
Betriebsjahren (brutto): 20,9 ct/kWh; Arbeitspreis 9,49 ct/kWh; (Photovoltaik
Austria, 2013b; Ökostrom AG, 2013a; E-Control Austria, 2013)
o Kosten für den Bezugsstrom (brutto) in den Betriebsjahren 21 bis 25 nach
Ablauf des Modells Haushaltskraftwerk: 16 ct/kWh (Annahme)
o Einspeisetarif an einen Netzbetreiber (netto) in den Betriebsjahren 21 bis 25:
8 ct/kWh (Annahme)
o Stromkostensteigerung: 2% p.a. (Annahme)
Förderungen Kein Ökostrom-Einspeisetarif (OeMAG): Überschusseinspeisung zu Tarifen der
Ökostrom AG (Haushaltskraftwerk).
Investitionsförderung: Keine; wie in Varianten 1 und 2.
Beteiligungsmodell Sale-and-Lease-back Modell
Zielgruppe Teilhaber: Bürger der Gemeinde Berg sowie der Nachbargemeinden
(Annahme)
5. Fallstudie
-- 113--
500 EUR pro Anteil / Paneel (Annahme)
Stückelung: Maximal 10 Anteile (maximale Investitionssumme 5.000 EUR)
Form der Rückzahlung: Fixe Verzinsung von 3% p.a. auf das eingesetzte
Kapital; Auszahlung des Kapitals am Ende der Laufzeit nach 13 Jahren.
Laufzeit des Beteiligungsmodells: 13 Jahre
Kosten für das Beteiligungsmodell (Vertragserstellung, Verwaltung): werden bei
dieser Variante nicht dem Projekt nicht zugerechnet (Annahme).
Steueraspekte: Wie in Variante 1.
Finanzierung: Die Anlage wird zu 100% über das Sale-and-Lease-back Modell
finanziert
5. Fallstudie
-- 114--
5.3.3.3 Ertragsberechnung aus Sicht der Betreiber (dynamische Investitionsrechnung)
Fallstudie Berg; Variante 3: Sale-and-Lease-back Modell für die Finanzierung der Anlage am Kindergartendach (10,29 kWp); Überschusseinspeisung (Ökostrom AG Haushaltskraftwerk)
Investitionen Daten zur Anlage Wirtschaftliche Eckdaten Überschusseinspeisung
Spez. Investkosten netto 2.124 EUR/kWp Anlagenleistung (4 Anlagen) 10,29 kWp Kalkulationszinssatz 3,0% p.a. Strombedarf Kiga 5000 kWh/J
Gesamt. Investk. Netto 21.856 EUR netto Anzahl Anlagen 1,0 Steig. Betriebsk 2,0% p.a. Eigenverbrauch der PV Produktion 20,0% 2.058,0 kWh im J 1
Kosten Beteiligungsmodell 0 EUR Spez. Ertrag 1.000 kWh/kWp Steig. Stromk. 2,0% p.a. Überschusseinspeisung der PV Prod. 80,0% 8.232,0 kWh im J 1
Sonstige Kosten / Rücklagen 0 EUR Ertrag im J 1 10.290 kWh Körperschaftssteuer 25,0% Strombezug direkt von PV Anlage 41,2% 2.058,0 kWh im J 1
Invest. Förderung 0 EUR Degradation 0,8% p.a. Abschreibungsdauer PV Anlage 20 Jahre Strombezug von Netzbetreiber 58,8% 2.942,0 kWh im J 1
Gesamtinvestition 21.856 EUR Laufende Kosten AfA WR Tausch (J12 - J20) 284,3 EUR p.a. Tarife, Stromkosten
Wechselrichter (WR) -tausch Versicherung, Wartung Betrieb 2,0% Invest.kosten AfA Umb. Übersch. (J14-J20) 0,0 EUR p.a. Einspeisetarif (Ökostrom AG, HH Kraftw erk); J 1-20 0,160 EUR/kWh
Spez. Kosten WR 200 EUR/kWp Pacht 0,0% EUR Finanzierung Einspeisetarif netto, J21-25; 2% Kostensteig. p.a. (Ann.) 0,08 EUR/kWh
Steig. WR Kosten 2,0% p.a. Über Sale-and-Lease-back 100 % Strombezugsk. brutto (Ökostrom Premium); J 1-20 0,209 EUR/kWh
WR-Tausch am Beginn J12 2.559 EUR Verzinsung für Bürger 3,0% p.a. Vermiedene Strombezugskosten brutto (Ann.) 0,16 EUR/kWh
Umbau auf Überschusseinspeisung Tilgung im J13 21.856 EUR p.a.
Durchführung am Beginn J14 14,0 Anzahl Anteile 44
Kosten pro Anlage 0,0 EUR Kosten pro Anteil / Modul 500 EUR
Kosten für Umbau 0,0 EUR Laufzeit Beteiligung 13 Jahre
Laufzeit Anlage 25 Jahre
Jahre Kapital-zufluss
Investition Strom-ertragin kWh
Erlöse Strom-verkauf
Laufende Kosten
WR-Tausch; Umbau
Zinsen 3%
Einzahlungs-überschuss
(Erlöse - Kosten)
Ab-schreibung
Steuer-bemessung
Steuer (KÖSt. 25%)
Einzahlungs-überschuss nach Steuer
Tilgung Stromkosten Kindergarten
ohne PV (in EUR)
Strombezug Kindergarten
mit PV (kWh)
Stromkosten-ersparnis bei 20% Eigen-verbrauch PV Produktion
(in EUR)
Einzahlungs-überschuss
nach Steuer + Tilgung
Diskontierte Einzahlungs-überschüsse
Kumulierte diskontierte Einzahlungs
-überschüsse
0 21.856 -21.856 0 0 0 0
1 10.290 1.317 -437 -656 224 -1.093 -868 0 224 800 2.942 185 409 398 398
2 10.208 1.307 -446 -656 205 -1.093 -888 0 205 816 2.958 185 390 368 765
3 10.126 1.296 -455 -656 186 -1.093 -907 0 186 832 2.975 185 371 340 1.105
4 10.045 1.286 -464 -656 166 -1.093 -927 0 166 849 2.991 186 352 313 1.418
5 9.965 1.275 -473 -656 147 -1.093 -946 0 147 866 3.007 186 332 287 1.704
6 9.885 1.265 -483 -656 127 -1.093 -966 0 127 883 3.023 186 313 262 1.966
7 9.806 1.255 -492 -656 107 -1.093 -986 0 107 901 3.039 186 293 238 2.204
8 9.727 1.245 -502 -656 87 -1.093 -1.005 0 87 919 3.055 186 273 215 2.420
9 9.650 1.235 -512 -656 67 -1.093 -1.025 0 67 937 3.070 186 253 194 2.614
10 9.572 1.225 -522 -656 47 -1.093 -1.046 0 47 956 3.086 185 233 173 2.787
11 9.496 1.215 -533 -656 27 -1.093 -1.066 0 27 975 3.101 185 212 153 2.940
12 9.420 1.206 -544 -2.559 -656 -2.552 -1.377 -3.929 0 -2.552 995 3.116 185 -2.367 -1.660 1.279
13 9.344 1.196 -554 -656 -14 -1.377 -1.391 0 -14 -21.856 1.015 3.131 185 -21.685 -14.767 -13.487
14 9.270 1.187 -565 0 621 -1.377 -756 0 621 1.035 3.146 184 805 532 -12.955
15 9.196 1.177 -577 600 -1.377 -777 0 600 1.056 3.161 184 784 503 -12.451
16 9.122 1.168 -588 579 -1.377 -798 0 579 1.077 3.176 183 763 475 -11.976
17 9.049 1.158 -600 558 -1.377 -819 0 558 1.098 3.190 183 741 448 -11.528
18 8.977 1.149 -612 537 -1.377 -840 0 537 1.120 3.205 182 719 423 -11.105
19 8.905 1.140 -624 516 -1.377 -862 0 516 1.143 3.219 182 697 398 -10.708
20 8.834 1.131 -637 494 -1.377 -883 0 494 1.165 3.233 181 675 374 -10.334
21 8.763 833 -650 184 184 -46 138 1.189 3.247 803 941 506 -9.828
22 8.693 843 -663 181 181 -45 136 1.213 3.261 817 953 497 -9.331
23 8.623 853 -676 177 177 -44 133 1.237 3.275 832 965 489 -8.842
24 8.554 863 -689 174 174 -44 131 1.262 3.289 847 977 481 -8.362
25 8.486 874 -703 170 170 -43 128 1.287 3.303 862 990 473 -7.889
234.004 28.700 -14.001 -2.559 -8.524 3.616 -24.415 -222 3.395 -21.856 25.624 78.199 7.849 -10.612 -7.889
Kapitalw ert -7.889
5. Fallstudie
-- 115--
Abb. 14: Kumulierte diskontierte Einzahlungsüberschüsse (= Kapitalwerte) beim
Sale-and-Lease-back Modell für die Photovoltaikanlage am Kindergartendach
(10,29 kWp), Überschusseinspeisung als Haushaltskraftwerk / Ökostrom AG;
Ausgangsszenario; Laufzeit 25 Jahre; Kalkulationszinssatz 3%; weitere
Erläuterungen zu den Rahmenbedingungen im Text (Quelle: eigene Berechnung).
Der Kapitalwert ist unter den Ausgangsbedingungen nach einer Laufzeit von 25
Jahren deutlich negativ bei -8.000. Im 11. Betriebsjahr liegt der Kapitalwert bei etwa
+3.000. Mit dem Wechselrichtertausch im 12. Betriebsjahr und der
Kapitalrückzahlung im 13. Betriebsjahr sinkt der Kapitalwert auf etwa -13.500. Durch
die Erlöse aus Stromverkauf und Stromeinsparungen in den Jahren 14 bis 25
verbessern sich die Kapitalwerte zwar kontinuierlich, unter den gegebenen
Rahmenbedingungen kann aber innerhalb der Laufzeit von 25 Jahren kein positiver
Kapitalwert erreicht werden.
5. Fallstudie
-- 116--
5.3.3.4 Ertragsberechnung aus Sicht der Bürger
Tabelle 11: Ertrag aus Sicht der Bürger am Ende der Laufzeit von 13 Jahren;
Fallstudie Berg, Variante 3 Überschusseinspeisung, Ausgangsszenario, Verzinsung
von 3% p.a. (Quelle: eigene Berechnung)
Ertrag aus Sicht der BürgerInnenBeispiel: Ankauf von 10 Anteilen zu je 500 EUR
Beteiligungssumme 5.000 EUR
Verzinsung auf eingesetztes Kapital p.a. 3% p.a.
Verzinsung 150 EUR p.a.
Laufzeit 13 Jahre
Verzinsung nach 13 J 1.950 EUR
Kapital nach 13 J (Verzinsung + Tilgung) 6.950 EUR
Rückzahlung je 1000 EUR 1.390 EUR
Bei einem Ankauf von 10 Anteilen zu insgesamt 5.000 EUR ergeben sich nach einer
Laufzeit von 13 Jahren Zinsen von 1.950 EUR. Die Rückzahlung pro Investition von
1.000 EUR beträgt 1.390 EUR.
5.3.3.5 Optimierte Variante (Überschusseinspeisung)
Für die optimierte Variante werden geringere Investitionskosten von 1.800
EUR/kWp (1.500 EUR/kWp plus 20% auf Grund des Bezugs der Module über die
oekoplan Energiedienstleistungen GmbH) statt 2.124 EUR/kWh und (in Anlehnung
an die oben ausgeführten optimierten Varianten für das Sale-and-Lease-back und
das Sparbuchmodell) ein höherer spezifischer Ertrag von 1.100 kWh/kWp im
Vergleich zum Ausgangsszenario angenommen.
Die Verzinsung für die Bürger wird von 3% p.a (Ausgangsszenario) auf 2,0% p.a.
gesenkt.
5. Fallstudie
-- 117--
Abb. 15: Kumulierte diskontierte Einzahlungsüberschüsse bei optimierten
Rahmenbedingungen für das Sale-and-Lease-back Modell für die
Photovoltaikanlage auf dem Kindergartendach (10,29 kWp);
Überschusseinspeisung als Haushaltskraftwerk / Ökostrom AG; spezifische
Investitionskosten 1.800 EUR/kWp, spezifischer Ertrag 1.100 kWh/kWp; Verzinsung
für die Bürger 2,0% p.a. (Quelle: eigene Berechnung).
Auch unter diesen optimierten Rahmenbedingungen ergibt sich nach einer Laufzeit
von 25 Jahren ein negativer Kapitalwert von etwa –3.600 (Abb. 15).
Im 11. Betriebsjahr beträgt der Kapitalwert etwa +6.300. Mit dem
Wechselrichtertausch und der Kapitalrückzahlung sinkt der Kapitalwert im 13.
Betriebsjahr auf etwa -10.000. Durch die Erlöse aus Stromverkauf und
Stromeinsparungen in den Jahren 14 bis 25 verbessern sich die Kapitalwerte zwar
kontinuierlich, unter den gegebenen optimierten Annahmen kann aber innerhalb der
Laufzeit von 25 Jahren kein positiver Kapitalwert erreicht werden.
Erst unter der Annahme von spezifischen Investitionskosten von 1.500 EUR ergibt
sich nach der Laufzeit und unter den angenommenen optimierten
Rahmenbedingungen ein knapp positiver Kapitalwert von etwa +400.
5. Fallstudie
-- 118--
Setzt man geringere Betriebskosten an (1,2% statt 2% der Investitionskosten), so
ergibt sich am Ende der Laufzeit unter den oben genannten optimierten Annahmen
auch bei spezifischen Investitionskosten von 1.800 EUR/kWh ein positiver
Kapitalwert von etwa +120.
Aus Sicht der Bürger sinken die Erträge auf Grund der geringeren Verzinsung 2,0%
p.a.: Bei einer Einlage von 5.000 EUR ergeben sich nach einer Laufzeit von 13
Jahren Zinsen von 1.300 EUR; bzw. eine Rückzahlung von 1.260 EUR bei einer
Investition von 1.000 EUR.
5.4 Empfehlungen
5.4.1 Sale-and-Lease-back-Modell
Wirtschaftlichkeit: Eine Finanzierung aller 3 Photovoltaikanlagen (71,79 kWp) über das Sale-and-
Lease-back Modell ist bei einem Ökostromeinspeisetarif von 18ct/kWh
(Resttopftarif) und einem konservativen Ausgangsszenario wirtschaftlich nicht
darstellbar (Variante 1, Kapitel 5.3.1). Mit den zunächst angenommenen
Rahmenbedingungen (z.B. Ökostromeinspeisetarif 0,18 ct/kWh - „Resttopftarif“;
Betriebskosten bei 2% der Investitionskosten, Kalkulationszinssatz 3%) wird erst bei
spezifischen Investitionskosten von 1.600 EUR/kWp (statt 1.770 EUR/kWh) bzw.
einem spezifischen Ertrag von etwa 1.100 kWh/kWp (statt 1.000 kWh/kWp) ein
knapp positiver Kapitalwert nach der Laufzeit von 25 Jahren erreicht
(Sensitivitätsanalyse, Kapitel 5.3.1.3). Unter optimierten Rahmenbedingungen
(Investitionskosten von 1.500 EUR/kWh und einem spezifischen Ertrag von 1.100
kWh/kWp; Kapitel 5.3.1.5) ergibt sich ein deutlich positiver Kapitalwert für den
Betreiber nach einer Laufzeit von 25 Jahren.
Allerdings entsteht auch unter optimierten Bedingungen ein Refinanzierungsbedarf
für das Projekt; vor allem auf Grund der Kapitalrückzahlung an die Bürger. Beim Fall
der endfälligen Kapitalrückzahlung entsteht am Ende der Laufzeit des
Beteiligungsmodells ein größerer Refinanzierungsbedarf im 13. und 14.
Betriebsjahr. Im Fall der periodischen Tilgung entsteht ein kontinuierlicher, aber pro
Jahr gesehen geringerer Refinanzierungsbedarf über die Betriebsjahre 5 bis 14.
Zunächst wäre mit einem Steuerberater prüfen, ob diese Verluste aus der
Umsetzung mit dem Beteiligungsmodell mit etwaigen Gewinnen der Gemeinde
gegenverrechnet und steuerlich geltend gemacht werden können.
5. Fallstudie
-- 119--
Außerdem wäre zu prüfen, ob der Refinanzierungsbedarf aus Rücklagen der
Gemeinde abgedeckt werden könnte, oder ob die Aufnahme von weiteren Darlehen
(Bankkrediten) notwendig wäre.
Überdies könnte erwogen werden, nur eine oder zwei Anlagen, die besonders
attraktiv für die Bürger vermarktbar erscheinen, über die „teurere“ Bürgerbeteiligung
zu finanzieren (3% Verzinsung) und den Rest der Anlagen über Eigenmittel oder
Bankkredite (etwa 2,5% Verzinsung) zu finanzieren. Dadurch könnte das
Beteiligungsmodell in kleinerem Rahmen und mit weniger Risiko getestet und
Erfahrungswerte gesammelt werden.
Aufgrund des großen Einflusses der Investitionskosten auf die Wirtschaftlichkeit des
Projektes, könnte in Anlehnung an ähnlich gelagerte Projektbeispiele aus anderen
Gemeinden erwogen werden, die Kosten für die Erstellung, Vermarktung und
Administration des Projektes aus Gemeindemitteln zu finanzieren und nicht in das
Projekt zu verrechnen. Aus dem Projekt lassen sich auch unter optimierten
Bedingungen keine großen wirtschaftlichen Gewinne für die Gemeinde als Betreiber
lukrieren. Das finanzielle Risiko und der administrative Aufwand müssen jedenfalls
auch im Hinblick auf den möglichen Zusatznutzen des Projektes (wie etwa
Öffentlichkeitswirkung bzw. der Bewusstseinsbildung über Umwelt und
Energiethemen für die Bevölkerung) in der Gemeinde beurteilt werden.
Vertragsgestaltung: Das Sale-and-Lease-back Modell ist vertraglich relativ flexibel gestaltbar. Das
Modell ist aber relativ neu, es gibt erst einige wenige Erfahrungswerte für die
Umsetzung dieses Modells in österreichischen Gemeinden. Darum sollte bei der
Vertragsausgestaltung juristische Beratung beigezogen werden, um
Unstimmigkeiten oder Konflikte bei der Umsetzung über eine Laufzeit von
beispielsweise 13 Jahren von vorneherein zu vermeiden. Das Sale-and-Lease-back
Modell wird von der Finanzmarktaufsicht nicht als konzessionspflichtiges
Einlagengeschäft (Bankgeschäft) gewertet und es besteht (zumeist) keine
kapitalmarktrechtliche Prospektpflicht (Dellinger, 2012). Über die Energie- und
Umweltagentur in Niederösterreich werden für diese Modell Beratung und
fachkundige Unterstützung bei der Vertragserstellung angeboten (Energie und
Umweltagentur NÖ, 2013).
Die Laufzeit des Beteiligungsmodells wird am besten auf die Laufzeit der
Ökostromeinspeiseförderung (13 Jahre) durch die OeMAG abgestimmt.
Es ist ratsam, das Kündigungsrecht für die beteiligten Bürger über die Laufzeit des
Beteiligungsmodells möglichst auszuschließen, um die Gefahr eines etwaigen Re-
5. Fallstudie
-- 120--
Finanzierungsbedarfs bei frühzeitigem Vertragsausstieg zahlreicher Bürger
möglichst gering zu halten (Rericha, persönliche Mitteilung 10.12.2012). Bei
speziellen Einzelfällen sollten aber Kulanzlösungen von Seiten der Gemeinde als
Betreiber dennoch trotzdem möglich sein.
Wirtschaftliches Risiko für die Gemeinde: Die Gemeinde trägt die volle Haftung, das wirtschaftliche Risiko sowie die
Zuständigkeit für etwaige Wartungsarbeiten. Um das Risiko zu minimieren sollte auf
hohe Qualität bei der Anlagenplanung und -errichtung geachtet werden und eine
Anlagenversicherung (Schadens-, Betriebshaftpflicht- und
Ertragsausfallsversicherung) sowie Wartungsverträge (z.B. mit den Anlagen
Errichtern) abgeschlossen werden; um vor allem das Ertragsausfallsrisiko zu
minimieren.
Verwaltungsaufwand für die Gemeinde: Das Sale-and-Lease back Modell kann relativ rasch und einfach entwickelt und
umgesetzt werden. Der Verwaltungsaufwand ist relativ gering. Die einzelnen
Paneele werden über ihre Seriennummer den einzelnen Bürgern zugeordnet; die
Überweisungen des jährlichen Mietentgeltes an die beteiligten Bürger müssen
gemäß Rückzahlungsplan gewährleistet werden. Für den Verkauf der Paneele
benötigt die Gemeinde eine Gewerbeberechtigung (Simader, persönliche Mitteilung
10.12.2012).
Bewerbungsaufwand für die Gemeinde: Zunächst sollte die Gemeinde versuchen, das Interesse der Bürger an einer
Finanzierungsbeteiligung für die Photovoltaikanlagen in der Gemeinde Berg
beziehungsweise in den Nachbargemeinden abzuschätzen. Je geringer die
Verzinsung bzw. die Erträge für die Bürger ausfallen, desto größer wird unter
Umständen der Aufwand für gezielte Bewerbungsmaßnahmen. Von den Sale-and-
Lease-back Modellen die 2012 in den Medien stark präsent waren (z.B. Wien
Energie) sind Verzinsungen von etwa 3% p.a. bekannt. Sollte die Verzinsung für die
Bürger also deutlich unter 3% pro Jahr liegen, muss die Bewerbung u.U. stärker auf
ideelle Werte bei den Bürgern abzielen (Umweltschutz, Erneuerbare Energie
Produktion in der Region, Gemeinschaftsprojekt in der Gemeinde, regionale
Wertschöpfung, Beitrag für eine Photovoltaikanlage auf dem Dach des
Gemeindekindergartens, etc.).
5. Fallstudie
-- 121--
Falls nach einer ersten Bewerbungsphase für das Projekt sich noch zu wenig
Interessenten für eine Finanzierungsbeteiligung finden, könnte beispielweise die
maximal mögliche Investitionssumme pro Person (von 5.000 EUR auf
beispielsweise 10.000 EUR) erhöht werden.
Risiko und Aufwand für die Bürger: Die Bürger hängen vom wirtschaftlichen Erfolg des Projektes sowie der Bonität des
Projektbetreibers ab und genießen weder einen Anlegerschutz noch eine
Einlagensicherung; bei Insolvenz der betreibenden Gesellschaft können die
Beteiligten die Herausgabe ihrer Module verlangen (Finanzmarktaufsicht, 2012).
Gleichzeitig sind die Risiken (zu geringe Erträge des Projektes; Bonität der
Gemeinde) vergleichsweise gering und die fixen Verzinsung von 3% p.a. im Moment
recht hoch; im Vergleich zu aktuellen Zinsen; etwa bei täglich fälligen Sparbüchern
von weniger als 1% p.a. Außerdem sind die Investitionssummen (maximal 5.000
EUR) und damit das Ausfallsrisiko für die Bürger als relativ gering zu bewerten.
Die Erträge aus dem Sale-and-Lease-back Geschäft sind nicht endbesteuert und
müssen von den Bürgern in der Einkommenssteuer berücksichtigt werden.
Allerdings gibt es für nichtselbständig beschäftigte Personen einen
Veranlagungsfreibetrag von 730 EUR pro Jahr.
Information an die Bürger: Die wichtigsten Eckdaten des Projektes müssen knapp und klar kommuniziert
werden und von den Bürgern innerhalb von fünf Minuten verstanden werden
können. Informationen über Mietentgelte, Einkommensversteuerung und mögliche
Risiken müssen transparent und offen kommuniziert werden. Auf die exakte
Wortwahl bei Informationsveranstaltungen und sämtlichen relevanten Unterlagen ist
zu achten; missverständliche Begriffe wie „Beteiligung“ (die Bürger sind nicht am
Gewinn des Gesamtprojektes „beteiligt“; sondern binden ihr Geld über 13 Jahre für
eine fixe und erfolgsunabhängige Rendite) oder „Darlehen“ (es handelt sich hier um
kein konzessionspflichtiges Einlagengeschäft) sollten jedenfalls gemieden werden.
Um das Potential für gute Öffentlichkeitswirkung und Bewusstseinsbildung zu
nützen, sollte zumindest über den Ertrag der Photovoltaikanlagen regelmäßig
öffentlich informiert werden (Informationsmonitor, Gemeindemedien,
Gemeindeveranstaltungen, etc.).
5. Fallstudie
-- 122--
Identifikation der Bürger mit dem Projekt: Auch wenn die Beteiligten die Eigentümer ihrer Module sind, besteht für sie keine
Möglichkeit der direkten Mitbestimmung im Projekt (Gruber et al., 2012). Für die
Bürger steht einerseits der finanzielle Aspekt im Vordergrund („Mietentgelte“),
gleichzeitig sind ideelle Werte (Umweltschutz; Ausbau Erneuerbarer Energie, etc.)
sowie die Identifikation der Bürger mit dem Projekt - durch den Kauf und Besitz
eines eigenen Anlagenteils - durchaus wichtig und stark (ecowatt, 2012).
5.4.2 Sparbuchmodell
Wirtschaftlichkeit: Die Wirtschaftlichkeit hängt stark von der Kooperationsbereitschaft der regionalen
Bankfiliale (Zinskonditionen für die Sparbücher bzw. den Kreditkonditionen für die
Gemeinde; Höhe des Bankenaufschlags, Laufzeiten für den Kredit bzw. für die
Sparbücher) sowie der Größe des Projektes ab (Investitionssumme, Anzahl der
Sparbücher, etc.). In der optimierten Variante (Investitionskosten bei 1.500
EUR/kWp; spezifischer Ertrag von 1.100 kWh/kWp; Kreditverzinsung von 2,5%,
Tilgung in den Betriebsjahren 6 bis 20) ist das Projekt ökonomisch gut darstellbar
(Kapitel 5.3.2.4); es entsteht kein Refinanzierungsbedarf innerhalb der
Projektlaufzeit. Fraglich ist allerdings, ob der Gemeinde von der Bank fixe
Zinskonditionen über eine Laufzeit von 20 Jahren angeboten werden können.
Innerhalb dieses Zeitraums wird sich die momentan sehr niedrige
Kapitalmarktverzinsung mit großer Sicherheit verändern.
Aufschläge der Bank (zur Kostendeckung des Aufwandes von Seiten der Bank)
bewegen sich üblicherweise im Bereich von Angebote von 0,5% - 0,65% (Rericha,
persönliche Mitteilung 10.12.2013); ein Verzicht der Bank auf einen Aufschlag war
bislang nur beim Sparbuchmodell der Gemeinde Baden möglich (Koch, persönliche
Mitteilung, 3.9.2012).
Auch hier gilt, dass das finanzielle Risiko und der administrative Aufwand für die
Gemeinde wahrscheinlich nur durch einen etwaigen Zusatznutzen (wie etwa
Öffentlichkeitswirkung bzw. der Bewusstseinsbildung über Umwelt und
Energiethemen für die Bevölkerung) in der Region aufgewogen werden können.
Vertragsgestaltung: Das Sparbuchmodell kann prinzipiell relative flexibel gestaltet werden. Etwaige
Probleme des Beteiligungsmodells mit der Finanzmarktaufsicht
(konzessionspflichtiges Einlagengeschäft; Prospektpflicht) sind hier hinfällig.
5. Fallstudie
-- 123--
Im Prinzip gibt bei diesem Modell die Bank projektgebundene Kapitalsparbücher an
die Bürger aus und reicht die hereinkommenden Mittel als Kredit zweckgebunden an
die Gemeinde als Betreiber weiter. Zu beachten wäre, in wieweit in der vertraglichen
Ausgestaltung zwischen der Bank und der Gemeinde die Höhe und die Laufzeit der
Spareinlagen an die Höhe und die Laufzeit des Kredites gekoppelt wird. Im Fall
einer solchen Koppelung könnte die Bank unter Umständen die Kreditkonditionen
für die Gemeinde verändern oder gar den Kredit fällig stellen, wenn beispielweise
viele Bürger gleichzeitig ihr Geld vom Sparbuch vor Laufzeitende beheben wollen.
Bei einer Koppelung von Sparbuch und Kreditausgestaltung sollte die Laufzeit
möglichst mit der Amortisationszeit der Anlage abgestimmt werden; zumindest aber
mit der Dauer der Ökostromeinspeisetarif-Förderung der OeMAG (13 Jahre). Zu
vermeiden sind bei einer solchen Kopplung jedenfalls Sparbuchlaufzeiten die kürzer
sind als die Kreditlaufzeit (z.B. Sparbuchlaufzeit 5 Jahre; Kreditlaufzeit 10 Jahre), da
nicht gewährleistet werden kann, dass nach 5 Jahren wieder ausreichend Bürger
gefunden werden können, die ihr Sparbuch weiter verlängern bzw. ein neues
Sparbuch anlegen wollen und außerdem die Gemeinde mit der Bank die
Kreditbedingungen wieder neu verhandeln wird müssen (Rericha, persönliche
Mitteilung 10.12.2012).
Wirtschaftliches Risiko der Gemeinde Die Gemeinde als Betreiber haftet für die Anlage und trägt auch das Risiko des
Anlageertrags.
Verwaltungs- und Bewerbungsaufwand für die Gemeinde Für die Gemeinde als Betreiber liegt der Hauptaufwand in den Verhandlungen der
Sparbuch- und Kreditkonditionen mit der Bank, bzw. in der Bewerbung der
Beteiligungsinitiative. Die Bewerbung (Veranstaltungen, Medien) könnte unter
Umständen von der Bank mit ihrer guten Verankerung in der Region unterstützt
werden. Für die Bank ermöglicht dieser Zugang unter Umständen neue und
zusätzliche Kundenkontakte. Allerdings muss sich in diesem Fall die Gemeinde
auch die Werbe- und Öffentlichkeitswirkung des Projektes mit dem Bankinstitut
teilen. Bei Sparzinsen unter 3% muss unter Umständen (wie bereits für das Sale-
and-Lease-back Modell erwähnt) stärker in gezielte Bewerbungsmaßnahmen für
das Projekt investiert werden.
5. Fallstudie
-- 124--
Risiko und Aufwand für die Bürger Die Bank haftet für die Geldeinlage der Bevölkerung (Einlagensicherung). Für die
Bürger besteht aufgrund der Fixverzinsung kein Risiko (Gruber et al., 2012). Die
Kapitalsparbücher sind endbesteuert (Kapitalertragssteuer). Ein Risiko könnte die
fixe Sparbuchverzinsung über einen relativ langen Zeitraum von 13 Jahren sein, da
das Zinsniveau in diesem Zeitraum steigen könnte und sich dadurch bessere
Möglichkeiten für Alternativveranlagungen ergeben.
Information an die Bürger Die wichtigsten Eckdaten des Projektes müssen (wie bereits für das Sale-and-
Lease-back Modell erwähnt) knapp und klar kommuniziert werden und von den
Bürgern innerhalb von fünf Minuten verstanden werden können. Auch sollten hier
wie bereits erwähnt Begriffe wie „Beteiligung“ in der Bewerbung nicht erwähnt
werden. Die Bürger binden ihr Geld über einen Zeitraum von beispielsweise 13
Jahre bei einer fixen (und begrenzten) Verzinsung und sind nicht „gewinnbeteiligt“.
Die Projektbetreiber bekommen aber aus dem Projekt aber eine erfolgsabhängige
Rendite über die Laufzeit von 25 Jahren.
Identifikation der Bürger mit dem Projekt Mitbestimmung durch die Bürger ist auch in diesem Modell nicht möglich. Es handelt
sich beim Sparbuchmodell prinzipiell um eine sehr schwache Form der
Bürgerbeteiligung, bei der kaum unmittelbaren Beziehungen zwischen der
Gemeinde als Betreiber und den beteiligten Bürgern bestehen.
5.4.3 Überschusseinspeisung (Kindergartendach, 10,29 kWp; Einspeisetarife der Ökostrom AG, Haushaltskraftwerk)
Wirtschaftlichkeit Die Variante 3 (Photovoltaikanlage auf dem Kindergarten Dach, Nennleistung 10,29
kWp, Einspeisetarif der Ökostrom AG Haushaltskraftwerk; Sale-and-Lease-back
Modell) ist nur bei stark optimierten Bedingungen (Investitionskosten von 1.800
EUR/kWh statt 2.124 EUR/kWh; spezifischer Ertrag von 1.100 kWh/kWp statt 1.000
kWh/kWp; Betriebskosten von nur 1,2% anstatt 2% der Investitionskosten und einer
Verzinsung für die Bürger von 2,0% p.a. statt 3% p.a.; Kapitel 5.3.3.5) ökonomisch
darstellbar (d.h. positiver Kapitalwert bei einem Kalkulationszinssatz von 3% und
einer Laufzeit von 25 Jahren).
5. Fallstudie
-- 125--
Zu beachten ist, dass der gewählte Einspeisetarif der Ökostrom AG von 16 ct/ kWh
über 20 Jahre nur bis November 2012 gültig war. Bei den derzeitigen
Einspeisebedingungen der Ökostrom AG (12 ct/ kWh über eine Laufzeit von 10
Jahren) ist die Wirtschaftlichkeit des Projektes entsprechend schwieriger zu
erreichen (positiver Kapitalwert nach 25 Jahren Laufzeit erst bei stark optimierten
spezifischen Investitionskosten von 1350 EUR/kWh)
Die Variante einer Finanzierung der Anlage über Überschusseinspeisung ist
deshalb interessant, weil der Zugang zu den Ökostromeinspeisetarifen der OeMAG
jährlich stark begrenzt und damit höchst unsicher ist. Mit der Genehmigung eines
OeMAG Tarifes (Resttopftarif 18 ct/kWh) im Februar 2013 für die Projekte in der
Gemeinde Berg ist dieser potentielle Vorteil jedoch nicht mehr gegeben.
Dennoch ist diese Variante einer Photovoltaikanlagenfinanzierung über
Überschusseinspeisung mittelfristig für künftige Planungen unter Umständen
hochinteressant. Vor allem dann, wenn es gelingt, den erzeugten Photovoltaik-
Strom in möglichst hohem Maße selbst zu nutzen. Dabei muss die Anlage
entsprechend dem Strombedarf des Gebäudes dimensioniert werden; zur weiteren
Optimierung des Eigenverbrauchs sind u.U. die Anpassungen des Lastengangs der
Verbraucher an die Photovoltaikstrom-Erzeugungskurve; neue Stromverbraucher
(wie z.B. Wärmepumpen) bzw. Stromspeicher notwendig.
5.4.4 Einflussfaktoren auf die Wirtschaftlichkeit
Spezifische Erträge der Photovoltaikmodule (kWh/kWp) Der spezifische Ertrag der Anlage hat großen Einfluss auf die Wirtschaftlichkeit des
Projektes. Bei der Auswahl der Systemkomponenten, der Errichtung und Wartung
der Anlage ist auf höchste Qualität und Sorgfalt zu achten. Für den spezifischen
Ertrag wurde in den Ausgangsbedingungen ein konservativer Wert von 1.000
kWh/kWp angenommen. Ein höherer spezifischer Ertrag von 1.100 kWh/kWp
erscheint zumindest theoretisch möglich und ergibt unter den angenommenen
Ausgangsbedingungen in der Sensitivitätsanalyse der Variante 1 der Fallstudie
(Kapitel 5.3.1.3) einen positiven Kapitalwert nach Ablauf der Betriebslaufzeit. Diese
höhere Annahme für den spezifischen Ertrag wäre allerdings jedenfalls in der
konkreten Anlagensimulation eingehend zu überprüfen. Zu bedenken bleibt auch,
dass mit einem konservativ angesetzten Ertragswert von 1.000 kWh/kWp das Risiko
von einstrahlungsärmeren Jahren bzw. Anlagendefekten und -ausfällen auf die
Projektwirtschaftlichkeit geringer gehalten wird.
5. Fallstudie
-- 126--
Spezifische Investitionskosten (EUR/kWp) Die Investitionskosten haben ähnlich großen Einfluss auf die Wirtschaftlichkeit des
Projektes wie die spezifischen Erträge. Verhandlungen mit den Anlagen Errichtern
bzw. den Lieferanten der Systemkomponenten zahlen sich jedenfalls aus. Die
Kosten für die Entwicklung und Verwaltung des Beteiligungsmodells könnten -
soweit das möglich ist – aus gemeindeeigenen Mitteln finanziert und damit nicht
dem Projekt zugerechnet werden. Etwaige Möglichkeiten einer Investitionsförderung
sollten eventuell noch ausgelotet werden. Spezifische Investitionskosten von 1.400
– 1.500 EUR/kWp erscheinen zurzeit für Beteiligungsanlagen durchaus realistisch
(wie die Projektbeispiele in den Gemeinden Hainfeld, Weyer und der Ökoregion
Kaindorf in Kapitel 4 gezeigt haben). Bei Investitionskosten von 1.600 EUR/kWh
ergab sich bei der Variante 1 in der Fallstudie unter den angenommenen
Ausgangsbedingungen immerhin ein knapp positiver Kapitalwert nach der Laufzeit
von 25 Jahren.
Auch die Kosten für den Wechselrichtertausch am Beginn des 12. Betriebsjahr und
den Umbau auf Überschusseinspeisung am Beginn des 14. Betriebsjahres haben
Einfluss auf die Wirtschaftlichkeit und sollten im Vorfeld der Investition sorgfältig
erhoben und verhandelt werden.
Betriebskosten Laut Photovoltaik Austria (2013c) liegen die jährlichen Betriebskosten bei
Photovoltaikanlagen zwischen 0,5% und 2,0% der Investitionskosten. In den
Berechnungen der drei Varianten wurde mit 2% der Investitionskosten also ein
konservativer Wert angenommen. Die Annahmen für die Betriebskosten sollten in
der Wirtschaftlichkeitsanalyse nicht zu tief angesetzt werden, um auch
unvorhergesehene Kosten von Wartungsarbeiten, Anlagenausfällen und
Reparaturen noch mit dem Anlagenertrag finanzieren zu können. Betriebs- und
Wartungskosten verringern sich in Relation zu Größe und Anzahl der Anlagen. Ein
Betrieb von mehreren Anlagen ermöglicht jedenfalls Synergien.
Die jährliche Steigerung der Betriebskosten hat großen Einfluss auf die
Wirtschaftlichkeit des Projektes und sollte jährlich überwacht werden.
Strombezugskosten und Einspeisetarife Die Strombezugskosten sind entscheidend für die Abschätzung der Erträge aus den
vermiedenen Stromkosten nach Ablauf der OeMAG Ökostromeinspeisetarife. Mit
16ct/kWh wurden diese Strombezugskosten für Gemeinden möglicherweise
5. Fallstudie
-- 127--
überschätzt. Bei Strombezugskosten von etwa 13ct/kWh ist die Wirtschaftlichkeit
der Projekte bereits um einiges schwieriger darstellbar.
Die jährliche Steigerung der Strombezugskosten bzw. der Einspeisetarife an den
Netzbetreiber nach Ablauf der OeMAG Tarife hat ebenfalls Einfluss auf die
Wirtschaftlichkeit und sollten jährlich überwacht werden.
Der Eigenverbrauch des Photovoltaikstroms nach Ablauf des OeMAG Tarifes wurde
mit 20% pro Jahr angenommen. Der Eigenverbrauch ist im Vorfeld des Umbaus auf
Überschusseinspeisung genau zu ermitteln und gegebenenfalls
Optimierungsoptionen (z.B. Anpassung des Lastengangs an die Erzeugungskurve,
neue Stromverbraucher wie etwa Wärmepumpen; Stromspeicher) zu erheben.
5.5 Aktuelle Situation (Stand April 2013)
Die Gemeinde Berg hat sich schließlich gegen eine Finanzierung der Anlagen über
Bürgerbeteiligung entschieden. Alle drei Anlagen werden von der Firma PROFES
(Professional Energy Services GmbH) auf eigene Kosten und Risiko errichtet,
betrieben und gewartet. Die Gemeinde verpachtet dabei die Dachflächen an die
Firma PROFES. Die Pachteinnahmen für die Gemeinde werden grob auf etwa
20.000 EUR über 25 Jahre geschätzt. Die Pachtentgelte werden dabei
folgendermaßen berechnet (Wychera, persönliche Mitteilung 28.3.2013):
Betriebsjahre 1 bis 13: Pachtentgelt = 55 * Leistung * Tarif
55* 71,79 kWp * 0,18 EUR = 710 EUR p.a.
Ab den 14. Betriebsjahr: Pachtentgelt = 110 * Leistung * Tarif
110 * 71,79 kWp * 0,12 EUR (Annahme) = 947 EUR p.a
Die medialen Diskussionen rund um Probleme von einfachen Darlehensmodellen
mit der Finanzmarktaufsicht haben letztlich auch in der Gemeinde Berg offenbar zu
einer zurückhaltenderen Einstellung bezüglich der Umsetzung einer
Beteiligungsinitiative geführt.
Für die Sale-and-Lease-back Variante wurde von Seiten der Gemeinde vor allem
ein erhöhter Verwaltungsaufwand in der Umsetzung befürchtet.
Das Sparbuchmodell scheint in der Gemeinde politisch wenig Zuspruch bekommen
zu haben, weil in diesem Fall für die Bürgerbeteiligung erst Recht wieder eine Bank
zur Finanzierung eingeschaltet werden muss. In ersten Gesprächen mit lokalen
Bankfilialen wurden Bankaufschläge (für die Abdeckung der Verwaltungskosten der
Bank) von 0,2% - 0,5% erhoben.
5. Fallstudie
-- 128--
Die Finanzierung über Bürgerbeteiligung wurde in der Gemeinde als teuer erachtet
(3% Verzinsungen) im Vergleich zu einer Finanzierung über einen Bankkredit (bei
Kreditzinsen von 2,25% - 2,7%) bzw. aus Eigenmitteln. Die potentielle Werbe- und
Öffentlichkeitswirkung einer Beteiligungsinitiative schien aus Sicht der Gemeinde
diese höheren Finanzierungskosten offenbar nicht zu rechtfertigen. Außerdem
wurde mit der Umsetzung eines Beteiligungsmodells eine „Umverteilung nach
Oben“ befürchtet. Das Modell würde eher wohlhabendere Schichten in der
Bevölkerung ansprechen, die tatsächlich Kapital für eine Investition in das Projekt zu
Verfügung hätten. Gleichzeitig müsste unter Umständen aber von der Gemeinde die
höheren Renditen, die den beteiligten Bürgern ausbezahlt werden, eventuell wieder
über Abgaben von der gesamten Bevölkerung eingehoben werden.
Die Idee einer Finanzierung der Anlagen über eine Bürgerbeteiligung wurde daher
von der Gemeinde schließlich abgelehnt, zugunsten der weit risikofreieren und für
die Gemeinde weniger aufwändigen Verpachtung der Dachflächen an einen
externen Betreiber. Die Photovoltaikanalgen auf den gemeindeeigenen Dächern
können natürlich auch in dieser Variante für Öffentlichkeitsarbeit und
Bewusstseinsbildung (Gemeindemedien, Informationsmonitor) genutzt werden.
6. Schlussfolgerungen
-- 129--
6 Schlussfolgerungen
In den Schlussfolgerungen werden zunächst Vor- und Nachteile von verschiedenen
Rechts- und Organisationsformen für die Umsetzung von Photovoltaik-
Beteiligungsinitiativen in Gemeinden zusammengefasst und für eine Auswahl dieser
Organisationsformen eine Kurzcharakteristik erarbeitet. In einem weiteren Schritt
wird der Einfluss von verschiedenen Faktoren auf die Wirtschaftlichkeit von
Beteiligungsprojekten erörtert und eine Liste von Erfolgsfaktoren für die Umsetzung
von Beteiligungsprojekten in Gemeinden erstellt. Schließlich wird versucht, den
aktuellen Stand sowie mögliche künftige Entwicklungen von Beteiligungsinitiativen in
österreichischen Gemeinden einzuschätzen und zu beurteilen.
6.1 Vor- und Nachteile der Organisationsformen
In der vorliegenden Arbeit wurden insgesamt 12 Rechts- und Organisationsformen
für Beteiligungsinitiativen näher betrachtet (siehe Anhang 4). Dabei erscheinen zwei
Organisationsformen für die konkrete Umsetzung nicht geeignet zu sein: einfache
Darlehensmodelle aufgrund ihres möglichen Konfliktes mit dem Bankwesengesetz
sowie die Rechtsform des Vereins wegen der Problematik, dass zwar Gewinne
erzielt, nicht jedoch an Vereinsmitglieder oder externe Personen ausgeschüttet
werden dürfen.
Für die weiteren 10 Organisationsformen werden Anwendungsmöglichkeiten sowie
Vor- und Nachteile bei der Umsetzung in Gemeinden in der folgenden Tabelle
zusammengefasst.
6. Schlussfolgerungen
-- 130--
Tabelle 12: Vor- und Nachteile sowie Anwendungsmöglichkeiten in Gemeinden von
10 Organisationsformen für Bürgerbeteiligungs-Photovoltaikanlagen (Quelle: eigene
Zusammenstellung).
Organisationsform / Anwendungsmöglichkeit
Vorteile Nachteile
Schuldenrechtliche Beteiligungsmodelle
Rückzahlung in Gutscheinen
eingeschränkte
Anwendungsmöglichkeit
für Gemeinden
+ einfache Abwicklung
+ Kundenbindung an den
Betreiber
+ keine Hindernisse bzgl.
Bankwesengesetz und
Prospektpflicht
~ keine Mitgestaltungs-
möglichkeit für die Bürger
Strombezugsrecht
(Stromgutschrift)
eingeschränkte
Anwendungsmöglichkeit
für Gemeinden
+ einfache Abwicklung
+ Kundenbindung an den
Betreiber
+ keine Hindernisse bzgl.
Bankwesengesetz und
Prospektpflicht
~ ev. Risiko der Strom-
preisentwicklung für den
Anbieter
~keine Mitgestaltungs-
möglichkeit für die Bürger
Sale-and-Lease-back gute Anwendungs-
möglichkeit in
Gemeinden
geeignet v.a. für
Photovoltaik (Stückelung
in Paneele)
kleine und große
Anlagen möglich
+ flexible Gestaltung
+ rasche und einfache
Umsetzung
+ geringer Verwaltungs-
aufwand
+ kein Bankgeschäft
+ kein Kapitalmarktprospekt
(je nach Gestaltung)
~ fixe Verzinsung
~möglicher Refinanzierungs-
bedarf (beim Ausstieg vieler
Bürger)
~keine Mitgestaltungs-
möglichkeit der Bürger
~wirtschaftliches Risiko der
Gemeinde (aber:
Versicherung)
‒Gewerbeberechtigung (für
Verkauf von Paneelen)
Überlassen von Dachflächen (Contracting)
eingeschränkte
Anwendungsmöglichkeit
für Gemeinden
+ kein Bankgeschäft
+ kein Kapitalmarktprospekt
6. Schlussfolgerungen
-- 131--
Organisationsform / Anwendungsmöglichkeit
Vorteile Nachteile
Schuldenrechtliche Beteiligungsmodelle
Unternehmensanleihen
(Genussrechte)
noch kein Umsetzungs-
beispiel in Österreich
Ausgabe von
Genussrechten durch
ein bestehendes
Unternehmen, das als
Schirm (Kompetenz-
zentrum, Großeinkauf
von PV-Systemen) für
viele Beteiligungs-
anlagen dienen kann
+ geringer Verwaltungs-
aufwand
+ flexible Gestaltung
+ kein Bankgeschäft
~ Prospektpflicht (ab 150
Personen und 100.000 EUR)
~ keine Mitgestaltungs-
möglichkeit der Bürger
~ im Extremfall Totalverlust
des Kapitals für die Bürger
Mittelbare Beteiligungsmodelle
Sparbuchmodell
gute Anwendungs-
möglichkeit in
Gemeinden
kleine und große
Anlagen möglich
+ flexible Gestaltung
+ rasche und einfache
Umsetzung
+ kein Problem mit
Bankwesengesetz und
Prospektpflicht
~ Abhängigkeit des
Betreibers von der
Kooperationsbereitschaft der
Bank
~ Bankenaufschlag
~ kein Beteiligungsmodell im
engen Sinn
~ möglicher Re-
finanzierungsbedarf bei zu
kurzen Sparbuchlaufzeiten
6. Schlussfolgerungen
-- 132--
Organisationsform / Anwendungsmöglichkeit
Vorteile Nachteile
Gesellschaftsrechtliche Beteiligungsmodelle
Gesellschaft bürgerlichen Rechts (GesbR)
Geeignet für wenig
komplexe Projekte bis
700.000 Euro
Jahresumsatz
Meist von Bürgern
initiiert
+ flexible Gestaltung
+ rasche und einfache
Gründung und Umsetzung
+ volle Mitbestimmung der
Bürger möglich (aber auch
Mitwirkungspflicht)
+ kein Problem mit
Bankwesengesetz (sofern
Verlustteilnahme nicht
ausgeschlossen wird)
+ kein Problem mit
Prospektpflicht (sofern das
eingebrachte Vermögen von
den Gesellschaftern selbst
verwaltet wird)
~ unbeschränkte und
persönliche Haftung der
Gesellschafter (aber:
Versicherungen)
~ keine Parteifähigkeit
~ Gesellschafter müssen
Einkommenssteuer erstellen,
wenn der Veranlagungs-
freibetrag von 730 EUR
überschritten wird (Aufwand)
Gesellschaft mit beschränkter Haftung & Compagnie Kommanditgesellschaft
(GmbH & Co. KG)
geeignet eher für
größere Projekte in
Gemeinden
umsetzbar bei
Finanzierungsvolumen
unter 100.000 EUR
(dann aber ev. zu
aufwendig) oder ab
Volumen von 1 Mio EUR
(Aufwand und Prospekt
rentieren sich)
+ flexible Gestaltung
+ Haftungsbeschränkung
der Bürger (Kommanditisten)
+ Rechtsform der Publikums
KG für Vielzahl von
Kommanditisten
+ unternehmerische
Beteiligung der Bürger
(erfolgsabhängige
Verzinsung)
+ Mitbestimmung der Bürger
je nach Ausgestaltung
möglich
+ kein Bankgeschäft wenn
Verlustteilnahme nicht
ausgeschlossen wird
~ höhere Gründungskosten
~ höhere laufende Kosten
und Aufwand
~ Möglicher Refinanzier-
ungsbedarf (beim Ausstieg
vieler Bürger)
~ Haftungsrisiko der
Gemeinde (aber:
Versicherung)
~ Umsetzung eher komplex
und zeitintensiv
~ Prospektpflicht (ab 150
Personen und 100.000 EUR)
~ Totalverlust des
eingesetzten Kapitals der
Bürger möglich
6. Schlussfolgerungen
-- 133--
Organisationsform / Anwendungsmöglichkeit
Vorteile Nachteile
Gesellschaftsrechtliche Beteiligungsmodelle
Genossenschaft
Geeignet für kleine bis
mittlere Anlagen und
kontinuierlichen Ausbau
+ flexible Gestaltung
+ unkomplizierter Eintritt in
die Genossenschaft; Anteile
leicht zu vergeben
+ kein Bankgeschäft
+ Beratung und Betreuung
durch den Genossenschafts-
verband
+ Mitbestimmung der Bürger
je nach Ausgestaltung
möglich
+ Zweck der
Genossenschaft ist die
Förderung der Mitglieder
~ rel. hoher
Gründungsaufand
~ Notwendigkeit eines
Genossenschaftsverbands
~ ev. Problem bei der
Definition des Förder-
auftrags (bei
Stromproduktions-
genossenschaften)
~ Prospektpflicht (ab 150
Personen und 100.000 EUR)
~ Haftung der Mitglieder
zumeist mit der doppelten
Einlagesumme
Typische Stille Gesellschaft kleine bis große Projekte
in Gemeinden
Erst ein
Umsetzungsbeispiel in
Österreich
+ kein Notariatsakt, keine
Eintragung ins Firmenbuch
+ Haftung der Bürger
beschränkt
+ kein Bankgeschäft wenn
Verlustteilnahme nicht
ausgeschlossen wird
~ geringe Öffentlichkeits-
wirksamkeit des Projektes
durch Anonymität der
Beteiligten
~ Prospektpflicht (ab 150
Personen und 100.000 EUR)
~ Totalverlust des
eingesetzten Kapitals der
Bürger möglich
~ Kein Mitspracherecht der
Bürger
In Kapitel 4 wurden für 5 Organisationsformen insgesamt 16 laufende oder geplante
Umsetzungsbeispiele in Österreich näher untersucht:
o Sale-and-Lease-back (2 Energieversorger in Wien und Niederösterreich, 1
Universität in Wien, 3 Gemeinden in Niederösterreich)
o Sparbuchmodell (4 Gemeinden in Niederösterreich)
o GmbH & Co. KG (2 Initiativen aus der Steiermark)
o GesbR (jeweils 1 Initiative aus Niederösterreich und Oberösterreich)
o Genossenschaft (jeweils 1 Initiative aus Vorarlberg und der Steiermark).
6. Schlussfolgerungen
-- 134--
Aus den detaillierten Erhebungen der konkreten Umsetzungsbeispiele lassen sich
für die 5 Organisationsformen folgende Kurzcharakteristiken ableiten:
Niederschwelliges Angebot an die Bürger Tabelle 13: Kurzcharakteristik für das Sparbuch- und das Sale-and-Lease-back
(SLB) Modell (Quelle: eigene Zusammenstellung).
Betreiber / Gemeinde Beteiligte
Rasche Umsetzung
Rascher „politischer Erfolg“ für die
Gemeinde mit einer konkreten
Aktivität
Umsetzung relativ unkompliziert (bei
SLB Rechtsberatung v.a. bzgl.
Prospektpflicht erforderlich / bei
Sparbuchmodell Verhandlung mit
der Bank essentiell)
relativ geringes Risiko für Betreiber
(Versicherung)
Guter Aufhänger für
Öffentlichkeitsarbeit und
Bewusstseinsbildung
Fixe Verzinsung von etwa 1,5% -
4,33% p.a. (bei SLB) und 1,7% -
3,5% p.a. (Sparbuch)
Kaum Risiko
keine Mitsprache und dadurch auch
wenig Aufwand
Bürger wollen mit überschaubarem
finanziellen Aufwand einen Beitrag
leisten für regionales Projekt / für
nachhaltige Energieversorgung
einfacher Umsetzungsprozess
schafft Vertrauen bei den Beteiligten
Bei den jeweils untersuchten Gemeinden war das Thema erneuerbare Energie
bereits verankert. Zahlreiche Energieinitiativen waren schon vor dem
Beteiligungsprojekt im Rahmen von Mitgliedschaften bei einer Klima- und
Energiemodellregion, beim e5-Programm für energieeffiziente Gemeinden oder
beim Klimabündnis Österreich umgesetzt worden. Die Beteiligungsinitiativen wurden
von den Gemeinen als konkrete Schritte für die Umsetzung von umfassenderen
kommunalen Energiekonzepten gesehen und von den Bürgern als Möglichkeit,
konkret aktiv zu werden, gerne angenommen („es wird nicht nur über
„Modellregionen“ und „e5 Gemeinde“ geredet, wir können jetzt etwas konkret
gemeinsam etwas tun“). Die Anteile waren oft innerhalb kürzester Zeit verkauft.
Die Projektträger sind zumeist die Gemeinden selbst, wenn die Photovoltaikanlagen
etwa im Zusammenhang mit der Wasserversorgung bzw. auf Gebäuden errichtet
werden, bei denen die Gemeinde als Unternehmer auftritt. In manchen Fällen waren
die Projektträger gemeindeeigene Unternehmen (z.B. Immobilien- und
Liegenschafts-GmbHs). Die Projektträger sind in den untersuchten Initiativen
6. Schlussfolgerungen
-- 135--
offenbar mit ausreichenden wirtschaftlichen Möglichkeiten für die Projektrealisierung
ausgestattet und die Projekte sind klein genug, dass ein etwaiger
Refinanzierungsbedarf im Verlauf der Betriebslaufzeit von den Betreibern nicht als
großes Problem gesehen wurde. Als Unterstützung für die Umsetzung in
niederösterreichischen Gemeinden und Betrieben stehen sowohl für das Sale-and-
Lease-back- als auch für das Sparbuchmodell entsprechende Beratungsangebote
der Energie- und Umweltagentur Niederösterreich zur Verfügung.
Auch von Energieversorgern wird das Sale-and-Lease-back Modell angeboten,
wobei die Wien Energie GmbH in den Modulpreis auch Kosten für die Entwicklung
des Beteiligungsmodells, den Betrieb der Anlage, Rückstellungen für Reparaturen
und Wechselrichttausch sowie für die notwendigen Anpassungen von
betriebseigenen Systemen (Homepage, Betriebsführung) einbezieht. Für die
Energieversorger spielen sicherlich die Werbewirkung der Beteiligungsprojekte
sowie Kundenakquise und -bindung eine größere Rolle. Für die Vermarktung der
Projekte stehen offenbar ausreichend Ressourcen zur Verfügung, wobei die
Beteiligungsprojekte selbst als Profit Centers höchstwahrscheinlich nicht
wirtschaftlich geführt werden können und darum mit anderen, profitableren Profit
Centers querfinanziert werden.
Das explizite Ziel von manchen Initiativen (Sparbuchmodell Baden, Sale-and-Lease-
back Modell Wien Energie Gmbh), mit dem niederschwelligen Angebot auch
einkommensschwache Zielgruppen (etwa Bewohner von Gemeindebauten) für eine
Investition in Photovoltaik zu erreichen, konnte offenbar aber nicht erreicht werden.
Die beteiligten Bürger kamen jeweils eher aus gebildeten und vermögenderen
Bevölkerungsschichten, die sich mit der maximal möglichen Einlagesumme beteiligt
haben.
6. Schlussfolgerungen
-- 136--
Eigeninitiative der Bürger Tabelle 14: Kurzcharakteristik zum Organisationsmodell „Gesellschaft bürgerlichen
Rechts“ (Quelle: eigene Zusammenstellung)
Gemeinde Betreiber / Beteiligte
Die Rolle der Gemeinde kann in der
Gestaltung von Rahmen-
bedingungen – z.B. Bereitstellung
von Flächen – bzw. gegebenenfalls
in der Beteiligung an der
Gesellschaft bestehen
Möglichkeit für Öffentlichkeitsarbeit
und Bewusstseinsbildung in der
Gemeinde
Umsetzung eigener Ideen bei hohem
Risiko und persönlicher Haftung
(aber: Versicherung)
Relativ anspruchsvoll; unter-
nehmerisches und technisches
Grundwissen erforderlich
Gewinn- und Verlustbeteiligung
erfolgsabhängige Verzinsung von bis
zu 5-10% p.a.
Die beiden untersuchten Projekte wurden jeweils von engagierten Lehrern im
Rahmen von thematischen Schwerpunkten im Bereich Umwelt und Energie auf
Schuldächern oder -freiflächen umgesetzt. Die Lehrer der beiden Projekte stehen
bezüglich Gründung, Umsetzung und Betrieb sowohl untereinander als auch mit
ähnlich gestalteten Initiativen in Deutschland in Kontakt. Das persönliche
Engagement der Beteiligten steht im Vordergrund; sie agieren selbstbestimmt,
nehmen Risiko in Kauf, haben Mitspracherecht und erwarten gleichzeitig einen
attraktiven finanziellen Ertrag. Das Risiko eines Refinanzierungsbedarfs durch den
vorzeitigen Ausstieg der Gesellschafter wird von den Betreibern offenbar als relativ
gering erachtet, weil die Gesellschafter einander gut kennen und vertrauen.
6. Schlussfolgerungen
-- 137--
Beteiligung von Bürgern an einem Unternehmen Tabelle 15: Kurzcharakteristik zum Finanzierungsmodell „Gesellschaft mit
beschränkter Haftung & Compagnie Kommanditgesellschaft“ - GmbH & Co. KG;
(Quelle: eigene Zusammenstellung).
Gemeinde / Betreiber Beteiligte
Die Gemeinde kann selbst Initiator
sein - ein bestehendes
Unternehmen ist aber meist
Voraussetzung (z.B. gemeinde-
eigene GmbH)
relativ hoher Aufwand für Gründung,
Betrieb und Geschäftsführung
Rechtsberatung v.a. bzgl.
Prospektpflicht erforderlich
Die Rolle der Gemeinde kann auch
in der Gestaltung von Rahmen-
bedingungen – z.B. Bereitstellung
von Flächen – bzw. gegebenenfalls
in der Beteiligung an der
Gesellschaft bestehen
Bereitstellung der Projekt-
finanzierung als Kommanditisten, oft
im Rahmen einer Publikums KG
Mitsprache je nach Ausgestaltung,
meist jedoch sehr eingeschränkt
Gewinn- und Verlustbeteiligung
erfolgsabhängige Verzinsung von
bis zu 5-10% p.a. je nach
Rahmenbedingungen
Bereitschaft für unternehmerische
Tätigkeit und ein gewisses Risiko
erforderlich
Beim untersuchten Projekt der Ökoregion Kaindorf (vereinsrechtlicher
Zusammenschluss engagierter Bürgern von 6 Gemeinden) wurde die Rechtsform
der GmbH & Co. KG gewählt, um einerseits Bewusstseinsbildung für
Umweltanliegen in den Vordergrund zu rücken und gleichzeitig den Bürgern
Mitbestimmung bei einem gewissen wirtschaftlichen Risiko zu ermöglichen. Dieses
gesellschaftsrechtliche Modell ist in der Umsetzung für die Initiatoren zweifellos
aufwändiger und anspruchsvoller als etwa ein Sparbuch- oder Sale-and-Lease-back
Modell und setzt bei den Beteiligten eine gewisse Neigung für unternehmerisches
Denken voraus. Auch für die Umsetzung des GmbH & Co. KG Modells bietet die
Energie- und Umweltagentur Niederösterreich Beratung an. Offenbar war dieses
Modell bei niederösterreichische Gemeinden und Betrieben aber weniger gefragt als
die Sparbuch- und Sale-and-Lease-back Varianten.
6. Schlussfolgerungen
-- 138--
Gemeinschaftlicher Geschäftsbetrieb Tabelle 16: Kurzcharakteristik zum Finanzierungsmodell „Genossenschaft“ (Quelle:
eigene Zusammenstellung)
Gemeinde / Betreiber Beteiligte
Die Gemeinde kann selbst Initiator
der Genossenschaft sein, sich an
der Genossenschaft beteiligen oder
auch nur die Rahmenbedingungen
des Projektes mitgestalten
Möglichkeit der Einbindung von
Bürgern in gemeinderelevante
Bereiche – z.B. Wärmeenergie-
versorgung. Dabei kann das
Tätigkeitsfeld auf Photovoltaik
ausgeweitet werden
Möglichkeit für Zusammenschluss
von Anlagenplanern, Errichtern und
Gemeinden einer Region
Für die Gründung ist die
Zustimmung eines Genossen-
schaftsverbandes und eine
konforme Definition des
Förderauftrags erforderlich
Relativ hoher Aufwand für
Gründung; aber: Unterstützung
durch den Verband
Geeignet für kleinere Anlagen und
kontinuierlichen Ausbau
Rechtsberatung bezüglich
Prospektpflicht erforderlich
Unkomplizierter Eintritt in die
Genossenschaft
Demokratische Mitsprache je nach
Ausgestaltung der Satzung
Haftung meist mit doppelter
Einlagesumme
Bezug von naturalen Förderungen
und Zugang zu Dienstleistungen
Zumeist niedrige jährliche
Dividenden (1-2% des eingesetzten
Kapitals p.a.)
Bei der in Kapitel 4.5 untersuchten eingetragenen Genossenschaft Allmenda Social
Business eG in Vorarlberg handelt es sich um ein Leistungsnetzwerk von
Innovationsberatern, IT- und Medienprofis, das eine breite Palette von Produkten
und Dienstleistungen anbietet und 2012 das Tätigkeitsfeld auf bürgerfinanzierte
Energieanlagen ausgeweitet hat. Diese Genossenschaft fühlt sich dem Gemeinwohl
6. Schlussfolgerungen
-- 139--
verpflichtet. Hohe Renditen für die Mitglieder stehen dabei nicht im Vordergrund -
Gewinne werden in neue Projekte reinvestiert.
Bei der eingetragenen Genossenschaft „Mit der Sonne eGen“ von Roland
Seepacher in der Steiermark handelt es sich um eine neu gegründete Initiative. Eine
erste kleine Anlage wurde errichtet und eine Palette an Leistungsangeboten für die
beteiligten Genossenschafter ist in Entwicklung. Die Projektentwicklung und
Gründung der Genossenschaft hat – nicht zuletzt auch auf Grund der
Verhandlungen mit dem Genossenschaftsverband bzgl. der Definition des
Förderauftrags - gut 2 Jahre in Anspruch genommen. Auch bei dieser
Genossenschaft stehen das Gemeinwohl und nicht hohe Renditen für die Mitglieder
im Vordergrund – Gewinne sollen in neue Initiativen investiert werden.
Entgegen der Ansicht von Gruber et al. (2012) und ecowatt (2012) erscheint die
Rechtsform der Genossenschaft für Bürgerbeteiligungsanlagen in Gemeinden nur
mit gewissen Einschränkungen attraktiv zu sein. Ein Grund für diese
Einschränkungen liegt sicherlich in der bestehenden Prospektpflicht für
Genossenschaften ab einem Volumen von 100.000 EUR, ein weiterer in den
Vorgaben der Genossenschaftsverbände für die Definition des Förderauftrags.
Alleine die Ausschüttung einer Dividende aus Stromverkaufsgewinnen plus etwaige
Energieberatungsdienstleistungen für die Genossenschafter ist für österreichische
Genossenschaftsverbände u. U. nicht hinreichend, um den Förderauftrag zu
definieren. Ein Förderauftrag könnte eventuell über den Zugang für
Genossenschafter zu einem billigeren Strombezug von einem Energieversorger
argumentiert werden; bzw. über einen Zusammenschluss von Anlagenplanern,
Errichtern und Gemeinden einer Region bei dem beispielsweise die Gemeinden die
Dächer zur Verfügung stellen. Auch könnte das Tätigkeitsspektrum von bereits
bestehenden Genossenschaften in Gemeinden (z.B. im
Nahwärmeversorgungsbereich) auf Photovoltaikaktivitäten mit
Dividendenausschüttung erweitert werden.
6.2 Wirtschaftlichkeit
Photovoltaikprojekte eignen sich in Österreich sicherlich nicht für die Entwicklung
von hochrentablen Finanzprodukten mit zweistelligen Renditen, wie das etwa in
Deutschland der letzten Jahre der Fall gewesen ist. Im Vergleich zu Windparks in
Österreich sind Photovoltaikprojekte zwar relativ simpel angelegt (keine
vergleichbaren Risiken in der Entwicklung oder Aufwand wie bei Windmessungen),
6. Schlussfolgerungen
-- 140--
aber schon allein aufgrund ihrer geringen Größe (Leistungen zumeist deutlich unter
500 MWp) für Investoren in Österreich nicht interessant. Bei scharf kalkulierten
Photovoltaikprojekten scheinen in Österreich Verzinsungen von 5-8 % p.a. im
Bereich des Möglichen; realistischer sind aber Verzinsungen von 2-3 % p.a.
(Rimpler, persönliche Mitteilung 10.12.2012).
Somit sind Photovoltaik-Beteiligungsprojekte in Österreich keineswegs
märchenhafte Goldesel, mit denen in Gemeinden hohe Gewinne erwirtschaftet
werden können. Im Gegenteil, auch bei knapper Kalkulation ist für die Umsetzung
unter Umständen unentgeltliche, ehrenamtliche Tätigkeit notwendig, Kosten für
Vertragserstellung und Projektvermarktung lassen sich oft nur schwer durch die
Projekterträge abdecken und im Laufe des Betriebs fallen unter Umständen (wie
etwa die Fallstudie in Kapitel 5 gezeigt hat) sogar zwischenzeitlich Verluste in der
Höhe von etlichen tausend EUR an, um Auszahlungen an die Bürger oder Kosten
für den Tausch des Wechselrichters abzudecken. Zwar können solche jährlichen
Verluste mitunter mit Gewinnen der Gemeinde in anderen Bereichen
gegenverrechnet und steuerlich geltend gemacht werden. Das finanzielle Risiko und
der Umsetzungsaufwand lässt sich zumeist aber nur durch einen etwaigen
Zusatznutzen für die Gemeinde rechtfertigen - beispielsweise der Öffentlichkeits-
und Werbewirkung bzw. der Bewusstseinsbildung zu Umwelt und Energiethemen
für die Bevölkerung.
Auch für die beteiligten Bürger stehen bei einer Beteiligung in der Regel nicht die
Renditen des Projektes im Vordergrund. Es werden nur relativ kleine Beträge von
einigen hundert oder tausend EUR investiert. Trotzdem sind Verzinsungen von etwa
3-4% p.a. hier durchaus attraktiv. Der Vergleich zu Zinsen von etwa 0,25% für ein
täglich fälliges Sparbuch bietet hier sicherlich zumindest einen Nährboden für das
Interesse an einer Beteiligung.
6.2.1 Methodik (dynamische Investitionsrechnung)
In der vorliegenden Arbeit wurde in den Kapiteln 4 und 5 die Wirtschaftlichkeit von
Beteiligungsprojekten mit Hilfe einer dynamischen Investitionsrechnung
nachvollzogen und für eine Laufzeit von 25 Jahren bewertet. Dabei wurde der
Verlauf der kumulierten diskontierten Einzahlungsüberschüsse (= Kapitalwerte)
herangezogen, um abzuschätzen, in wie weit die Erträge aus Stromverkauf und
vermiedenen Stromkosten die Anlagenkosten (Investitionskosten, Betriebskosten,
etc.) abdecken bzw. übersteigen.
6. Schlussfolgerungen
-- 141--
Diese Methodik hat sich gut bewährt, auf Grund der relativ einfachen Anwendbarkeit
und der anschaulichen Möglichkeit, verschiedene Projekte und
Umsetzungsvarianten miteinander zu vergleichen. Zu bedenken bleibt aber, dass
viele Faktoren, die in die dynamische Investitionsrechnung eingehen und letztlich
erheblichen Einfluss auf die Höhe des Kapitalwertes am Ende der Laufzeit haben,
nur auf Annahmen oder Schätzungen basieren. Die reale Stromproduktion der
Anlage, Betriebs- und Wechselrichterkosten, Entwicklungen der Strombezugskosten
und marktbasierten Einspeisetarife, etc. müssen regelmäßig vom Betreiber
überwacht und in das Rechenmodell eingepflegt werden, um gegebenenfalls
notwendige Entscheidungen im Sinn einer wirtschaftlichen Projektumsetzung treffen
zu können.
6.2.2 Einflussfaktoren auf die Wirtschaftlichkeit
Im Rahmen der Fallstudie in der Gemeinde Berg (Kapitel 5) wurde für ein
Photovoltaikprojekt (3 Dachanlagen, Nennleistung insgesamt etwa 72 kWp, Sale-
and-Lease-back Modell) der Einfluss von verschiedenen Faktoren auf die
Wirtschaftlichkeit des Projektes untersucht. Im Folgenden wird die mögliche Rolle
dieser Einflussfaktoren für Photovoltaikbeteiligungsprojekte in Gemeinden
beleuchtet.
Investitionskosten: Spezifische Investitionskosten (EUR/kWp): Die Sensitivitätsanalyse im Rahmen
der oben genannten Fallstudie zeigt den hohen Einfluss der spezifischen
Investitionskosten auf die Rentabilität von Photovoltaikprojekten. Bei einer
Steigerung der spezifischen Investitionskosten um 1% verschlechtert sich der
Kapitalwert am Ende der Laufzeit von 25 Jahren um etwa 11%. Spezifische
Investitionskosten von netto 1.400 – 1.500 EUR/kWp erscheinen zurzeit für
Beteiligungsanlagen durchaus realistisch (wie die Projektbeispiele in den
Gemeinden Hainfeld, Weyer und der Ökoregion Kaindorf in Kapitel 7 zeigen). In
der Fallstudie der Gemeinde Berg ergab sich unter den angenommenen
Rahmenbedingungen (z.B. Ökostromeinspeisetarif 0,18 ct/kWh; Betriebskosten
bei 2% der Investitionskosten; spezifischer Ertrag von 1.000 kWh/kWp) erst bei
spezifischen Investitionskosten von 1.600 EUR/kWp ein knapp positiver
Kapitalwert nach der Laufzeit von 25 Jahren. Gute Recherchen,
Ausschreibungsprozesse bzw. Verhandlungen mit Anbietern scheinen sich
jedenfalls auszuzahlen, um die Investitionskosten möglichst niedrig zu halten
und damit die Wirtschaftlichkeit des Projektes zu verbessern. Als schlechte
6. Schlussfolgerungen
-- 142--
Nachricht für Projektbetreiber muss gewertet werden, dass weitere
Preisreduktionen für Photovoltaiksysteme in nächster Zeit eher nicht zu erwarten
sind (IHS, 2013).
Kosten für Entwicklung und Administration des Beteiligungsmodells: Auf Grund
des hohen Einflusses der Investitionskosten auf die Wirtschaftlichkeit der
Beteiligungsprojekte werden Kosten für die Entwicklung und Administration des
Beteiligungsmodells von Gemeinden mitunter eher als Investitionen in
Öffentlichkeitsarbeit und Bewusstseinsbildung gesehen, die nicht über das
Photovoltaik-Projekt selbst refinanziert werden können.
Kosten für Wechselrichtertausch und Umbau auf Überschusseinspeisung: Auch
diese Kosten haben Einfluss auf die Wirtschaftlichkeit des Projektes, sind aber
auf Grund der dynamischen Preis- und Technologieentwicklung nur sehr schwer
abzuschätzen. In der vorliegenden Arbeit wurden hier eher konservative
Annahmen getroffen, um in der Investitionsrechnung einen gewissen finanziellen
Spielraum für unvorhergesehene Reparaturen oder Kostenentwicklungen zu
bewahren.
Betriebskosten: Die Annahmen, die bezüglich der Höhe der Betriebskosten getroffen werden, haben
sehr großen Einfluss auf die Ergebnisse der Wirtschaftlichkeitsberechnungen. In der
genannten Fallstudie ergab eine Betriebskostenverringerung um 10% unter den
gegebenen Ausgangsbedingungen eine Verbesserung des Kapitalwertes von etwa
40% am Ende der Laufzeit von 25 Jahren. In der vorliegenden Arbeit wurde von
eher konservativen Annahmen für Betriebskosten (2% der Investitionskosten, 2%
Kostensteigerung pro Jahr) ausgegangen. Obgleich die Annahme von niedrigeren
Betriebskosten für simple Dachanlagensysteme durchaus noch realistisch sein
können, erhöht sich für solche Szenarien das Risiko, dass unvorhersehbare Kosten
für etwaige Wartungsarbeiten, Anlagenausfälle und Reparaturen schließlich nicht
mehr aus dem Ertrag der Anlage finanziert werden können.
Spezifischer Ertrag (kWh/kWp) / Degradation der Module: Auch der spezifische Ertrag der Anlagen sowie die Annahmen für die Degradation
der Module haben großen Einfluss auf die Ergebnisse der
Wirtschaftlichkeitsberechnungen. Eine Steigerung des spezifischen Ertrages um 1%
verbessert unter den Ausgangsbedingungen der Fallstudie den Kapitalwert um etwa
12% nach einer Laufzeit von 25 Jahren. In der Fallstudie Berg ergaben sich dadurch
bei einer Steigerung des spezifischen Ertrags um 10% (von 1.000 kWh/kWp auf
6. Schlussfolgerungen
-- 143--
von 1.100 kWh/kWp) unter den angenommenen Rahmenbedingungen positive
Kapitalwerte am Ende der Betriebslaufzeit. In der vorliegenden Arbeit wurden eher
konservative Werte für den spezifischen Ertrag (1.000 kWh/kWp) und die
Degradation der Module (0,8% p.a.) angenommen. Damit wurde in den
Berechnungen das Risiko des Einflusses von einstrahlungsarmen Jahren bzw.
Anlagendefekten und -ausfällen auf die Projekt-Wirtschaftlichkeit möglichst gering
gehalten. Aufgrund des großen Einflusses dieser Faktoren ist bei der
Projektumsetzung auf sorgfältige und professionelle Anlagenplanung,
Materialauswahl, Montage und Wartung zu achten.
Ökostrom-Einspeisetarife: Bei den Ökostrom‐Einspeisetarifen (gemäß der
Ökostromverordnung 2012 für Dachanlagen: 18,12 ct/ kWh + einmalige
Investitionsförderung von 200 EUR pro kWp bzw. Resttopftarif von 18 ct/kWh) sind
die untersuchten Anlagen in der Fallstudie mit spezifischen Investitionskosten über
1.600 EUR/kWp nur schwer wirtschaftlich darstellbar.
Aufgrund der in den letzten Monaten und Jahren stark fallenden Investitionskosten
für Photovoltaik wurde von vielen Betreibern für die Anlagenerrichtung das
Zeitfenster von 12 Monaten nach Bewilligung des Ökostromeinspeisetarifes
möglichst vollständig ausgenutzt. Für die Anlagen in Weyer (GesbR Modell) und der
Ökoregion Kaindorf (GmbH & Co. KG) ergaben sich in dieser Hinsicht besonders
günstige Verhältnisse mit Ökostromeinspeisetarifen von 27,6 ct/kWh bzw. 33 ct/kWh
(gemäß der Ökostromverordnung 2012 die bis September 2012 gültig war bzw. der
Verordnung 2011) und spezifischen Anlagenkosten von 1.400 EUR/kWp.
Insgesamt ist die Wirtschaftlichkeit von Photovoltaikanlagen trotz fallender Preise
noch sehr stark von der Verfügbarkeit von Ökostromeinspeisetarifen abhängig. In
diesem Sinn ist es auch nicht verwunderlich, dass in der vorliegenden Arbeit
Photovoltaik-Beteiligungsinitiativen, die versuchen ihre Investitionskosten ohne
geförderte Tarife zu refinanzieren, nur sehr selten vorkommen (Projektidee der
Universität für Bodenkultur; Eigenverbrauchsmodell mit Einspeisetarifen der
Ökostrom AG in der Fallstudie). Zwar wurde mit der Ökostromgesetz-Novelle 2012
das jährliche Fördervolumen für Photovoltaik von 2,1 Mio EUR auf 8 Mio EUR
deutlich angehoben; der Zugang zu Ökostromeinspeisetarifen bleibt aber weiterhin
noch stark begrenzt. In der Gemeinde Enzenreith konnte beispielsweise das
Photovoltaikprojekt (Sparbuchmodell) nicht realisiert werden, weil der beantragte
Ökostromeinspeisetarif letztlich von der OeMAG nicht zugesprochen wurde. Die
Verfügbarkeit von geförderten Einspeisetarifen ist somit ein zentraler Risikofaktor für
die Umsetzung von Beteiligungsinitiativen und stellt die Gemeinden vor große
6. Schlussfolgerungen
-- 144--
Herausforderungen. Es muss sehr vorausschauend geplant werden, um
Einreichtermine bei der OeMAG termingerecht wahrnehmen zu können. Wird dieser
Einreichtermin verpasst oder gelingt es nicht, beim silvesternächtlichen OeMAG
Einreichprozess mit tausenden anderen Mitbewerbern einen Einspeisetarif zu
ergattern, muss mit jahrelangen Verzögerung gerechnet werden (1 Jahr bis zum
nächsten Antragstermin; falls dann eine Bewilligung erfolgt bleibt 1 Jahr Zeit für die
Errichtung).
Eigenverbrauch des Photovoltaikstroms: Auch für Anlagen die über 13 Jahre
hindurch geförderte Ökostromeispeisetarife erhalten, ist der Eigenverbrauch
(Überschusseinspeisung) des produzierten Photovoltaikstroms in der Phase nach
Ablauf des geförderten Tarifs ein wichtiger Faktor für die Wirtschaftlichkeit des
Projektes. Dabei sind die Marktpreise für Einspeisetarife, die Strombezugskosten
sowie die jährliche Steigerung dieser Tarife und Kosten entscheidende Parameter.
Auf der einen Seite kann Photovoltaikstrom zurzeit zu Marktpreisen von 7,5 – 12
ct/kWh netto verkauft werden, während Bruttostrombezugskosten für Gemeinden
bei etwa 13 – 16 ct/kWh stehen. In der vorliegenden Arbeit wurden Steigerungen
von Strommarkttarifen und Bezugskosten vorsichtig mit 2% p.a. angenommen. Wie
die Sensitivitätsanalyse in der Fallstudie zur Gemeinde Berg gezeigt hat, haben die
getroffenen Annahmen für die drei erwähnten Parameter durchaus starken Einfluss
auf die Wirtschaftlichkeitsberechnungen für die Anlagen. Trotzdem waren bei vielen
der untersuchten Beteiligungsprojekte diese Eigenverbrauchsszenarien für die Zeit
nach Ablauf der Tarifförderung offenbar noch nicht im Detail erarbeitet.
Durch die geringen zeitlichen Überschneidungen von Stromerzeugung und -
verbrauch scheint bei Photovoltaik auf privaten Wohnhäusern eine Deckung des
jährlichen Eigenbedarfs im Ausmaß von etwa 20% bis 25% möglich zu sein. Um
diesen Eigenverbrauchsanteil zu steigern, muss entweder die Anlage von
vornherein klein genug dimensioniert werden, um zu gewährleisten, dass die
Photovoltaik Stromproduktion den Strombedarf möglichst wenig übersteigt. Oder es
sind weitere Investition notwendig: in Steuerungs-Systeme die den Lastengang der
Verbraucher an die Erzeugungskurve des Photovoltaikstroms anpassen; in neue
Stromverbraucher die andere Energiequellen ersetzen (wie z.B. Wärmepumpe zum
Heizen und Kühlen von Gebäuden); oder in Stromspeichersysteme.
Solche Speichersysteme werden zurzeit vom Solarstrom-Magazin Photon (2012) -
im Zusammenhang mit Kellerspeichersystemen in privaten Haushalten – jedoch
noch als „kostspieliges Lifestyle-Zubehör“ bezeichnet. Die Zahl der erhältlichen
Solarstromspeicher ist in den vergangenen Monaten zwar sprunghaft angestiegen
6. Schlussfolgerungen
-- 145--
(bis Ende 2013 sollen knapp 70 auf dem Markt sein), doch es scheint noch nicht klar
auszumachen, welche Technologie sich überhaupt durchsetzen wird. Für dezentrale
Energiespeichersysteme in Wohnhäusern eignen sich grundsätzlich Blei-Akkus bzw.
Lithium-Ionen-Akkus, wobei Blei-Akkus die kostengünstigere Variante sind, für die
aber bestimmte Anforderungen an den Aufstellungsort erfüllt werden müssen
(Haslinger et al., 2012). Für größere Speicheranwendungen sind
Hochtemperaturtechnologien wie Natrium-Schwefel, Natrium-Nickeloxid oder
Vanadium-Redox-Flow Systeme auf dem Markt. Bei den chemischen Speichern im
Haushaltskraftwerkbereich scheint der von vielen prognostizierte Preissturz
jedenfalls bislang noch nicht eingetreten zu sein (Photon, 2012). Zudem lassen sich
Solarakkus über das Jahr gesehen noch zu wenig oft auf- und wieder entladen (in
der Regel 200- bis 250 Mal in 365 Tagen). Besonders im Winter reicht die
Stromproduktion an vielen Tagen nicht aus, um die chemischen Speicher wieder
komplett aufzufüllen. Auf Grund dieser Umstände, lässt sich offenbar noch keines
der angebotenen Systeme wirtschaftlich darstellen (Photon, 2012). Am Beispiel des
günstigsten Blei-Säure-Systems (Speicherkapazität 24 kWh, 3.000 Be- und
Entladungszyklen, Entladetiefe 50%; Systemwirkungsgrad 81%, Investitionskosten
6.300 EUR) ergeben sich laut Photon (2012) Kosten von 21,6 ct/kWh für den Strom
der dem Speicher entnommen wird. Während sich diese Kosten noch in der
Größenordnung der deutschen Haushaltsstrombezugskosten bewegen, bleiben eine
Reihe wichtiger Faktoren in der Investitionsrechnung noch unberücksichtigt: z.B.
fehlen die Produktionskosten für den selbst produzierten Photovoltaikstrom (sie
liegen laut Photon in Deutschland bei mindestens 12 ct/kWh) sowie die Wartungs-
und Kapitalkosten. Ebenso gilt es noch zu beachten, dass die Speicherzellen nach
etwa 12 Jahren ausgetauscht werden müssen – bei 250 Vollzyklen pro Jahr und
einer Lebensdauer von 3.000 Zyklen (Photon, 2012).
Für Österreich würden solche Rentabilitätsrechnungen für Speichersysteme noch
ungünstiger ausfallen als in Deutschland, wo es - bei Strommarkt-Einspeisetarifen
von netto 18 ct/kWh und Brutto-Strombezugskosten von 26 ct/kWh - für private
Photovoltaikanlagen-Betreiber wirtschaftlich attraktiv erscheint, den erzeugten
Strom selbst zu verbrauchen.
Eigenverbrauchsmodelle ohne Ökostromeinspeisetarife: In der vorliegenden
Arbeit wurden zwei Beispiele untersucht, bei denen die Investitionskosten rein über
die Stromersparnis und ohne geförderte Einspeisetarife refinanziert werden sollen
(Projektidee der Universität für Bodenkultur; Eigenverbrauchsmodell in der
Fallstudie; beide mit Einspeisetarifen der Ökostrom AG). Es handelt sich jeweils um
6. Schlussfolgerungen
-- 146--
kleine Anlagen (20 kWp bzw. etwa 10 kWp). Während der Photovoltaikstrom von
der BOKU zu 100% direkt genutzt werden könnte wird der Eigenverbrauch für das
Beispiel in der Fallstudie mit etwa 20% angenommen. Beide Beispiele wurden nicht
real umgesetzt und scheinen sich auch unter optimierten Annahmen über den
Betriebszeitraum von 25 - 30 Jahren nur sehr knapp zu rechnen. Beim Beispiel in
der Gemeinde Berg wären dazu mit dem Modell „Haushaltskraftwerk“ der Ökostrom
AG, das bis Ende November 2012 gültig war (Einspeisetarife von16 ct/kWh über
eine Laufzeit von 20 Jahren; exkl. Umsatzsteuer), spezifische Investitionskosten von
1.500 EUR/kWh, ein spezifischer Ertrag von 1.100 kWh/kWp sowie eine Verzinsung
von nur 2% p.a. für die Bürger notwendig (siehe Kapitel 5.3.3).
Eigenverbrauchsmodelle scheinen insgesamt auch in Österreich stark im Trend zu
liegen und schon jetzt wird damit gerechnet, dass solche Modelle mittelfristig etwa
ein Viertel des Photovoltaikmarktes in Österreich ausmachen könnten (Rimpler,
Vortrag 10.12.2012). Trotzdem sind konkrete Beispiele noch recht selten zu finden
bzw. sind detaillierte Informationen dazu meist nicht öffentlich zugänglich. Eine
Triebkraft für die Entwicklung solcher Modelle liegt sicherlich im Wunsch nach
Unabhängigkeit von den nur sehr begrenzt verfügbaren Ökostromeinspeisetarifen.
Mit den fallenden Systempreisen scheint auch die Netzparität für Photovoltaik in
Österreich (gleiche Kosten für selbst erzeugte im Vergleich zu eingekaufter
elektrischer Energie) in greifbare Nähe zu rücken (Stadler, Vortrag 19.3.2013).
Trotzdem ist der Spielraum für solche Modelle sehr begrenzt, wenn man etwa die
Bruttostrombezugskosten von 13 – 16 ct/kWh in Gemeinden in Betracht zieht. Und
die Netzparität ist gerade im städtischen oder dicht besiedelten Umfeld nicht alleinig
ausschlaggebend (Stadler, Vortrag 19.3.2013): Geeignete Freiflächen sind im
Siedlungsbereich beschränkt und Gebäude, die einen für die Photovoltaikstrom-
Erzeugungskurve günstigen Lastengang aufweisen, sind nicht immer leicht zu
finden. Im Wohnbaubereich ist es zudem durch die Kleinteiligkeit (komplizierte
Dachflächen) unter Umständen schwierig, geeignete Flächen für ausreichend große
Anlagen zu finden; Besitzverhältnisse sind oft kompliziert und der direkte
Photovoltaikstromverkauf an die Mieter in großen Wohnbauten ist technisch wie
organisatorisch schwer umzusetzen.
Um die Investitionskosten möglichst gering zu halten, werden
Investitionsförderungen gerade im Kontext von Eigenverbrauchsmodellen noch
weiterhin relevant bleiben. Skaleneffekte bei den Errichtungskosten bzw. Synergien
beim Wartungsaufwand werden am ehesten beim Betrieb vieler Anlagen und
jedenfalls nicht bei Einzelprojekten möglich sein. Außerdem sind in einer
Investitionsrechnung über einen Betriebszeitraum von 25 Jahren die Anlagenerträge
6. Schlussfolgerungen
-- 147--
durch die ersparten Stromkosten nur sehr schwer abzuschätzen. Die netzseitigen
Strompreise korrespondieren mit den Marktpreisen und können von
Photovoltaikstromproduzenten in der Regel nicht beeinflusst werden. Netzbetreiber
könnten innerhalb dieses Zeitraums von 25 Jahren die Netzgebühren neu gestalten
und nicht mehr pro kWh abrechnen sondern einen Pauschalsatz auch von solchen
Kunden einheben, die sich zum Großteil selbst mit Strom versorgen. Eine derartige
Veränderung würde Wirtschaftlichkeitsberechnungen für Eigenverbrauchsmodelle
schnell obsolet machen (Rimpler, Vortrag 10.12.2012).
So gesehen ist das Argument vom Eigenverbrauch als Geschäftsmodell für den
Bezug von billigerem Strom nur mit Vorsicht zu behandeln. Der Strompreis kann
über den direkten Bezug von einer Photovoltaikanlage über eine Laufzeit von 20 –
30 Jahren lediglich einigermaßen konstant gehalten werden; ob dieser Bezug
jedoch letztlich im Vergleich billiger ist als der Strom aus dem Netz, hängt von vielen
Faktoren ab, die schwer zu beeinflussen und abzuschätzen sind.
Verzinsung und Kapitalrückzahlung an die Bürger Die Fallstudie in Berg hat gezeigt, dass die Verzinsung an die Bürger beim Sale-
and-Lease-back Modell großen Einfluss auf die Wirtschaftlichkeit des Projektes
hat. Bei den 2012 medial stark präsenten Sale-and-Lease-back Modellen (etwa
der Wien Energie GmbH) werden den Bürgern Verzinsungen von etwa 3% p.a.
geboten. Diese Verzinsung ist zurzeit für Gemeinden aber unter Umständen
teurer als eine Finanzierung über einen Bankkredit. Werden den Bürgern
geringere Verzinsungen als 3% p.a. angeboten, muss von Betreiberseite
wahrscheinlich ein größerer Aufwand in gezielte Bewerbungsmaßnahmen
investiert werden. Gleichzeitig wird die Bereitschaft der Bürger, auch bei
niedrigeren Verzinsungen Geld zu investieren, davon abhängen, in wieweit das
Wissen um die konkrete Vorteile von erneuerbarer Energieproduktion in der
Gemeinde bereits im Bewusstsein verankert sind. In der Bewerbung des
Modells stünde dann nicht die risikofreie Beteiligung bei einer Verzinsung von
3% p.a. im Vordergrund, sondern eher die Aufforderung an die Bürger, die
Gemeinde tatkräftig bei der Umsetzung einer gemeinsam erarbeiteten
Energiestrategie zu unterstützen.
Höhere Verzinsungen als 3% p.a. scheinen für Bürger bei
Unternehmensbeteiligungen (GesbR, GmbH & Co. KG) möglich zu sein,
allerdings auch bei mehr Risiko für die Veranlagung. Zu bedenken bleibt bei
diesen Modellen, dass nach Ablauf der Ökostromeinspeisetarife die Anlagen
zumeist nur noch wenig Rendite abwerfen und daher das Projekt nach 13
6. Schlussfolgerungen
-- 148--
Jahren unter Umständen neu strukturiert bzw. an einen neuen Betreiber verkauft
werden muss.
Bezüglich der Kapitalrückzahlung haben die Sensitivitätsanalysen in der
Fallstudie gezeigt, dass sich eine möglichst späte Rückzahlung positiv auf die
Wirtschaftlichkeit des Projektes auswirkt. Zu bedenken bleibt für den Betreiber,
dass eine endfällige Kapitalauszahlung unter Umständen zu einem kurzfristig
höheren Refinanzierungsbedarf führt, während bei einer periodischen Tilgung
ein kontinuierlicher, pro Jahr gesehen aber geringerer Finanzierungsbedarf
bestehen kann. Hier wäre von Betreiberseite zu klären, ob zwischenzeitige
Verluste des Anlagenbetriebs mit anderen Gewinnen der Gemeinde
gegenverrechnet und steuerlich geltend gemacht werden könnten.
Aus Sicht der Bürger verringert sich bei einer periodischen Kapitalrückzahlung
die Gesamtsumme der Zinsen am Ende der Laufzeit, weil nur das jeweils
aushaftenden Kapital verzinst wird. Die raschere Kapitalrückzahlung kann aus
Sicht der Bürger von Vorteil sein, wenn das Kapital für Konsumzwecke genutzt
werden soll. Sie kann von den Bürgern hingegen dann als Nachteil gesehen
werden, wenn eine gewinnbringende Kapitalanlage im Vordergrund steht und
nach Kapitalauszahlung eine neue Anlageform mit ähnlich guten Zinssätzen
gefunden werden muss.
Kalkulationszinssatz: Wie bereits erwähnt, eignet sich Photovoltaik in Österreich nicht als
hochrentables Finanzprodukt. Verzinsungen von 2-3 % erscheinen realistisch.
Darum wurde in der vorliegenden Arbeit auch ein Kalkulationszinssatz von 3%
gewählt, der in etwa einer langfristigen Sparbuchverzinsung gleichkommt. In den
Sensitivitätsanalysen der Fallstudie in der Gemeinde Berg hat sich gezeigt, dass
höhere Kalkulationszinssätze auch zu höheren Kapitalwerten am Ende der
Laufzeit von 25 Jahren führen. Das liegt in diesem Fall an der stärkeren
Abzinsung von zwischenzeitlichen Verlusten, die sich hier beispielsweise aus
der Kapitalrückzahlung an die Bürger am Ende des 13. Betriebsjahres ergeben.
6.3 Erfolgsfaktoren für die Realisierung von Beteiligungsinitiativen
Folgende Faktoren haben sich aus den Interviews mit den Initiatoren der
unterschiedlichen Projekte ergeben:
6. Schlussfolgerungen
-- 149--
Steuergruppe: Eine kompetente und sehr engagierte Steuergruppe von 2-3
Personen ist essentiell, um das Projekt in der Gemeinde „mit der Sorgfalt eines
ordentlichen Kaufmanns“ professionell voranzutreiben und umsichtig zu
realisieren.
Entscheidungsträger einbinden: Der politische Rückhalt von Seiten der
relevanten Entscheidungsträger (insbesondere des Bürgermeisters in einer
Gemeinde) ist von Anbeginn des Projektes sicherzustellen. Dabei ist es wichtig
anzuerkennen, dass eine Entscheidung für eine Beteiligungsanlage für den
Entscheidungsträger jedenfalls auch ein Risiko bedeutet.
Projektträger gut auswählen: Der oder die Entscheidungsträger sind nicht
notwendigerweise auch gleichzeitig die Projektträger. Der Projektträger kann
z.B. die Gemeinde selbst, ein gemeindeeigener Betrieb oder aber ein
Unternehmen oder eine Genossenschaft in der Gemeinde sein. Die
wirtschaftlichen Möglichkeiten des Projektträgers sind jedenfalls ein wichtiges
Auswahlkriterium, etwa wenn es um das Abdecken von etwaigen
zwischenzeitigen Verlusten oder eines Refinanzierungsbedarfes geht. Bei der
Auswahl ist auf die gute regionale Verankerung des Projektträgers bzw. auf
etwaige bereits bestehende Konflikte zu achten. Der Projektträger sollte von den
Initiatoren frühzeitig in die Projektentwicklung eingebunden werden. Dabei ist es
unter Umständen wichtig darauf zu achten, die Informationen zum Projekt
möglichst auf den Wissensstand des Projektträgers abzustimmen und das
Projektdesign möglichst einfach zu gestalten, um Risiko und Aufwand für den
Projektträger möglichst gering zu halten.
Offener Blick in alle Richtungen: Bei der Auswahl eines Beteiligungsmodells ist
es unter Umständen hilfreich, nicht sofort die eine oder andere Variante ins
Auge zu fassen, die vielleicht gerade in der Nachbargemeinde umgesetzt wird,
sondern zunächst unterschiedliche Möglichkeiten zu prüfen und z.B. etwaige
bestehende potentielle Projektträger (kommunale Betriebe, Genossenschaften),
spezifischen Rahmenbedingungen und Zielsetzungen in der Gemeinde sowie
die Größe des potentiellen Marktes in den ersten Überlegungen mitzubedenken.
Klein starten: Viele Gemeinden starten zunächst mit kleinen Einzelprojekten, um
erste Erfahrungen mit der Umsetzung eines Beteiligungsmodells zu sammeln
und die Risiken zunächst möglichst gering zu halten. Nach einer erfolgreichen
Pilotphase gibt es die Möglichkeit für einen weiteren, nachhaltigen Ausbau in
Etappen.
Möglichst einfach: Vor allem in der Pilotphase sind möglichst einfach gestaltete
Modelle für Gemeinden attraktiv. Je einfacher ein Modell aufgebaut ist, desto
6. Schlussfolgerungen
-- 150--
geringer sind meist die Risiken und der Aufwand, um eine rechtskonforme
Umsetzung zu gewährleisten.
Ehrenamtlichkeit: Eine professionelle Projektentwicklung und -Umsetzung
erfordert eine entsprechende Investition von Zeitressourcen. Gleichzeitig ist es
aufgrund der begrenzten Rentabilität von Beteiligungsprojekten zumeist aber
nicht möglich, diesen Aufwand in vollem Umfang aus den Projekterträgen
abzudecken und zu entschädigen. Das heißt die Projektumsetzung erfolgt in
Gemeinden oft als Zusatzaufgabe im Rahmen von bereits bestehenden
Funktionen bzw. im Rahmen von ehrenamtlicher Tätigkeit. So wichtig
ehrenamtliche Tätigkeiten für den Betrieb von Gemeinschaftsanlagen sind, so
problematisch kann es auch werden, wenn Funktionen mit großer finanzieller
Verantwortung auch auf lange Sicht nicht entsprechend entgolten werden.
Erfahrungen aus Energiegenossenschaften in Deutschland haben auch gezeigt,
dass diese ehrenamtlichen Funktionen oft nur schwer nach zu besetzen sind,
wenn die initiativen Persönlichkeiten dem Projekt abhandenkommen oder das
Engagement über die Jahre nachlässt (Flieger, persönliche Mitteilung
10.1.2013).
Renditen stehen nicht im Vordergrund: Sowohl für die Gemeinde als Betreiber
als auch für die Bürger als Investoren stehen nicht die Renditen von
Beteiligungsprojekten im Vordergrund. Zwar macht eine gute Verzinsung für die
Bürger einen Teil der Attraktivität des Beteiligungsmodells aus, dennoch zählen
- allein auf Grund der relativ geringen Einlagesummen - eher Umweltaspekte
bzw. der Wunsch, einen Betrag für ein lokales, sinnvolles und nachhaltiges
Projekt zu leisten zu den Hauptmotivationen für eine Beteiligung. Für
Gemeinden sind Photovoltaikbeteiligungsprojekte meist sehr knapp kalkuliert
und jedenfalls keine Möglichkeit, hohe Gewinne einzufahren. Der Aufwand und
die Risiken bei einer Umsetzung, gerade von ersten kleinen Pilotinitiativen mit
relativ hohen Investitions- und Betriebskosten, können meist nur durch die
möglichen Zusatznutzen von Öffentlichkeitswirkung, Bewusstseinsbildung und
Mobilisierung für umfassendere Energiestrategien gerechtfertigt werden. Die
Ergebnisse einer dynamische Investitionsrechnung sind hier unter Umständen
auch nicht das einzige Beurteilungskriterium - wenn z.B. die Mehrkosten für die
Gemeinde in der Größenordnung von einigen 100 EUR pro Jahr liegen und
dafür mit dem Projekt wichtige Diskussions- und Entscheidungsprozesse
vorangetrieben werden können.
Vorausschauend planen: Gerade weil die Wirtschaftlichkeit der meisten
Beteiligungsinitiativen von der Verfügbarkeit von geförderten Einspeisetarifen
6. Schlussfolgerungen
-- 151--
abhängt, muss von Betreiberseite vorausschauend geplant werden, um
Einreichtermine bei der OeMAG termingerecht wahrnehmen zu können. Wird
dieser Einreichtermin verpasst, oder gelingt es nicht bei dem OeMAG
Einreichprozess mit tausenden Mitbewerbern einen Einspeisetarif zu ergattern,
muss mit jahrelangen Verzögerungen gerechnet werden. Auf Grund der
begrenzten Verfügbarkeit dieser Einspeisetarife, ist es auch wichtig, kein Risiko
einzugehen und mit der konkreten Umsetzung des Beteiligungsprojektes erst
wirklich dann zu starten, wenn der Vertrag mit der OeMAG sichergestellt werden
konnte.
Professionelle Rechtsberatung: Photovoltaik-Beteiligungsinitiativen sind in
Österreich ein noch recht junges Betätigungsfeld. Es liegen bislang nur wenige
Erfahrungswerte für die Umsetzung vor. Dementsprechend sind für die
verschiedenen Modelle auch keine Blaupausen für die Gestaltung von Verträgen
oder getestete Vorlagen für die Umsetzung verfügbar. Vor allem das
Einschreiten der Finanzmarktaufsicht bei der Umsetzung einfacher
Darlehensmodelle hat viel Verunsicherung in den Gemeinden und bei den
Bürgern ausgelöst. Dabei ist es wichtig zu verstehen, dass sich hier nicht die
österreichische Rechtslage plötzlich verändert hat, sondern umgekehrt, mit den
Beteiligungsinitiativen ein neuer Bereich entstanden ist. Bankwesen- und
Finanzmarktgesetz sind aus guten Gründen entwickelt worden, um den Schutz
von Anlegern möglichst lückenlos zu gewährleisten; obgleich zweifellos die
Anwendung dieser Regelwerke auf kleine kommunale Beteiligungsinitiativen
noch Spielraum für Verbesserungen lässt. Um eine über die Laufzeit des
Beteiligungsmodells möglichst risiko- und konfliktfreie Umsetzung zu
ermöglichen, ist jedenfalls gute wirtschafts- und steuerrechtliche Beratung
angeraten. Und diese Rechtsberatung ist unter Umständen mit hohen Kosten
verbunden, die gerade bei kleineren Pilotprojekten den wirtschaftlichen Betrieb
der Anlage in Frage stellen können. Immerhin werden aber mittlerweile
erschwingliche Beratungspakete von Energieagenturen für ausgewählte Modelle
angeboten. Außerdem scheint die Rechtslage zwar komplex aber gleichzeitig
überschaubar genug zu sein, dass zumindest mittelfristig mit einer deutlich
vereinfachten Umsetzung von Beteiligungsinitiativen gerechnet werden kann.
Gute Kommunikation: Das Beteiligungsmodell muss von den potentiellen
Anlegern in 5 Minuten verstanden werden können. Zentrale
Projektinformationen müssen glaubwürdig sein. Hinweise zu Verzinsung,
Versteuerungsaufwand für die Bürger und mögliche Risiken müssen klar und
transparent erläutert werden, um potentielle Unklarheiten bereits von
6. Schlussfolgerungen
-- 152--
vorneherein zu vermeiden. Falls die Projektumsetzung definitiv von OeMAG
Einspeisetraifen abhängt und diese noch nicht zugesprochen wurden, ist es
wichtig, diesen Umstand auch offen und sachlich darzulegen. Bei
Informationsveranstaltungen und sämtlichen relevanten Projektunterlagen ist auf
exakte Wortwahl ist zu achten; missverständliche Begriffe wie „Beteiligung“
(wenn etwa die Bürger nicht am Gewinn des Gesamtprojektes „beteiligt“ sind)
oder „Darlehen“ (wenn es sich eindeutig um kein konzessionspflichtiges
Einlagengeschäft handelt) sollten jedenfalls gemieden werden. Um das Potential
für Öffentlichkeitswirkung und Bewusstseinsbildung gut zu nützen, ist gute
Kommunikation auch nach der Eröffnung der Anlage von großer Bedeutung -
beispielsweise mit regelmäßigen Informationen über den Ertrag der
Photovoltaikanlagen über Informationsmonitore, Gemeindemedien, oder
Gemeindeveranstaltungen.
Medien- und Öffentlichkeitsarbeit planen: Wenn mit der Beteiligungsanlage auch
Öffentlichkeitswirkung und Bewusstseinsbildung erreicht werden sollen, muss
die Medien- und Öffentlichkeitsarbeit von den Betreibern entsprechend gut
geplant werden. Momentan scheint die Medienberichterstattung zu
Beteiligungsprojekten überaus günstig zu sein; auf Grund der wenig
umstrittenen Technologie und der meist sehr einfachen Möglichkeit für die
Bürger, „etwas Gutes zu tun“ und gleichzeitig eine oft nahezu risikofreie
Verzinsung zu lukrieren. Trotzdem sollten Beteiligungsprojekte nicht zu sehr
alleine auf die gute Medienwirkung bauen, denn der mediale Impulsgeber kann
abhandenkommen, wenn etwa eine einzelne Initiative fahrlässig und spektakulär
scheitern sollte. Allein deshalb ist die verantwortungsvolle und risikomeidende
Planung und Umsetzung solcher Projekte wichtig, um das noch junge Feld der
Photovoltaikbeteiligungsanlagen nicht bereits in der Pionierphase zu gefährden.
6.4 Status und Ausblick
Die eingangs erwähnte Einschätzung von Hans Kronberger, dass mit Stand
Dezember 2012 etwa zwei bis drei Duzend Photovoltaik-Beteiligungsprojekte in
Österreich aktiv wären, kann mit der vorliegenden Diplomarbeit bestätigt werden.
Die Nennleistung der in Österreich bestehenden Beteiligungs-Photovoltaikanlagen
wird auf Basis der vorliegenden Arbeit großzügig auf etwa 10-15 MWp geschätzt,
was in etwa 2-3% der in Österreich bis Ende 2012 geschätzten installierten
Photovoltaikgesamtleistung (420 MWp; Photovoltaik Austria, 2012b) bzw. 4-6% des
geschätzten Zubaus an Photovoltaikleistung im Jahr 2012 entspricht (230 kWp;
6. Schlussfolgerungen
-- 153--
Photovoltaik Austria, 2012b). Dabei ist jedoch auch zu sehen, dass die gesamte
Photovoltaikstromproduktion bei einer installierten Leistung von 420 MWp (etwa 400
GWh) nur etwa 0,6% des Inlandsstrombedarfs ausmacht (Photovoltaik Austria,
2012b). Im Jahr 2013 wird der Photovoltaik-Stromanteil die 1%-Marke erreichen
(Martin Krill, persönliche Mitteilung).
Ob in Österreich tatsächlich, wie Hans Kronberger im Wirtschaftsblatt vom
13.12.2012 schätzt, in den kommenden Jahren „an die tausend“ Photovoltaik-
Beteiligungsinitiativen entstehen werden, hängt von vielen Faktoren ab.
Im Vergleich zu Deutschland stecken Photovoltaik-Beteiligungsmodelle in
Österreich sicherlich noch „in den Kinderschuhen“. Etwaige noch bestehende
Unsicherheiten bei der Umsetzung, etwa im Umgang mit Bankwesen- und
Finanzmarktgesetz, könnten sich in manchen Fällen mittelfristig ausreichend klären
lassen und leicht zugängliche, anwenderfreundliche Vertrags- und
Umsetzungsvorlagen ermöglichen. Die Erfahrungen von deutschen
Energiegenossenschaften haben zumindest gezeigt, dass die Transaktionskosten
bei Neugründungen sinken, sobald sich ein Modell bewährt hat und eine Vielzahl
von erfolgreichen Umsetzungsbeispielen und professionellen Beratungsstellen
vorliegt. Ob es in Österreich in nächster Zeit aber tatsächlich zu nennenswerten
Gesetzesänderungen kommen wird, die etwa eine Prospektpflicht für
gesellschaftsrechtliche Beteiligungsmodelle (insbesondere für Genossenschaften)
entschärfen oder sogar auch einfache Darlehensmodelle ermöglichen, ohne mit
dem Bankwesengesetz in Konflikt zu geraten, bleibt aber zu bezweifeln.
In Bezug auf ihre Wirtschaftlichkeit sind Photovoltaikprojekte zuallermeist von den
Investitionskosten und der Verfügbarkeit von Ökostrom-Einspeisetarifen abhängig.
So wie es aussieht, werden Photovoltaiksystemkosten in nächster Zeit jedenfalls
nicht im Ausmaß der letzten Jahre weiter sinken, sondern sich eher stabilisieren.
Das Fördervolumen für Ökostrom-Einspeisetarife wird in Österreich weiterhin
begrenzt bleiben. Damit wird der Zugang zu geförderten Einspeisetarifen (im
Vergleich zur florierenden Beteiligungsszene in Deutschland der letzten Jahre) auch
weiterhin zu den größten Unsicherheitsfaktoren für Photovoltaik-
Beteiligungsinitiativen auf kommunaler Ebene gehören. Ob Beteiligungsinitiativen in
den nächsten Jahren verstärkt in Gemeinden auf den Weg gebracht werden, ist
einerseits abhängig von der Nachfrage durch die Bürger und andererseits von der
Bereitschaft von Gemeinden und Betrieben, trotz diesem Unsicherheitsfaktor in
6. Schlussfolgerungen
-- 154--
vorausschauende und professionelle Planung zu investieren. Mit Blick auf den oben
genannten, noch relativ geringen Anteil von Beteiligungsanlagen an der installierten
Photovoltaikleistung in Österreich, wäre zumindest theoretisch auch unter dem
gegebenen Fördervolumen noch eine größere Anzahl an Beteiligungsprojekten in
Zukunft möglich. Auch werden die nächsten Jahren zeigen, in wieweit sich
Eigenverbrauchsmodelle ohne Ökostromeinspeisetarife in österreichischen
Gemeinden tragfähig umsetzen lassen.
Der weltweit enorme Ausbau an Photovoltaikleistung (101 Gigawatt mit Stand 2012;
EPIA, 2013) hat letztlich offenbar auch dazu beigetragen, dass die
Photovoltaiktechnologie in die heimische Medienwelt bzw. die Strategieplanung von
Energieversorgungsunternehmen Eingang gefunden hat. Die günstige
Medienberichterstattung und die Marketingkraft von einigen Energieversorgern hat
sicherlich die Popularität von Photovoltaik und Beteiligungsprojekten massiv
unterstützt. Bis vor kurzem noch kaum denkbar, finden sich Photovoltaikpaneele
plötzlich prominent auf Plakatwerbeflächen affichiert und scheinen fast schon in aller
Munde zu sein.
Gleichzeitig scheint die Bereitschaft der Bürger, sich mit persönlichem Risiko und
Engagement an der Errichtung von Photovoltaikanlagen zu beteiligen, noch recht
gering zu sein. Bei den meisten in Österreich laufenden Modellen handelt es sich
nicht um eine Bürgerbeteiligung „im engeren Sinn“, sondern um niederschwellige
Angebote an die Bürger, sich ohne größerem Aufwand und Risiko finanziell an
Anlagenerrichtung und Betrieb zu beteiligen. Bei einem Sale-and-Lease-Back
Modell etwa lukrieren Gemeinden Geld von den Bürgern und zahlen ein Mietentgelt
zurück. Beispiele, bei denen sich Bürger engagiert und selbstbestimmt an einem
Unternehmen beteiligen und ihr Stimmrecht auch wirklich wahrnehmen (etwa
Gesellschaften bürgerlichen Rechts, Kommanditgesellschaften, Genossenschaften),
sind in Österreich noch relativ rar.
Für einen ambitionierten Ausbau von erneuerbaren Energiesystemen ist nach
Steinlechner und Neubarth (2011) die direkte Einbindung der Bevölkerung
unerlässlich, damit die Maßnahmen als „bürgernah“ empfunden werden und ein
etwaiges Misstrauen gegenüber politischen Entscheidungen nicht letztlich in offenen
Widerstand umschlägt. Als wesentliche Hebel zur Steigerung der Akzeptanz in der
Bevölkerung werden neben der regionalen Wertschöpfung und der Unabhängigkeit
von fossilen Energieträgern vor allem die Möglichkeit der Mitbestimmung für die
6. Schlussfolgerungen
-- 155--
Bürger genannt. Ideale Beteiligungsmodelle sollen den Bürgern demnach sowohl
einen persönlichen finanziellen Ertrag (bei möglichst geringem Aufwand bezüglich
Verwaltung und Steuerbelastung) als auch Kontroll- und Stimmrechte bieten.
In Deutschland scheint das Engagement gegen Atomkraft bzw. der Wunsch, den
großen Energieversorgern mit dezentral organisierter Energieproduktion
entgegenzutreten, der Ausgangspunkt für die florierende Entwicklung von
Photovoltaikbeteiligungsinitiativen zu sein (Flieger, persönliche Mitteilung
10.1.2013). So sind die Bürger in Deutschland beim Ausbau erneuerbarer Energie
die mit Abstand wichtigste Gruppe unter den Investoren. Mehr als 50% der
erneuerbaren Energieanlagen befinden sich im Eigentum von Privatpersonen
(Bachmann et al., 2012). Und im Rahmen von Energiegenossenschaften investieren
engagierte Bürger oftmals einen Gutteil ihrer Freizeit, um den Fortgang ihrer
Genossenschaft mitzuentwickeln und mitzuentscheiden (Flieger, persönliche
Mitteilung 10.1.2013).
In Österreich fehlen solche breiten und stark ausgeprägten Bürgerbewegungen. Der
Zuwachs von Beteiligungsinitiativen wird auch weiterhin vor allem von
charismatischen Einzelpersönlichkeiten abhängen, die in den Gemeinden bereit
sind, solche Projekte anzugehen und konkret umzusetzen. Gleichzeitig wird es noch
sehr viel Überzeugungsarbeit für die Vorteile einer intelligenten regionalen
Energieversorgung brauchen, um Bürger für die aktive Mitgestaltung ihrer
Energiezukunft zu begeistern. Für die Umsetzung einer Energiewende in den
Gemeinden wird jedenfalls auch die Bevölkerung gefordert sein - sowohl mit
Investitionen als auch mit tatkräftiger Unterstützung. Risikofreie Renditen ohne
nennenswerten Aufwand werden dabei wohl nicht immer möglich sein.
Bei der Komplexität von Entscheidungsprozessen auf den höchsten politischen
Ebenen spricht jedenfalls vieles dafür, dass eine erfolgreiche Energiewende in
wesentlichen Teilen „von unten“ eingeleitet werden wird; wenn sich etwa zunächst
zahlreiche lokale Gemeinden, Städte, Bundesländer und schließlich auch ganze
Staaten zu Alleingängen durchringen (Kemfert, 2013). Gelingt jedenfalls in
Österreich der Einstieg zu Beteiligungsmodellen, wäre dies sicher ein starkes Signal
für mehr Bürgerbeteiligung und den schnelleren Aufbruch in eine zukunftsfähige
Energiewirtschaft (Bachmann et al., 2012).
Danksagung
-- 156--
Danksagung
An erster Stelle möchte ich mich bei meiner Frau Irmela, meinen Töchtern Mia und
Nikolina sowie meinen Eltern Helga und Helmut herzlich bedanken. Ohne ihre
großartige Unterstützung wären weder das Masterstudium noch diese Diplomarbeit
möglich gewesen. Ihnen allen möchte ich diese Arbeit widmen.
Herzlich bedanken möchte ich mich auch bei Martin Krill und Rupert Wychera, die
diese Arbeit mit großer Anteilnahme betreut haben und mir stets mit fachkundigem
und freundschaftlichem Rat zur Seite gestanden sind.
Für die zahlreichen Diskussionen zu rechtlichen Fragen und Aspekten der
konkreten Umsetzung von Beteiligungsanlagen möchte ich mich besonders bei
Renate Brandner-Weiß, Burghard Flieger, Christa Greinöcker, Renate Hinteregger,
Hans Kronberger, Mathias Komarek, Christian Praher, Roman Rericha, Gerhard
Rimpler, Ralf Roggenbauer und Alexander Simader bedanken. Ihre Anregungen
und Hinweise waren überaus hilfreich, die weitläufigen Themenbereiche dieser
Arbeit zu überblicken und Irrwege zu vermeiden.
Für die großzügige Bereitschaft, mir ausführlich Informationen zu den konkreten
Beteiligungsprojekten bereitzustellen, möchte ich mich insbesondere bei Karl
Gerngroß, Andreas Hammer, Andreas Klos, Gerfried Koch, Günter Lenz, Klemens
Neubauer, Peter Ramsmaier, Dominik Schmitz, Roland Seepacher, Heini
Staudinger, Klaus Staudinger, Peter Teuschel, Christoph Weisl und Johann
Wurzenberger bedanken. Diese konkreten Daten, Angaben und Hinweise haben
sehr zur Qualität dieser Arbeit beigetragen. Die Korrekturen und Rückmeldungen
von Peter Ramsmaier haben überdies geholfen, die Lesbarkeit des Textes zu
verbessern.
Bedanken möchte ich mich auch bei all jenen zahlreichen Personen, die hier aus
Platzgründen leider nicht alle namentlich genannt werden können, für ihre wichtigen
Hinweise, Anregungen, Tipps und Informationen.
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Anhänge
Anhang 1: Dynamische Investitionsrechnung
-- 168--
Anhang 1: Dynamische Investitionsrechnung
Die Wirtschaftlichkeit der Beteiligungsmodelle wird mittels einer dynamischen
Investitionsrechnung bewertet. Dynamische Investitionsrechnungen erfassen die
Zeitstruktur der von einer Investition ausgelösten Ein- und Auszahlungen indem sie
die zu unterschiedlichen Zeitpunkten anfallenden Zahlungen auf einen
gemeinsamen Vergleichszeitpunkt abzinsen (=diskontieren) oder aufzinsen (Wala et
al., 2010). Dabei werden zur Vereinfachung die im Laufe eines Jahres anfallenden
Zahlungen jeweils als Summe am Jahresende veranschlagt.
Das Anfangskapital K0 wächst bei einem Zinssatz i nach n Jahren auf ein Endkapital
Kn gemäß folgender Formel (Wala et al., 2010):
Kn = K0 * (1 + i)n
Um zu ermitteln, wie viel ein Betrag, der im Zeitpunkt tn ausbezahlt wird, heute (zum
Zeitpunkt t0) wert ist, rechnet man:
K0 =
Kapitalwert
Der Kapitalwert (KW) ist die Summe der Einzahlungsüberschüsse die mit dem
Zinssatz (Kalkulationszinssatz, i) einer alternativen Kapitalveranlagung auf den
Zeitpunkt t0 abgezinst werden (Wala et al., 2010). Die Anschaffungszahlung A0 zum
Zeitpunkt t0 muss bei der Kapitalwertberechnung nicht abgezinst werden. Ein
etwaiger Restwerterlös L zum Zeitpunkt n ist gegebenenfalls zu berücksichtigen
(Wala et al., 2010). Der Kapitalwert berechnet sich nach folgender Formel:
KW = - A0 + +
Der Kapitalwert eignet sich für die Überprüfung der Vorteilhaftigkeit einer Investition,
da er die aus der Investition erwachsende Vermögensvermehrung aus dem
Blickwinkel von Zeitpunkt t0 ausdrückt. Ein positiver Kapitalwert zeigt die
Vorteilhaftigkeit einer Investition im Vergleich zu einer alternativen
Kapitalveranlagung der Anschaffungsauszahlung (Wala et al., 2010).
Anhang 1: Dynamische Investitionsrechnung
-- 169--
In der vorliegenden Arbeit werden über die angenommene Anlagenlaufzeit von 25
Jahren die jährlichen Einzahlungsüberschüsse mit einem Kalkulationssatz von 3%
diskontiert und damit mit einer langfristigen Sparbuchverzinsung verglichen (weitere
Ausführungen bezüglich der Annahmen für Kalkulationszinssatz in Kapitel 2.5). Die
kumulierten diskontierten Einzahlungsüberschüsse ergeben dann den Kapitalwert
der Investition im jeweiligen Betriebsjahr. Für das 25. Betriebsjahr erhält man den
Kapitalwert am Ende der Laufzeit.
Inflation
Inflation ist ein Prozess anhaltender Geldentwertung; eine Geldeinheit hat zum
Zeitpunkt t0 eine höhere Kaufkraft als zu einem späteren Zeitpunkt (Wala et al.,
2010). Formal wird die Inflation in der Kapitalwertmethode durch die Ermittlung des
realen Kapitalwertes errechnet. Dazu benötigt es nach Wala et al. (2010):
Die Prognose der Inflationsrate p
Die Prognose der nominalen Zahlungsreihe (wie bisher)
Die Umwandlung der nominalen Einzahlungsüberschüsse Ct in reale
Einzahlungsüberschüsse: Ct * (1+p)-1
Ermittlung des realen Zinssatzes ireal mit 1+ ireal =
Ersetzt man in der Kapitalwertformel die nominalen Einzahlungsüberschüsse durch
die realen Einzahlungsüberschüsse und den nominalen Zinsatz (inom) durch den
realen Zinssatz (ireal), ergibt sich nach Wala et al. (2010) folgende Formel für den
realen Kapitalwert (KWreal)
KWreal = - A0 + Ct * (1+p) –t * [ ]-t
KWreal = - A0 + Ct * (1 + inom) -t
KWreal = KWnom = KW
Der reale Kapitalwert ist damit identisch mit dem nominalen Kapitalwert, der sich bei
Diskontierung der nominalen Zahlungsreihe mit dem nominalen Zinssatz ergibt. Die
Abzinsung der realen Zahlungsreihe mit dem realen Zinsfuß hebt letztlich die
Inflationsbereinigung wieder auf. Die Inflation muss also bei der
Kapitalwertberechnung nicht explizit berücksichtigt werden (Wala et al., 2010).
Anhang 1: Dynamische Investitionsrechnung
-- 170--
In den Berechnungen in den Kapiteln 4 und 5 werden aber Annahmen für
Kostensteigerungen (für Betriebskosten, Strombezugskosten, Wechselrichterkosten,
Kosten für den Umbau auf Überschusseinspeisung, etc.) getroffen und in den
Berechnungen berücksichtigt. Dies deshalb, weil auch ein realer Zinssatz angesetzt
wird.
Interner Zinssatz (interne Kapitalverzinsung, IKV)
Der interne Zinssatz (r) ist jener Zinssatz, bei dessen Verwendung als
Kalkulationszinssatz der Kapitalwert einer Zahlungsreihe gleich 0 ist. Nach Wala et
al. (2010) gilt folgende Formel:
0 = - A0 +
Als Entscheidungskriterium bei dieser Methode gilt, ob der interne Zinssatz höher ist
als die Verzinsung einer alternativen Kapitalanlage (Kalkulationszinssatz).
Anzumerken bleibt, dass es Investitionen gibt, die mehrdeutige Lösungen (mehr als
einen internen Zinssatz) ergeben (Wala et al., 2010). Solche mehrdeutigen
Lösungen treten aber bei sogenannten Normalinvestitionen (mit Zahlungsreihen die
nur einen Vorzeichenwechsel aufweisen) nicht auf. Bei Investitionsentscheidungen
sind nach Wala et al. (2010) im Zweifelsfall die Ergebnisse der Kapitalwertmethode
denen der internen Zinssatzberechnungen vorzuziehen (weil die
Kapitalwertmethode das für Konsumzwecke verfügbare Vermögen am besten
abbildet). Anzumerken ist auch, dass die Methodik des internen Zinsfußes indirekt
unterstellt, dass die aus der Investition erzielten Einzahlungsüberschüsse bis zum
Ende der Nutzungsdauer mit einem Zinssatz veranlagt werden können, der jenem
der internen Verzinsung entspricht (was aber gerade bei sehr rentablen
Investitionen sehr schwierig realisierbar ist).
In der vorliegenden Arbeit wird die interne Kapitalverzinsung für die Berechnung der
Rendite von Kommanditisten einer Kommanditgesellschaft bzw. von Gesellschaftern
einer Gesellschaft bürgerlichen Rechts im Kapitel 4 (Beispielprojekte) verwendet.
Interner Zinssatz mit Excel: Für die Berechnung des internen Zinssatzes stellt
Excel die Funktion IKV zur Verfügung. Dabei wird unterstellt, dass der erste Wert
(Anschaffungskosten) am Beginn der ersten Periode anfällt (Wala et al., 2010).
Nach Wala et al. (2010) ist der interne Zinssatz mit Mircosoft Excel folgendermaßen
zu berechnen:
Anhang 1: Dynamische Investitionsrechnung
-- 171--
= IKV (Werte; Schätzwert)
Wobei die Eingabe des Schätzwertes zumeist entbehrlich ist.
Dynamische Amortisationsrechnung
Im Rahmen der dynamischen Amortisationsrechnung wird jener Zeitpunkt ermittelt,
bei dem sich die diskontierten Einzahlungsüberschüsse erstmals die
Anschaffungsauszahlungen übersteigen. Die dynamische Amortisationsdauer wird
in der Regel nicht als alleiniges Instrument zur Beurteilung von Investitionen
verwendet, sondern eher als grobes Risikomaß brauchbar. Im Zusammenhang mit
der Finanzierung von Photovoltaikanlagen kann mit der dynamischen
Amortisationsrechnung jener Zeitpunkt abgeschätzt werden, zu dem die Tariferträge
aus dem Stromverkauf die Anschaffungskosten für die Anlage wieder hereinbringen.
In der vorliegenden Arbeit wird der Verlauf der kumulierten diskontierten
Einzahlungsüberschüsse (= Kapitalwerte) herangezogen, um abzuschätzen in wie
weit die Erträge aus Stromverkauf und vermiedenen Stromkosten die
Anlagenkosten (Investitionskosten, Betriebskosten, etc.) abdecken bzw.
übersteigen.
Anhang 2: Technische Rahmenbedingungen
-- 172--
Anhang 2: Technische Rahmenbedingungen
Für die Wirtschaftlichkeitsberechnungen und Analyse von potentiellen
Betriebsstandorten ist ein grundlegendes Verständnis der technischen
Eigenschaften von Photovoltaiksystemen Voraussetzung. In diesem Kapitel wird
daher in möglichst knapper und kompakter Form auf die wichtigsten technischen
Rahmenbedingungen von Photovoltaikanlagen eingegangen.
Funktionsweise einer Solarzelle
Unter Photovoltaik versteht man die direkte Umwandlung von Sonnenlicht in
elektrische Energie. Dabei wird der sogenannten „inneren Photoeffekt“ genutzt, der
in Halbleitern (Silizium, Germanium, Selen, etc.) durch ultraviolettes, sichtbares und
sogar infrarotes Licht ausgelöst wird (Austrian Institute of Technology - AIT, 2011).
In Halbleitern können sich die äußersten Elektronen jedes Atoms nur in zwei
Energiebereichen, sogenannten Energiebändern, aufhalten: Entweder im
Valenzband (dann fungieren sie als Bindungen zwischen den Atomen und sitzen
fest), oder im Leitungsband, dann können sie sich im Kristall frei bewegen. Ein
Photon, das genügend Energie mitbringt, kann ein Elektron aus seiner Bindung im
Valenzband lösen und frei beweglich machen, es also vom Valenzband ins
Leitungsband anheben (AIT, 2012).
Die Leitfähigkeit von Halbleitern ist stark von der Energiezufuhr durch die Photonen
sowie von der Temperatur abhängig. Um die Leitfähigkeit von Halbleitern noch
weiter zu erhöhen, wird eine geringe Menge an passenden Fremdatomen in den
Halbleiter eingebracht. Dieser Vorgang wird dotieren genannt. Die klassische
kristalline Silizium-Solarzelle setzt sich aus zwei unterschiedlich dotierten Silizium-
Schichten zusammen. Die dem Sonnenlicht zugewandte Schicht ist negativ – z.B.
mit Phosphor - dotiert (n Schicht, negativ leitend), die darunter liegende Schicht ist
positiv - z.B. mit Bor - dotiert (p Schicht, positiv leitend). An der Grenzschicht (pn–
Übergang) entsteht im Kristall ein elektrisches Feld, das zur Trennung der durch das
Sonnenlicht freigesetzten Ladungen - Elektronen und positiven Ladungen
(sogenannte Löcher) - führt. Fällt Licht auf die Solarzelle, so werden Ladungsträger
aus den Kristallverbindungen gelöst und durch das elektrische Feld zu den äußeren
Anhang 2: Technische Rahmenbedingungen
-- 173--
Kontakten befördert (Mertens, 2011). Bei handelsüblichen Siliziumzellen liegt bei
maximaler Leistung die Spannung bei etwa 0,5 Volt. Um höhere Spannungen zu
erhalten, schaltet man viele Solarzellen in einem Solarmodul in Reihe (Austrian
Institute of Technology - AIT, 2011).
Abb. 16: Solarzelle und Solarmodule als Grundbausteine der Photovoltaik. Quelle:
Mertens, 2011.
Zellkenngrößen und Solarkennlinien
Lehrlaufspannung (UL): Fällt Sonnenlicht auf eine Solarzelle, baut sich eine
Spannung auf. Wird in dieser Situation kein Strom entnommen, nennt man die sich
einstellende Spannung Leerlaufspannung. Die Leerlaufspannung ändert sich bei
einer Änderung der Einstrahlung nur sehr gering und kann bei einer Einstrahlung
unter 100 W/m² nicht mehr aufrechterhalten werden (AIT, 2011).
Kurzschlussstrom (IK): Den Kurzschlussstrom liefert die Solarzelle, wenn man sie
an ihren Anschlüssen kurzschließt; die Spannung U also 0 Volt beträgt (Mertens,
2011). Der Kurzschlussstrom hängt linear mit der Einstrahlung zusammen, das
heißt, wenn sich die Einstrahlung verdoppelt, verdoppelt sich auch der Strom (AIT,
2011).
Anhang 2: Technische Rahmenbedingungen
-- 174--
Abb. 17: Kennlinie einer Photovoltaikzelle. Leerlaufspannung und Kurzschlussstrom
in Abhängigkeit von der Einstrahlung. Der Kurzschlussstrom ist linear von der
Einstrahlung abhängig d.h., dass sich bei einer Verdoppelung der Einstrahlung auch
der Strom verdoppelt (Quelle PV Austria, 2013d).
Maximum Power Point (MPP): Wenn eine Solarzelle mit maximaler Leistung
arbeitet, nennt man diesen Punkt Maximum Power Point (MPP). Für diesen Punkt
kann man die Leistung PMPP (mit der Einheit Watt Peak, Wp), die Spannung UMPP (in
Volt) und den Strom IMPP (in Ampere) angeben; nach der Formel:
PMPP (Wp) = UMPP (V)* IMPP (A). (AIT 2011).
Anhang 2: Technische Rahmenbedingungen
-- 175--
Abb. 18: Der Maximum Power Point (MPP) ist der Punkt der Generator-Kennlinie an
dem die Zelle die größte Leistung abgibt (Quelle PV Austria, 2013d). Die MPP
Leistung hat die Einheit Wp (Watt peak, engl.: Spitze).
Nennstrom und Nennspannung: Als Nennstrom bzw. Nennspannung bezeichnet
man den Strom bzw. die Spannung die eine Solarzelle liefert, wenn sie im MPP
betrieben wird (AIT, 2011).
Standardtestbedingungen (STC-Bedingungen): Um Photovoltaikzellen und
Module miteinander vergleichen zu können wurden einheitliche Bedingungen
definiert, die sogenannten Standardtestbedingungen nach Norm DIN EN 60904,
bzw. IEC 60904-3. Die ermittelte Leistung wird mit der Angabe Peak (Wp) versehen.
Die STC Bedingungen sind über folgende Parameter definiert (AIT, 2011):
senkrechte Einstrahlung von 1000 W/m²
Zelltemparatur von 25°C
definiertes Lichtspektrum (Spektralverteilung der solaren Referenzstärke nach
IEC 60904-3 bei einem Air Mass Faktor von 1,5).
Wirkungsgrad von Modulen: der Wirkungsgrad (η, Eta) wird definiert als das
Verhältnis zwischen der photovoltaisch erzeugten Leistung und der Leistung die
über die Sonne eingestrahlt wird (AIT, 2011). In Datenblättern von Herstellern wird
der Wirkungsgrad immer unter Standardtestbedingungen angegeben.
η = PMPP / Modulfläche * Bestrahlungsstärke der Zelle
Anhang 2: Technische Rahmenbedingungen
-- 176--
Temperaturabhängigkeit: Die Temperaturabhängigkeit der Solarzellen ist ein
wesentlicher Faktor in Bezug auf den Wirkungsgrad. Kristalline Zellen besitzen bei
höheren Temperaturen einen niedrigeren Wirkungsgrad, ihre Leistung sinkt um 0,4
– 0,5 % pro Kelvin (Mertens, 2011). Prinzipiell weisen daher Photovoltaikanlagen im
Hochgebirge (aufgrund der niedrigeren Temperatur) höhere Wirkungsgrade auf als
Anlagen im Flachland. Die Einbeziehung von Möglichkeiten der Kühlung
(beispielsweise durch Hinterlüftung) sind daher wichtige Aspekte bei der
Anlagenplanung (AIT, 2011).
Zellarten und Wirkungsgrade
Der Photovoltaik-Markt wird heute überwiegend von mono- und polykristallinen
Siliziumzellen sowie amorphem Silizium beherrscht. Silizium, das wichtigste Material
für die Herstellung von kristallinen Solarzellen, ist nach Sauerstoff das
zweithäufigste Element auf der Erde. Silizium liegt allerdings nicht in Reinform vor,
sondern ist als Siliziumdioxid chemisch gebunden. Um Silizium für die
Elektronikanwendung aufzubereiten ist ein erheblicher Reinigungsaufwand des
Grundmaterials erforderlich (ecowatt, 2011). Das aufbereitete Silizium wird in der
Photovoltaikfertigung zu mono- oder polykristallinen Zellen weiterverarbeitet.
Eine weitere Methode, die in letzter Zeit verstärkt Anwendung findet, ist die
Herstellung von Solarzellen im Dünnschichtverfahren. Dabei wird ein photoaktiver
Halbleiter als dünne Schicht auf ein Trägermaterial (z.B. durch ein Aufdampf-
Verfahren) aufgebracht. Als Halbleitermaterial wird amorphes Silizium, Gallium-
Arsenid (GaAs), Kupfer-Indium-Diselenid (CIS) und Cadmium-Tellurid (CdTE)
eingesetzt (AIT, 2011). Dünnschichttechnologien kamen bei den in dieser
Diplomarbeit untersuchten Bürgerbeteiligungsanlagen allerdings nicht zum Einsatz.
Tabelle 17: Wirkungsgrade von Siliziumzellen. Monokristallines Silizium (in der
Herstellung am teuersten) weist die höchsten Wirkungsgrade auf, amorphes
Silizium hingegen die niedrigsten (nach ecowatt, 2011).
Material Wirkungsgrad
Monokristallines Silizium 14 – 18 %
Polykristallines Silizium 13 – 15 %
Amorphes Silizium 6 – 8 %
Anhang 2: Technische Rahmenbedingungen
-- 177--
Nach wie vor werden in Österreich am häufigsten mono- und polykristalline Silizium-
Solarzelltypen installiert. Polykristalline Zellen gehörten 2011 zu den am häufigsten
verwendeten Solarzellen (mit 46% Anteil an der gesamten installierten Leistung),
knapp gefolgt von monokristallinen Zellen (mit einem Anteil von 45%). Der Anteil der
Dünnschichtzellen lag 2011 bei etwa 9% (Biermayr, 2012).
Energierücklaufzeit: Nach Mertens (2011) hält sich immer noch hartnäckig das
Gerücht, dass zur Herstellung von Photovoltaikanlagen mehr Energie benötigt
würde, als die Anlage im Lauf ihrer Lebensdauer an Energie erzeugen kann.
Heutige Anlagen in Mitteleuropa haben in Wirklichkeit aber Energierücklaufzeiten
von etwa drei Jahren, was angesichts einer typischen Lebensdauer einer Anlage
von etwa 25 Jahren ein recht gutes Ergebnis ist (Mertens, 2011).
Photovoltaik Module
Der Name Modul kommt in der Photovoltaik vom modularen Aufbau. Solarzellen
sind die kleinste Einheit eines Photovoltaikmoduls, Module bestehen aus mehreren
Solarzellen und Photovoltaik-Generatoren wiederum bestehen aus mehreren
Modulen (AIT, 2011).
Abb. 19: Aufbau eines Solargenerators aus mehreren Strängen (Strings). In der
Abbildung sind in den einzelnen Strängen jeweils 5 Module seriell miteinander
verschaltet. Die 4 Stränge sind zueinander parallel verschaltet. Quelle: Mertens,
2011.
Anhang 2: Technische Rahmenbedingungen
-- 178--
Verschaltungsmöglichkeiten
Um höhere Leistungen (und damit höhere Spannungen und Ströme) zu erzielen
werden einzelne Solarzellen zu Solarmodulen verschaltet (AIT, 2011). Nach der Art
der Verschaltung unterscheidet man die serielle und die parallele Verschaltung.
In Solarmodulen werden in der Regel Stränge von 36 oder 72 Solarzellen seriell
hintereinander verschaltet. Dabei addieren sich die Teilspannungen der einzelnen
Zellen. Der Strom der alle Zellen nacheinander durchströmt bleibt gleich. Für die
Qualität des gesamten Solarmoduls ist immer die schlechteste Zelle
ausschlaggebend. Deshalb sollten immer Zellen mit ähnlicher
Leistungscharakteristik verwendet werden (AIT, 2012).
Innerhalb eines Solarmoduls werden bis zu 3 Stränge (mit wie oben erwähnt 36 bis
72 seriell verschaltete Zellen) parallel verschaltet. Bei der Parallelverschaltung
addiert sich der Strom, die Spannung bleibt jedoch gleich (AIT, 2012).
Auch innerhalb eines Solargenerators können mehrere Module miteinander zu
einem Strang hintereinander seriell verschaltet werden. Wird eines der Module in
der Kette verschattet, entsteht ein Elektronenstau („Gartenschlaucheffekt“) der Hitze
verursacht. Die Leistung des gesamten Stranges wird dadurch gemindert, beim
Wechselrichter kommt nur der Strom an, der in den Modulen nach der Verschattung
entsteht.
Mehrere Stränge von Modulen wiederum können im Solargenerator parallel
miteinander verschaltet werden. Bei der Parallelverschaltung von mehreren
Strängen sollten die einzelnen Stränge jeweils die gleiche Spannung besitzen (AIT,
2012).
Standardmodule werden in fixen Abmessungen und Leistungen angeboten. Sie
bestehen typischerweise aus insgesamt 36 bis maximal 216 Zellen und haben einen
Leistungsbereich von 100 bis 360 kWp. Die Module sind rechteckig, das heißt die
Zellen werden oft in 4 bis 8 Reihen nebeneinander angeordnet. Oft handelt es sich
hierbei um Glas-Folien-Laminate mit Etylen-Venyl-Acetat (EVA) Verkapselung.
Heutzutage haben sich Leistungen bis zu 360 Wp bei Abmessungen von 2,15m *
1,25 m standardisiert (AIT, 2011).
Anhang 2: Technische Rahmenbedingungen
-- 179--
Photovoltaik Anlagensysteme
Netzgekoppelte Anlagen
Netzgekoppelte Anlagen stehen mit dem öffentlichen Netz in Verbindung und wirken
wie ein Kraftwerk. Bei netzgekoppelten Anlagen wird der Gleichstrom (DC, Direct
current) der Module durch einen speziellen Wechselrichter in Wechselstrom (AC,
Alternating current) umgewandelt (ecowatt, 2011).
Abb. 20: Aufbau einer netzgekoppelten Photovoltaikanlage (Quelle: Mertens, 2011).
Inselanlagen
Inselanlagen sind Photovoltaik-Anlagen, die eine autonome Stromversorgung ohne
öffentlichen Netzanschluss ermöglichen. Die Speicherung von elektrischer Energie
erfolgt bei Inselanlagen durch Akkus; und zwar zumeist durch Bleiakkumulatoren
(AIT, 2011). Durch einen speziellen Laderegler wird der Energieeintrag durch die
Solarmodule so geregelt, dass eine optimale Ladung des Akkus gewährleistet ist
(keine Überladung, Schutz gegen Tiefenentladung; AIT, 2011). Die Energie des
Akkus wird bei einfachen Anlagen direkt von Gleichspannungs-Verbrauchern
entnommen, bei Anlagen mit normalen Wechselspannungs-Verbrauchern (230 V
Haushaltsspannung) erfolgt die Umwandlung der Gleichspannung mittels eines
Wechselrichters (ecowatt, 2011).
Biermayr (2012) gibt für Österreich 2011 eine Gesamtleistung von netzgekoppelten
Anlagen von 182 MWp an, bei autarken Anlagen liegt die Gesamtleistung in
Österreich bei etwa 4,5 MWp. Bei den untersuchten Beteiligungsanlagen handelt es
sich ausschließlich um netzgekoppelte Anlagen.
Anhang 2: Technische Rahmenbedingungen
-- 180--
Elektrizitätsverwendung
Bei netzgekoppelten Anlagen gibt es folgende Varianten der
Elektrizitätsverwendung:
Die gesamte erzeugte Energie wird ins öffentliche Netz eingespeist und nach
Zählerstand vergütet (Volleinspeisung).
Die erzeugte Energie wird zur Deckung des Eigenbedarfs verwendet, der
Überschuss wird ins öffentliche Stromnetz eingeliefert und vergütet
(Überschusseinspeisung).
Direktverkauf: der erzeugte Solarstrom wird direkt an einen Stromabnehmer
verkauft; dies ist allerdings nur möglich, wenn sich der Stromabnehmer in
unmittelbarer Nähe der Photovoltaikanlage befindet (Krammer, 2012). Der
Elektrizitätsbedarf des Stromabnehmers sollte dabei zu jeder Zeit den
produzierten Photovoltaikstrom übersteigen.
Anlagen- und Montageart
Die drei gebräuchlichsten Anlageformen sind die Anlage am Dach, an der Fassade
oder die Freiflächenanlage. Nach Biermayr (2012) ist die Aufdach-Montage in
Österreich im Jahr 2011 mit einem Anteil von rund 83% die bei weitem häufigste
Montageart. Am zweithäufigsten wurden freistehende Anlagen mit einem Anteil von
8,8% errichtet, gefolgt von dachintegrierten Anlagen mit einem Anteil von 4,6%.
Dachanlagen Bei Dachneigungen von 20 bis 50 Grad werden die Solarmodule in der Regel
parallel zur Dachfläche montiert. Der Vorteil der Satteldachanlage ergibt sich aus
der Nutzung einer im Grunde brach liegenden Fläche, die zudem schon die
geeignete Schräge hat (Klima und Energiefond, 2012). Schrägdachanlagen werden
vorzugsweise hinterlüftet ausgeführt, was (wegen der oben genannten
Temperaturabhängigkeit von Photovoltaikzellen) pro Jahr bis zu 10 % mehr Ertrag
verspricht. Die Hinterlüftungsebene sollte dabei nicht weniger als 10 cm betragen,
ideal wären 15 cm (Klima und Energiefond, 2012).
Bei Flachdächern bzw. nur leicht geneigten Dächern ist es ergiebiger, die
Solarmodule nicht parallel zur Dachfläche, sondern mittels einer Aufständerung in
einem Winkel von 25° bis 35° anzubringen. Vorzüge dieser geschrägten
Aufdachmontage liegen in der natürlichen Hinterlüftung sowie den
„Selbstreinigungseffekten“ bei Regen und dem besseren Abrutschen von Schnee.
Anhang 2: Technische Rahmenbedingungen
-- 181--
Sind die Solarmodule weniger als 15° geneigt, werden sie von Regen und Schnee
nicht mehr ausreichend gesäubert (Klima und Energiefond, 2012).
Flächenbedarf bei Dachanlagen:
Bei der Erhebung des Flächenbedarfs wird grundsätzlich zwischen einer Montage
auf Schrägdächern und einer auf Flachdächern unterschieden. Bei einem Flachdach
ist der Platzbedarf auf Grund der Aufständerung deutlich größer. Nach Raderbauer
(2011) gelten folgende Faustformeln für die Berechnung des Platzbedarfs bei
Dachanlagen:
Schrägdach: 1 kWp Photovoltaikanlage benötigt etwa 9 m² freie Dachfläche.
Flachdach: 1 kWp Photovoltaikanlage benötigt etwa 18 m² freie Dachfläche.
Um auf einer Flachdachfläche möglichst viel Photovoltaikleistung unterzubringen,
wird oft von der optimalen Modulneigung von 35° abgewichen – auf z.B. 20° – 25°
(Mertens, 2012). Zur Berechnung von Anstellwinkeln und Modulabständen siehe
Abb. 21 unten.
Belastung:
Als weiterer wichtiger Faktor bei Dachanlagen ist die Statik zu nennen. Die Anlagen
werden entweder mit der Konstruktion des Schrägdachs direkt verbunden
(Zusatzgewicht durch die Photovoltaikanlage etwa 25 kg/m²) oder stehen auf dem
Dach, das heißt die Anlage wird beispielsweise mittels Betonsockeln auf einem
Flachdach aufgeständert montiert (Zusatzgewicht etwa 50 – 100 kg/m², Raderbauer,
2011). Bei Betondecken gibt es nach Raderbauer (2011) prinzipiell keine Probleme;
Stahlkonstruktionen müssen statisch überprüft werden. Der Dachzustand sollte aber
vor der Installation einer Photovoltaikanlage jedenfalls durch einen Statiker oder
Dachdecker überprüft werden. Auch gilt es abzuschätzen, welche Wartungsarbeiten
am Dach innerhalb der nächsten zehn Jahre notwendig sein könnten. Zwar können
Wartungsarbeiten am Dach prinzipiell auch nach der Installation der
Photovoltaikanlage ausgeführt werden, aber der Ausfall der Anlage führt natürlich zu
Ertragseinbußen (Gruber et al., 2012).
Freiflächenanlagen Freiflächenanlagen werden auf freier Fläche installiert, eine Aufständerung mit
Trägergestellen aus verzinktem Stahl, Aluminium oder Holz ist erforderlich
(Raderbauer, 2011). Hinsichtlich der Beweglichkeit wird dabei zwischen starren und
nachgeführten Anlagen unterschieden.
Anhang 2: Technische Rahmenbedingungen
-- 182--
Starre Anlagen: werden auf Gestellen in Reihen mit einem Anstellwinkel von
etwa 30° montiert um einen optimalen Ertrag über den Jahresverlauf zu
erreichen. Die Gestellhöhe an der Vorderkante sollte als Minimum 0,5 – 0,7
Meter betragen, um Verschattungen durch aufkommende Vegetation zu
verhindern (Raderbauer, 2011). Zwischen den Modulreihen ist, abhängig von
der Hangneigung, ein ausreichend großer Mindestabstand einzuhalten, um die
Verschattung der Module durch die vorgelagerte Reihe zu verhindern. Dabei
sollte auch am kürzesten Tag im Jahr, zum Zeitpunkt des Sonnentiefststandes
am 21. Dezember, keine Verschattung auftreten. Die folgende Abbildung zeigt
dazu einen Sonnenwinkel ys von 15 Grad. Der Mindest-Modulabstand dMin
ermittelt sich nach Mertens (2012) aus der Formel:
dMin = b * (sin (ys + ß) / sin ys). Wobei b die Modulbreite ist.
Abb. 21: Vermeidung von Eigenverschattungen bei Flachdach- oder
Freiflächenanlagen (Quelle: Mertens, 2012)
Die benötigte Aufstellfläche für Freiflächenanlagen ist daher deutlich größer als die
reine Modulfläche. Als Faustregel für Großanlagen kann der Flächenbedarf mit 1,5 –
2 ha Fläche pro MWp geschätzt werden (Hernandes, persönliche Mitteilung
15.11.2012).
Nachgeführte Anlagen: folgen im Tages- bzw. Jahresverlauf dem Stand der
Sonne. Man unterscheidet daher zwischen ein- oder zweiachsig beweglichen
Anlagen. Die Drehbewegung wird entweder über einen zentralen Mast ausgeübt
oder über einen am Fundament aufliegenden Drehkranz. Bei einachsig
nachgeführte Anlagen ist, im Vergleich zu statischen Anlagen, in Österreich ca.
15% mehr Ertrag, bei zweiachsig nachgeführten Anlagen ca. 20% mehr Ertrag
zu erwarten (Raderbauer, 2011).
Anhang 2: Technische Rahmenbedingungen
-- 183--
Grundsätzlich konkurrieren die für die Nutzung von Freiflächenanlagen benötigten
und geeigneten Flächen stark mit anderen (z.B. landwirtschaftlichen) Nutzungen,
weshalb unter Umständen bei der Planung und Errichtung mit Widerständen aus der
Bevölkerung zu rechnen ist. Aus Sicherheits- und versicherungstechnischen
Gründen ist in der Regel eine Einzäunung der Photovoltaik-Fläche vorzusehen
(Raderbauer, 2011).
Wechselrichter
Wechselrichter sind das Bindeglied zwischen Photovoltaikgenerator und
Wechselstromnetz bzw. -verbraucher. Zu den Aufgaben des netzgekoppelten
Wechselrichters zählen, neben der Umwandlung von Gleichstrom (DC) in
Wechselstrom (AC), die Steuerung des Betriebsablaufs des Photovoltaiksystems,
der Schutz für Stromnetz und Photovoltaikgenerator sowie die
Betriebsüberwachung und Kommunikation (AIT, 2011).
Auf der Eingangsseite des netzgekoppelten Wechselrichters befindet sich
üblicherweise ein Gleichspannungswandler (DC/DC Wandler) mit Maximum Power
Point Tracker (MPP Tracker, Maximalleistungssteuerung). Dieser MPP-Tracker
sucht auf der Generatorkennlinie automatisch den Punkt der maximalen Leistung
(MPP). Der MPP Tracker variiert dabei die Spannung jeweils um einen kleinen
Betrag. Vergrößert sich z.B. dabei die Leistung des Generators (Produkt aus Strom
und Spannung), wird die neue Spannung beibehalten, andernfalls wird die
Spannung wieder auf den ursprünglichen Wert zurückgesetzt. Dieses iterative
Verfahren wird durch einen Mikroprozessor ausgeführt, sodass auch bei
wechselnden Einstrahlungsverhältnissen immer ein Betrieb am maximalen
Leistungspunkt ermöglicht wird (AIT, 2011).
Auf der Ausgangsseite befindet sich ein einphasiger (bei Anlagen unter 5 kWp) bis
dreiphasiger Wechselrichter (bei größeren Anlagen), der sich automatisch mit dem
Stromnetz synchronisiert (Mertens, 2011; AIT, 2011).
Grundsätzlich kann man zwei Arten von Photovoltaikwechselrichtern unterscheiden
(AIT, 2011).
Geräte mit Transformator: der Gleichstromkreis wird durch das elektrische Feld
des Transformators vom Wechselstromkreis elektrisch getrennt (galvanische
Anhang 2: Technische Rahmenbedingungen
-- 184--
Trennung). Dadurch wird verhindert, dass im Fehlerfall Gleichströme vom
Photovoltaikgenerator ins Netz eingespeist werden.
Trafolose Wechselrichter: Bei diesem Schaltungsaufbau wird kein Transformator
benötigt; diese Geräte haben meist einen höheren Wirkungsgrad; Kosten,
Gewicht und Baugröße können vermindert werden. Aufgrund der fehlenden
galvanischen Trennung muss das System aber in ein aufwendiges elektrisches
Sicherheitskonzept integriert werden.
Bei der Planung und Auslegung von Anlagen kommen nach dem AIT (2012) im
Prinzip zumeist zwei Wechselrichterkonzepte in Frage; das Konzept der
Strangwechselrichter (String Inverter, Wechselrichter für einen Strang) und das des
Zentralwechselrichters (Wechselrichter für eine Gesamtanlage).
Bezüglich des Wirkungsgrades von Wechselrichtern wird häufig der Europäische
Wirkungsgrad verwendet. Dieser Wirkungsgrad ist ein mit den europäischen
Wetterbedingungen gewichteter Wirkungsgrad. Moderne Wechselrichter erreichen
einen europäischen Wirkungsgrad von etwa 92% bis 98% (AIT, 2011).
Solare Einstrahlung
Die Bestrahlungsstärke der Sonne die senkrecht auf die Erdatmosphäre fällt, beträgt
1.367 W/m²; sie wird als Solarkonstante bezeichnet. Streuung, Reflexion und
Absorption in der Atmosphäre bewirken eine Abschwächung dieser aus dem
Weltraum kommenden Sonnenstrahlung (Mertens, 2011). Die Distanz, die das Licht
durch die Atmosphäre zurücklegen muss, bevor es an der Erde ankommt, ist vom
jeweiligen Ort abhängig. Damit ist auch die Energieintensität der Strahlung
standortsabhängig. Von den 1.367 W/m² an der Erdatmosphäre erreichen etwa 50
W/m² (bei starker Bewölkung) bis 1.000 W/m² (Sonnentag) die Erde (PV Austria,
2013d). Die Jahressummen der Globalstrahlung (Direktstrahlung und diffuse
Strahlung) schwanken in Österreich bei Einstrahlung auf horizontaler Fläche
zwischen 1.000 kWh und 1300 kWh und bei optimaler Neigung (etwa 35°) zwischen
1.200 kWh und 1.500 kWh/m² (Joint Research Center, 2013).
Anhang 2: Technische Rahmenbedingungen
-- 185--
Abb. 22: Die Jahressumme der Globalstrahlung auf horizontaler Fläche liegt in
Österreich je nach Region zwischen 1000 und 1.300 kWh/m² (Quelle PV Austria,
2013d).
Am geringsten ist die jährliche globale Einstrahlung auf horizontaler Fläche etwa im
Bereich des Mühl- und Waldviertels sowie des Alpenvorlandes, mit einem Wert von
bis zu 1.100 kWh/m². Im Bereich von Wien, dem Wiener Becken, im Burgenland,
dem oststeirischen Hügelland sowie der Kalkalpen steigt die jährliche
Globalstrahlung auf bis zu 1.200 kWh/m² an (Joint Research Center, 2013;
Krammer, 2012). In den Alpen kann es prinzipiell zu einer Erhöhung der jährlichen
Einstrahlungssummen kommen; aufgrund der verringerten Atmosphärendicke und
der Reflexion des Sonnlichtes durch Schnee und Eis (Mertens, 2011). In den
österreichischen Alpen kann daher mit einer jährlichen Globalstrahlung von über
1.200 kWh/m² bis zu 1.500 kWh/m² gerechnet werden. Wobei allerdings zu
beachten ist, dass in den Siedlungen in Tallagen der Alpen die jährlichen
Einstrahlungssummen bei etwa 1.200 kWh/m² zu erwarten sind (Joint Research
Center, 2013; Krammer, 2012).
Ausrichtung und Neigung von Modulen
Die Stromproduktion von Photovoltaikmodulen hängt ab von der Neigung der
Fläche, auf die die Sonneneinstrahlung eintrifft, der Himmelsrichtung in die die
Fläche ausgerichtet ist sowie der Jahreszeit. Die größte Stromproduktion erfolgt,
wenn die Sonneneinstrahlung im rechten Winkel auf die Fläche erfolgt. Da sich der
Sonnenstand im Tages- und Jahresverlauf verändert, muss für den Neigungswinkel
Anhang 2: Technische Rahmenbedingungen
-- 186--
ein optimaler Wert ermittelt werden. Die Sonne erreicht ihren Höchststand im
Süden, daher ist in Österreich die Ausrichtung nach Süden mit einer Neigung von
etwa 35° optimal (Joint Research Center, 2013).
Die folgende Abbildung zeigt die Minderung des solaren Ertrages in Abhängigkeit
von der Ausrichtung und Neigung des Photovoltaikgenerators. Bei einem sehr
flachen Neigungswinkel ist der Ertrag um etwa 10% niedriger als bei optimaler
Ausrichtung; die Südausrichtung ist hier eher sekundär; die Strahlungsintensität im
Winter ist hier niedriger.
Bei einem steileren Winkel wird die Abhängigkeit von der Neigung und der
Südausrichtung größer; der Winteranteil steigt. Ein Vorteil von steileren
Aufstellwinkeln ist auch die bessere Selbstreinigung der Module bei Regen und das
bessere Abrutschen von Schnee. Bei Fassadenintegration (vertikale Ausrichtung) ist
mit einem Minderertrag von bis zu 30% zu rechnen (AIT, 2011).
Abb. 23: Minderungsfaktoren durch Ausrichtung der Module (Quelle: AIT, 2011).
Solarertrag 100%: Ausrichtung Süd; Neigung 30°.
Solarertrag 95%: Ausrichtung Süd, Neigung 10° – 50° / Ausrichtung Süd-West;
Neigung 10° - 40° / Ausrichtung Süd-Ost, Neigung 10° - 40°.
Anhang 2: Technische Rahmenbedingungen
-- 187--
Ertragsberechnung von Photovoltaikanlagen
Referenzertrag
Der Ertrag einer Photovoltaikanlage hängt von der auf die Paneele auftreffenden
Strahlungsenergie (HG, in kWh) ab. Als Betrachtungszeitraum wird zumeist ein Jahr
gewählt. Bezieht man die Jahressumme der Strahlungsenergie (HG, in kWh/m²/a)
auf die volle Bestrahlungsstärke der Sonne unter Standard Test (STC) Bedingungen
(ESTC in W/m²), so ergibt sich nach Mertens (2011) der sogenannte Referenzertrag
YR (in h/a) nach folgender Formel:
YR = HG / ESTC
Dieser Referenzertrag gibt die Anzahl der Stunden im Betrachtungszeitraum (z.B.
pro Jahr) an, in der die Sonne mit voller Sonnenstrahlung (unter STC Bedingungen)
auf die Photovoltaikpaneele scheinen müsste, um die Strahlungsenergie HG zu
erzeugen. Der Referenzertrag gibt also in diesem Fall die Anzahl der Sonnen-
Vollaststunden pro Jahr an (Mertens, 2011).
Verluste
In realen Photovoltaikanlagen treten zahlreiche Verluste (Generatorverluste und
Systemverluste) auf.
Generatorverluste (capture losses, „Einfangverluste“): Bei Generatorverlusten
spielen beispielsweise Verschattungen eine besondere Rolle. Vor allem
Teilverschattungen haben einen wesentlichen Einfluss, weil die Leistung des
Photovoltaikgenerators überproportional zur verschatteten Modulfläche sinkt. So
kann die Verschattung eines einzelnen Moduls eine Leistungsminderung des
Generators von bis zu 80% ergeben. Falls sich Verschattungen nicht vermeiden
lassen, ist es besser, wenn ein ganzer Strang verschattet ist und nicht mehrere
Teilstränge (AIT, 2011). Bei Verschattungen werden also möglichst alle
betroffenen Module zu einem String mit einem eigenen MPP Regler
zusammengefasst (Mertens, 2011).
Ein weiterer wichtiger Faktor bei Generatorverlusten sind sogenannte
Mismatchverluste (Fehlanpassungs-Verluste). Beim Kauf von mehreren
Solarmodulen gleichen Typs sind auf Grund von Exemplarstreuungen die
Spannungen und Ströme dieser Module nicht gleich groß (Mertens, 2011). Beim
Verschalten der Module kann es daher passieren, dass die Gesamtleistung der
Module nicht gleich der Summe der Einzelleistungen ist. Darum sollten Module
Anhang 2: Technische Rahmenbedingungen
-- 188--
so sortiert werden, dass jeweils Module mit gleichem Kurzschlussstrom zu
einem Strang kombiniert werden (Mertens, 2011).
Neben Teilverschattungen und Mismatchverlusten sind für Generatorverluste
noch Modultemperaturen (höher als 25°C) und ohmsche Verluste in den DC
Leitungen zu nennen.
Systemverluste ergeben sich aus dem Wirkungsgrad des Wechselrichters (der
bei guten Geräten bei etwa 95 % liegt), ohmschen Verlusten in den AC
Leitungen und dem Umstand, dass Wechselrichter bei der Auslegung der
Anlage unterdimensioniert werden und bei hohen Eingangsleistungen abregeln
(Mertens, 2011).
Performance Ratio
Die sogenannte Performance Ratio (PR, „Ertragsverhältnis“) ist eine Maßzahl, die
Generator- und Systemverluste einbezieht und angibt, wie effizient eine
Photovoltaikanlage mit der zur Verfügung stehenden Strahlung umgeht. Dabei wird
der End-Ertrag (YF) mit dem Referenz Ertrag (YR) verglichen (Mertens, 2012):
PR = YF / YR
Die Performance Ratio liegt typischerweise bei etwa 75% bis 85 % (Mertens, 2011).
Ein kurzes Beispiel soll die Abschätzung der Photovoltaik Stromproduktion für den
Ort Pöchlarn in Niederösterreich demonstrieren. Die jährliche globale
Einstrahlungssumme (HG) pro Quadratmeter auf optimal geneigten Modulen beträgt
(nach den Daten des Joint Research Center, 2013) 1.340 kWh/m²/a.
Dieselbe Einstrahlungssumme wird auf die Erde innerhalb von insgesamt 1340
Stunden abgegeben, wenn die Sonneneinstrahlung, wie unter den Standard
Testbedingungen (STC) definiert, konstant 1.000 W/m² beträgt. Der Referenzertrag
(YR) beträgt nach der oben genannten Formel somit 1.340 Stunden.
Die nominelle Leistung des Photovoltaiksystems (Kristallin Silizium;
Freiflächenanlage) wird für unser Beispiel in Pöchlarn der Einfachheit halber mit 1
kWp angenommen. Multipliziert man nun den Referenzertrag von 1.340 Stunden
pro Jahr mit der nominellen Leistung 1 KW erhält man mit 1340 kWh/a die jährliche
Stromproduktion des Photovoltaiksystems auf der Gleichspannungsseite (AIT,
2011). In Bezug auf die oben genannten Generator- und Systemverluste schätzt das
Simulationsprogramm vom Joint Research Center die Gesamtverluste des
Photovoltaiksystems mit 23% (7,8% Verluste von Temperatur und niedriger
Einstrahlung; 2,9% Verluste durch Reflexionseffekte; 14% Systemverluste durch
Kabel, Wechselrichter, etc.) und nimmt damit eine Performance Ratio mit 77% an.
Anhang 2: Technische Rahmenbedingungen
-- 189--
Multipliziert man die 1340 kWh/a auf DC Seite mit diesem Wert für die Performance
Ratio, so ergibt sich für die Nennleistung von 1 kWp eine Elektrizitätsproduktion von
etwa 1.031 kWh/a auf der AC Seite.
Spezifischer Ertrag (kWh/kWp)
Als wichtige Maßzahl für Ertrags- und Renditenberechnungen und den Vergleich
von Anlagen unterschiedlicher Größe ist der spezifische Ertrag zu nennen der in
Kilowattstunden pro installierter Nennleistung (kWh/kWp) pro Zeitabschnitt
angegeben wird. Für das Beispiel in Pöchlarn ergibt sich ein spezifischer Ertrag von
1031 kWh/kWp pro Jahr.
Für die Ertragsberechnungen der Bürgeranlagen in den Kapiteln 4 und 5 wurde für
den spezifischen Ertrag zumeist der Einfachheit halber ein konservativer Wert von
1.000 KWh/KWp angenommen.
Simulationsprogramme
Für möglichst genaue Ertragsprognosen für eine konkrete Anlage an einem
bestimmten Standort, werden professionelle Simulationsprogramme verwendet - wie
z.B. das oben genannte kostenlose Programm PVGIS des Joint Research Center
(2013) bzw. kostenpfichtige Programme, wie etwa PV Sol (Valentin Software, 2013).
Diese Programme berechnen die Einstrahlung für das gesamte Jahr im Minuten-
oder Stundenraster und berechnen Temperaturkoeffizienten und das
Schwachlichtverhalten der Module in die Schätzung des Stromertrages auf DC Seite
ein. Für die Simulation des in das Netz eingespeisten Jahresstromertrags werden
auch Wirkungsgradkurven, sowie Kabelverluste einberechnet. Kostenpflichtige
Programme ermöglichen außerdem eine dreidimensionale Anlagen-Darstellung und
die Ermittlung von optimierten Stringverschaltungen bei Verschattung (Mertens,
2011).
Einpassung in das Ortsbild.
Gerade bei Bürgerbeteiligungsanlagen (z.B. auf gemeindeeigenen Dachflächen) ist
es wichtig, darauf zu achten, diese Anlagen mit ästhetischem Bewusstsein und in
möglichst hoher gestalterischer Qualität zu errichten, um die Unterstützung und
Akzeptanz der lokalen Bevölkerung auch in dieser Hinsicht zu gewährleisten
Anhang 2: Technische Rahmenbedingungen
-- 190--
(Energieinstitut Vorarlberg, 2012). Zu den wichtigsten Gestaltungsgrundsätzen
zählen:
Kollektoren bündig in Dachflächen oder Fassaden einbauen
Kollektorfelder zusammenfassen
Richtig proportionieren und auf parallele Flächen und parallele Linien achten
Aufgeständerte Anlagen nur auf Flachdächer
Freiaufstellung vermeiden
Anhang 3: Rechtliche Rahmenbedingungen
-- 191--
Anhang 3: Rechtliche Rahmenbedingungen
In diesem Kapitel werden steuerliche Aspekte und grundlegende Informationen zum
Bankwesen- und Kapitalmarktgesetz präsentiert. Darüber hinaus werden Aspekte
zu Vergaberecht in Gemeinden, Pachtverträgen, Konsumentenschutz und
relevanten Genehmigungsverfahren kurz erläutert.
Steuerrecht
Steuerliche Fragen sind sowohl für die Betreiber der Beteiligungsanlage
(Gesellschaft, Gemeinde, etc.) als auch für die beteiligten Privatpersonen von
Relevanz (Gruber et al., 2012). Für die Beteiligten können sich insbesondere
einkommens- und umsatzsteuerliche Auswirkungen ergeben. Die individuelle
Situation der beteiligten Personen und die gewählte Rechtsform müssen aber
jeweils im Einzelfall betrachtet werden. Für die konkrete Umsetzung einer
Beteiligungsinitiative ist eine steuerliche Beratung auf jeden Fall höchst
empfehlenswert.
Spezifische steuerliche Aspekte (Einkommenssteuer, Kapitalertragssteuer,
Körperschaftssteuer, Umsatzsteuer), die bei der Umsetzung der unterschiedlichen
Rechts- und Organisationsformen relevant sind, werden im Anhang 4 präsentiert.
Ertragssteuer
Die Bemessungsgrundlage für die Einkommensteuer ist das sogenannte
Einkommen, das der Steuerpflichte innerhalb eines Kalenderjahres bezogen hat.
Das Einkommen wird definiert als der Gesamtbetrag der Einkünfte aus den sieben
Einkunftsarten (Doralt, 2012) - nach Ausgleich von Verlusten aus den einzelnen
Einkunftsarten bzw. nach Abzug der Sonderausgaben, außergewöhnlichen
Belastungen und der verschiedenen Freibeträge (§ 104 ff, EStG). Die
Einkommenssteuer ist eine Ertragssteuer (Doralt, 2012).
Anhang 3: Rechtliche Rahmenbedingungen
-- 192--
Zu den sieben Einkunftsarten gehören (Doralt, 2012):
Betriebliche Einkunftsarten („Gewinneinkünfte“):
Gewinnermittlung: Betriebseinnahmen – Betriebsausgaben = Gewinn/Verlust
1. Einkünfte aus Land- und Forstwirtschaft
2. Einkünfte aus selbständiger Arbeit
3. Einkünfte aus Gewerbebetrieb (Einkünfte aus einer selbstständigen,
nachhaltigen Betätigung mit Gewinnabsicht und Beteiligung am wirtschaftlichen
Verkehr)
Außerbetriebliche Einkunftsarten („Überschusseinkünfte“)
Gewinnermittlung: Einnahmen – Werbungskosten = Überschuss/Verlust
4. Einkünfte aus nichtselbständiger Tätigkeit
5. Einkünfte aus Kapitalvermögen
6. Einkünfte aus Vermietung und Verpachtung
7. Sonstige Einkünfte
Die Erzeugung und Lieferung von Strom gehört zu den Einkünften aus
Gewerbebetrieb (Eßletzbichler, Vortrag 22.9.2011). Dabei ist wichtig, dass
tatsächlich nachhaltig Gewinne erzielt werden und der Betrieb der
Photovoltaikanlage als sogenannte „Liebhaberei Tätigkeit“ (das sind solche
Tätigkeiten die nachhaltig mit Verlusten verbunden sind) ausgeschlossen werden
kann. Eine solche Liebhaberei Tätigkeit ist aber beim Betrieb bei
Beteiligungsanalgen im Normalfall nicht gegeben (Eßletzbichler, Vortrag 22.9.2011).
Bei der Einkommensermittlung können auch etwaige Verluste (z.B. in der
Startphase des Anlagenbetriebs) steuerlich verwertet und als Verlustausgleich mit
anderen positiven Einkünften ausgeglichen werden (Wala et al. 2010; Eßletzbichler,
Vortrag 22.9.2011).
Nach Wala et al. (2010) knüpft das österreichische Ertragssteuerrecht die
Ertragssteuerbelastung an das Einkommen natürlicher Personen
(Einkommensteuer) und juristischer Personen (Körperschaftssteuer).
Besteuerung von Personenunternehmen (Einkommenssteuer): Bei
Einzelunternehmen oder Personengesellschaften (z.B. Gesellschaft bürgerlichen
Rechts, offene Gesellschaft, Kommanditgesellschaft, Gesellschaft mit beschränkter
Anhang 3: Rechtliche Rahmenbedingungen
-- 193--
Haftung & Compagnie Kommanditgesellschaft) erfolgt die Besteuerung nach dem
Durchgriffsprinzip, d.h. der Gewinn wird dem Gesellschafter anteilig zugerechnet
und bei diesem mit dem progressiven Einkommenssteuertarif nach § 33 EStG
besteuert (Rieder & Huemer, 2009). Jährliche Einkommen von mehr als 11.000
EUR werden mit dem jeweiligen Grenzsteuersatz besteuert. So wird zum Beispiel
ab einem Einkommen von 25.000 EUR jeder zusätzliche Euro (bis zu einem
Einkommen von 60.000 Euro) mit 43,2 % besteuert.
Tabelle 18: Berechnung der Einkommensteuer (Quellen: § 33 EStG; Doralt, 2012)
Einkommen Grenzsteuersatz
0 – 11.000 EUR 0%
11.000 EUR – 25.000 EUR 36,5%
25.000 EUR – 60.000 EUR 43,2%
Über 60.000 EUR 50%
Bei der Besteuerung von Personengesellschaften ist die Gesellschaft mit
beschränkter Haftung & Compagnie Kommanditgesellschaft (GmbH & Co. KG) ein
Sonderfall. Die Gewinnanteile der Kommanditisten (Kommanditgesellschaft =
Personengesellschaft) unterliegen der Einkommensteuer während die Anteile der
GmbH (Kapitalgesellschaft) der Körperschaftssteuer (KÖSt, 25%) und bei
Ausschüttung der Gewinne der Kapitalertragssteuer (KESt, 25%) unterliegen
(Rieder & Huemer, 2011).
Besteuerung Kapitalgesellschaften (Körperschaftssteuer): Gewinne aus
Kapitalgesellschaften (Gesellschaft mit beschränkter Haftung, Aktiengesellschaft)
und Genossenschaften werden zunächst bei der Kapitalgesellschaft besteuert
(Körperschaftssteuer, KÖSt, in der Höhe von 25%). Der Gesellschafter unterliegt mit
seinen Gewinnen aus der Kapitalgesellschaft erst dann der Einkommenssteuer,
wenn die Gesellschaft die Gewinne an die Gesellschafter ausschüttet
(Kapitalertragsteuer; KESt in der Höhe von 25%). Daraus ergibt sich die Trennung
der Gesellschaftsebene von der Gesellschafterebene (Trennungsprinzip, Doralt,
2012). Unter Berücksichtigung von der Körperschafts- und Kapitalertragssteuer
ergibt sich ein effektiver Steuersatz von 43,75% (Doralt, 2012). Beim Vergleich mit
den Grenzsteuersätzen nach § 33 EStG (Tabelle 18 oben) ergibt sich daher bei
einem Einkommen unter 60.000 EUR bei einer Unternehmensbeteiligung an einer
Kapitalgesellschaft eine geringfügig höhere Besteuerung, bei einem Einkommen
darüber hinaus eine niedrigere Besteuerung (Rieder & Huemer, 2011).
Anhang 3: Rechtliche Rahmenbedingungen
-- 194--
Besteuerung von Körperschaften öffentlichen Rechts (z.B.
Gebietskörperschaften, Gemeinden): Körperschaften öffentlichen Rechts
unterliegen im Prinzip nicht der Körperschaftssteuer; auch dann nicht wenn sie
privatwirtschaftlich tätig sind. Sie sind allerdings dann körperschaftssteuerpflichtig,
wenn ihre privatwirtschaftliche Tätigkeit den Umfang eines Betriebs gewerblicher Art
erfüllt (Doralt, 2012). Betriebe gewerblicher Art sind Einrichtungen, die wirtschaftlich
selbstständig sind, einer nachhaltigen privatwirtschaftlichen Tätigkeit nachgehen,
von wirtschaftlichem Gewicht sind (bei einem Umsatz von rund 3.000 EUR) und der
Erzielung von Einnahmen dienen (Doralt, 2012). Betreiben Gemeinden eine
Photovoltaik-Anlage im Rahmen eines Betriebes gewerblicher Art
(Wasserversorgungsanlage, Bauhof, steuerpflichtige Vermietung bei
Mehrzweckhallen, Turnsälen, Schulen, Kindergärten, etc.), dann unterliegen sie als
Körperschaften öffentlichen Rechts der Körperschaftssteuer in der Höhe von 25%
(Brandstetter & Haslinger, 2012; Beiser, 2012).
Gewinnfreibetrag Natürliche Personen mit Einkünften aus Gewerbebetrieb (Einzelunternehmen und
Personengesellschaften) können einen Gewinnfreibetrag geltend machen (Doralt,
2012). Der Gewinnfreibetrag beträgt jährlich 13 % des Gewinns und ist mit 100.000
EUR pro Jahr begrenzt. Somit sind Gewinne bis etwa 770.000 EUR von der
Begünstigung erfasst. Der Freibetrag setzt sich aus einem Grundfreibetrag (bis zu
einem Gewinn von 30.000 EUR) und einem zusätzlich geltend machbaren
investitionsbedingten Gewinnfreibetrag (ab einem Gewinn von 30.000 EUR bis zu
einem Gewinn von etwa 740.000 EUR) zusammen (Doralt, 2012; Wala et al., 2010).
Veranlagungsfreibetrag Für die beteiligten Bürger ist anzumerken, dass Einkünfte aus der Beteiligung an
Photovoltaikanlagen grundsätzlich der Einkommenssteuer unterliegen (Gruber et
al., 2012). Für beteiligte Bürger, die nur über Einkommen aus nichtselbständiger
Tätigkeit verfügen und somit nur lohnsteuerpflichtiger Einkünfte beziehen, gelten
Zahlungen, die über Photovoltaik-Beteiligungsanlagen erzielt werden, als
Nebeneinkünfte. Solche Nebeneinkünfte sind einkommenssteuerfrei, sofern sie
jährlich insgesamt (zuzüglich etwaiger sonstiger Nebeneinkünfte) 730 EUR nicht
übersteigen (Veranlagungsfreibetrag; §41 Abs 1 Z 1 EStG; Dellinger, 2012). Bei
höheren „anderen Einkünften“ vermindert sich der Veranlagungsfreibetrag um jenen
Betrag, um den diese anderen Einkünfte 730 EUR übersteigen. Betragen diese
Anhang 3: Rechtliche Rahmenbedingungen
-- 195--
anderen Einkünfte z.B. 1.200 EUR, so vermindert sich der Veranlagungsfreibetrag
um 470 EUR (1.200-730), sodass 940 EUR (1200-470) zu versteuern sind. Im
Bereich zwischen 730 EUR bis 1.460 EUR vermindert sich somit der
Veranlagungsfreibetrag einschleifend bis auf null (Komarek, persönliche Mitteilung
22.9.2011).
Bei den meisten Beteiligungsmodellen bleiben die jährlichen Einkünfte für die
beteiligten Bürger deutlich unter dem Veranlagungsfreibetrag von 730 EUR. Werden
beispielsweise über das Sale-and-Lease-back Modell der Wien Energie GmbH 10
Module angekauft, so ergibt sich bei einer Verzinsung von 3,1% ein jährliches
Mietentgelt von 294,5 EUR.
Absetzung für Abnutzung (AfA) Wird ein abnutzbares Anlagevermögen (z.B. eine Photovoltaikanlage) angeschafft,
dann sind die Anschaffungskosten nicht sofort gewinnmindernd abzusetzen sondern
auf die Dauer der voraussichtlichen Nutzung verteilt abzuschreiben (Doralt, 2012).
Dabei werden die Netto-Anschaffungskosten abzüglich eventueller
Investitionsförderungen herangezogen und eine Nutzungsdauer von 20 Jahren
angenommen (Essletzbichler, Vortrag 22.9.2011; Bundesministerium für Finanzen,
2012). Beim Betrieb als Überschusseinspeiser (der Photovoltaikstrom wird zum Teil
selbst verbraucht und der Überschuss ins Netz eingespeist) ist dabei jedenfalls zu
berücksichtigen, dass die AfA betragsmäßig um den auf den Eigenverbrauch
entfallenden Anteil zu kürzen ist.
Umsatzsteuer
Der Umsatzsteuer unterliegen Lieferungen und Leistungen, die ein Unternehmer
gegen Entgelt im Rahmen seines Unternehmens ausführt (Doralt, 2012). Der
Normalsteuersatz beträgt 20% und gilt für Stromlieferungen sowie für Ankauf und
Montage von Photovoltaikanlagen.
Vorsteuerabzug Der Unternehmer als Leistungsempfänger kann (wenn die Leistung für sein
Unternehmen erbracht worden ist) die ihm in Rechnung gestellte Umsatzsteuer als
Vorsteuer abziehen und sich von Finanzamt zurückholen (Vorsteuerabzug).
Unternehmer ist, wer eine gewerbliche oder berufliche Tätigkeit selbständig und mit
Einnahmeerzielungsabsicht ausübt (Doralt, 2012). Dazu zählen natürliche
Personen, Personenvereinigungen (auch wenn sie nicht rechtsfähig sind wie die
Anhang 3: Rechtliche Rahmenbedingungen
-- 196--
Gesellschaft bürgerlichen Rechts), Personengesellschaften (wenn sie nach außen
hin in Erscheinung treten), juristische Personen - z.B. Kapitalgesellschaften,
Vereine, Körperschaften öffentlichen Rechts mit ihren Betrieben gewerblicher Art
(Doralt, 2012). Eine Vorsteuerabzugsberechtigung geht einher mit der Möglichkeit
der Absetzung für Abnutzung.
Kleinunternehmer: Wird die Photovoltaikanlagen von einem Kleinunternehmer
betrieben (Unternehmer mit Umsätzen bis 30.000 EUR im Veranlagungszeitraum;
Doralt, 2012), ist die Entscheidung zu treffen, ob nach der sogenannten
Regelbesteuerung (umsatzsteuerpflichtig) oder nach der
Kleinunternehmensregelung (mit Umsatzsteuerbefreiung) gewirtschaftet werden
soll. Unternehmer die unter die Kleinunternehmerregelung fallen, müssen dem
Finanzamt nicht monatlich ihre Umsätze erklären und keine
Umsatzsteuervorauszahlung leisten. Dementsprechend haben Kleinunternehmer
aber auch keinen Vorsteuerabzug (unechte Steuerbefreiung). Man kann jedoch auf
diese Befreiung verzichten und für die Regelbesteuerung „optieren“, was den Vorteil
der Vorsteuerabzugsberechtigung für bestellte Waren (z.B. Photovoltaikanlagen)
und Dienstleistungen (z.B. Montage der Photovoltaikanlage) bringt sowie die
Abschreibungsmöglichkeit für die Investitionen im Zusammenhang mit
Photovoltaikanlage. Dieser Verzicht auf die Kleinunternehmerregelung bindet den
Unternehmer auf fünf Jahre (Doralt, 2012). Der Antrag für den Verzicht kann beim
Finanzamt - Eröffnung eines Gewerbes, Antrag auf Steuernummer sowie
Umsatzsteuer-Identifikations (UID) Nummer - bis zur Rechtskraft des
Umsatzsteuerbescheides gestellt werden. Damit muss auch für die
Stromlieferungen Umsatzsteuer (Umsatzsteuersatz 20%) entrichtet werden, die
aber beispielweise von der Abwicklungsstelle für Ökostrom (OeMaG) zusätzlich
vergütet wird (Eßletzbichler, Vortrag 22.9.2011).
Privatpersonen: Wird eine Photovoltaikanlage von einer Privatperson für den
eigenen Haushalt angeschafft, ist der Erlass über die ertrags- und
umsatzsteuerliche Beurteilung von Photovoltaikanlagen zu beachten
(Bundesministerium für Finanzen, 2012). Bei einer Photovoltaikanlage, die nicht
mehr als 150% des durchschnittlichen Haushaltsverbrauchs abdeckt, ist davon
auszugehen, dass diese Anlage vorrangig aus privaten Motiven und nicht zur
Erbringung von Leistungen am Markt betrieben wird (keine unternehmerische
Tätigkeit). Ein Vorsteuerabzug für die Anschaffung und Betrieb der Anlage steht
Anhang 3: Rechtliche Rahmenbedingungen
-- 197--
daher nicht zu (Bundesministerium für Finanzen, 2012). Dies gilt auch dann wenn
Einspeistarife über die Abwicklungsstelle für Ökostrom (OeMAG) bezogen werden.
Die Anschaffung einer Photovoltaikanalagen bei Privatpersonen, die diese Anlagen
nur selbst nutzen, kann als Sonderausgaben (Ausgaben der privaten
Lebensführung, die per Gesetz ausdrücklich einkommensmindernd zum Abzug
zugelassen sind; z.B. Wohnraumschaffung, Wohnraumsanierung, energiesparende
Maßnahmen) berücksichtigt werden (Bundesministerium für Finanzen, 2012;
Eßßletzbichler, Vortrag 22.9.2011). Diese Regelung ist aber in Bezug auf die
steuerliche Situation von Beteiligungsanlagen nicht relevant.
Für Privatpersonen, die sich an einer Photovoltaikanlage beteiligen, fällt bei der
bloßen Finanzierung für die Errichtung der Photovoltaikanlage im Regelfall
jedenfalls keine Umsatzsteuer an (Dellinger, 2012).
Sozialversicherungsrechtliche Abgaben
Im Bereich der Land- und Forstwirtschaft ist, wenn die Photovoltaikanlage als
landwirtschaftlicher Nebenerwerb betrieben wird, in jedem Fall ein
Sozialversicherungsbeitrag zu leisten. Wird die Anlage als landwirtschaftliche
Nebentätigkeit geführt, werden diese Einkünfte gesondert als beitragspflichtige
Nebentätigkeit erachten und es ist somit eine Abgabe an die
Sozialversicherungsanstalt der Bauern abzuführen (AIT, 2012).
In der Regel handelt es sich bei den Photovoltaikanlagen um Einkünfte aus einem
Gewerbebetrieb; d.h. es besteht eine Sozialversicherungspflicht gegenüber der
gewerblichen Sozialversicherung. Eine Versicherungspflicht tritt allerdings erst dann
ein, wenn die Versicherungsgrenzen von 6.453 EUR pro Jahr bei ausschließlicher
Tätigkeit bzw. 4.093 EUR bei Vorhandensein anderer Einkünfte überschritten
werden (AIT, 2012). Es gibt keinen verpflichtenden Mindestversicherungsbeitrag,
weil das Liefern von Strom nicht unter die Gewerbeordnung fällt. Wenn durch
andere Einkünfte bereits der maximale Betrag an Sozialversicherungsabgaben
geleistet wird, ist für die Einkünfte aus dem Betrieb der Photovoltaikanlage lediglich
der Teil der Unfallversicherung abzugeben (AIT, 2012).
Vereinfachend werden jedoch sozialversicherungsrechtliche Abgaben in den
Berechnungen zu den Beispielprojekten (Kapitel 4) sowie der Fallstudie (Kapitel 5)
nicht berücksichtigt.
Anhang 3: Rechtliche Rahmenbedingungen
-- 198--
Bankwesen- und Kapitalmarktgesetz
Darlehensmodell in der Gemeinde Randegg (Niederösterreich)
Im Februar 2012 wurde die Euphorie von Gemeinden, eine Photovoltaikanlage über
die Beteiligung von Bürgern zu finanzieren, einigermaßen gebremst, als die
Finanzmarktaufsicht (FMA) im Zusammenhang mit der Beteiligungsanlage in der
niederösterreichischen Gemeinde Randegg tätig wurde. Die Gemeinde Randegg
hatte unter bestmöglicher fachlicher und juristischer Beratung im Dezember 2011
ein einfaches (und bis zu diesem Zeitpunkt in Gemeinden durchaus gängiges)
Darlehensmodell für die Finanzierung einer 25 kWp Photovoltaikanlage gestartet
(Wurzenberger, persönliche Mitteilung 6.12.2012; nähere Informationen zum
Darlehensmodell in Anhang 4). Von der Gemeinde wurden insgesamt 60.000 EUR
mittels einer Vergabe von Finanzierungsbeteiligungen entgegengenommen (zu
Paketen von je 500 EUR, maximal 8 Pakete pro Person, insgesamt 20 beteiligte
Personen, Laufzeit 13 Jahre, fixe Verzinsung von 4% p.a.). Die Geschäfte sind vom
Gemeinderat ordnungsgemäß beschlossen und über eine Bank abgewickelt
worden. Die Finanzmarktaufsicht, mit ihrer gesetzlich definierten Aufgabe, das
unerlaubte Anbieten von Bankgeschäften zu unterbinden, war aufgrund einer
Eingabe eines Bürgers von Randegg auf das Bürgerbeteiligungsmodell in Randegg
aufmerksam geworden. In weiterer Folge wurde das Darlehensmodell in Randegg
von der FMA als gewerbliches Bankgeschäft eingestuft, für das eine
Bankkonzession notwendig ist. Das Bürgerbeteiligungsmodell wurde darum von der
Gemeinde im Juni 2012 – wieder unter fachkundiger Beratung - auf ein
rechtskonformes und von der FMA anerkanntes Sale-and-Lease-back-Modell
umgestellt. Trotz dieser Umgestaltung des Modells wurde im November 2012 der
Gemeinde ein Bescheid über eine Verwaltungsstrafe von 1.650 EUR zugestellt
(Wurzenberger, persönliche Mitteilung 6.12.2012). Gegenwärtig liegt das Verfahren
beim unabhängigen Verwaltungssenats (Stand März 2013).
Rechtlicher Hintergrund
Der Ausgangspunkt etwaiger Konflikte mit dem Bankwesen- oder
Kapitalmarktgesetz besteht darin, dass der Gesetzgeber weitgehend lückenlos
versucht, den Schutz der Anleger sicherzustellen (Dellinger, 2012).
Anhang 3: Rechtliche Rahmenbedingungen
-- 199--
Grundsätzlich kann bei bürgerfinanzierten Photovoltaikanlagen zwischen
schuldenrechtlichen Beteiligungsmodellen (Darlehensmodell, Rückzahlung von
Gutscheinen, Stromgutschriften, Sale-and-Lease-Back) und gesellschaftsrechtlichen
Beteiligungsmodellen (Beteiligungen durch Begründung einer echten
Gesellschafterstellung an der Betreibergesellschaft) unterschieden werden
(Dellinger, 2012).
Um die Gefahr der Schädigung von Geldgebern möglichst gering zu halten, hat der
Gesetzgeber zwei komplexe Regelwerke erlassen:
Zum einen das Bankwesengesetz (BWG), das den Betrieb von Bankgeschäften
den unter besonderer Aufsicht stehenden Kreditinstituten vorbehält. Zu diesen
Bankgeschäften gehört auch das sogenannte Einlagengeschäft (Dellinger,
2012). Das Bankwesengesetz ist besonders für die schuldenrechtlichen
Beteiligungsmodelle („Darlehensmodele“) relevant.
Zum anderen das Kapitalmarktgesetz (KMG), das für öffentliche Angebote von
Wertpapieren oder Veranlagungen verlangt, dass der Anbieter zuvor einen
sogenannten Prospekt (schriftliche Zusammenstellung von ausführlichen
Informationen über die Art, den Gegenstand und die Risiken von Wertpapieren
und Anleihen) erstellt und prüfen lässt, damit alle, die sich für eine solche
Investition interessieren, die Möglichkeit haben, sich in verlässlicher Weise zu
informieren (Dellinger, 2012). Das Kapitalmarktgesetz ist insbesondere für die
gesellschaftsrechtlichen Beteiligungsmodelle relevant.
Im Rahmen ihrer gesetzlich definierten Tätigkeiten obliegen der Finanzmarktaufsicht
(FMA) als unabhängige, weisungsfreie Aufsichtsbehörde u.a. die Aufgaben der
Banken-, Wertpapier- und Prospektaufsicht (Gruber et al, 2012). Als
Aufsichtsbehörde nimmt die FMA jede Beschwerde über ein zu beaufsichtigendes
Unternehmen ernst und prüft, ob aufsichtsrechtliche Maßnahmen zu setzen sind.
Der folgende Überblick zur bankaufsichtsrechtlichen Konzessionspflicht und
kapitalmarktrechtlichen Prospektpflicht und sowie die Einschätzungen zu den
einzelnen Rechts- und Organisationsformen von Bürgerbeteiligungsanlagen im
Anhang 4 orientieren sich an der „Allgemeinen Information der FMA zu
Bürgerbeteiligungsmodellen“ (Finanzmarktaufsicht, 2013) und der einschlägigen
Studie von Prof. Dellinger zu diesem Thema (Dellinger, 2012). Letztere wurde im
Auftrag des Klima- und Energiefonds erstellt, um praxisnahe Leitlinien zu erarbeiten,
Anhang 3: Rechtliche Rahmenbedingungen
-- 200--
wie Beteiligungsmodelle funktionieren können, ohne mit dem Bankwesengesetz
oder dem Kapitalmarktgesetz in Konflikt zu geraten.
An dieser Stelle sei aber auch auf den allseitigen Haftungsausschluss hingewiesen,
den Univ. Prof. Dr. Dellinger seiner Studie voranstellt, mit dem expliziten Hinweis,
dass diese Studie nicht geeignet wäre, eine zeitnahe individuelle Beratung durch
fachkundige Personen unter Berücksichtigung des Einzelfalles zu ersetzen. Dieser
Haftungsausschluss ist auch ein gewisser Hinweis darauf, wie neu das Feld der
Beteiligungsanlagen in Österreich ist; Erfahrungswerte fehlen vielfach genauso wie
einschlägige gerichtliche oder verwaltungsbehördliche Entscheidungen (Stand März
2013).
Um Konflikte mit dem Bankwesengesetz bzw. dem Kapitalmarktgesetz zu
vermeiden, wird daher für die Entwicklung einer Beteiligungsinitiative die
Einbeziehung eines Rechtsanwaltes mit einschlägiger Expertise in Wirtschafts- und
Steuerrecht dringend angeraten.
Bankenaufsichtsrechtliche Konzessionspflicht
Das Bankwesengesetz (BWG) 1993 listet in seinem § 1 jene Bankgeschäfte auf, zu
deren Betrieb eine Konzession erforderlich ist. Bankgeschäfte sind Kreditinstituten
vorbehalten, die einem aufsichtsratrechtlichen Regime mit Eigenmittelvorschriften,
einer Einlagensicherungseinrichtung sowie der Bankaufsicht unterliegen (Dellinger,
2012). Für Bürgerbeteiligungsanlagen ist vor allem das Einlagengeschäft, bei dem
den Betreibern der Anlage Geld von vielen Privatpersonen zur Verfügung gestellt
wird, relevant (Dellinger, 2012).
Einlagengeschäft: Das Einlagengeschäft wird im Bankwesengesetz (§ 1 Abs. 1 Z
1) definiert als die Entgegennahme fremder Gelder zur Verwaltung.
Konzessionspflichtig ist das gewerbliche Einlagengeschäft, das im Prinzip dann
vorliegt, wenn Gelder aufgrund standardisierter Verträge entgegengenommen
werden (Dellinger, 2012). Von „fremden Geld“ wird ausgegangen, wenn Kapital
ohne Gegenleistung für eine bestimmte Zeit überlassen wird und nach Ende der
Laufzeit ein unbedingter Rückzahlungsanspruch besteht. (Dellinger, 2012). Bei der
Hereinnahme von Geldern „zur Verwaltung“ ist ein aktives Tun z.B. eines
Kreditinstituts gemeint - etwa Dispositionen über die Einlage zur Verfolgungen eines
bestimmten Anlageziels im Interesse des Geldgebers (Dellinger, 2012). Schreibt der
Anhang 3: Rechtliche Rahmenbedingungen
-- 201--
Geldgeber jedoch konkret vor, wie die Gelder zu veranlagen sind (z.B. für die
Errichtung einer Photovoltaikanlage), fehlt im Prinzip dieser
Entscheidungsspielraum für die das Geld entgegennehmende Institution (Dellinger,
2012); und es wird das Geld nicht zur Verwaltung entgegengenommen. Trotzdem
kann eine Einordung als konzessionspflichtiges Einlagegeschäft auch in diesem Fall
nicht ausgeschlossen werden (Dellinger, 2012). Maßgeblich ist, ob diese
Einzahlungen (die ohne jegliche vertragliche Gegenleistungen
entgegengenommenen werden) auch als Einlage anzusehen sind. Die
Finanzmarktaufsicht (FMA) sieht bei einfachen Darlehensmodellen wie im Fall der
Gemeinde Randegg offensichtlich zumeist das Vorliegen einer Einlage (Dellinger,
2012).
Rechtsfolgen bei Verstoß: Wer ohne die erforderliche Berechtigung
Bankgeschäfte betreibt, muss gemäß § 98 BWG mit einer Geldstrafe bis zu 100.000
EUR rechnen (verwaltungsrechtliche Strafe; Dellinger, 2012), wobei der
Strafrahmen auf bis zu 5 Mio EUR erhöht werden soll.
Prospektpflicht
Die Rechtsgrundlage für die Prospektpflicht bildet das Kapitalmarktgesetz (KMG)
von 1995 (Dellinger, 2012). Die Verpflichtung des Emittenten, einen Prospekt zu
erstellen, besteht dann, wenn Wertpapiere oder Veranlagungen öffentlich
angeboten werden. Die Erstellung eines Prospekts ist kosten- und
beratungsintensiv. Ist der Kapitalmarktprospekt erstellt, muss er von der
Finanzmarktaufsicht (auf Vollständigkeit, Verständlichkeit und Freiheit von
Widersprüchen) geprüft werden. Ein öffentliches Angebot im Inland darf nur dann
erfolgen, wenn spätestens einen Bankarbeitstag davor ein gebilligter Prospekt
veröffentlicht wurde (Dellinger, 2012).
Die Prospektpflicht knüpft an das“ öffentliche Angebot“, das definiert ist als eine an
das Publikum gerichtete Mitteilung, die ausreichende Informationen über die
Bedingungen eines Angebots (Wertpapier oder Anleihen) für eine
Anlageentscheidung enthält.
Das Kriterium der „ausreichenden Information“ ist dann erfüllt, wenn zumindest die
wesentlichen Vertragsbestandteile (Produktbeschreibung und Preis) enthalten sind
(Dellinger, 2012). Bei allfälligen Werbematerialen für Beteiligungsanlagen ist
Anhang 3: Rechtliche Rahmenbedingungen
-- 202--
jedenfalls darauf Bedacht zu nehmen, dass sie nicht als öffentliches Angebot
gesehen werden und damit eine Prospektpflicht auslösen können. Eine
Bezugnahme auf den Preis der Veranlagung sollte daher auch in Werbematerialien
vermieden werden.
Eine Konkretisierung des Begriffs „Publikum“ bietet das Gesetz nicht. Der
Gesetzgeber nimmt aber Angebote von der Prospektpflicht aus, die sich an weniger
als 150 Personen richtet (Dellinger, 2012).
Das „öffentliche Angebot“ muss sich entweder auf ein Wertpapier oder auf
Veranlagungen beziehen. Zu Wertpapieren (nach § 1 Abs 1 Z 4 KMG) gehören in
erster Linie Aktien und andere verbriefte Anteile an Gesellschaften,
Personengesellschaften oder anderen Rechtspersönlichkeiten. Veranlagungen
werden nach § 1 Abs 1 Z 3 KMG beschrieben als Vermögenswerte aus der direkten
oder indirekten Investition von Kapital mehrerer Anleger auf deren gemeinsame
Rechnung und gemeinsames Risiko (oder auf gemeinsame Rechnung und Risiko
mit dem Emittenten), sofern die Verwaltung des investierten Kapitals nicht durch die
Anleger selbst erfolgt (Dellinger, 2012). Durch die Einbeziehung des Emittenten in
die Risikogemeinschaft werden die gesellschaftsrechtlichen Beteiligungsmodelle der
Kommanditgesellschaft (KG) oder Stillen Gesellschaft erfasst (Dellinger, 2012).
Rechtsfolgen bei Verstoß: Anleger können von ihrem Vertrag über den Erwerb
von Wertpapieren oder Veranlagungen zurücktreten, wenn ein prospektpflichtiges
Angebot ohne Veröffentlichung eines Prospektes erfolgt ist (§ 5 KMG, Dellinger,
2012). Anleger, die auf Grundlage eines unrichtigen oder unvollständigen Prospekts
eine Veranlagung oder ein Wertpapier erwerben, können Haftungsansprüche
geltend machen (§ 11 KGM). Das Kapitalmarktgesetz (KGM § 15) formuliert die
Verletzung der Prospektpflicht als gerichtlichen Straftatbestand, der vom Gericht mit
einer Freiheitsstrafe von bis zu zwei Jahren bestraft werden kann (Dellinger, 2012).
§ 16 des Kapitalmarktgesetzes sieht die Verhängung von Verwaltungsstrafen
(Geldstrafe bis zu 50.000 EUR) durch die Finanzmarktaufsicht (FMA) vor.
Prospektausnahmen: Das Kapitalmarktgesetz (§ 3) enthält einen Katalog von
Ausnahmetatbeständen, bei deren Vorliegen keine Prospektpflicht besteht. Jeweils
eines der folgenden Kriterien muss erfüllt sein, um einen Tatbestand zu vermeiden.
Beschränkung des Emissionsvolumens: die Prospektpflicht entfällt, wenn der
Gesamtgegenwert des Angebotes von Wertpapieren oder Veranlagungen über
Anhang 3: Rechtliche Rahmenbedingungen
-- 203--
einen Zeitraum von 12 Monaten unter 100.000 EUR liegt (Dellinger, 2012).
Mehrere zeitgleiche ähnliche Angebote sollten dazu jedenfalls in Kernbereichen,
die für die Kaufentscheidung der Anleger relevant sind, klar voneinander
abweichen (z.B. Risikograd und Verzinsung, Preis der Investition, Laufzeit).
Mangels einschlägiger gerichtlicher oder verwaltungsbehördlicher
Entscheidungen können jedoch keine generellen Angaben bezüglich der
Prospektpflicht für zeitgleiche, ähnliche Angebote gemacht werden (Dellinger,
2012).
Zahlenmäßige Beschränkung des Publikums: Wie oben ausgeführt, könnte die
Prospektpflicht durch die zahlenmäßige Beschränkung der Investoren auf 150
Personen vermieden werden. Dabei ist sicherzustellen, dass auch jene
Personen mitgezählt werden, die das Angebot letztlich ablehnen (Dellinger,
2012). Der Adressatenkreis muss nachweisbar beschränkt und die Angebote
(auch die abgelehnten) müssen dokumentiert werden (Anzahl und Namen der
Angebotsadressaten). Vor allem bei Angeboten im Internet wirft die
Beschränkung des Adressatenkreises Probleme auf. Die im Internet
veröffentlichten Informationen müssen daher so unvollständig bleiben, dass sie
kein „Angebot“ darstellen und keine Prospektpflicht auslösen.
Mindeststückelung: Die Prospektpflicht entfällt, wenn Anleger erst ab einem
Mindestbetrag von 100.000 EUR Wertpapiere oder Veranlagungen erwerben
können oder die Mindeststückelung somit 100.000 EUR beträgt (Dellinger,
2012).
Konsumentenschutzgesetz
Investierende Bürger unterstehen nach Dellinger (2012) bei Rechtsgeschäften dem
Schutz des allgemeines Zivilrechts (allgemeine Aufklärungs-, Schutz- und
Sorgfaltspflichten gegenüber allen Vertragspartnern) und insbesondere des
Konsumentenschutzgesetzes (KSchG). Darum muss z.B. auch beim prospektfreien
Vertrieb von Unternehmensanleihen auf die Risiken der Anleihezeichner (die bis
zum Totalausfall reichen können) hingewiesen werden.
Werden Verträge mit der Betreibergesellschaft außerhalb der
Geschäftsräumlichkeiten geschlossen, steht den Bürgern ein besonderes
Rücktrittsrecht (ohne wichtigem Grund) zu; sofern die Bürger den Vertragsabschluss
nicht selbst angebahnt haben (Dellinger, 2012). Erfolgen Geschäftsabschlüsse über
Anhang 3: Rechtliche Rahmenbedingungen
-- 204--
Internet, Telefon oder vorgefertigte Standardbriefe sind die Regelungen zu
Vertragsabschlüssen im Fernabsatz (§ 5a ff KSchG) einzuhalten (Dellinger, 2012).
Gewerberecht
Die Stromlieferungen sind ausdrücklich von der Gewerbeordnung ausgenommen.
Die Betreiber einer Anlage gehören damit nicht der Kammer der Gewerblichen
Wirtschaft an; es entfallen die Pflichtbeiträge zur Wirtschaftskammer. Damit können
aber auch gewisse Förderungen, die den Mitgliedern der WKÖ zugänglich sind,
nicht geltend gemacht werden (Eßletzbichler, Vortrag 22.9.2011)
Vergaberechtliche Vorgaben bei Gemeinden
Aufträge unter einem Auftragswert von 100.000 EUR können von Gemeinden im
Rahmen einer Direktvergabe vergeben werden (Gruber et al., 2012). Die Angebote
müssen dabei als unverbindliche Preisauskünfte eingeholt werden. Bis zu einem
Auftragswert von 130.000 EUR (bei Liefer- und Dienstleistungsaufträgen) bzw.
500.000 EUR (bei Bauaufträgen) werden Aufträge von Gemeinden im Rahmen
einer Direktvergabe mit vorheriger Bekanntmachung vergeben. Nach Gruber et al.
(2012) empfiehlt es sich für Gemeinden, Ausschreibungen durch ein unabhängiges
technisches Büro entwickeln zu lassen.
Pachtverträge
Soll auf einem Dach oder einer Freifläche eine Photovoltaikanlage errichtet werden,
benötigt man die Erlaubnis des Eigentümers. Dabei sollten jedenfalls die genauen
Bedingungen der Dach- oder Freiflächenbenützung in einem schriftlichen Vertrag
festgehalten werden, um spätere Unstimmigkeiten zu vermeiden (Brandstetter &
Haslinger 2012). Zu regeln ist zum Beispiel die Dauer des Mietverhältnisses
(zumindest 20 Jahre; Kündigung nur aus wichtigem Grund wie Insolvenz oder
Gefahr im Verzug); die Höhe und Zahlungsweise der Dach- oder Flächenmiete; die
Pflichten des Vermieters (Gewährung des Zutritts zur Anlage bzw. zum
Zählerkasten für Service und Wartung, Vereinbarung der Kabelverlegung
Verlegung, etc.); die Pflichten des Mieters (Schadloshaltung des Eigentümers,
Abschluss einer Haftpflichtversicherung, etc.); Festlegung der Stromnutzung durch
den Eigentümer nach Ablauf der OeMAG-Einspeiseregelung; Festlegung, dass die
Anhang 3: Rechtliche Rahmenbedingungen
-- 205--
Anlage durch die Errichtung am Dach oder der Freifläche nicht in das Eigentum des
Gebäudeeigentümers übergeht; grundbücherliche Absicherung); etwaige
Weitergaberechte; Festlegung der Vorgangsweise nach Auslaufen der
Vertragsdauer (z.B. Kaufoption der Anlage zum Restwert für den Vermieter oder
Abbau der Anlage auf Kosten des Mieters).
Öffentlich rechtliche Genehmigungen
In Österreich sind Bewilligungs-, Genehmigungs- und Anzeigeverfahren zumeist
Ländersache und folglich in den einzelnen Bundesländern unterschiedlich geregelt
(Gruber et al., 2012). In Folgenden wird ein kurzer Überblick mit Schwerpunkt auf
die Situation in Niederösterreich zu den relevanten Genehmigungsverfahren
präsentiert.
Baurecht
In einzelnen Bundesländern sind für dach- oder fassadenintegrierte Anlagen weder
Baubewilligung noch Bauanzeige erforderlich (Gruber et al., 2012). In
Niederösterreich ist bei Anlagen mit einer Leistung unter 50 kWp die
niederösterreichischen Bauordnung anzuwenden; die Anlagen sind mindestens acht
Wochen vor dem Beginn der Ausführung der zuständigen Baubehörde
(Bürgermeister) anzuzeigen (Kerschbaum, 2012).
Elektrizitätswesengesetz
Ab einer Leistung von 50 kWp bedürfen Photovoltaikanlagen eine Genehmigung
nach dem niederösterreichischen Elektrizitätswesengesetz (NÖ ElWG 2005). Bis zu
einer Leistung von 500 kWp gibt es ein vereinfachtes Verfahren. Ab einer Leistung
von 500 kWp gibt es ein ordentliches Verfahren bei dem eine mündliche
Verhandlung zwingend vorgesehen ist (Kerschbaum, 2012).
Gewerbeordnung
Elektrizitätsunternehmen sind von der Gewerbeordnung ausgenommen. Unter
bestimmten Voraussetzungen (wenn die Anlage ausschließlich der Eigenversorgung
des Gewerbebetriebes dient) unterliegen Photovoltaikanlagen in Niederösterreich
dem Betriebsanlagenrecht der Gewerbeordnung. Bei Überschusseinspeisung wird
von der Gewerbebehörde im Einzelfall entschieden. Ist eine Genehmigungspflicht
Anhang 3: Rechtliche Rahmenbedingungen
-- 206--
nach der Gewerbeordnung gegeben, entfällt eine Genehmigungspflicht nach dem
NÖ ElWG 2005 (Kerschbaum, 2012).
Ortsbild- und Denkmalschutz
Im Einzelfall können Denkmalschutz Verfahren und Genehmigungen notwendig
sein. In Altstadtzonen sind oft gesonderte Regelungen zu beachten. Gebäude, die
unter Denkmalschutz stehen, sind darum für die Errichtung einer Photovoltaikanlage
meist nur sehr eingeschränkt geeignet (Gruber et a., 2012).
Naturschutzrecht
Für Freiflächenanlagen außerhalb des Siedlungsgebietes ist in Niederösterreich
eine naturschutzrechtliche Bewilligung erforderlich. Insbesondere in Natur- und
Landschaftsschutzgebieten kann bei großflächigen Anlagen das
Genehmigungsverfahren ein kritischer Faktor sein (Kerschbaum, 2012).
Stand- und Nutzungssicherheit
Bei Freiflächenanlagen sind für die Unterkonstruktion und Fundierung die
entsprechenden ÖNORMEN zu berücksichtigen (Kerschbaum, 2012). Bei
gebäudeintegrierten Anlagen muss die vorhandene Dach- und Wandkonstruktion
geeignet sein, die zusätzlichen Lasten (z. B. Eigengewicht, erhöhte Schneelast,
zusätzliche Windbelastung bei aufgeständerter Montage) entsprechend der
relevanten ÖNORM aufzunehmen (Kerschbaum, 2012).
Freiflächenanlagen sind in Niederösterreich mit einem Zaun mit einer Höhe von
mindestens 1,8 m zu umgeben. Bei Dachanlagen sind Vorkehrungen zu treffen, die
verhindern, dass abrutschender Schnee auf Nachbargrundstücke, Verkehrsflächen,
etc. fällt (Kerschbaum, 2012). Entsprechende bauliche Vorkehrungen (z. B.
Schneerechen) sind zu treffen.
Brandschutz
Ein Brand geht so gut wie nie von der Photovoltaikanlage selbst aus (Gruber et al.,
2012). Löscharbeiten sind bei Photovoltaikanlagen unter Umständen dadurch
erschwert, weil die Module (sofern sie Lichteinstrahlung ausgesetzt sind) auf der
Gleichstromseite nicht abgeschaltet werden können. Wechselstromseitig ist die
Anlage durch die automatische Netzüberwachung (ENS) ab dem Wechselrichter
spannungsfrei. Mit speziellen DC-Freischalteinrichtungen kann aber auch die
Gleichstromleitung direkt am Dach unterbrochen werden (Gruber et al., 2012).
Anhang 3: Rechtliche Rahmenbedingungen
-- 207--
In Niederösterreich sind Vorgaben für Freistreifen bei Dachanlagen einzuhalten.
Photovoltaikanlagen sind in Brandschutzpläne einzubeziehen; etwaige Feuerlöscher
müssen zur Bekämpfung von Elektrobränden geeignet sein. Gleichstromführende
Anlagenteile samt Leitungen dürfen nicht auf brennbaren Unterlagen montiert
werden (Kerschbaum, 2012).
Blitzschutz
Durch eine Photovoltaikanlage das Risiko eines Blitzeinschlages grundsätzlich nicht
erhöht (AIT, 2011). Die Anlage muss aber zum Schutz vor Überspannungen gemäß
den gültigen Blitzschutznormen errichtet werden. Im Prinzip ist für
Photovoltaikanlagen keine eigene Blitzschutzanlage erforderlich. Ist aber eine
Blitzschutzanlage bereits vorhanden, ist die Photovoltaikanlage einzubeziehen
(Kerschbaum, 2012).
Blendwirkung
Wenn auf Grund der örtlichen Gegebenheiten oder der Neigung und Ausrichtung
der Paneele eine Blendung zu erwarten ist, sind entsprechende Maßnahmen zu
planen, um eine Beeinträchtigung durch Blendwirkung z.B. für Fahrzeuge auf
Straßen oder Gebäude mit Aufenthaltsräumen zu vermeiden (Kerschbaum, 2012).
Anhang 4: Rechts- und Organisationsformen
-- 208--
Anhang 4: Rechts- und Organisationsformen
Die unterschiedlichen Rechts- und Organisationsformen werden an Hand von
verschiedenen Kriterien aus der Sicht von den Betreibern und den Beteiligten
beschrieben: Haftung und Risiko; Mitbestimmung und Einflussnahme auf die
Unternehmensführung; Übertragbarkeit der Beteiligung und Flexibilität bei
Beteiligungsänderungen; Verwaltungsaufwand; Steuerbelastung; Laufzeit der
Beteiligungsinitiative; Form der Ausschüttung und Verzinsung; Stückelung der
Anteile; Vorgaben bezüglich kapitalmarktrechtlicher Prospektpflicht und
Bankwesengesetz; Anwendungsmöglichkeiten und Projektbeispiele.
Auf Gründungs- und Verwaltungskosten bei den unterschiedlichen Rechtsformen
wird im Kapitel zu den wirtschaftlichen Rahmenbedingungen (Kapitel 2) gesondert
eingegangen.
Die Gliederung der Rechts- und Organisationsformen folgt der Einteilung nach
Dellinger (2012) in schuldenrechtliche, mittelbare und gesellschaftsrechtliche
Beteiligungsmodelle. Es wird nur auf Rechts- und Organisationsformen
eingegangen, die auf Basis der Recherchen für die Umsetzung von
Photovoltaikbeteiligungsprojekten in Österreich unmittelbar relevant erscheinen.
Darum wird auf Offene Gesellschaften, Gesellschaften mit beschränkter Haftung
oder Aktiengesellschaften in diesem Rahmen nicht näher eingegangen.
Schuldenrechtliche Beteiligungsmodelle
Diese Beteiligungsmodelle werden von Krammer (2012) als
„Finanzierungsbeteiligung“ und von ecowatt (2012) als „indirekte Beteiligungen“
bezeichnet und umfassen im wesentlichen einfache Darlehensmodelle, das
Gutschein- sowie das Sale-and-Lease-back Modell. Die Beteiligungsanlage wird
dabei meist von einer bereits bestehenden Organisations- oder Rechtsform initiiert
und von den Bürgern finanziert. Die Bürger sind dabei aber nicht am Unternehmen
direkt beteiligt. Das heißt, dass die Bürger keine Möglichkeit der Mitsprache haben
Anhang 4: Rechts- und Organisationsformen
-- 209--
und die Gewinne aus dem Betrieb der Anlage den Bürgern nicht notwendigerweise
in vollem Umfang zu Gute kommen, sondern u.U. zum Teil im initiierenden
Unternehmen bleiben (Krammer, 2012).
Darlehensmodell (mit direkter Rückzahlung)
Bei einer Darlehenskonstruktion gewähren Bürger einer Projektgesellschaft (bzw.
der Gemeinde) Gelder für die Errichtung und das Betreiben einer
Photovoltaikanlage (Dellinger, 2012). Als Gegenleistung für die Finanzierung
erhalten die Bürger eine fixe Verzinsung und am Ende der vereinbarten Laufzeit ihr
eingesetztes Kapital wieder vollständig zurück. Beispielsweise überlässt der Bürger
dem Betreiber ein Darlehen von 500 EUR für die Errichtung der Photovoltaikanlage
und erhält bei einem fixen Rückzahlungsplan 50 EUR pro Jahr (Zinsen + Tilgung)
über eine Laufzeit von 13 Jahren zurück (was einer Verzinsung von 4% p.a. auf das
aushaftende Kapital entspricht).
Prospektpflicht:
Bei einer Aufnahme von Darlehen von Bürgerinnen lässt sich nach Dellinger
(2012) eine Prospektpflicht vermeiden, wenn eine fixe (und keine
erfolgsabhängige) Verzinsung des Darlehensbetrages vorgesehen ist.
Bankwesengesetz:
In diesem Modell ist der Darlehens-Empfänger vertraglich zur Rückführung des
Darlehens verpflichtet. Für die Bürger wird durch das Überlassen von Kapital auf
Zeit außer dem unmittelbaren Rückzahlungsanspruch samt Zinsen kein
Anspruch auf eine Gegenleistung erworben - wie dies etwa bei einem Kauf- oder
Dienstleistungsvertrag der Fall wäre (Dellinger, 2012). Nach Dellinger (2012) ist
daher von fremdem Geld im Sinn des Bankwesengesetzes (§ 1 Abs 1 Z1)
auszugehen. Zwar kann in diesem Modell nicht von einem Einlagengeschäft
durch Entgegennahme von Geldern „zur Verwaltung“ ausgegangen werden - die
Gelder werden vom Betreiber nicht weiter angelegt sondern sind
zweckgebunden für die Errichtung einer Photovoltaikanlage. Trotzdem kann
eine Einordung als konzessionspflichtiges Einlagegeschäft auch in diesem Fall
nicht ausgeschlossen werden (Dellinger, 2012). Maßgeblich ist, ob diese
Einzahlungen (die ohne jegliche vertragliche Gegenleistungen
entgegengenommenen werden) auch als Einlage anzusehen sind. Die
Finanzmarktaufsicht (FMA) sieht hier zumeist das Vorliegen einer Einlage
(Dellinger, 2012).
Anhang 4: Rechts- und Organisationsformen
-- 210--
Von der Finanzmarktaufsicht (2013) wird auch die Möglichkeit eines
sogenannten „qualifizierten Nachrangdarlehens“ genannt. Dabei handelt es sich
um Verträge, bei denen der Darlehensgeber einem Unternehmer Geld gegen
Zahlung von Zinsen überlässt. Allerdings mit der Vereinbarung („qualifizierte
Nachrangklausel“), dass Zinsen und Kapital nur dann zurückbezahlt werden
müssen, wenn das Unternehmen sich das leisten kann, ohne zahlungsunfähig
zu werden. Die Entgegennahme nachrangiger Darlehen bedarf keiner
Konzession der Finanzmarktaufsicht und kann daher auch von Unternehmen
betrieben werden, die nicht der Aufsicht der FMA unterliegen
(Finanzmarktaufsicht 2012). Allerdings ist das Nachrangdarlehen eine
Finanzierungsform, bei der den Darlehensgebern in der Regel keine
Sicherheiten gegeben werden. Im Falle der Insolvenz des Unternehmens
werden zuerst sämtliche Forderungen anderer, vorrangiger Gläubiger befriedigt
und erst dann die der „Nachranggläubiger“, wenn dies dann noch möglich ist
(Finanzmarktaufsicht, 2013).
Anwendbarkeit:
Das Darlehensmodell erfüllt gemäß Bankwesengesetz den Tatbestand des
Einlagengeschäfts, somit ist eine entsprechende Bankkonzession des
Darlehensnehmers notwendig (Finanzmarktaufsicht, 2013). Es besteht weder
ein Anlegerschutz noch eine Einlagensicherung - wenn der Darlehensnehmer
nicht über eine Bankenkonzession verfügt und damit im unerlaubten
Geschäftsbetrieb tätig ist (Finanzmarktaufsicht, 2013). Der
Verwaltungsgerichtshof hat noch keinen derartigen Fall zu entscheiden gehabt.
Dennoch ist von einem einfachen Darlehensmodell dringend abzuraten
(Dellinger, 2012).
Auf das Darlehensmodell wird deshalb in weiterer Folge in dieser Diplomarbeit nicht
mehr näher eingegangen.
Rückzahlung in Gutscheinen
Rechtsform / Organisationsform:
Für die Umsetzung des Gutscheinmodells ist keine spezielle Rechtsform nötig.
Bei diesem Beteiligungsmodell erfolgt die Rückzahlung des Darlehens samt
Zinsen nicht in Bargeld, sondern in Form von (bankgeschäftsfremden)
Warengutscheinen (Dellinger, 2012).
Umsatzsteuerliche Behandlung von Gutscheinen:
Anhang 4: Rechts- und Organisationsformen
-- 211--
Berechtigt der Gutschein zu einer noch nicht näher konkretisierten Leistung (z.B.
ein Gutschein zum späteren Bezug von Waren nach freier Wahl) liegt mit dem
Verkauf des Gutscheines noch kein steuerbarer Umsatz vor. Ein derartiger
Gutschein ist als bloßes Zahlungsmittel zu beurteilen. Die Umsatzsteuer muss in
diesem Fall erst bei Einlösung des Gutscheines abgeführt werden (WKO, 2013).
Für den Betreiber des Gutscheinmodells ist daher zu bedenken, dass bei
Einlösen des Gutscheins Umsatzsteuer an das Finanzamt abgeführt werden
muss.
Prospektpflicht:
Ein Prospekt nach dem Kapitalmarktgesetz ist nicht erforderlich (Dellinger,
2012).
Bankwesengesetz:
Da das eingesetzte Kapital in Gutscheinen (und nicht in Bargeld) zurückbezahlt
wird, begründet dieses Modell auch kein konzessionspflichtiges
Einlagengeschäft nach dem Bankwesengesetz (Dellinger, 2012). Die Hingabe
von Geld ist hier nicht anders zu bewerten als bei einem Kaufvertrag. Vorsicht
ist nach Dellinger (2012) allerdings geboten, wenn der gekaufte Gutschein
letztlich doch in Geld einlösbar ist. Es genügt dabei auch nicht, neben dem
Anspruch auf Rückzahlung des Kapitals noch zusätzliche Gutscheine für
Leistungen Dritter ausgegeben werden (Dellinger, 2012).
Anwendbarkeit:
Dieses Modell eignet sich für Unternehmen, die beispielsweise mit sozial- und
naturverträglichen Waren handeln, und Beteiligungsanlagen umsetzten
möchten. Für diese Unternehmen ergeben sich positive Effekte – wie z.B.
Kundenakquise, Kundenbindung sowie eine positive Öffentlichkeitswirkung
(ecowatt, 2012). Nach ecowatt (2012) könnten unter Umständen aber auch
Gemeinden dieses Modell nutzen und anstatt von Warengutscheine eine eigene
Gemeindewährung ausgeben und dadurch die Wertschöpfung in der Region
unterstützen. Grundsätzlich ist dieses Modell sowohl für kleinere Anlagen mit
einer begrenzten Zahl von Beteiligten, als auch für größere Anlagen mit einer
größeren Anzahl von Beteiligten umsetzbar. Bezüglich der Motivation der
Beteiligten stehen bei diesem Modell sicher eher ideelle Werte und die
Identifikation mit dem Unternehmen im Vordergrund; und weniger der finanzielle
Aspekt der Beteiligung (ecowatt, 2012).
Anhang 4: Rechts- und Organisationsformen
-- 212--
Beispiele:
o Waldviertler Werkstätten; GEA (Waldviertler Werkstätten GmbH, 2013).
Darlehen mit Rückzahlung über Warengutscheine. Darlehenshöhe 200 EUR,
Rückzahlung von 330 EUR über jährliche Gutscheine zu je 30 EUR.
o Biohof Adamah: Darlehen mit Rückzahlung über Warengutscheine (Biohof
Adamah, 2013)
o Brauerei Schrems: Verkauf von Gutscheinen; die Mitteln aus dem
Gutscheinverkauf sind zweckgebunden für die Errichtung der
Photovoltaikanlage (Brauerei Schrems, 2013)
o Wegwartehof: Verkauf von Gutscheinen; die Mitteln aus dem
Gutscheinverkauf sind zweckgebunden für die Errichtung der
Photovoltaikanlage (Wegwartehof, 2013)
Auf das Gutscheinmodell wird auf Grund der begrenzten, unmittelbaren
Anwendbarkeit für Gemeinden in dieser Diplomarbeit in weiterer Folge nicht mehr
näher eingegangen.
Strombezugsrecht
Rechtsform / Organisationsform:
Es ist keine spezielle Rechtsform für dieses Modell nötig. Stadtwerke oder der
örtliche Stromversorger errichten und betreiben zumeist größere
Photovoltaikanlagen (> 20 KWp) auf eigene Kosten und Risiko auf öffentlichen,
privaten oder gewerblichen Gebäuden. Die Betreiber verkaufen Anteilscheine an
die Bevölkerung, die mit dem Recht auf kostenlose Sonnenstromnutzung für
eine bestimmte Dauer verbunden sind. Die Errichtung der Photovoltaikanlage
wird von den Beteiligten durch einen finanziellen Beitrag unterstützt; als
Gegenleistung wird ihnen ein Bezugsrecht (zumindest über die Stromrechnung)
für den Strom aus der Photovoltaikanlage eingeräumt.
Haftung / Risiko:
Es besteht keinerlei Haftung für den Kunden; der Anbieter betreibt die Anlage
auf eigene Kosten und Risiko (Gruber et al, 2012). Der Kunde bindet sich mit
dem Vertrag an den Stromversorger, es wird aber eine Rückkaufgarantie
angeboten; der Rückkaufpreis richtet sich dabei nach der Restdauer des
Strombezugs.
Anhang 4: Rechts- und Organisationsformen
-- 213--
Für den Anbieter besteht unter Umständen das Risiko einer überdurchschnittlich
starken Strompreis-, Netzkosten und Stromabgabenentwicklung - je höher der
Gesamtstromtarif, desto höher ist auch die Stromgutschrift (Gruber et al., 2012).
Beteiligung / Mitbestimmung:
Anbieter dieses Modells kann prinzipiell jeder am Markt tätige Stromversorger
sein, der im Versorgungsgebiet der Gemeinde ein Stromnetz betreibt (Gruber,
P. et al, 2012). Kunden dieses Modells können zumeist alle natürliche oder
juristische Personen sein, die Strom von diesem Anbieter beziehen.
Voraussetzungen für den Erwerb von Anteilscheinen sind meist ein aufrechter
Netzzugangsvertrag und ein aufrechter Energieliefervertrag (Gruber, P. et al,
2012). Für Kunden besteht bei diesem Modell keine Möglichkeit zur
Mitbestimmung.
Verwaltungsaufwand:
Der Hauptaufwand liegt hier beim Anbieter, der ein Modell zu Kalkulation,
Standort, Finanzierung, Abrechnung, etc. entwickeln muss. Für den Kunden
besteht kein administrativer Aufwand - außer den Vertrag auszufüllen und zu
unterschreiben (Gruber et al., 2012).
Steuer
Für den Kunden fällt keine Versteuerung an, da die Ausschüttung in Form einer
Stromgutschrift erfolgt.
Verzinsung / Finanzertrag:
Die Rendite für den Kunden ist abhängig vom Ertrag der Photovoltaikanlage und
von der Entwicklung des Strompreises. Beim Modell der Stadtwerke Wörgl wird
ein Mindestertrag der Photovoltaikanlagen von 800 kWh/kWp garantiert
(Stadtwerke Wörgl, 2013). Daraus ergibt sich eine Stromgutschrift von z.B. 200
kWh pro 0,25 kWp Anteilschein bzw. 400 kWh pro 0,5 KWp Anteilschein. Die
Gutschrift erfolgt zum jeweils gültigen Jahres-Marktpreis. Zusätzlich gibt es
einen Sonnenbonus, falls die Photovoltaikanlage mehr als die garantierten kWh
liefert (Gruber et al, 2012).
Form der Ausschüttung:
Die Ausschüttung erfolgt in Form einer Stromgutschrift (Gruber et al., 2012).
Diese setzt sich aus der Mindest-Gutschrift und dem Sonnenbonus zusammen.
Laufzeit:
Die Laufzeit ist je nach Kalkulationsvariante individuell wählbar. Bei den
Stadtwerken Wörgl wird eine Laufzeit von 20 Jahren angeboten (Stadtwerke
Wörgl, 2013).
Anhang 4: Rechts- und Organisationsformen
-- 214--
Stückelung:
Die Stückelung ist individuell wählbar. Die Stadtwerken Wörgl bieten
Anteilsscheine von 0,5 kWp zu 750 EUR (Stadtwerke Wörgl, 2013).
Prospektpflicht:
Ein Prospekt nach dem Kapitalmarktgesetz ist prinzipiell nicht erforderlich
(Dellinger, 2012). Bei einem vom Anlageertrag abhängigen und damit
erfolgsabhängigen Bonus ist aber unter Umständen von einer
prospektpflichtigen Veranlagung auszugehen (Dellinger, 2012).
Bankwesengesetz:
Als Gegenleistung für die Gewährung des Darlehens wird den beteiligten
Bürgern ein Strombezugsrecht eingeräumt (Dellinger, 2012). Mit
Vertragsabschluss erhalten die Bürger eine Sachgegenleistung; es besteht kein
Rückzahlungsanspruch auf das Kapital. Daher liegt kein konzessionspflichtiges
Einlagengeschäft gemäß Bankwesengesetz vor. (Dellinger, 2012). Vorsicht ist
nach Dellinger (2012) allerdings geboten, wenn das Strombezugsrecht letztlich
doch in Geld einlösbar ist.
Anwendbarkeit:
Diese Beteiligungsform ist besonders im städtischen Bereich interessant, wo für
die Bürger oft keine Möglichkeit besteht, im eigenen Wohnbereich eine
Photovoltaikanlage zu installieren (Gruber, P et al., 2012).
Beispiele
o Stadtwerke Wögl GmbH (Stadtwerke Wörgl, 2013)
o Innsbrucker Kommunalbetriebe AG (Innsbrucker Kommunalbetrieb, 2013)
Auf Grund der fehlenden direkten Anwendbarkeit für Gemeinden wird dieses Modell
in weiterer Folge in der Diplomarbeit nicht mehr näher betrachtet.
Sale-and-Lease-back
Rechtsform / Organisationsform:
Das Sale-and-Lease-back Modell ist keine eigene Rechsform sondern im
Grunde genommen eine Zusammenführung von vielen Kauf- und Mietverträgen
(Gruber et al., 2012). Bei dieser Konstruktion erwerben die Bürger von der
Betreibergesellschaft (z.B. der Gemeinde einer einem gemeindeeigenen
Unternehmen) einzelne Photovoltaikpaneele und vermieten diese (gegen
Entgelt) an den Betreiber zurück. Die Verzinsung für die Investition liegt im
Mietentgelt (Dellinger, 2012). Alle Rechte für den Betrieb der Photovoltaikanlage
Anhang 4: Rechts- und Organisationsformen
-- 215--
bleiben beim Betreiber; der nach einer bestimmten Laufzeit die Paneele von den
Beteiligten wieder zurückkauft (ecowatt, 2012). Die Vertragsgestaltung ist relativ
flexibel; im Vertrag sollten jedenfalls die Laufzeit, Höhe der Leasingraten,
Ausstiegsmöglichkeiten bzw. Rückkaufrecht getroffen werden. Darüber hinaus
müssen vom Betreiber die Wartung der Anlage, Versicherung, usw. geregelt
werden (Gruber et al., 2012). Die einzelnen Module werden eindeutig den
jeweiligen Beteiligten zugeordnet (z.B. über die Seriennummer); die Module
müssen leicht demontierbar (und nicht untrennbar miteinander verbunden) sein
(Gruber et al., 2012).
Haftung / Risiko:
Die volle Haftung trägt der Betreiber, ebenso die Zuständigkeit für etwaige
Wartungsarbeiten. Um das Risiko zu minimieren schließen die Betreiber eine
Versicherung ab; Versicherungskosten werden oft in die Modulpreise für die
Beteiligten eingepreist (Gruber et al., 2012).
Die Beteiligten hängen vom wirtschaftlichen Erfolg des Projektes sowie der
Bonität des Projektbetreibers ab und genießen weder einen Anlegerschutz noch
eine Einlagensicherung; bei Insolvenz der betreibenden Gesellschaft können die
Beteiligten die Herausgabe ihrer Module verlangen (Finanzmarktaufsicht, 2012).
Mitbestimmung:
Auch wenn die Beteiligten (Leasinggeber) die Eigentümer ihrer Module sind,
besteht keine Möglichkeit der Mitbestimmung (Gruber et al., 2012).
Verwaltungsaufwand:
Der Aufwand für Gründung und Betrieb ist sowohl für die Betreiber gering; auch
für die Beteiligten entsteht kaum ein Verwaltungsaufwand. Neben der
einmaligen Vertragsausgestaltung durch den Betreiber ist zu Beginn die
Unterfertigung der Verträge durch die Beteiligten notwendig. Für den Verkauf
der Module an die Bürger ist eine Gewerbeberechtigung (freies Gewerbe)
notwendig (Simader, 10.12.2012). Im laufenden Betrieb ist von den Betreibern
die Auszahlung der Mietentgelte (Zinsen und Tilgung) zu organisieren. Von den
Beteiligten sind im laufenden Betrieb die Gewinne in der
Einkommenssteuererklärung zu berücksichtigen.
Steuer:
Beim Sale-and-Lease-back Modell handelt es sich um ein Finanzierungsleasing
(Spezialleasing); die Photovoltaikanlage bleibt im Gebrauch und wirtschaftlichen
Eigentum des Betreibers und ist steuerrechtlich gesehen auch dem Betreiber
zuzurechnen (ecowatt, 2012). Das heißt die Investitionskosten für die
Photovotaikanlage werden von Betreiber und nicht von den Beteiligten
Anhang 4: Rechts- und Organisationsformen
-- 216--
abgeschrieben. Beim Verkauf der Paneele an die Beteiligten wird keine
Umsatzsteuer verrechnet. Die Auszahlung des Mietentgeltes an die Bürger wird
auf einen Zins- und einen Tilgungsanteil aufgeteilt, wobei der Zinsanteil ab als
abzugsfähige Betriebsausgabe die Steuerbemessung des Betreibers verringert;
der Tilgungsanteil die Steuerbemessung aber nicht verringert (Rericha,
persönliche Mitteilung; 10.12.2012).
Für die Beteiligten sind die Erträge aus dem Sale-and-Lease-back Geschäft
nicht endbesteuert; natürliche Personen müssen eine
Einkommensteuererklärung erstellen. Wenn die Summe des Gewinnes aus
selbständiger Tätigkeit unter 730 Euro pro Jahr liegt, fällt keine
Einkommensteuer an (Veranlagungsfreibetrag). Darüber hinaus gibt es eine
Einschleifregelung bis 1.460 Euro und erst danach volle Steuerpflicht zum
Grenzsteuersatz (Gruber et al., 2012).
Verzinsung / Finanzertrag:
Die festgelegte Leasingrate ist fix festgelegt, meist in der Höhe von 1 – 5% des
Gegenwertes der Photovoltaikmodule (Gruber et al., 2012).
Form der Ausschüttung:
Die Leasingrate entspricht in manchen Fällen entweder einer reinen Verzinsung
oder inkludiert auch bereits eine aliquote Rückzahlung des eingesetzten Kapitals
(Tilgung). Dementsprechend wird auch die Höhe des Restwertes nach
Vertragsende festgelegt (Gruber et al., 2012).
Laufzeit:
Der Vertrag kann auf unbestimmte Zeit abgeschlossen werden oder auch auf
eine definierten Zeitraum. Meist wird aber eine Mindestlaufzeit (10 – 15 Jahre)
festgelegt, die sich an den Berechnungen für die finanziellen Rückflüsse (und
der Amortisationszeit der Anlage) orientiert. Für ein vorzeitiges Verkaufen der
Photovoltaikmodule sollte es Regelungen geben, um das Risiko eines Re-
Finanzierungsbedarfs auf Seiten des Betreibers möglichst gering zu halten.
Auch der Rückkaufwert der Anlage sollte bereits im Vertrag festgelegt sein
(Gruber et al., 2012).
Stückelung:
Die Höhe des Kaufpreises einer Beteiligung ist im Prinzip frei wählbar und hängt
von den Modulkosten ab. Oftmals werden Kosten für Wartung und Betrieb der
gesamten Anlage, Vertragserstellung, Versicherung, etc. in die Modulkosten
eingepreist. Die Stückelung liegt oft bei ca. 500 Euro pro Modul mit ca. 250 Wp
(Gruber et al., 2012).
Anhang 4: Rechts- und Organisationsformen
-- 217--
Prospektpflicht:
Üblicherweise werden bei diesem Modell keine Wertpapiere in Umlauf gebracht;
größeres Augenmerk sollte aber auf das Vorliegen einer möglichen
prospektpflichtigen Veranlagung gelegt werden (Dellinger, 2012). Zentrale Frage
ist hier, ob durch die Sale-and-Lease-back Konstruktion eine Rechts- und
Risikogemeinschaft (mit oder ohne Emittenten) etabliert wird. Die Bürger werden
beim Kauf Eigentümer der einzeln erworbenen Photovoltaikpaneele und
erwerben diese auf eigenen Namen und eigene Rechnung. Aus diesem Grund
liegt im Prinzip keine Investition mehrerer Bürger auf deren gemeinsame
Rechnung und Risiko vor (Dellinger, 2012). Eine abschließende Beurteilung
erfordert allerdings eine Prüfung der konkreten Teilnahme- und
Vertragsbedingungen im Einzelfall (Dellinger, 2012).
Sollte der Mietertrag aber abhängig vom Erfolg des Investments sein, könnte
eine prospektpflichtige Veranlagung (auf gemeinsame Rechnung und
gemeinsames Risiko der Anleger und Betreiber) vorliegen (Dellinger, 2012).
Bankwesengesetz:
Die Bürger beteiligen sich zwar mit einem bestimmten Betrag an der Errichtung
und dem Betrieb der Anlage; allerdings erwerben sie mit Abschluss des Sale-
and-Lease-back Vertrages Eigentum an den Photovoltaikpanelen. Es besteht
darum kein unbedingter Rückzahlungsanspruch (und damit auch kein
Einlagengeschäft im Sinne des Bankwesengesetzes) - es liegt daher kein
konzessionspflichtiges Einlagengeschäft vor (Dellinger, 2012).
Anwendbarkeit:
Das Modell kann relativ rasch und einfach umgesetzt werden. Es eignet sich vor
allem gut für Photovoltaikprojekte, weil Photovoltaikanlagen gut in die einzelnen
Module gestückelt und über Sale-and-Lease-back verkauft werden können
(ecowatt, 2012; Rericha, persönliche Mitteilung, 10.12.2012). Neben
Energieversorgungsunternehmen (Wien Energie, EVN, Linz AG) wird dieses
Modell auch von Gemeinden (und ihren gemeindeeigenen Unternehmen)
umgesetzt. Dieses Modell eignet sich sowohl für größere als auch für kleinere
Projekte. Wenn Bürger selbst Beteiligungsinitiativen aktiv initiieren und betreiben
wollen, scheint dieses Modell jedoch nicht praktikabel (ecowatt, 2012).
Bei diesem Beteiligungsmodell steht sicherlich einerseits der finanzielle Aspekt
im Vordergrund - die Beteiligten verdienen Geld über „Mieteinnahmen“.
Gleichzeitig ist aber auch der Gedanke des Ausbaus der erneuerbaren
Energieanlagen von Bedeutung - durch den Kauf und Besitz eines Anlagenteils
(einiger Photovoltaikmodule) ist die Identifikation mit dem Projekt durchaus stark
Anhang 4: Rechts- und Organisationsformen
-- 218--
(ecowatt, 2012). Besonders in dichten Siedlungsgebieten und Städten (in denen
Bürger mangels eigener, geeigneter Flächen nur schwer eine eigene Anlage
errichten können), scheint das Modell attraktiv zu sein, weil die Bürger auf diese
Weise trotzdem „ihre eigene Anlage“ mit errichten können (ecowatt, 2012).
Fraglich bleibt, ob Bürger, die sich an mehreren Anlagen beteiligen, schließlich
womöglich eine Leasingkonzession benötigen (Simader, persönliche Mitteilung
10.12.2013).
Beispiele
Konkrete Umsetzungsprojekte werden im Kapitel 4 vorgestellt.
Überlassung von Dachflächen
Rechtsform / Organisationsform
Bei diesem Modell stellen interessierte Bürger einer Betreibergesellschaft ihre
eigene Dachfläche zur Verfügung. Es wird ein Überlassungsvertrag
abgeschlossen, der Elemente eines Mietvertrages aufweisen kann. Die
Betreibergesellschaft errichtet die Photovoltaikanlage auf eigene Kosten, erhält
die Einspeisetarife nach dem Ökostromgesetz und betreibt die Anlage für eine
bestimmte Dauer (z.B. über 13 Jahre; Laufzeit der Ökostromeinspeisetarife). Die
Bürger leisten über den Zeitraum der Vertragsdauer einen bestimmten
Kostenbeitrag (Zählermiete für die Vertragsdauer; Versicherung, Gebühren für
Förderansuchen, Netzanschlussgebühren, Service und Wartung). Nach Ablauf
der Vertragsdauer kann die Anlage in das Eigentum der Bürger übergehen
(Überschuss- Einspeisung), inklusive der Leistungsgarantie der Anlage - z.B. für
auf 80% der Nennleistung bis zu 25. Betriebsjahr (Dellinger, 2012).
Prospektpflicht
Da bei diesem Modell keine Wertpapiere ausgegeben werden, bleibt zu prüfen,
ob es sich um eine Rechts- und Risikogemeinschaft handelt und damit eine
prospektpflichtige Veranlagung vorliegt (Dellinger, 2012). Die Bürger investieren
in diesem Fall aber ihr Kapital auf eigene Rechnung und auf eigenes Risiko und
es liegt darum keine Prospektpflicht vor.
Bankwesengesetz
Die Bürgerinnen erhalten nach Ablauf der Vertragsdauer ihren Kostenbeitrag
nicht zurück; es besteht daher kein konzessionspflichtiges Einlagengeschäft
(Dellinger, 2012).
Beispiel
o Mea Solar (Unternehmen der Elektrizitätswerke Wels AG): Photovoltaik
Contracting (Mea Solar, 2013).
Anhang 4: Rechts- und Organisationsformen
-- 219--
Auf Grund der fehlenden direkten Anwendbarkeit für Gemeinden wird dieses Modell
in weiterer Folge in der Diplomarbeit nicht mehr näher betrachtet.
Unternehmensanleihen
Die Betreibergesellschaft einer Photovoltaikanlage kann durch die Emission von
Unternehmensanleihen die Investitionskosten für die Errichtung der Anlage
finanzieren. Dabei werden die Forderungen in Form von Schuldverschreibungen
verbrieft (Dellinger, 2012). Neubarth & Steinlechner (2011) sprechen in diesem
Zusammenhang von beteiligungsähnlichem Kapital in Form von
Beteiligungsdarlehen oder Genussrechten, die im Prinzip als Fremdkapital gesehen
und im Falle eines Konkurses nachrangig behandelt werden. Dieses
beteiligungsähnliche Kapital dient damit sozusagen als Haftungskapital. Es wird für
lange Laufzeiten, mitunter auch ohne Tilgung, vereinbart. Neubarth & Steinlechner
(2011) nennen als Beispiele für beteiligungsähnliches Kapital Darlehen mit
Festverzinsung (Unternehmensanleihen, Abgeltung rein über Festverzinsung ohne
Tilgung), Gewinndarlehen (patriarisches Darlehen; Beteiligung des Darlehensgebers
am Gewinn; Rückzahlung des Darlehensbetrages bei Beendigung des
Darlehensverhältnisses) und Genussrechte.
Im Folgenden wird auf die Genussrechte näher eingegangen - an Hand einer Idee
für ein Beteiligungsmodell, das 2012 von Herrn Clemens Hüttner (Managing Partner
Plus Ultra Asset Management GmbH) gemeinsam mit Price Waterhouse Coopers
ausgearbeitet wurde (Hüttner, persönliche Mitteilung 21.12.2012).
Genussrechte
Organisationsform:
Mit dem Erwerb eines Genussrechts ist der Anleger sowohl am Gewinn des als
auch am Verlust des Unternehmens beteiligt (Neubarth & Steinlechner, 2011).
Die Genussscheine können als verbriefte Wertpapiere (Inhaber- oder als
Namenspapiere) oder als unverbriefte Genussrechte (normale
Vermögensanlage) ausgegeben werden. Eine Ausgabe von Genussscheinen ist
prinzipiell bei allen Rechtsformen möglich. Ein Genussrecht ist eine Mezzanine
Finanzierungsform. Wird das Genussrecht als eigenkapitalähnlich behandelt,
steigt die Eigenkapitalquote des Unternehmens und somit die Möglichkeit zu
mehr Fremdkapitalfinanzierung; ohne dass sich durch das erhöhte Eigenkapital
Anhang 4: Rechts- und Organisationsformen
-- 220--
an der Entscheidungsfähigkeit der bisherigen Gesellschafter ändert (Neubarth &
Steinlechner, 2011).
Risiko:
Das Risiko für den Anleger liegt in der Bonität (Zahlungsfähigkeit) des
Emittenten der Anleihe, welchem das Kapital überlassen wird. Bei Insolvenz des
Emittenten ist ein Totalverlust des Kapitals möglich. Für die Anleger gilt keine
Einlagensicherung (Finanzmarktaufsicht, 2012). Das Kapital wird im Falle eines
Konkurses nachrangig bedient und hat die Funktion von Haftungskapital
(Neubarth & Steinlechner, 2011).
Mitbestimmung:
Der Inhaber eines Genussrechts ist kein „Mitgesellschafter“ oder
„Miteigentümer“ sondern besitzt lediglich ein Wertpapier der Gesellschaft. Mit
Genussrechten ist kein Mitspracherecht verbunden (Neubarth & Steinlechner,
2011).
Übertragbarkeit:
Die Übertragbarkeit von Genussrechten ist gewährleistet (Neubarth &
Steinlechner, 2011).
Steuer:
Die Einkünfte für den Anleger werden mit 25% Kapitalertragsteuer belastet und
sind endbesteuert (Hüttner, persönliche Mitteilung 21.1.22012).
Prospektpflicht: nachdem Unternehmensanleihen typischerweise in
Wertpapieren verbrieft werden, ist das öffentliche Angebot von Wertpapieren
grundsätzlich prospektpflichtig (Dellinger, 2012). Bei der Ausgabe von
verbrieften Genussscheinen ist somit ein genehmigter Wertpapierprospekt
notwendig (Neubarth & Steinlechner, 2011). Allenfalls sollten die
Unternehmensanleihen nur 149 Personen angeboten oder das
Gesamtemissionsvolumen auf unter 100.000 EUR beschränkt bleiben
(Dellinger, 2012).
Bankwesengesetz: Gelder aus der Emission von Schuldverschreibungen stellen
keine Einlage im Sinn des Bankwesengesetzes dar, solange die die
ausgegebenen Papiere als Inhaber- oder Orderschuldverschreibungen (nicht
aber als Namensschuldverschreibungen) der bloßen Kapitalaufbringung für
Unternehmenszwecke dienen (Dellinger, 2012).
Anwendbarkeit:
Nach Neubarth & Steinlechner (2011) ist die Vergabe von besonders attraktiv,
wenn mit relativ geringem Verwaltungsaufwand eine größere Zahl von Anteilen
(mit hoher vertraglicher Flexibilität) vergeben werden soll. Sie wird in Form von
Anhang 4: Rechts- und Organisationsformen
-- 221--
Wertpapieren ausgegeben und ist damit auch leicht übertragbar. Interessant an
Genussrechten ist unter Umständen die Möglichkeit einer Sachdividende und
damit im Fall von Photovoltaikanlagen die theoretische Möglichkeit einer
physischen Energielieferung anstatt eines Geldflusses (Neubarth &
Steinlechner, 2011).
In der Umsetzungsidee von Hüttner (persönliche Mitteilung 21.12.2012) werden
die Genussrechte von einer Gesellschaft mit beschränkter Haftung (GmbH)
ausgegeben. Die GmbH bildet dabei als Gesellschaftsform den Schirm für
unterschiedliche Photovoltaik-Beteiligungsprojekte, die jeweils unter einem
Investitionsvolumen von 100.000 EUR bleiben. Genussrechte werden für jedes
einzelne Beteiligungsprojekt individuell begeben und je nach Projektergebnis
buchhalterisch getrennt abgerechnet. Die GmbH dient den Beteiligungsprojekten
als Kompetenzzentrum für professionelle Buchhaltung, Wirtschaftsprüfung,
rechtliche Betreuung sowie technische Projekt- und Förderungsberatung. Über
die GmbH können Beteiligungsprojekte durch den gemeinsamen Einkauf von
Photovoltaiksystemen und Installationskapazitäten Investitionskosten reduzieren
sowie den Photovoltaikstrom gebündelt an einen Netzbetreiber verkaufen. Die
GmbH wird durch einen Beirat überwacht in dem Vertreter der einzelnen
Projekte vertreten sind. Bei diesem Ansatz können Synergien zwischen den
einzelnen Beteiligungsprojekten genutzt werden; der Ansatz wäre leicht
replizierbar; eine Ausweitung mit zusätzlichen Beteiligungsanlagen hätte nur
geringen Transaktionskosten.
Dieser Ansatz mit Genussrechten wurde offenbar von Photovoltaik-
Beteiligungsinitiativen bislang in Österreich noch nicht umgesetzt und wird in
weiterer Folge in dieser Diplomarbeit nicht mehr näher behandelt.
Mittelbare Beteiligungsmodelle
Sparbuchmodell
Rechtsform / Organisationsform:
Alternativ zu den oben beschriebenen schuldenrechtlichen bzw. den weiter
unten angeführten gesellschaftsrechtlichen Beteiligungsmodellen handelt es
sich hier um eine indirekte Finanzierung über ein Kreditinstitut (z.B. über eine
regionale Bank). Dabei haben die Bürger Rückzahlungsansprüche im Verhältnis
zu einer Bank, die zum Beispiel projektgebundene Kapitalsparbücher ausgibt
Anhang 4: Rechts- und Organisationsformen
-- 222--
und die hereinkommenden Mittel als (günstigen) Kredit zweckgebunden an die
Projektbetreiber weiterreicht (Dellinger, 2012). Die Bank kann dafür einen
Zinsaufschlag zur Abdeckung des eigenen Kostenaufwandes verrechnen
(Bankenaufschlag). Eine bestimmte Rechtsform für die Umsetzung des Modells
ist hier nicht notwendig (Gruber et al., 2012).
Haftung / Risiko:
Die Betreibergesellschaft / Gemeinde haftet für die Anlage und trägt auch das
Risiko des Anlageertrags. Die Bank haftet für die Geldeinlage der Bevölkerung.
Für Bürger besteht aufgrund der Fixverzinsung eigentlich kein Risiko (Gruber et
al., 2012).
Mitbestimmung:
Bei diesem Modell handelt es sich um eine sehr schwache Form der
Bürgerbeteiligung, bei der keine unmittelbaren Beziehungen zwischen der
Projektgesellschaft (bzw. der Gemeinde) und den beteiligten Bürgern bestehen
(Dellinger, 2012). Mitbestimmung durch die Bürger ist daher hier nicht möglich.
Verwaltungsaufwand:
Für die Betreiber liegt der Hauptaufwand in den Verhandlungen der Sparbuch-
und Kreditkonditionen mit der Bank, bzw. in der Bewerbung der
Beteiligungsinitiative. Um diese Initiative bzw. Energiethemen ausreichend
sichtbar zu machen und zu verankern, sollte die Errichtung der Anlage und die
Vergabe der Beteiligungspakete z.B. von Informationsabenden, Berichten in der
Gemeindezeitung, bzw. Aussendungen an die lokalen Medien begleitet werden
(Gruber et al., 2012).
Steuer:
Der Betreiber muss gemäß der jeweiligen Rechts- oder Organisationsform
Steuern für Ankauf, Errichtung und Betrieb der Anlage entrichten.
Da das Modell durch Zwischenschaltung einer Bank durchgeführt wird, fällt bei
den beteiligten Bürgern Kapitalertragssteuer an. Sparbücher sind endbesteuert
(Gruber et al., 2012).
Verzinsung / Finanzertrag:
Die Sparbuchverzinsung für die Bürger ist abhängig von den
Ökostromeinspeisetarifen, Förderungen und der Amortisationszeit der Anlage
und liegt meist zwischen 1% und 4% (Gruber et al., 2012). Der Jahreszinssatz
des Sparbuches darf nicht von spekulativen Elementen (Wertentwicklung von
Wertpapieren oder Indizes) abhängen und nicht an den Erfolg der Investition der
Projektgesellschaft gebunden sein (Dellinger, 2012).
Anhang 4: Rechts- und Organisationsformen
-- 223--
Kreditzinsen:
Die Kreditzinsen von der Bank für den Betreiber orientieren sich entweder am
Sparbuchzinssatz für die Bürger oder am Zinsniveau und der Bonität des
Betreibers. Zinsaufschläge der Bank (zur Kostendeckung des Aufwandes von
Seiten der Bank) bewegen sich üblicherweise im Bereich von 0,5% - 0,65%
(Rericha, persönliche Mitteilung 10.12.2013); ein Verzicht der Bank auf einen
Aufschlag war im Sparbuchmodell der Gemeinde Baden möglich (Koch,
persönliche Mitteilung 3.9.2012).
Zu beachten wäre, in wieweit in der vertraglichen Ausgestaltung zwischen der
Bank und der Gemeinde die Höhe und die Laufzeit der Spareinlagen an die
Höhe und die Laufzeit des Kredites gekoppelt wird. Im Fall einer solchen
Koppelung könnte die Bank unter Umständen die Kreditkonditionen für die
Gemeinde verändern oder gar den Kredit fällig stellen, falls viele Bürger
gleichzeitig ihr Geld vom Sparbuch vor Laufzeitende beheben wollen. Bei einer
Koppelung von Sparbuch und Kreditausgestaltung sollte die Laufzeit möglichst
mit der Amortisationszeit der Anlage abgestimmt werden; zumindest aber mit
der Dauer der Ökostromeinspeisetarif-Förderung der OeMAG (13 Jahre). Zu
vermeiden sind bei einer solchen Kopplung jedenfalls Sparbuchlaufzeiten die
kürzer sind als die Kreditlaufzeit (z.B. Sparbuchlaufzeit 5 Jahre; Kreditlaufzeit 10
Jahre), da nicht gewährleistet werden kann, dass nach 5 Jahren wieder
ausreichend Bürger gefunden werden können, die ihr Sparbuch weiter
verlängern oder ein neues Sparbuch anlegen wollen; bzw. die Gemeinde mit der
Bank die Kreditbedingungen neu verhandeln muss (Rericha, persönliche
Mitteilung 10.12.2013).
Form der Ausschüttung:
Die Ausschüttung kann jährlich (Annuitätentilgung) oder endfällig erfolgen.
(Gruber et al., 2012).
Laufzeit:
Abhängig von den Förderungen bzw. den Amortisationszeiten werden als
Laufzeit meist 10 – 15 Jahre angenommen (Gruber P., et al., 2012).
Stückelung:
Beteiligungspakete liegen meist zwischen 200 Euro und 1.000 Euro (Gruber et
al., 2012).
Prospektpflicht:
Bei der Begebung von Sparbüchern besteht grundsätzlich keine Prospektpflicht
(Dellinger, 2012).
Anhang 4: Rechts- und Organisationsformen
-- 224--
Bankwesengesetz
Bei diesem Modell ist ein Kreditinstitut, das über eine entsprechende
Konzession zum Betrieb eines Einlagengeschäfts verfügt, zwischen Bürger und
Projektgesellschaft geschaltet, sodass es bezüglich des Bankwesengesetzes
kein rechtliches Problem gibt. Die Betreibergesellschaft könnte mit dem
Bankwesengesetz in Konflikt geraten, wenn eine gewerbliche Vermittlung von
Spareinlagen gegen Provisionszahlungen vorliegt, die grundsätzlich nur den
Kreditinstituten vorbehalten ist (Dellinger, 2012). Darum sollte das Kreditinstitut
von sich aus auf sein Angebot eines speziellen projektgebundenen Sparbuches
hinweisen.
Anwendbarkeit:
Das Sparbuchmodell kann prinzipiell relativ flexibel gestaltet und sehr rasch
umgesetzt werden. Die Umsetzung ist stark von den Verhandlungen des
Betreibers mit der Bank, bzw. von der Kooperationsbereitschaft der Bank
abhängig. Dieses Modell eignet sich sowohl für größere (>100 kWp) als auch für
kleinere Projekte (20 kWp).
Dieses Modell mit einem zwischengeschalteten Geldinstitut (das die
erforderliche Konzession für Einlagegeschäfte hat) ist oft gerade für Gemeinden
attraktiv, die zunächst ein einfaches Darlehensmodell geplant hatten.
Gleichzeitig scheint das Sparbuchmodell in manchen Gemeinden politisch wenig
Zuspruch zu bekommen, weil in diesem Fall für die Bürgerbeteiligung erst Recht
wieder eine Bank zur Finanzierung eingeschaltet werden muss.
Beispiele
Konkrete Umsetzungsprojekte werden im Kapitel 4 vorgestellt.
Gesellschaftsrechtliche Beteiligungsmodelle
Durch die Überlassung von Kapital an eine Betreibergesellschaft kann – je nach
Ausgestaltung - eine Gesellschafterstellung für die beteiligten Bürger begründet
werden (Dellinger, 2012). Diese Beteiligungsmodelle werden von Krammer (2012)
als „Unternehmensbeteiligung“ und von ecowatt (2012) als „direkte Beteiligungen“
bezeichnet. Näher ausgeführt werden im Folgenden die Gesellschaft bürgerlichen
Rechts, die Kommanditgesellschaft (beide Personengesellschaften) sowie die
Genossenschaft und die stille Gesellschaft als Beteiligungsform an einem
Unternehmen.
Anhang 4: Rechts- und Organisationsformen
-- 225--
Bankwesengesetz Die Hingabe von Geld als Gesellschaftseinlage stellt keine Einlagengeschäft im
Sinne des Bankwesengesetzes dar (Dellinger, 2012). Dies gilt sowohl bei
Personengesellschaften, Kapitalgesellschaften, Genossenschaften oder Stillen
Gesellschaften (Dellinger, 2012). Zu beachten ist aber, dass eine Beteiligung
grundsätzlich die Teilnahme an Gewinnen und Verlusten miteinschließt. Die
Beteiligten haben das Recht auf Einblick in das Unternehmen und in die Bilanz. Es
besteht aber weder ein Anlegerschutz noch eine Einlagensicherung; im Extremfall
ist der Totalverlust des eingesetzten Kapitals möglich (Finanzmarktaufsicht, 2013).
Wird die Verlustteilnahme ausgeschlossen, kann aber (z.B. bei einer Stillen
Gesellschaft) der Tatbestand des konzessionspflichtigen Einlagengeschäfts gemäß
§ 1 Abs 1 Z 1 BWG erfüllt sein (Finanzmarktaufsicht, 2013).
Prospektpflicht Gesellschaftsrechtliche Beteiligungen können nach Dellinger (2012) – je nach
Ausgestaltung – zu einem prospektpflichtigen Angebot führen (Aktienemissionen,
oder Veranlagungen in Stillen Gesellschaften oder Publikums-
Kommanditgesellschaften die über den „grauen Kapitalmarkt“ vertrieben werden).
Wenn die Investition auf gemeinsame Rechnung und auf gemeinsames Risiko
mehrerer Anleger oder Anleger und Emittenten erfolgt, dann fallen auch
Investitionen in Kommanditgesellschaften und Stille Gesellschaften unter den Begriff
der Veranlagung gemäß Kapitalmarktgesetz (Finanzmarktaufsicht, 2013). Allenfalls
sollten die Beteiligungsinitiativen nur 149 Personen angeboten oder das
Gesamtemissionsvolumen auf unter 100.000 EUR beschränkt bleiben (Dellinger,
2012; siehe Kapitel Bankwesen- und Kapitalmarktgesetz im Anhang 3).
Personengesellschaften
Gesellschaft bürgerlichen Rechts (GesbR)
Rechtsform / Organisationsform:
Die GesbR ist eine Personengesellschaft, bei der sich zwei oder mehrere
Personen durch einen Vertrag verpflichten, ihre Mühe und/oder ihre Sachen
zum gemeinschaftlichen Nutzen bzw. Erwerb zu vereinen (Rieder & Huemer,
2011). Im formfreien Gesellschaftsvertrag werden wichtige Rahmenbedingungen
(z.B. die Bestimmung der Geschäftsführung und Vertretung,
Abstimmungsverhältnis bei Entscheidungen, Gewinn- und Verlustbeteiligung, zu
Anhang 4: Rechts- und Organisationsformen
-- 226--
leistende Beiträge der Gesellschafter) festgelegt. Grundsätzlich sind alle
Gesellschafter zur Vertretung und Geschäftsführung berechtigt und verpflichtet
(ecowatt, 2012). Regelungen zur GesbR finden sich im Allgemeinen
Bürgerlichen Gesetzbuch (ABGB) und nicht wie für andere Rechtsformen im
Unternehmensgesetzbuch; UGB (Gruber et al., 2012). Die Gesellschaft selbst ist
nicht rechtsfähig und ebenso wenig gewerbefähig, daher müssen etwaige
erforderliche Gewerbeberechtigungen bei jedem einzelnen Gesellschafter
vorliegen. Bei der GesbR ist nur eine offene, nicht jedoch eine stille Beteiligung
möglich (Neubarth J. & Steinlechner, E., 2012).
Haftung / Risiko:
Alle Gesellschafter haften nicht nur mit ihrer Einlage sondern persönlich und
unbeschränkt, also mit dem gesamten Betriebs- und Privatvermögen (Gruber et
al., 2012). Die Haftung ist solidarisch (nicht anteilsmäßig sondern für die ganze
Schuld) und primär - d.h. ein Gläubiger kann sofort gegen die Gesellschafter
vorgehen (ecowatt, 2012). Um ein mögliches Haftungsrisiko der
Gesellschafter/innen zu minimieren, ist jedenfalls eine Versicherung (Haftpflicht,
Schadenersatz, Ertragsausfall) abzuschließen (Gruber et al., 2012).
Mitbestimmung:
Gesellschafter einer GesbR können natürliche oder juristische Personen sowie
Personen- und Kapitalgesellschaften werden. Die Beteiligung erfolgt indem die
Bürger zu Gesellschaftern der GesbR werden (Neubarth & Steinlechner, 2011).
Es ist volle Mitbestimmung aller Gesellschafter möglich; die Hauptpflichten der
Gesellschafter sind grundsätzlich die Mitwirkung an der Erreichung des
Gesellschaftszwecks (Mitwirkungspflicht) sowie das Leisten vereinbarter
Beiträge; z.B. Bar- oder Sacheinlagen bzw. Arbeit (Rieder & Huemer, 2011).
Jeder Gesellschafter ist stimmberechtigt und hat Kontrollrecht (die Eigentümer
übernehmen selbst die Geschäftsführung), Gewinnentnahmerecht sowie Anteil
am Gesellschaftsvermögen und Gewinn (Neubarth & Steinlechner, 2011).
Übertragbarkeit:
Ein Austritt aus der GesbR bzw. eine Neuaufnahme von Gesellschaftern ist nur
mit Zustimmung aller anderen Gesellschafter (=Vertragsänderung) möglich. Die
Übertragbarkeit der Anteile ist dadurch eingeschränkt und mit einem relativ
hohen Aufwand verbunden (Neubarth & Steinlechner, 2011).
Verwaltungsaufwand:
Die Gründung der GesbR ist prinzipiell nahezu kostenfrei. Es bestehen keine
Veröffentlichungs- und Buchführungspflichten, eine Einnahmen-Ausgaben
Rechnung genügt. Mangels Rechtspersönlichkeit ist die GesbR niemals
Anhang 4: Rechts- und Organisationsformen
-- 227--
Unternehmerin (die Gesellschafter selbst können Unternehmer sein) und kann
nicht ins Firmenbuch eingetragen werden (Rieder & Huemer, 2011). Dies ändert
sich, wenn gewisse Schwellenwerte überschritten werden. Übersteigen die
Umsatzerlöse in zwei aufeinander folgenden Geschäftsjahren hindurch 700.000
EUR so ist die Gesellschaft im zweitfolgenden Geschäftsjahr zur Eintragung in
das Firmenbuch als Offene Gesellschaft (OG) oder als Kommanditgesellschaft
(KG) und zur Rechnungslegung verpflichtet. Liegt der Umsatz in einem
Geschäftsjahr über der Grenze von 1.000.000 Euro so entsteht die Eintragungs-
und Rechnungslegungspflicht bereits im folgenden Geschäftsjahr (Rieder &
Huemer, 2011).
Steuer:
Natürliche Personen müssen eine Einkommensteuererklärung erstellen (was zu
einem höheren Verwaltungsaufwand bei den beteiligten Gesellschaftern führen
kann). Im laufenden Betrieb ist außerdem eine Umsatzsteuervoranmeldung
(quartalsweise oder monatlich) sowie jährlich eine Umsatzsteuererklärung von
den Gesellschaftern zu erledigen (Gruber et al., 2012). Wenn die Summe des
Gewinnes aus selbständiger Tätigkeit unter 730 Euro pro Jahr liegt, fällt keine
Einkommensteuer an (sofern bei den Gesellschaftern nur Einkommen aus
nichtselbständiger Arbeit vorliegen). Darüber hinaus gibt es eine
Einschleifregelung bis 1.460 Euro und erst danach volle Steuerpflicht zum
Grenzsteuersatz. Die GesbR ist, auch wenn sie nicht rechtsfähig ist,
vorsteuerabzugsberechtigt (Doralt, 2012). Natürliche Personen, die an der
GesbR beteiligt sind, sind sozialversicherungspflichtig (Neubarth & Steinlecher
2011).
Verzinsung / Finanzertrag:
Der Gewinn ist erfolgsabhängig (abhängig von der Sonneneinstrahlung und der
Photovoltaik-Stromproduktion); es gibt somit keine fixe Verzinsung des
eingesetzten Kapitals. Die Gewinne (oder Verluste) werden im Verhältnis der
Einlage verteilt (Gruber et al., 2012).
Form der Ausschüttung:
Der Anleger hat eine bestimmte Summe investiert und erhält über eine
bestimmte Laufzeit verteilt sein Kapital verzinst zurück. Die Ausschüttung des
Gewinnes an die Gesellschafter/innen wird von der Gesellschafterversammlung
(Generalversammlung) beschlossen. Kapitalrückführung und entsprechende
Verzinsung erfolgt anteilsmäßig im Verhältnis zur Einlage. Üblicherweise werden
gewisse Rücklagen für Wartung und Reparaturen einbehalten (Gruber et al.,
2012).
Anhang 4: Rechts- und Organisationsformen
-- 228--
Laufzeit:
Meist wird eine Mindestlaufzeit (10 – 15 Jahre) festgelegt, die sich an der
Amortisationszeit bzw. den berechneten finanziellen Rückflüsse orientiert.
Regelungen bzgl. einem früheren Ausscheiden eines Gesellschafters
(Kapitalabfindung) werden im Gesellschaftsvertrag festgehalten (Gruber et al.,
2012). Am Ende der Laufzeit ist das Gesellschaftskapital vollständig
ausgeschüttet worden. Der reale Restwert der Anlage (Möglichkeit für die
Erwirtschaftung weiterer Erträge bzw. Liquidationserlöse) hängt von den
Einspeisetarifen bzw. der Funktionstüchtigkeit der Anlage ab.
Stückelung:
Die Höhe der Einlage ist prinzipiell frei wählbar. Es empfiehlt sich festzulegen,
wie groß der Anteil eines Gesellschafters maximal sein darf (Gruber et al.,
2012).
Prospektpflicht:
Nach Dellinger (2012) finden sich in der Literatur keine Hinweise über die
kapitalmarktrechtliche Einordnung einer Beteiligung an einer GesbR. Bei einer
gesellschaftsvertraglichen Ausgestaltung der GesbR, bei der Bareinlagen in das
gemeinsame Miteigentum der am Hauptstamm (Summe der Einlagen, Kapital
der Gesellschaft) beteiligten Gesellschafter übergehen, ist im Sinn des
kapitalmarktrechtlichen Angebots als Rechts und Risikogemeinschaft
auszugehen (Dellinger, 2012). Wird das eingebrachte Vermögen von den
Gesellschaftern selbst verwaltet (wie das bei der typischen GesbR mit wenigen
Gesellschaftern der Fall ist), kann jedoch kapitalmarktrechtlich nicht von einer
Veranlagung ausgegangen werden (Dellinger, 2012). Wenn aber
Gewinnmaximierung und der Anlegergendanke im Vordergrund stehen und den
Gesellschaftern keine Möglichkeit der Verwaltung ihrer Investition eingeräumt
wird, kann gegebenenfalls von einer prospektpflichtigen Veranlagung
ausgegangen werden (Dellinger, 2012).
Bankwesengesetz:
Die Beteiligung an einer Gesellschaft und die Entgegennahme und Verwaltung
von Eigenkapital durch diese Gesellschaft löst keine Konzessionspflicht nach
dem Bankwesengesetz aus (Finanzmarktaufsicht, 2012). Wird die
Verlustteilnahme ausgeschlossen, kann jedoch der Tatbestand des
konzessionspflichtigen Einlagengeschäfts erfüllt sein (Finanzmarktaufsicht,
2012). Eine Beteiligung als stiller Gesellschafter ist bei der GesbR nicht möglich.
Anhang 4: Rechts- und Organisationsformen
-- 229--
Anwendbarkeit:
Die GesbR wird in Österreich in erster Linie für land- und forstwirtschaftliche
Betriebe oder Gelegenheitsgesellschaften - z. B. Arbeitsgemeinschaften
verwendet (Neubarth & Steinlechner, 2011). Im Zusammenhang mit
Beteiligungsanlagen ist die GesbR vor allem für kleine einfache Projekte
geeignet (v.a. wegen der fehlenden Rechtspersönlichkeit bzw.
Gewerberechtfähigkeit sowie der begrenzten Umsatzerlöse - 700.000 EUR
Jahresumsatz). Das persönliche Engagement der Bürger steht im Vordergrund;
die Beteiligten sind selbstbestimmt aktiv und haben Mitspracherecht (u U. sogar
Mitwirkungspflicht). Und zumeist gibt es auch einen attraktiven finanziellen
Ertrag. Immer muss hier jedoch die persönliche und unbeschränkte Haftung
bedacht werden (ecowatt, 2012). In Deutschland war die GesbR in der
Vergangenheit - auf Grund der flexiblen, unbürokratischen Durchführbarkeit bei
Gründung bzw. Betrieb - einer der am meisten verwendeten Rechtsformen für
Bürgerkraftwerke. Über die Jahre haben sich aber verstärkt die oben genannten
Nachteile (Begrenzung des Umsatzes und dadurch der Möglichkeit viele
einzelne Anlagen unter dem Dach einer einzigen Gesellschaft zu realisieren)
herausgestellt. Dies hat dazu geführt, dass nunmehr die Genossenschaft (die in
Deutschland auch explizit von der Prospektpflicht ausgenommen wird) die
populärste Rechtsform für Bürgerkraftwerke in Deutschland ist, (Neubarth &
Steinlechner, 2011). Außerdem hat auch die verstärkte Unterstützung von
Genossenschaftsverbänden zur Gründung von Genossenschaften mit Hilfe von
Leitfäden und Musterverträgen die Rechtsform der GesbR ein wenig ins Abseits
gedrängt.
Beispiele
Konkrete Umsetzungsprojekte werden im Kapitel 4 vorgestellt.
Kommanditgesellschaft
Rechtsform / Organisationsform:
Die KG ist eine unter eigener Firma geführte Personengesellschaft
(Firmenbucheintragung), bei der die Haftung gegenüber den
Gesellschaftsgläubigern bei einem Teil der Gesellschafter (Kommanditisten, d.h.
die beteiligten Bürger) auf einen bestimmten Betrag (nämlich der Einlage)
beschränkt, beim anderen Teil (Komplementär, im Regelfall die Gemeinde)
dagegen unbeschränkt ist (Rieder & Huemer, 2011). Das ist ein großer Vorteil
für die Kommanditisten, da sie unternehmerisch agieren können, ohne mit ihrem
Anhang 4: Rechts- und Organisationsformen
-- 230--
Privatvermögen zu haften. Die KG ist rechtsfähig, ihr gehören zumindest zwei
Gesellschafter an - Komplementär und Kommanditist (Gruber et al., 2012). Der
Kommanditist ist vergleichbar mit einem atypischen stillen Gesellschafter (siehe
Kapitel zur Stillen Gesellschaft unten, S 243), jedoch mit dem Unterschied, dass
der Kommanditist auch nach außen in Erscheinung tritt (er wird im Firmenbuch
eingetragen). Ein typischer stiller Gesellschafter wiederum verfügt über keinerlei
Gesellschaftsvermögen; wohingegen die Kommanditisten auch Inhaber des
Gesellschaftsvermögens sind (Rieder & Huemer, 2011). Die KG ist nur
Unternehmerin tätig sofern sie ein Unternehmen betreibt. Die KG ist
gewerberechtsfähig: Die Gewerbeberechtigung muss über zumindest einen
Gesellschafter erbracht werden. Die Gesellschafter der KG können natürliche
oder juristische Personen sowie eine andere Personengesellschaft (KG oder
OG) oder auch eine Kapitalgesellschaft sein (Neubarth & Steinlechner, 2011).
Haftung / Risiko:
Bei der Haftung hat die KG eine Sonderstellung - wie bereits oben erwähnt
haften die Komplementäre persönlich und unbeschränkt; die Kommanditisten
jedoch nur beschränkt mit ihrer Einlage (Totalverlust des eingesetzten Kapitals
ist möglich) bzw. ihrer Haftsumme. Die Höhe der Haftsumme wird ins
Firmenbuch einzutragen und kann von der Einlage abweichen (Gruber et al.,
2012). Für die Beteiligten gilt weder ein Anlegerschutz noch eine
Einlagensicherung. Das Risiko – der ausreichenden Sonnentage; der guten
Planung und Auslegung der Anlage und des Stromertrags – ist bei
Photovoltaikanlagen sehr überschaubar; zur Risikominimierung wird eine
entsprechende Versicherung abgeschlossen (Gruber et al., 2012).
Mitbestimmung:
Die Geschäftsführung sowie Vertretungsbefugnis nach außen obliegt im
Regelfall den Komplementären. Das Risiko für die Kommanditisten ist
beschränkt; die Kommanditisten haben daher auch meist eingeschränkte
Rechte und besitzen bei gewöhnlichen Geschäften kein Widerspruchs- und
Mitspracherecht. Allerdings ist eine Zustimmung des Kommanditisten bei „nicht
betriebsgewöhnlichen Geschäften“ erforderlich und der Kommanditist hat
Anspruch auf Auskunft sowie ein Recht auf Einsicht in die Bücher (Neubarth &
Steinlechner, 2011). Die Verträge sind prinzipiell flexibel gestaltbar - je nach
Ausgestaltung ist es daher möglich, die Rechte der Kommanditisten auf ein
Minimum einzuschränken oder aber auch jenen der Komplementäre
anzunähern. Zumeist ist es aber aus Sicht der Betreiber sinnvoll die
Mitbestimmungsmöglichkeit weitestgehend zu reduzieren (Gruber et al., 2012).
Anhang 4: Rechts- und Organisationsformen
-- 231--
Übertragbarkeit:
Der Kommanditanteil ist vererblich bzw. übertragbar, jede Änderung erfordert
prinzipiell eine Eintragung im Firmenbuch (Neubarth & Steinlechner, 2011).
Verwaltungsaufwand:
Die Möglichkeiten individueller Regelungen sind sehr groß und
Standardverträge dadurch nur beschränkt möglich und sinnvoll. Ein Zu- oder
Abgang einzelner Gesellschafter führt in der Regel zu einer Veränderung des
Gesellschaftsvertrages und einer neuerlichen Firmenbucheintragung. Um
diesem Zusatzaufwand zu entschärfen, kann eine Treuhandkonstruktion gewählt
werden, bei der nur ein Treuhänder als Kommanditist im Firmenbuch aufscheint
(Gruber et al, 2012). Bei den beteiligten Bürgern (Kommanditisten) ist die
Erstellung einer Einkommensteuererklärung notwendig, was zu einem höheren
Verwaltungsaufwand führen kann (Neubarth & Steinlechner, 2011).
Steuer:
Die Gesellschafter, sofern sie natürliche Personen sind, sind mit ihren Gewinnen
aus der KG einkommensteuerpflichtig. Für unselbständig tätige Personen gibt es
einen Veranlagungsfreibetrag von 730 EUR pro Jahr.
Verzinsung / Finanzertrag:
Die Beteiligung an einer KG beinhaltet (gleichermaßen für Komplementäre und
die Kommanditisten) eine Vermögens-, Gewinn- und Verlustbeteiligung
(Neubarth & Steinlechner, 2011). Zunächst erhalten die Komplementäre ein
angemessenes Haftungsentgelt; anschließend wird der restliche Gewinn unter
den Kommanditisten (entsprechend ihrer Beteiligung) aufgeteilt (Gruber et al.,
2012).
Form der Ausschüttung:
Die Kommanditisten (beteiligte Bürger) Bürger sind gewinnberechtigt und
verlustverpflichtet. Der ausgeschüttete Gewinn beinhaltet sowohl eine
Verzinsung des eingesetzten Kapitals als auch die anteilige Kapitalrückzahlung.
Bei der Beendigung der KG wird der beim Verkauf erzielte Restwert der Anlage
anteilig unter den Gesellschaftern aufgeteilt (Gruber et al., 2012).
Laufzeit:
Im Regelfall wird eine vertragliche Mindestlaufzeit (Kündigungsausschluss)
vereinbart, die sich in der Regel an der Amortisationszeit der Anlage orientiert
(Gruber et al., 2012). Damit soll das Risiko eines Re-Finanzierungsbedarfs, bei
gleichzeitigem Ausstieg vieler Gesellschafter vor Erreichen der
Anlagenamortisation minimiert werden (Rericha, persönliche Mitteilung
10.12.2012). Außerdem werden im Projektbetrieb zumeist Liquiditätsreserven
Anhang 4: Rechts- und Organisationsformen
-- 232--
angelegt, um einen etwaigen Re-Finanzierungsbedarf bis zu einem gewissen
Grad abdecken zu können.
Stückelung:
Die Höhe der Pflichteinlage der Kommanditisten ist frei wählbar, kann
theoretisch in Geld- oder Sachwerten bzw. Dienstleistungen erbracht werden
und richtet sich in der Regel nach der nach der Größe der Photovoltaikanlage.
Die Einlage geht in das Gesellschaftsvermögen über (Gruber et al., 2012). Ein
Mindestkapital ist für die KG nicht notwendig (Rieder & Huemer, 2011).
Prospektpflicht:
Die Beteiligung an einer Kommanditgesellschaft auf gemeinsame Rechnung und
gemeinsames Risiko in Folge eines öffentlichen Angebotes kann – je nach
Ausgestaltung – zu einem prospektpflichtigen Angebot führen. Allenfalls sollten
die Beteiligungsinitiativen nur 149 Personen angeboten oder das
Gesamtemissionsvolumen auf unter 100.000 EUR beschränkt bleiben
(Dellinger, 2012).
Bankwesengesetz:
Hingabe von Geld als Gesellschaftseinlage stellt kein Einlagengeschäft im Sinne
des Bankwesengesetzes dar, sofern die Verlustteilnahme nicht ausgeschlossen
ist (Dellinger, 2012).
Anwendbarkeit:
Eine KG ist besonders für komplexere Projekte mit höherem Investitionsvolumen
gut anwendbar. Die Umsetzung ist aber unter Umständen aufwändig und
zeitintensiv, je nach Projekt und Ansprüchen der Gesellschafter. Um eine
Prospektpflicht zu vermeiden, muss das Projektvolumen unter 100.000 EUR
gehalten werden (was möglicherweise den höheren Gründungs- und
Umsetzungsaufwand dieser Rechtsform nicht rechtfertigt). Wird ein
Kapitalmarktprospekt erstellt lohnt sich die Umsetzung über eine KG
wahrscheinlich erst ab einem Projektvolumen von etwa 1 Mio EUR (Rericha,
persönliche Mitteilung 10.12.2012).
KGs sind - wie alle Personengesellschaften – eher für eine begrenzte Anzahl
von Gesellschaftern geeignet (Gruber et al., 2012). Bei
Windinvestmentunternehmen gab es zwar auch Beispiele von KGs, die hunderte
Kommanditisten Windparks beteiligten. Beteiligungsformen wie z.B.
Genussrechte, erscheinen hier allerdings sinnvoller (Gruber et al., 2012). Durch
die beschränkte Haftung bei den Kommanditisten ist die KG besonders für
Beteiligungen von Bürgern attraktiv, die einen Finanzertrag wünschen, kein
aktives Engagement im Projekt anstreben und ein reduziertes
Anhang 4: Rechts- und Organisationsformen
-- 233--
Mitbestimmungsrecht sowie das Risiko des Totalverlustes ihrer Einlage in Kauf
nehmen. Bei den beteiligten Bürgern kann ein höherer Verwaltungsaufwand
entstehen, da von natürlichen Personen eine Einkommensteuererklärung zu
erstellen ist (Neubarth & Steinlechner, 2011).
Für Gemeinden kann die KG Konstruktion u. U. eine durchaus sinnvolle Option
sein: Der geschäftsführende Komplementär wäre dabei die Gemeinde, die
Kommanditisten könnten Bürger und/oder regionale Unternehmen sein. Um die
Haftung für die Gemeinde zu beschränken erscheint jedoch der Sonderfall der
KG - die GmbH & Co. KG - noch attraktiver; siehe nächstes Kapitel unten.
(Neubarth & Steinlechner, 2011).
GmbH und Co. KG (Sonderform der Kommanditgesellschaft)
Rechtsform / Organisationsform
Die Gesellschaft mit beschränkter Haftung & Compagnie Kommanditgesellschaft
(GmbH & Co. KG) ist eine Sonderform der Kommanditgesellschaft. Sie zählt
somit zu den Personengesellschaften; die für die KG geltenden Bestimmungen
sind heranzuziehen. Die Besonderheit – gegenüber der KG – besteht darin,
dass zumindest eine Komplementärstellung von einer Kapitalgesellschaft
(GmbH) übernommen wird (Rieder & Huemer, 2012). Dies ermöglicht es die
Vorteile der beiden Gesellschaftsformen miteinander zu verbinden; die GmbH
und Co. KG kann im Vergleich zu Kapitalgesellschaften flexibler ausgestaltet
werden (Rieder & Huemer, 2012). Ein Nachteil ist, dass sich höhere
Gründungskosten ergeben, weil zwei Gesellschaften gegründet werden müssen.
Die Gesellschaft entsteht erst durch die Eintragung ins Firmenbuch. Die GmbH
führt und vertritt die KG nach außen. Die Gewerbeberechtigung muss durch die
KG gestellt werden. Die Gesellschaft muss einen gewerberechtlichen
Geschäftsführer bestellen (ecowatt, 2012).
Die Publikums-KG ist eine atypische KG, an der eine Vielzahl an
Kommanditisten zur Finanzierung von Projekten beteiligt ist. Komplementär ist
eine GmbH, die im Gesellschaftsvertrag das Recht eingeräumt bekommen hat,
jederzeit weitere Kommanditisten aufzunehmen. Bei sehr vielen Beteiligten,
kann die Kommanditistenstellung auch über einen Treuhänder wahrgenommen
werden (Vorteil: kein Notariatsakt bei Zu- oder Abgängen von Beteiligten). Den
Kommanditisten werden bei dieser Variante jedoch kaum Rechte eingeräumt,
sie haben lediglich das Recht zu entscheiden, ob sie beitreten wollen oder nicht.
Anhang 4: Rechts- und Organisationsformen
-- 234--
Die Publikums-KG dient in der Regel der Sammlung von Kapital zur
Durchführung von Projekten (Rieder & Huemer, 2012).
Haftung / Risiko:
Im Vergleich zu KG ist die GmbH und Co. KG wegen ihrer Haftung interessant.
Zwar haftet der Komplementär auch hier unbeschränkt, die Gläubiger können
sich in diesem Fall aber nur an das Gesellschaftsvermögen der GmbH halten
und grundsätzlich nicht auf die Gesellschafter der GmbH durchgreifen. Damit
trifft bei dieser Rechtsform keine natürliche Person das Risiko unbeschränkter
Haftung (Rieder & Huemer, 2012).
Verwaltungsaufwand:
Bezüglich des Verwaltungsaufwandes ergeben sich bei dieser Rechtsform
erhebliche Nachteile: Zunächst müssen zwei Gesellschaften gegründet werden,
nämlich die GmbH (sofern die geschäftsführende GmbH nicht bereits existiert)
und die KG. Dadurch entstehen höhere Gründungskosten und ein höherer
Gründungsaufwand. Beide Gesellschaften sind buchführungspflichtig, wodurch
höhere laufende Kosten entstehen. Ein großer Nachteil in Bezug auf die
finanzielle Bürgerbeteiligung ist, dass im Prinzip jeder Eintritt bzw. Austritt von
Kommanditisten notariatsaktpflichtig ist (womit auch ein erheblicher finanzieller
Aufwand verbunden ist). Diese Kosten können aber mit einer Publikums KG und
dem Einsatz eines Treuhänders (siehe oben) vermieden werden (Neubarth &
Steinlechner, 2012). Auch ist von den Kommanditisten, sofern sie natürliche
Personen sind, eine Einkommensteuererklärung zu erstellen, was ebenfalls zu
einem höheren Aufwand führen kann.
Steuer:
Die GmbH als Komplementär ist vorsteuerabzugsberechtigt. Die Besteuerung
bei der GmbH und Co. KG erfolgt nach einem gemischten System. Die Gewinne
der GmbH sind körperschaftsteuerpflichtig (25 %) und die anteilsmäßige
Gewinnausschüttung der GmbH an ihre Gesellschafter unterliegt als Einkünfte
aus Kapitalvermögen mit 25 % der Kapitalertragsteuer. Die Gewinne der
Kommanditisten sind als Einkünfte aus Gewerbebetrieb
einkommensteuerpflichtig, sofern die Kommanditisten natürliche Personen sind.
Bis zur Senkung der Körperschaftssteuer von 34% auf 25% durch die
Steuerreform 2004/2005 bot die GmbH & Co KG unter Umständen den Vorteil
einer insgesamt niedrigeren Besteuerung (Rieder & Huemer, 2012).
Häufig wird eine Beteiligung an einer Publikums-KG gewählt, weil die dort
entstehenden Verluste den Gesellschaftern direkt zugerechnet und mit
Gewinnen aus anderen Einkunftsarten gegenverrechnet werden können, sodass
Anhang 4: Rechts- und Organisationsformen
-- 235--
insgesamt eine geringere Steuerbelastung eintritt (Rieder & Huemer, 2012).
Diese sogenannten Verlustvorträge sind aber eher bei Windkraftprojekten
relevant wo sich in den ersten Betriebsjahren größere Verluste ergeben können
und weniger bei Photovoltaikprojekten (Rericha, persönliche Mitteilung
10.12.2012).
Bankwesengesetz und Prospektpflicht: siehe Kapitel oben;
Kommanditgesellschaft.
Anwendbarkeit:
Wie bereits im Kapitel zur Kommanditgesellschaft angemerkt, muss das
Projektvolumen unter 100.000 EUR gehalten werden, um eine Prospektpflicht zu
vermeiden. Bei solchen kleineren Projekten rechnet sich u.U. jedoch der
höheren Gründungs- und Umsetzungsaufwand dieser Rechtsform nicht. Wird
ein Kapitalmarktprospekt erstellt, lohnt sich die Umsetzung über eine GmbH &
Co. KG wahrscheinlich erst ab einem Projektvolumen von etwa 1 Mio EUR
(Rericha, persönliche Mitteilung 10.12.2012).
Ein Vorteil dieser Form der finanziellen Bürgerbeteiligung ist, dass keine
natürliche Person unbeschränkt haftet. Ein weiterer Vorteil ist die Möglichkeit der
flexibleren Ausgestaltung der GmbH & Co KG im Vergleich zur GmbH (Rieder &
Huemer, 2012). Besonders die Sonderform der Publikums-KG eignet sich für
Beteiligungsanlagen, da eine Vielzahl von Kommanditisten zur Finanzierung von
Projekten beteiligt werden kann. Die Nachteile ergeben sich aus den erhöhten
Kosten und Aufwand bei Gründung und Betrieb der zwei Gesellschaften
(ecowatt, 2012). Für Gemeinden kann sich diese Konstruktion u.U. eigen, wenn
beispielsweise bereits eine gemeindeeigene Gesellschaft mit beschränkter
Haftung besteht. Die Gemeinde gründet oder betreibt eine GmbH und
übernimmt damit die Geschäftsführung der GmbH & Co KG. Die
Kommanditisten können regionale Unternehmen bzw. Bürger sein. Finanziert
wird die Anlage größtenteils über die Einlagen der Kommanditisten, die im
Gegenzug eine Gewinnbeteiligung sowie ein Widerspruchsrecht bzw. Recht auf
Einsichtnahme in die Bücher erhalten, aber die Geschäftsführung nicht
wesentlich beeinflussen (Neubarth & Steinlechner, 2011). Für Bürger, die selbst
ein Beteiligungsprojekt aktiv initiieren möchten, ist diese Form eher nicht
geeignet.
Beispiele
Konkrete Umsetzungsprojekte werden im Kapitel 4 vorgestellt.
Anhang 4: Rechts- und Organisationsformen
-- 236--
Genossenschaft
Rechtsform / Organisationsform
Die Genossenschaft ist zwar eine Gesellschaft, aber weder eine Personen- noch
eine Kapitalgesellschaft (Rieder & Huemer, 2012). Genossenschaften sind
Personenvereinigungen mit Rechtspersönlichkeit von nicht geschlossener
Mitgliederzahl, die im Wesentlichen der Förderung des Erwerbs oder der
Wirtschaft ihrer Mitglieder dienen (Förderauftrag, § 1 Abs 1
Genossenschaftsgesetz). Dieser Förderauftrag ist erfüllt, wenn Leistungen
erwirtschaftet und diese an die Mitglieder weitergegeben werden. Gewinne zu
erzielen ist in einer Genossenschaft nicht ausgeschlossen. Gewinnmaximierung,
wie bei Kapitalgesellschaften, steht jedoch nicht im Vordergrund (Gruber et al.,
2012). Die Ausdehnung des Förderauftrags auf Nichtmitglieder ist zulässig,
wenn dies im Genossenschaftsvertrag vorgesehen ist. Aufgrund des
Förderauftrags dürfen ideelle oder politische Zwecke nicht unmittelbar verfolgt
werden, die kulturelle Förderung der Mitglieder ist aber zulässig (Rieder &
Huemer, 2012).
Bei Photovoltaik-Beteiligungsinitiativen in Deutschland (Flieger, persönliche
Mitteilung 10.1.2013) handelt es sich zumeist um
Energieproduktionsgenossenschaften (vergleichbar etwa einer Molkerei-
Produktionsgenossenschaft). Dabei wird gemeinschaftlich Strom produziert und
verkauft und die Gewinne über Dividenden an die Genossenschafter aufgeteilt.
Der Förderauftrag wird in der Satzung über die Beteiligung an der
Stromerzeugung, Beratungs- und Dienstleistungen sowie über ideelle Zwecke
(vorantreiben der Energiewende) argumentiert. In Österreich wäre die
Ausschüttung einer Dividende aus den Stromverkaufsgewinnen und etwaige
Energieberatungsdienstleistungen u. U. nicht hinreichend um einen
Förderauftrag zu definieren (Hinteregger, Österreichsicher
Genossenschaftsverband, persönliche Mitteilung 21.12.2013).
Bei einer „Energiegenossenschaft“, deren Ziel die Realisierung und der Betrieb
einer Kraftwerksanlage ist, steht nach Neubarth & Steinlechner (2012) die
Versorgung der Mitglieder mit der gewonnenen Energie im Vordergrund. Ein
Förderauftrag für Photovoltaikgenossenschaften könnte eventuell über den
Zugang für Genossenschafter zu einem billigeren Strombezug von einem
Energieversorger argumentiert werden; bzw. über einen Zusammenschluss von
Anlagenplanern, Errichtern und Gemeinden einer Region bei dem
beispielsweise die Gemeinden die Dächer zur Verfügung stellen. Auch könnte
Anhang 4: Rechts- und Organisationsformen
-- 237--
das Tätigkeitsspektrum von bereits bestehenden Genossenschaften (z.B. im
Nahwärmeversorgungsbereich) auf Photovoltaikaktivitäten mit
Dividendenausschüttung erweitert werden (Hinteregger, persönliche Mitteilung
21.12.2013).
Eine Genossenschaft ist eine juristische Person und Unternehmerin kraft
Rechtsform (Rieder & Huemer, 2012). Durch die Eintragung im Firmenbuch wird
ein gemeinschaftlicher Geschäftsbetrieb eröffnet. Der Genossenschaftsvertrag
regelt die Anteile, Rechte und Pflichten der Mitglieder.
Grundsätzlich wird ein Genossenschaftsverband benötigt, um eine
Genossenschaft zu gründen. Die zwei großen Genossenschaftsverbände in
Österreich sind der Österreichische Genossenschaftsverband und der
Österreichische Raiffeisenverband. Der Genossenschaftsverband muss die
Erlaubnis für die Gründung der Genossenschaft erteilen und unterstützt die
Genossenschaft bei der Erstellung der Statuten (Satzung) die ins Firmenbuch
eingetragen wird. Alle zwei Jahre (bzw. jährlich bei größeren Genossenschaften)
erfolgt eine kostenpflichtige Prüfung der Geschäfte durch den Revisionsverband
(Rieder & Huemer, 2012).
Für die Gründung ist kein bestimmtes Gründungskapital notwendig ist (Neubarth
& Steinlechner, 2011). Die Organe der Genossenschaft sind die
Generalversammlung, der Vorstand und (bei größeren Genossenschaften) ein
Aufsichtsrat. Vorstand und Aufsichtsrat müssen Genossenschaftsmitglieder sein
(Gruber et al., 2012).
Haftung / Risiko:
Für Mitglieder gilt in der Regel die beschränkte, sogenannte einfache Haftung
(sofern die Satzung keine höhere Haftung vorsieht). Das bedeutet bei der
Zeichnung eines Geschäftsanteils von 100 Euro verliert man im schlimmsten
Fall 200 Euro (100 Euro Einlage + Betrag im Rahmen einer
Haftungsverpflichtung). Mitglieder können jedoch nur zur Haftung herangezogen
werden, wenn im Falle eines Konkurses oder der Liquidation nicht alle
Verbindlichkeiten abgedeckt werden können. Bei den Genossenschaften mit
unbeschränkter Haftung haften alle Mitglieder unbeschränkt und persönlich
(Neubarth & Steinlechner, 2011). Bei der Haftung des Vorstands handelt es sich
um eine Verschuldens- und keine Erfolgshaftung (Gruber et al., 2012). Träger
des Unternehmensrisikos ist die Genossenschaft. Für Errichtung und Betrieb
von Photovoltaikanlagen werden in der Regel entsprechende Versicherungen
abgeschlossen.
Anhang 4: Rechts- und Organisationsformen
-- 238--
Beteiligung / Mitbestimmung:
Jedes Genossenschaftsmitglied hat im Prinzip, unabhängig von den Anteilen ein
Auskunfts- und Stimmrecht in der Generalversammlung. Damit ist auch das
Recht auf Einsichtnahme in die Bücher verbunden. Die Genossenschaft gilt im
Allgemeinen als sehr demokratische Rechtsform; die Gestaltung der Satzungen
ist jedoch flexibel. Aufgrund des „gemeinschaftlichen Geschäftsbetriebs“ sind
u.U. auch Mitwirkungspflichten mit der Mitgliedschaft verbunden (Neubarth &
Steinlechner, 2011).
In einer Genossenschaft können immer wieder neue Mitglieder aufgenommen
werden; Veränderungen der Mitgliederstruktur berühren den Bestand der
Genossenschaft nicht. Die Geschäftsführung und Vertretung erfolgt durch den
Vorstand, dieser wird je nach Statuten von der Generalversammlung oder dem
Aufsichtsrat gewählt und ist an Weisungen der Generalversammlung gebunden
(ecowatt, 2012). Die Kontrollorgane der Genossenschaft sind Aufsichtsrat und
Generalversammlung; das Rechnungswesen wird von einem Revisionsverband
geprüft (ecowatt, 2012).
Die Mitglieder einer Genossenschaft können natürliche oder juristische
Personen bzw. Personengesellschaften sein. Für die Bürger ist der Eintritt in
eine Genossenschaft prinzipiell unkompliziert und ohne großen Zeit- und
Kostenaufwand möglich. Die Satzung bestimmt, wer Mitglied in der
Genossenschaft sein kann. Für die Aufnahme genügen ein Beschluss des
Vorstandes (bei größeren Genossenschaften auch des Aufsichtsrates) und die
Zeichnung der in der Satzung bestimmten Anzahl von Geschäftsanteilen.
Danach wird das Mitglied in das Mitgliederregister eingetragen. Eine Meldung an
das Firmenbuch ist nicht erforderlich (Gruber et al., 2012).
Übertragbarkeit:
Eine Übertragung und Vererbung eines Gesellschafteranteils mit
unbeschränkter Haftung muss in der Satzung ausdrücklich vorgesehen sein. Bei
beschränkter Haftung ist die Übertragung nur mit Zustimmung des Vorstands
möglich (Neubarth & Steinlechner, 2011). Eine Kündigung der Mitgliedschaft ist
(meist mit einem formlosen Schreiben) zum Ende des Geschäftsjahres unter
Einhaltung der Kündigungsfrist möglich, ein etwaiges Guthaben wird (eventuell
verringert um eine anteilige Verlustbeteiligung) nach Ablauf einer bestimmten
Frist (meist zwischen 1 bis 5 Jahren) ausbezahlt (Neubarth & Steinlechner,
2011). Diese Regelung ist notwendig, um die erforderliche Liquidität bzw. das
Mindestkapital der Genossenschaft zu erhalten (da der Großteil des Kapitals der
Genossenschaft u. U. in den Energieproduktionsanlagen gebunden ist).
Anhang 4: Rechts- und Organisationsformen
-- 239--
Verwaltungsaufwand:
Der Verwaltungsaufwand einer Genossenschaft ist prinzipiell relativ gering; es
sind regelmäßige Sitzungen samt Protokollen erforderlich. Höhere
Verwaltungskosten können durch die verpflichtende Zugehörigkeit zu einem
Revisionsverband entstehen (siehe Kapitel 2.3.1, Wirtschaftliche
Rahmenbedingungen). Bei kleineren Genossenschaften sind Revisionen
allerdings nur jedes zweite Jahr notwendig. Die Kosten für die Gründung sind
nicht unerheblich und umfassen gerichtliche Eingaben-, Eintragungs- und
Veröffentlichungskosten sowie Kosten für die Unterschriftenbeglaubigung der
gewählten Vorstandsmitglieder (Gruber et al., 2012).
Steuer:
Die Genossenschaft ist als Unternehmen vorsteuerabzugsberechtigt. Bei
Kapitalmaßnahmen (z.B. Einzahlung der Geschäftsanteile, Verlustabdeckung)
fällt keine Gesellschaftssteuer an. Genossenschaften sind steuerlich
grundsätzlich mit Kapitalgesellschaften vergleichbar. Die Genossenschaft ist
körperschaftssteuerpflichtig (25 %); es besteht jedoch keine
Mindestkörperschaftssteuer. Die Auszahlungen (Gewinnausschüttung,
Dividende, Nachsteuergewinn) an die Genossenschafter unterliegen mit 25 %
der Kapitalertragsteuer, sofern es sich um natürliche Personen handelt (Gruber
et. al, 2012; Neubarth & Steinlechner, 2011).
Form der Ausschüttung:
Mit dem Kauf der Genossenschaftsanteile werden die Beteiligten zu
Genossenschaftern und am Gewinn und Vermögen beteiligt und haben
Anspruch auf die Leistungen der Genossenschaft (ecowatt, 2012). Kapital und
„Wert“ der Genossenschaft sollen (im Unterschied z.B. zur GesbR) nach
Möglichkeit erhalten bleiben. Das Kapital wird deshalb nicht kontinuierlich
zurückbezahlt sondern bleibt auf Dauer in der Genossenschaft. Der Anleger
kann sein Kapital bei Verkauf seines Anteils bzw. bei Kündigung seiner
Beteiligung zurückbekommen.
Die Ausschüttung erfolgt in Form von Dividenden gemäß der Höhe der
eingesetzten Kapitaleinlage und auf Basis des Beschlusses der
Generalversammlung (Neubarth & Steinlechner, 2011). In der
Generalversammlung wird beschlossen, ob und in welcher Höhe Dividenden
ausgeschüttet, Rücklagen gebildet oder Investitionen in neue Anlagen und
Projekte getätigt werden.
Anhang 4: Rechts- und Organisationsformen
-- 240--
Laufzeit:
Eine begrenzte Laufzeit ist nicht vorgesehen und ist meist auch nicht auf die
Lebensdauer einer einzelnen Anlage beschränkt. Eine Mindestlaufzeit kann in
der Satzung festgelegt werden (Gruber et al, 2012).
Stückelung:
Die Höhe des Kapitaleinsatzes richtet sich nach den Bestimmungen in der
Satzung. Im Genossenschaftsrecht ist kein Mindestnennbetrag eines
Geschäftsanteils vorgesehen (Gruber et al, 2012).
Prospektpflicht:
Nach Dellinger (2012) finden sich keine Hinweise in der Literatur über die
kapitalmarktrechtliche Einordnung einer Beteiligung an einer Genossenschaft. In
der deutschen Rechtsordnung werden genossenschaftsrechtliche
Geschäftsanteile unter dem Veranlagungsbegriff subsumiert; wobei aber Anteile
an einer Genossenschaft von der Prospektpflicht explizit ausgenommen sind.
Eine entsprechende Ausnahmeregelung bietet der österreichische
Rechtsbestand jedoch nicht (Dellinger, 2012).
Die traditionelle Mitgliedschaft an einer Genossenschaft ist nicht vom
ergebnisorientierten Anlegergendanken getragen. Ein elementares
Wesensmerkmal ist der Förderauftrag der Genossenschaft gegenüber den
Mitgliedern, wobei erwirtschaftete Überschüsse den Mitgliedern so weit wie
möglich als naturale Förderleistungen zugutekommen sollen (Dellinger, 2012).
Zentrales Anliegen der Prospektpflicht ist die Sicherstellung des
Anlegerschutzes. Der traditionelle Geschäftsanteil an einer Genossenschaft ist
nach Dellinger (2012) aber keine Veranlagung im Sinne des
Kapitalmarktgesetzes (Fehlen einer Substanzbeteiligung; Anlagegendanke und
Gewinnmaximierung stehen nicht im Vordergrund). Genossenschaften werden
außerdem von Prüfungs- und Revisionsverbänden umfassend geprüft, die selbst
bankenaufsichtsrechtlichen Vorgaben zu entsprechen haben und damit dem
Anlegerschutzgedanken des Kapitalmarktgesetzes ausreichend Rechnung
getragen wird (Dellinger, 2012).
Dennoch muss davon ausgegangen werden, dass die Finanzmarktaufsicht
(FMA) eine Pauschalausnahme der Prospektpflicht für Genossenschaften
ablehnen würde (Dellinger, 2012).
Die Prospektpflicht lässt sich nach Dellinger (2012) für eine „typisch
ausgestaltete“ Genossenschaft unter Umständen dann vermeiden, wenn ganz
klar nicht das Interesse an Dividenden oder der Substanzwertsteigerung das
Ziel der Mitglieder für den Beitritts zur Genossenschaft ist, sondern die naturale
Anhang 4: Rechts- und Organisationsformen
-- 241--
Förderung (z.B. der Bezug von Photovoltaikstrom, was in der Realität aber u.U.
schwer umsetzbar erscheint). Eine Prospektpflicht kommt nach Dellinger (2012)
insbesondere dann in Betracht, wenn durch ein öffentliches Angebot eine große
Zahl von Bürgern angesprochen wird, die kein Interesse an den Sachleistungen
der Genossenschaft haben, sondern vor allem Investitionsinteressen verfolgen
und auch nicht an der Verwaltung der Einlage teilnehmen.
Bankwesengesetz:
Die Hingabe von Geld als Gesellschaftseinlage in eine Genossenschaft stellt
kein Einlagengeschäft im Sinne des Bankwesengesetzes dar (Dellinger, 2012).
Anwendbarkeit
Die Genossenschaft hat besonders in Deutschland in der jüngsten
Vergangenheit die GesbR als klassische Rechtsform für Bürgerkraftwerke
abgelöst (Neubarth & Steinlechner, 2011). Laut Burghart Flieger (persönliche
Mitteilung 11.1.2013) gab es seit 2008 knapp 600 Neugründungen von
Energieproduktionsgenossenschaften im Photovoltaikbereich. Es handelt sich
zumeist um kleinere Genossenschaften mit für deutsche Verhältnisse eher
kleineren Anlagen (80% der Genossenschaften betreiben zum Großteil
Dachanlagen mit einer Gesamtleistung unter 600 kWp); die Genossenschaften
betreiben zumeist mehrere Anlagen und sind auf ein langfristiges und
nachhaltiges Ausweiten ihrer Aktivitäten ausgerichtet. Gefördert wurde der
Zuspruch zu den Genossenschaften durch die Verschärfung der Prospektpflicht
für sämtliche anderen Rechtsformen im Jahr 2006; wobei die Genossenschaft
aber von der Prospektpflicht ausgenommen blieb. Die Einspeisetarife über das
Erneuerbare Energien Gesetz in Deutschland und die fallenden
Photovoltaiksystempreise haben die wirtschaftliche Umsetzbarkeit von
genossenschaftlichen Modellen zum Vorantreiben der Energiewende
entscheidend unterstützt. Zahlreiche oft eigens neu gegründete
Genossenschaftsverbände haben gezielt Leitfäden und Musterverträge für die
Gründung von Energiegenossenschaften zur Verfügung gestellt und sind den
interessierten Bürgern mit persönlicher Beratung zur Verfügung gestanden
(Neubarth & Steinlechner, 2011).
In Österreich fehlten bislang einige dieser Voraussetzungen für einen rasanten
Boom von Energiegenossenschaften (gedeckelte OeMAG
Ökostromeinspeisetarife; Prospektpflicht für Genossenschaften) und die
„Unterstützung der Energiewende“ als Definition des Förderauftrags ist
gegenüber den bestehenden Genossenschaftsverbänden offenbar nur schwer
argumentierbar.
Anhang 4: Rechts- und Organisationsformen
-- 242--
Im Prinzip können Genossenschaften dazu beitragen, die Einbindung der
Bevölkerung in gemeinderelevante Bereiche zu erhöhen (Gruber P. et al, 2012).
Wie oben angemerkt, steht bei einer „Energiegenossenschaft“, die Versorgung
der Mitglieder mit der gewonnenen Energie im Vordergrund. Viele
Energiegenossenschaften (z.B. Im Nah- und Fernwärmeversorgungsbereich)
haben ihren Ursprung im Engagement einer Kommune und wurden von der
Gemeinde selbst initiiert (Neubarth & Steinlechner, 2011). So könnte, wie oben
bereits angemerkt, das Tätigkeitsspektrum von bereits bestehenden
Genossenschaften auf Photovoltaikaktivitäten mit Dividendenausschüttung
erweitert werden. Ein Förderauftrag für Photovoltaikgenossenschaften könnte
außerdem eventuell über den Zugang für Genossenschafter zu einem billigeren
Strombezug von einem Energieversorger argumentiert werden; bzw. über einen
Zusammenschluss von Anlagenplanern, Errichtern und Gemeinden einer
Region bei dem z.B. die Gemeinden die Dächer zur Verfügung stellen.
Genossenschaften können eine demokratische Form der gelebten
Bürgergesellschaft sein (Gruber et al. 2012); je nach Gestaltung der Satzung
haben die Mitglieder u. U. volles Mitspracherecht. Über die Genossenschaft
könnte die Bindung der Bürger an die Gemeinde bzw. die Identifikation mit dem
Projekt erhöht werden.
Von den Motiven der Bürger, sich an einer Genossenschaft zu beteiligen, stehen
einerseits das persönliche Engagement im Vordergrund, falls die Satzungen
Mitsprache ermöglichen. Durch die Gewinnbeteiligung bzw. die
kostengünstigere Versorgung mit Energie wird auch der finanzielle Aspekt einer
Beteiligung berücksichtigt (ecowatt, 2012).
Dieses Modell eignet sich eher für kleinere Projektgrößen (alleine schon auf
Grund der Prospektpflicht) bzw. für Projekte, bei denen mehrere kleine Anlagen
errichtet und betrieben werden (ecowatt, 2012).
Beispiele
Konkrete Umsetzungsprojekte werden im Kapitel 4 vorgestellt.
Stille Gesellschaft
Neben der Auswahl der Rechtsform für die Gesellschaft, ist auch die
Beteiligungsform an der Gesellschaft von entscheidender Bedeutung für die
Beurteilung eines Beteiligungsmodells (Neubarth & Steinlechner, 2011). Die
klassische offene Beteiligung an einer Gesellschaft ist für den Mit-Gesellschafter
praktisch direkt verbunden mit den Vor- und Nachteilen der gewählten Rechtsform.
Anhang 4: Rechts- und Organisationsformen
-- 243--
Durch eine stille Beteiligung kann u. U. zusätzliche Attraktivität für die Betreiber und
die Beteiligten geschaffen werden (Neubarth & Steinlechner, 2011). Im Folgenden
werden die Beteiligungsform der stillen Gesellschaft näher vorgestellt.
Rechtsform / Organisationsform
Eine Beteiligung an einem Unternehmen, das andere Personen betreiben, mit
einer finanziellen Einlage, wird als stille Beteiligung bezeichnet (ecowatt, 2012).
Dabei geht die Kapitaleinlage in das Vermögen der Unternehmensinhaber über.
Stille Gesellschafter können natürliche oder juristische Personen, OGs oder KGs
sein. Eine stille Gesellschaft kann sich an jeder österreichischen Rechtsform
beteiligen, sofern sie im Unternehmensgesetzbuch (UGB) geregelt und Inhaber
eines Unternehmens sind (AG, GmbH, OG, KG, Einzelunternehmer). Die
einzige Ausnahme ist damit die GesbR (Rieder & Huemer, 2012).
Die stille Gesellschaft entsteht durch den Abschluss eines formfreien
Gesellschaftsvertrages zwischen dem stillen Gesellschafter und dem
Unternehmer. Eine Eintragung ins Firmenbuch ist nicht notwendig. Die stille
Gesellschaft ist eine reine Innengesellschaft und tritt nicht nach außen in
Erscheinung. Die Geschäftsführung und Vertretung ist dem Unternehmer
vorbehalten (ecowatt, 2012).
Es wird zwischen typischen (echten) und atypischen (unechten) stillen
Gesellschaftern unterschieden (ecowatt, 2012).
Typische stille Gesellschafter: haben eine reine Gewinn- und Verlustbeteiligung.
Bei Ausscheiden werden diese nur mit ihrer nominellen Einlage abgefunden.
Wird die typische stille Beteiligung als eigenkapitalähnlich behandelt, steigt die
Eigenkapitalquote des Unternehmens und somit die Möglichkeit zu mehr
Fremdkapitalfinanzierung. Wobei sich, trotz erhöhtem Eigenkapital, nichts an der
Entscheidungsfähigkeit der bisherigen Gesellschafter ändert (Neubarth &
Steinlechner, 2012).
Atypische stille Gesellschafter: sind am gesamten Vermögenswert beteiligt. Ihre
Stellung ist vergleichbar mit der von Kommanditisten in der KG und damit mit
mehr Mitbestimmungsrechten als bei typischen stillen Gesellschaftern
verbunden. Bei Ausscheiden aus dem Unternehmen sind atypische stille
Gesellschafter auch an den stillen Reserven und dem Firmenwert beteiligt
(Neubarth & Steinlechner, 2012).
Anhang 4: Rechts- und Organisationsformen
-- 244--
Haftung / Risiko:
Die stille Gesellschaft beteiligt sich an einem Unternehmen, ohne nach außen
in Erscheinung zu treten. Die Haftung trägt der Inhaber des Unternehmens. Die
Haftung der stillen Gesellschafter ist meist rein auf die Einlage beschränkt. Die
Haftung bei atypischen stillen Gesellschaftern kann über die Einlage
hinausgehen (Neubarth & Steinlechner, 2011).
Typisch stille Gesellschafter sind am Gewinn des Unternehmens beteiligt, die
Verlustbeteiligung kann vertraglich ausgeschlossen werden (wobei allerdings
das Bankwesengesetz zu beachten ist; siehe unten).
Mitbestimmung:
Die atypisch stille Gesellschaft ist Miteigentümer und (im Gegensatz zur
typischen stillen Gesellschaft) vertraglich durch besondere Stimm- und
Kontrollrechte gekennzeichnet (Neubarth & Steinlechner, 2011). Die
Mitbestimmungsmöglichkeiten für typische stille Gesellschafter ist dagegen sehr
beschränkt.
Übertragbarkeit:
Eine stille Beteiligung ist insofern leichter übertragbar als die offene Beteiligung,
weil sie nicht ins Firmenbuch eingetragen werden muss (Neubarth &
Steinlechner, 2011).
Verwaltungsaufwand:
Die stille Gesellschaft wird nicht ins Firmenbuch eingetragen (kein Notariatsakt
bei der Gründung notwendig); ein formfreier Gesellschaftsvertrag reicht aus. Mit
Einbringung der Einlage ist die stille Gesellschaft gültig (ecowatt, 2012).
Steuer:
Typische stille Gesellschafter nur am Gewinn und Verlust des Unternehmens teil
und erzielen steuerlich grundsätzlich Einkünfte aus Kapitalvermögen. Sie
unterliegen der Kapitalertragssteuer (25%; nicht endbesteuert) und sind in die
Steuererklärung aufzunehmen.
Atypische stille Gesellschafter sind durch vertragliche Regelung am
Geschäftsvermögen des Unternehmens beteiligt. Steuerlich erzielen sie
Einkünfte aus Gewerbebetrieb. Das heißt, dass die beteiligten Bürger eine
Einkommensteuererklärung erstellen müssen (Neubarth & Steinlechner, 2011).
Verzinsung / Finanzertrag
Zinsen fallen nicht unabhängig vom wirtschaftlichen Ergebnis an, sondern nur
dann, wenn das Unternehmen einen Gewinn erwirtschaftet (Rieder & Huemer,
2011).
Anhang 4: Rechts- und Organisationsformen
-- 245--
Prospektpflicht:
Die Beteiligung an einer stillen Gesellschaft auf gemeinsame Rechnung und
gemeinsames Risiko in Folge eines öffentlichen Angebotes kann – je nach
Ausgestaltung – zu einem prospektpflichtigen Angebot führen. Allenfalls sollten
die Beteiligungsinitiativen nur 149 Personen angeboten oder das
Gesamtemissionsvolumen auf unter 100.000 EUR beschränkt bleiben
(Dellinger, 2012).
Bankwesengesetz:
Die Einlage eines stillen Gesellschafters ist keine Einlage im Sinn des
Bankwesengesetzes, sofern die Verlustbeteiligung des stillen Gesellschafters
nicht ausgeschlossen wurde (Dellinger, 2012)
Anwendbarkeit:
In der Praxis wird die typische stille Gesellschaft als Finanzierungsinstrument
verwendet (Rieder & Huemer, 2011) mit dem Vorteil, dass diese Beteiligung nur
eine Gewinn- und Verlustbeteiligung, aber keinerlei Einschränkung der
Geschäftstätigkeit durch Einmischung bedeutet (Neubarth & Steinlechner,
2011). Für Beteiligungsanlagen kann dieses Modell angewendet werden, wenn
bereits eine Gesellschaft besteht, welche die Photovoltaikanlage errichtet. Der
Aufwand für die Umsetzung dieses Beteiligungsmodells ist relativ gering (auch
bei vielen Beteiligten; nur formfreier Vertrag notwendig). Ein Nachteil könnte
sein, dass die stille Gesellschaft nach außen nicht aufscheint (eingeschränkte
Identifikationsmöglichkeit für die Beteiligten). Gleichzeitig ergibt sich eine starke
Identifikation der Beteiligten mit der Anlage auf Grund des unmittelbaren
Interesses am Unternehmenserfolg (Neubarth & Steinlechner, 2011).
Die Größe des Projektes wird allenfalls von einer etwaigen bestehenden
Prospektpflicht eingeschränkt. Der Gründungs- und Verwaltungsaufwand ist
relativ gering (Neubarth & Steinlechner, 2011).
Eine atypisch stille Beteiligung an einem Unternehmen ist der offenen
Unternehmensbeteiligung sehr ähnlich und bietet nach Neubarth & Steinlechner
(2012), auf Grund der persönlichen Einbindung der Gesellschafter durch Stimm-
und Kontrollrechte, gute Voraussetzungen für eine echte Beteiligung engagierter
bzw. vom Anlagenbau betroffener Bürger. Die beteiligten Bürger haben einen
persönlichen Nutzen durch die Beteiligung am Unternehmenserfolg bei
gleichzeitig relativ geringem Verwaltungsaufwand sowie ohne Mitwirkungspflicht.
Ein Nachteil für die Beteiligten ist, dass die Erstellung einer
Einkommensteuererklärung notwendig werden kann.
Anhang 4: Rechts- und Organisationsformen
-- 246--
Wenn die Gesellschaft von der Gemeinde (für eine kommunale Anlage bei der
die Gemeinde Betreiber ist) gegründet wird, ist auch bis zu einem gewissen
Grad die regionale Wertschöpfung sichergestellt. Dies ist vor allem bei
kommunalen Anlagen möglich, bei denen die Gemeinde bzw. ein
Gemeindeunternehmen als Betreiber fungiert.
Aber auch für die Gemeinde kann es interessant sein, sich als atypisch stiller
Gesellschafter an einer Anlage in der Region, die von Energieversorgern,
Investoren oder großen Unternehmen verwirklicht werden, zu beteiligen. Die
Gemeinde sichert sich dadurch ein Mitspracherecht, eine Beteiligung am
Unternehmenserfolg und kann auch einen Beitrag zur regionalen Wertschöpfung
leisten (Neubarth & Steinlechner, 2012).
Beispiel:
BürgerInnenphotovoltaikanlage Semriach (ecowatt, 2013)
o Betreiber: ecowatt erneuerbare energien GmbH in der Marktgemeinde
Semriach (Steiermark, e 5 Gemeinde; ca. 3.300 Einwohner)
o Errichtung: 2012
o Installierte Leistung: 900 kWp
o Spezifischer Ertrag: 1.013 kWh/kWp
o Gesamtinvestitionskosten (netto): 1,7 Mio. EUR
o OeMAG Ökostromeinspeisetarif: wurde genehmigt
o Förderungen: Ökofonds Land Steiermark (330.000 EUR); ESPAN Land
Steiermark (22.780 EUR)
o Beteiligungsmodell: typische stille Gesellschaft
Das Modell der stillen Beteiligung wurde allerdings in weiterer Folge in dieser
Diplomarbeit nicht mehr weiter untersucht.
Verein
Die Rechtsform des Vereins wirkt auf den ersten Blick als attraktive
Organisationsform für den Betrieb einer Beteiligungsanlage (Gruber et al, 2012). Zu
beachten bleibt aber, dass nach den Bestimmungen des Vereinsgesetzes ein
Verein nicht auf Gewinn ausgerichtet sein darf (Verreinsrecht.at, 2013). Das schließt
zwar nicht aus, dass der Verein am Wirtschaftsleben teilnimmt. Der Verein darf
Gewinne erzielen, solange diese Gewinne der Verwirklichung des ideellen
Vereinszweckes dienen. Diese Gewinne dürfen aber grundsätzlich nicht an
Vereinsmitglieder oder externe Personen ausgeschüttet werden. Der Verein darf
Anhang 4: Rechts- und Organisationsformen
-- 247--
also nicht zum "formalen Deckmantel für die Erwerbstätigkeit seiner Mitglieder"
werden (Vereinsrecht.at, 2013). Für die Umsetzung der Beteiligungsinitiative ist
daher die Gründung eines Tochterunternehmens (Personengesellschaft oder
Kapitalgesellschaft) oft ein naheliegender Schritt (Gruber et al., 2012).
Die Organisationsform des Vereins wurde daher in weiterer Folge in dieser
Diplomarbeit nicht mehr näher untersucht.