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ECOanlagecheck 22.04.2014

ECOanlagecheck: Windpark Zedtwitz von Lacuna

Windpark der Lacuna AG. / Quelle: Unternehmen

Ausführlicher Test und neutrale Analyse: Die Lacuna AG aus Regensburg bietet ihren vierten geschlossenen Windfonds an. Der Lacuna Windpark Zedtwitz investiert in vier Windenergieanlagen auf einer Hochfläche in Nordbayern. Anleger können sich ab 10.000 Euro plus zwei Prozent Agio an dem Fonds beteiligen. Der ECOanlagecheck analysiert das Angebot.


Die vier Windenergieanlagen des Windparks Zedtwitz stammen vom deutschen Qualitätshersteller Enercon GmbH aus Aurich. Sie werden nahe des Dreiländerecks Thüringen-Sachsen-Bayern errichtet. Sie leisten jeweils 3,05 Megawatt (MW) und sollen bis Ende 2014 in Betrieb gehen. Laut Prospektnachtrag sind die Fundamente für alle vier Windenergieanlagen bereits fertiggestellt; bei einer Anlage ist der Turmbau begonnen worden (Stand: Anfang April 2014). Der Windpark Zedtwitz ist der letzte der fünf Teilabschnitte von Bayerns größtem zusammenhängenden Windkraftprojekt. Es soll insgesamt 23 Anlagen umfassen. Die aus zusammen 19 Anlagen bestehenden ersten vier Teilabschnitte sind bereits fertiggestellt.


Fondsinitiatorin und Leistungsbilanz

Die Fondsinitiatorin Lacuna aus Regensburg, 1996 gegründet, ist in den Bereichen Immobilien, Gesundheitswirtschaft und Erneuerbare Energien aktiv. Sie hat seit 2012 vier Windfonds aufgelegt. Alle vier Windparks der vier Fonds sind im Rahmen der prognostizierten Baukosten errichtet worden. Bei einem Projekt gab es bauzeitliche Verzögerungen, die jedoch gemäß den ECOreporter.de vorliegenden Unterlagen finanziell komplett kompensiert wurden.
Die von Lacuna veröffentlichte Leistungsbilanz 2012 ist hinsichtlich der Windfonds aufgrund ihrer kurzen Historie zwangsläufig noch wenig aussagekräftig. Nach eigenen Angaben hat Lacuna im Bereich Windenergie zudem fünf Projekte als Privatplatzierungen auf den Markt gebracht. Die Fronteris-Unternehmensgruppe aus Regensburg, 2000 gegründet, hatte diese konzipiert.
Fronteris ist laut Prospekt als Eigenkapitalgeber an mehr als 30 Unternehmen beteiligt, insbesondere im Erneuerbaren-Energien-Bereich. Seit 2009 ist Fronteris an der Primus Energie GmbH beteiligt, die alle Teilabschnitte von Bayerns größtem zusammenhängenden Windkraftprojekt geplant hat. Die Fondsanbieterin Lacuna AG gehört ebenfalls zur Fronteris Unternehmensgruppe, die das Projekt umsetzt.


Eigenkapitalhöhe und Platzierungsgarantie

Gesamtfinanzierungsvolumen: 22,54 Millionen Euro
Eigenkapitalvolumen: 4,94 Millionen Euro (21,92 Prozent)
Platzierungsgarantie: Ja
Agio: 0,1 Millionen Euro (0,44 Prozent)
Fremdkapitalvolumen: 17,5 Millionen Euro (77,64 Prozent)

Die renommierte, sozial-ökologische Genossenschaftsbank GLS Bank aus Bochum stellt eine Platzierungsgarantie für ein Eigenkapitalvolumen von 3,5 Millionen Euro und übernimmt nach Angaben der Anbieterin auch den Exklusivvertrieb der Beteiligung.

Die Fondsgesellschaft hat insgesamt drei langfristige Darlehensverträge mit einer Laufzeit bis Ende 2030 abgeschlossen. Kreditgeber sind die DZ Bank AG, die als Zentralbank der Volksbanken Raiffeisenbanken fungiert, sowie die Volksbank Mittweida. Die Darlehen haben grundsätzlich einen variablen Zinssatz, der aber über Zinssicherungsgeschäfte fixiert ist. Inklusive der laufenden Zahlungen für die Zinssicherungsgeschäfte ergibt sich ein Zinssatz von 3,34 Prozent pro Jahr.

Eine Besonderheit ist, dass der Zinssatz für die gesamte Darlehenslaufzeit gesichert ist, so dass das Zinsänderungsrisiko nach Ablauf der marktüblichen zehnjährigen Zinsbindungsfrist in dieser Form beim vorliegenden Windfonds nicht besteht. Ein Zinsänderungsrisiko besteht für den Fonds, falls eine der Vertragsbanken während der Darlehenslaufzeit insolvent werden sollte, was grundsätzlich nicht vollkommen ausgeschlossen werden kann. Im Insolvenzfall der Bank besteht laut Prospektnachtrag der Darlehensvertrag (variabler Marktzins) fort, während der Zinssicherungsvertrag von der Bank nicht mehr erfüllt werden muss, so dass in diesem Fall für die Fondsgesellschaft erheblich höhere Zinsaufwendungen als geplant entstehen können.


Fondsnebenkosten
(in Prozent des Eigenkapitalvolumens ohne Agio)

Agio: 2,0 Prozent
Eigenkapitalvermittlung (ohne Agio): 7,0 Prozent
Konzeption und Prospekterstellung: 4,2 Prozent
Platzierungsgarantie: 1,8 Prozent
Marketing: 0,8 Prozent
Einrichtung Treuhand: 0,3 Prozent
Mittelverwendungskontrolle: 0,3 Prozent
Gesamtweichkosten: 16,4 Prozent

Die Weichkostenquote liegt im Durchschnittsbereich der von ECOreporter.de in den letzten zwei Jahren analysierten Windfonds. Die Vergütungen für Projektvermittlung und Projektsicherung werden im Prospekt nicht beziffert, sie sind Bestandteil der pauschalen Generalübernehmervergütung.


Laufende Kosten

Wartung und Instandhaltung (pro Jahr): ca. 25.000 Euro/MW
Technische Betriebsführung (erstes Jahr): 2.700 Euro/MW
Kaufmännische Betriebsführung (erstes Jahr): 2.500 Euro/MW
Pacht (pro Jahr): 7.700 Euro/MW
Fondsgeschäftsführung und Anlegerbetreuung: 3.400 Euro/MW
Kostensteigerung (pro Jahr): Anpassung an die Entwicklung des Verbraucherpreisindexes bei den Vergütungen für Betriebs- und Geschäftsführung, Wartung und Instandhaltung (Kalkulation 2,0 Prozent pro Jahr); Pacht (0 Prozent pro Jahr)

Die Höhe der oben aufgeführten laufenden Vergütungen liegt im marktüblichen Durchschnittsbereich der Windfonds, die ECOreporter.de innerhalb der letzten zwei Jahre analysiert hat.
Mit dem Anlagenhersteller hat die Emittentin laut Prospekt den Vollwartungsvertrag Enercon Partner Konzept abgeschlossen. Enercon garantiert laut Vertrag über die Laufzeit von 15 Jahren eine technische Verfügbarkeit der Windenergieanlagen von 97 Prozent. Für Wartung, Reparatur und Instandsetzung erhält Enercon eine Vergütung von 1,0 Cent pro Kilowattstunde (kWh) Jahresenergieertrag der Windenergieanlagen (aber mindestens 17.200 Euro je MW und Jahr). Zudem erhält der Anlagenhersteller, falls der Stromertrag eines Jahres über der Fondsprognose liegen sollte, 50 Prozent der Mehrerträge, aber maximal 880.000 Euro für alle Jahre der Vertragslaufzeit zusammen.


Laufzeit und Ausschüttungen

Laufzeit: 21 Jahre (Prognosezeitraum), ordentliche Kündigung erstmals zum 31. Dezember 2034 möglich, Auflösung der Gesellschaft mit 75-Prozent-Mehrheit der Gesellschafterversammlung
Gesamtausschüttung (Kalkulation): 209 Prozent (inkl. 102 Prozent Kapitalrückzahlung)
Ausschüttung durch Verkaufserlös (Kalkulation): 0 Prozent
Renditeprognose vor Steuern pro Jahr (IRR):  5,6 Prozent
Einkunftsart: Einkünfte aus Gewerbebetrieb
Einkaufsfaktor (Kaufpreis/Prognose Stromerlöse pro Jahr): 9,0
Gesamtfinanzierung: 1.850 Euro/kW
Einspeisevergütung: 9,13 Cent/kWh

Die Gesamtinvestition pro kW liegt im für Windkraftfonds in Deutschland marktüblichen Bereich. Auch der Einkaufsfaktor liegt in dem von ECOreporter.de ermittelten Durchschnittsbereich.

Die Pachtverträge haben eine Laufzeit von 20 Jahren plus einer Verlängerungsoption von zwei Mal fünf Jahren seitens der Fondsgesellschaft, so dass  –  bei einer Verlängerung der Betriebsgenehmigung für den Windpark  – ein Verkauf oder ein Weiterbetrieb des Windparks nach 2034 und damit Mehrerträge möglich sind. Diese sind in der Prognoserechnung und damit in der Renditeprognose nicht enthalten.

Zudem zahlt die Fondsgesellschaft Gewerbesteuern, die teilweise auf Ebene des Anlegers bei der Einkommenssteuer angerechnet werden können. Dadurch erhöht sich laut Prospektprognose das Gesamtergebnis von 209 Prozent auf 226 Prozent. Die Möglichkeit der Anrechenbarkeit der Gewerbesteuer beim Anleger ist aber von den individuellen steuerlichen Verhältnissen des Anlegers abhängig und kann somit auch deutlich niedriger ausfallen.


Technik und Erträge

Bei den Windenergieanlagen des Fonds handelt es sich um vier getriebelose Enercon E-101 mit Nennleistungen von jeweils 3,05 MW.
Der Windpark Zedtwitz soll nunmehr aus zwei Windenergieanlagen mit einer Nabenhöhe von 149 Metern und zwei Windenergieanlagen mit einer Nabenhöhe von 135,4 Metern bestehen. Ursprünglich war eine Nabenhöhe von 135 Metern genehmigt worden. Gegen den Genehmigungsbescheid über die Erhöhung der zulässigen Nabenhöhe auf 149 Meter hatte ein Anwohner Klage eingereicht, die Ende Oktober 2013 abgewiesen wurde. Laut Prospektnachtrag wurde Ende Februar 2014 der Antrag auf der Zulassung der Berufung abgelehnt, so dass der Genehmigungsbescheid für die Erhöhung der Nabenhöhe auf 149 Meter nun bestandskräftig ist. Die beteiligten Gesellschaften hatten aber laut Prospektnachtrag aufgrund der Verzögerungen durch das Gerichtsverfahren bereits vorher beschlossen, zwei Anlagenfundamente nur auf 135,4 Metern auszurichten, um den Bau der Anlagen frühzeitig beginnen zu können und eine Fertigstellung bis Ende 2014 zu sichern.

Durch die verringerten Nabenhöhen zweier Windenergieanlagen verringert sich der erwartete Stromertrag für den gesamten Windpark – gemäß der im Prospektnachtrag dargestellten aktualisierten Windgutachten – um rund 2,8 Prozent im Vergleich zur Hauptprospektprognose. Die vertraglich vereinbarte Vergütung für den Generalübernehmer wurde laut Prospektnachtrag um 400.000 Euro reduziert, so dass die erwartete Ertragsminderung für die Fondsgesellschaft teilweise kompensiert wurde. Im Ergebnis ist der Einkaufsfaktor (Kaufpreis Windpark/Prognose Stromerlöse pro Jahr) für die Fondsgesellschaft von 8,97 auf 9,05 gestiegen, der Windpark somit relativ gesehen für den Fonds leicht teurer geworden. Für den Anleger selbst ergibt sich dagegen eine leicht höhere Renditeerwartung als im Hauptprospekt, da mit dem Prospektnachtrag auch das Agio von 5 Prozent auf 2 Prozent reduziert wurde.

Die  TÜV Süd Industrie Service GmbH aus München und die Cube Engineering GmbH aus Kassel haben für den Windpark Zedtwitz je ein Windgutachten erstellt. Die Gutachter errechneten eine mittlere Windgeschwindigkeit auf Nabenhöhe von 6,45 Metern pro Sekunde.
Die Gutachter prognostizieren im Mittel eine Strommenge von durchschnittlich 27,8 Millionen kWh, die der Windpark jedes Jahr produzieren kann. Berücksichtigt ist,, dass einzelne Windanlagen im Windschatten anderer liegen (Abschattungseffekte). In der Prognoserechnung im Prospekt hat Lacuna von dieser Strommenge einen Sicherheitsabschlag von sieben Prozent (inkl. drei Prozent Verfügbarkeitsverlusten) abgezogen. Zudem berücksichtigt die Prospektkalkulation elektrische Leitungsverluste von 1,54 Prozent. Die Summe aus Sicherheitsabschlag, Verfügbarkeitsverlusten und elektrischen Verlusten ist mit 8,54 Prozent niedriger als der Durchschnittswert, den ECOreporter.de innerhalb der letzten zwei Jahre bei Windfonds ermittelt hat. Beide Windgutachten haben die Betriebsergebnisse mehrerer Windenergieanlagen in der Nähe des Windparks Zedtwitz in die Berechnung mit einbezogen.


Ökologische Wirkung

Mit der Strommenge von 25,5 Millionen kWh, die die Windenergieanlagen laut Gutachter-Mittelwert abzüglich des Sicherheitsabschlages voraussichtlich erzeugen, können bei einem durchschnittlichen Stromverbrauch von 3.500 kWh rechnerisch rund 7.300 Haushalte jährlich versorgt werden. Im Vergleich zur Stromgewinnung aus konventionellen Kraftwerken werden durch den Betrieb der Windkraftanlagen somit circa 15.000 Tonnen CO2 pro Jahr eingespart.

Die energetische Amortisationszeit der Windenergieanlagen des Windparks Zedtwitz liegt bei weniger als einem Jahr. In dieser Zeit erzeugen die Windenergieanlagen die Energiemenge, die bei Herstellung, Transport und Wartung der Anlagen verbraucht werden.
Nur rund fünf Prozent des deutschen Windstroms stammt bisher aus Bayern, obwohl Bayern über die meisten für Windenergieanlagen geeigneten Flächen in Deutschland verfügt. Volkswirtschaftlich und ökologisch ist der Ausbau der Windkraft in Bayern sinnvoll, da die Industrie in Süddeutschland viel Strom verbraucht.


Risiko

Die erforderlichen Genehmigungen für den Bau und den Betrieb des Windparks Zedtwitz liegen vor. Laut Prospektnachtrag sind die Fundamente für alle vier Windenergieanlagen bereits fertiggestellt, und bei einer Anlage hat der Turmbau begonnen (Stand: Anfang April 2014). Es bestehen somit noch Fertigstellungs- und Bauherrenrisiken. Die Inbetriebnahme der vier Windenergieanlagen ist für spätestens Ende 2014 geplant. Grundsätzlich besteht das Risiko, dass sich die Inbetriebnahme der Windenergieanlagen verzögert. Sollten die Anlagen erst 2015 in Betrieb gehen, würde sich die Einspeisevergütung gemäß des derzeit noch aktuellen Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) um 1,5 Prozent vermindern und zudem der Systemdienstleistungsbonus – entspricht 0,47 Cent/kWh von der gesamten Einspeisevergütung von 9,13 Cent/kWh – entfallen. Zudem sind im Rahmen der aktuellen Reform des EEGs weitere Änderungen möglich, die den Windpark betreffen könnten, falls er erst 2015 ans Netz gehen sollte.

Die Fondsanbieterin Lacuna AG gehört wie auch die Fondsgeschäftsführerin und die Treuhänderin zur Fronteris-Unternehmensgruppe, die den Windpark Zedtwitz projektiert hat, realisiert und dessen Betriebsführung übernimmt. Es ist möglich, dass Interessenskonflikte auftreten, die zuungunsten des Fonds gelöst werden könnten.
Die Fronteris-Gruppe hat zudem ein eigenes Umspannwerk errichtet, das der Windpark Zedtwitz zur Stromeinspeisung zwingend benötigt. Der Vertrag der Fondsgesellschaft mit der Gesellschaft, die das Umspannwerk betreibt und die mittelbar zur Fronteris-Gruppe gehört, hat eine Laufzeit von 20 Jahren. Sollte der Fonds den Anschluss an das Umspannwerk über die Vertragslaufzeit hinaus nutzen wollen, ist hierüber laut Prospekt ein neuer Vertrag auszuhandeln und abzuschließen.


Stärken                
Umfangreiche Erfahrungswerte der beteiligten Unternehmen
Windpark genehmigt und im Bau
Fremdfinanzierung geschlossen
Zinssicherung über die gesamte Darlehenslaufzeit

Schwächen
Fertigstellungsrisiko
Potential für Interessenkonflikte

Chancen
Mehrerträge durch Weiterbetrieb der Windenergieanlagen nach 20 Jahren

Risiken
Geringerer Wind- und Stromertrag als kalkuliert


Fazit:

Finanziell


Die vier Anlagen des Windparks Zedtwitz sollen bis Ende 2014 errichtet werden. Die vier vorherigen Windparks in Nordbayern, für die die Anbieterin Lacuna ebenfalls das Eigenkapital eingeworben hatte, wurden in den letzten zwei Jahren erfolgreich fertiggestellt. Auch der Bau des Windparks Zedtwitz liegt im Plan. Angesichts der starken Nachfrage nach genehmigten Windparkprojekten in Deutschland ist die Rendite, welche die Anleger auf Basis der Fondsprognose erwarten können, auf einem angemessen hohen Niveau. Das größte Risiko des Fonds besteht – wie bei der Mehrzahl aller Windfonds – darin, dass der Wind- und Stromertrag (deutlich) unter der Prognose bleiben könnte. Hierbei ist zu berücksichtigen, dass die Fremdkapitalquote des Fonds vergleichsweise hoch ist und der Sicherheitsabschlag bei der Stromertragsprognose vergleichsweise etwas niedrig angesetzt ist. Positiv ist zu sehen, dass die Fremdfinanzierung geschlossen und der Zinssatz für die gesamte Darlehenslaufzeit gesichert ist. Zudem werden kein Restwert und keine möglichen Mehrerträge nach 20 Jahren berücksichtigt, so dass hier Potenzial für eine höhere Rendite besteht.

Nachhaltigkeit

Die verstärkte Nutzung der Windenergie in Süddeutschland ist ein wichtiger Bestandteil der Energiewende. Auch deswegen handelt es sich bei Windenergieanlagen in Bayern um nachhaltige Projekte.


ECOreporter.de-Empfehlung


Die an der Realisierung des Windparks Zedtwitz beteiligten Unternehmen der Fronteris-Gruppe haben mit der Realisierung der Windparks der vier vorherigen Lacuna-Fonds ihre Kompetenz nachgewiesen. Der Windfonds Zedtwitz ist insgesamt solide konzipiert. Zudem ist der Windpark Zedtwitz bestandskräftig genehmigt, hat eine Fremdfinanzierung und befindet sich bereits mitten in der Bauphase. Dabei handelt es sich um drei Sicherheitsmerkmale, die  – alle drei zusammen –  im letzten Jahr nur wenige Windfonds für Privatanleger zum Platzierungsstart vorweisen konnten.

Per Mausklick  gelangen SIe zu einer PDF-Version dieses Beitrags.


Basisdaten

Anbieterin und Prospektverantwortliche: Lacuna AG, Regensburg
Fondsgesellschaft (Emittentin): Lacuna Windpark Zedtwitz GmbH & Co. KG, Regensburg
Komplementärin und Geschäftsführerin: Lacuna Projektverwaltungs GmbH, Regensburg
Treuhänderin: SW Energie Treuhand GmbH, Regensburg
Beteiligungsform: Direktkommanditist oder Treugeber

Währung: Euro
Gesamtfinanzierungsvolumen: 22,54 Millionen Euro
Eigenkapitalvolumen (ohne Agio): 4,94 Millionen Euro
Mindestzeichnungssumme: 10.000 Euro
Agio: 2 Prozent
Laufzeit: 21 Jahre (Prognosezeitraum), Kündigung erstmals zum 31. Dezember 2034 möglich

BaFin-Billigung: Ja
Leistungsbilanz: Ja
IDW-Prospektprüfungsbericht: Ja
Mittelverwendungskontrolle: Kanzlei Dr. Meiler & Partner, Regensburg
Sensitivitätsanalyse: Ja
Haftsumme: 100 Prozent der Kommanditeinlage (Außenverhältnis), 100 Prozent der Kommanditeinlage (Innenverhältnis)

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