Windkraftprojekt von Leonidas. Mit dem Angebot Leonidas Associates XVIII sammelt das Emissionshaus Anlegerkapital für Investitionen im französischen Windmarkt. / Foto: Unternehmen

11.02.16 Anleihen / AIF , ECOanlagecheck , Windenergie-Investments , Geschlossene Fonds

Unabhängige Analyse: Windenergie in Frankreich – die geschlossene Beteiligung Leonidas Associates XVIII Wind

Eine neue Windpark-Beteiligung bietet das Emissionshaus Leonidas Associates AG an. Investitionsziel ist wie bei den acht vorherigen Beteiligungsangeboten Frankreich. Anleger können sich ab 10.000 Euro plus fünf Prozent Agio als Kommanditist beteiligen. Der ECOanlagecheck analysiert das Angebot.

In welche Projekte die Leonidas Associates XVIII Wind GmbH & Co. KG investieren wird, stand zum Zeitpunkt der Prospekterstellung noch nicht fest. Die Investitionen sollen erst festgelegt werden, wenn Anleger das Eigenkapital gezeichnet haben. Die beispielhafte Prospektkalkulation beruht auf der Annahme, dass die Emittentin in zehn Windenergieanlagen mit einer Nennleistung von zusammen 20,5 Megawatt (MW) investiert, die bis April 2017 fertiggestellt werden sollen. Die Emittentin soll laut Prospekt mittelbar investieren, indem sie eine französische Tochtergesellschaft erwirbt, welche die Windkraftanlagen besitzen und betreiben soll.

Initiatorin und Leistungsbilanz

Anbieterin und Initiatorin des Beteiligungsangebotes ist die nicht börsennotierte Leonidas Associates AG, die bis November 2015 eine GmbH war. Sie hat seit 2009 Kommanditbeteiligungen mit einem Eigenkapitalvolumen von rund 160 Millionen Euro initiiert und platziert. Die insgesamt 14 öffentlichen Beteiligungsangebote verteilen sich auf die Bereiche Solarenergie (5), Wasseraufbereitung (1) und – ab 2012 – Windenergie in Frankreich (8).

Eine testierte Leistungsbilanz für 2014 hat die Initiatorin nicht veröffentlich. Der Prospekt beinhaltet eine Übersicht der bisher aufgelegten Beteiligungen mit einem Soll/Ist-Vergleich der Ausschüttungen. Demnach sind bei der Wasserbeteiligung und bei vier der fünf Solarbeteiligungen die Ausschüttungen an die Anleger bislang (weitestgehend) prognosegemäß erfolgt. Bei der fünften Beteiligung (Solarenergie in Italien) liegen die Ausschüttungen unter der Prognose.

Bei fünf der acht Windpark-Beteiligungen waren für 2014 bereits Ausschüttungen vorgesehen. Vier Beteiligungen haben durchschnittlich 3,25 Prozent an die Anleger ausgeschüttet. Prognostiziert waren durchschnittlich 7,0 Prozent. Laut einer im Prospekt abgebildeten Grafik der anemos Gesellschaft für Umweltmeteorologie mbH war das Windaufkommen in Frankreich 2014 so gering wie seit mehr als zwölf Jahren nicht mehr – daher die geringeren Ausschüttungen. Die fünfte Wind-Beteiligung hat für 2014 nicht ausgeschüttet, weil sich die Inbetriebnahme des Windparks verzögerte und erst 2015 erfolgte. Laut einer Grafik der Initiatorin lag die Stromproduktion aller Leonidas-Windparks in 2015 zusammen rund 2,7 Prozent über dem Planwert. Daher rechnet Leonidas nach eigenen Angaben für 2015 mit Ausschüttungen auf dem prognostizierten Niveau, falls keine außerplanmäßigen Kosten für die Windenergieanlagen bestehen.

Laut Prospekt hat Leonidas insgesamt sechs Windparks ans Stromnetz angeschlossen. Ein weiterer Windpark mit 27,5 MW wurde nach Angaben der Anbieterin Ende Dezember fertiggestellt. Insgesamt sind damit den Angaben nach 69 Windenergieanlagen mit einer Nennleistung von zusammen rund 147 MW errichtet (Stand: Januar 2016). Die Leonidas Associates AG bzw. die 2014 gegründete Leonidas Wind France übernimmt die technische und die kaufmännische Betriebsführung der Windparks.

Eigenkapitalhöhe und Platzierungsgarantie

Gesamtfinanzierungsvolumen: 37,5 Millionen Euro
Eigenkapitalvolumen: 10,4 Millionen Euro (27,7 Prozent)
Platzierungsgarantie: Nein
Agio: 0,5 Millionen Euro (1,4 Prozent)
Fremdkapitalvolumen: 26,6 Millionen Euro (70,9 Prozent)

Das Eigenkapitalvolumen kann auf bis zu 30 Millionen Euro erhöht werden. Konzeptionsgemäß wird die geplante französische Betreibergesellschaft das Fremdkapital aufnehmen. Darlehensverträge sind noch nicht abgeschlossen. Die Finanzierung soll laut Prospekt weitestgehend – 25,0 von 26,6 Millionen Euro – über KfW-Darlehen erfolgen. Die Prospektkalkulation beruht auf der Annahme, dass ein Darlehenszinssatz von 2,8 Prozent vereinbart werden kann. Annahme für den Anschlusszins nach Ablauf der zehnjährigen Zinsbindung: 4,5 Prozent. Die Darlehen sollen in den 15 Jahren getilgt werden, in denen der Strom der Windenergieanlagen per gesetzlicher Einspeisevergütung bezahlt wird.

Nebenkosten
(in Prozent des Eigenkapitalvolumens ohne Agio)

Agio: 5,0 Prozent
Eigenkapitalvermittlung (ohne Agio): 7,0 Prozent
Konzeption: 3,0 Prozent
Marketing und Prospekterstellung: 1,2 Prozent
Fremdkapitalvermittlung: 0,4 Prozent
Sonstiges: 0,5 Prozent
Gesamtweichkosten: 17,1 Prozent

Die Nebenkostenquote liegt im marktüblichen Bereich. Die Nebenkosten sind vollständig vom gezeichneten Eigenkapitalvolumen abhängig. Eventuell entstehende Kosten und Vergütungen für Projektvermittlung und Projektsicherung sind im prognostizierten Investitions- und Finanzierungsplan nicht enthalten. Im Prospekt wird nur der prognostizierte Gesamt-Investitionsbetrag für die Windenergieanlagen genannt. Eine detaillierte Aufschlüsselung in Anschaffungskosten und Anschaffungsnebenkosten liegt nicht vor.

Laufende Kosten

Wartung und Instandhaltung (Durchschnitt pro Jahr für die Dauer des Vollwartungsvertrages, Prognose): ca. 25.000 Euro/MW
Technische Betriebsführung (erstes Jahr, Prognose): 2.400 Euro/MW
Kaufmännische Betriebsführung (erstes Jahr, Prognose): 6.200 Euro/MW
Pacht (pro Jahr, Prognose): 3.400 Euro/MW
Geschäftsführung und Anlegerbetreuung (erstes Jahr, Prognose): 6.400 Euro/MW
Kostensteigerung (pro Jahr):
1,5 Prozent bzgl. Wartung und Instandhaltung, technische und kaufmännische Betriebsführung, Pacht (jeweils Kalkulation); 2,0 Prozent bzgl. Geschäftsführung und Anlegerbetreuung (jeweils Vertrag)

Da es sich um eine Blindpool-Konzeption handelt, unterliegt die Prognoserechnung erhöhten Unsicherheiten. Mit dem Anlagenhersteller soll laut Prospekt ein Vollwartungsvertrag abgeschlossen werden. Die Grundstückspacht ist mit 3.400 Euro/MW vergleichsweise gering angesetzt. Bei den untersuchten Windparkbeteiligungen, die in Deutschland investierten, war die Pacht je MW im Durchschnitt mehr als doppelt so hoch. Die „sonstigen Kosten“ der Emittentin und der französischen Betreibergesellschaft belaufen sich laut Prospektprognose zusammen auf ca. 5.500 Euro/MW. Zudem erhält die Geschäftsführung zusätzlich zu der vertraglich vereinbarten Vergütung Auslagen erstattet.

Laufzeit und Ausschüttungen

Laufzeit: bis Ende 2032 (Prognosezeitraum), bis zum 31. Dezember 2033 (Gesellschaftervertrag), kein ordentliches Kündigungsrecht der Anleger, vorzeitige Auflösung der Emittentin oder Verlängerung der Laufzeit erfordert 75 Prozent-Mehrheit auf der Gesellschafterversammlung
Gesamtausschüttung (Prospektkalkulation): 214 Prozent (inkl. 105 Prozent Kapitalrückzahlung)
Ausschüttung durch Verkaufserlös für den Windpark (Prospektkalkulation): 76 Prozent
Renditeprognose vor Steuern pro Jahr (IRR): 6,0 Prozent
Einkunftsart: Einkünfte aus Gewerbebetrieb
Einkaufsfaktor (Prospektkalkulation; Kaufpreis/Prognose Stromerlöse pro Jahr): 7,8
Gesamtinvestition (Prospektkalkulation): 1.829 Euro/kW
Einspeisevergütung (Prospektkalkulation): 8,62 Cent/kWh

Die gesetzliche Einspeisevergütung für den Windstrom, der von den geplanten Windkraftanlagen der Emittentin erzeugt wird, gilt für 15 Jahre. Die Vergütung wird laut Einspeisegesetz jährlich an die Inflation angepasst. Die Berechnungsmethode lautet: 0,4 Prozent + 0,4 mal Index der Arbeitskosten der Maschinenbauindustrie + 0,2 mal Index der Erzeugerpreise in der Industrie. In der Prognoserechnung wird davon ausgegangen, dass sich die Stromeinnahmen inflationsbedingt um 1,5 Prozent pro Jahr erhöhen werden.
Der Beispiel-Windpark, der die Basis der Prospektkalkulation darstellt, erzeugt abzüglich der Sicherheitsabschläge 2.375 kWh Strom pro installiertem KW und Jahr. Laut Prospekt wird der Einspeisetarif im elften Jahr nach unten angepasst, wenn die jährliche Stromproduktion eines Windparks in den ersten zehn Jahren über 2.400 kWh pro Jahr liegt. Nach Angaben der Anbieterin könnte diese eventuelle Verringerung des Einspeisetarifs –
Abhängig von der Inflationsentwicklung – ca. 10 Prozent betragen. Die Anbieterin gibt an, diese Reduzierung sei durch insgesamt mehr produzierten Strom über die Laufzeit auszugleichen.

Der prognostizierte Einkaufsfaktor (Kaufpreis für den Windpark/Prognose Stromerlöse pro Jahr) ist mit 7,8 niedrig. Er liegt mehr als zehn Prozent unter dem durchschnittlichen Einkaufsfaktor vergleichbarer Windkraftprojekte in Deutschland. Gründe für die Preisunterschiede können sein, dass in Frankreich die Einspeisevergütung für Windstrom nur für 15 Jahre gezahlt wird (in Deutschland in der Regel 20 Jahre) und dass französische Banken für Windparkfinanzierungen höhere Zinsen verlangen, die eventuell bei der Kaufpreisgestaltung berücksichtigt werden.

2032 sollen die Windenergieanlagen laut Prospektkalkulation zu 23 Prozent der ursprünglichen Anschaffungskosten veräußert werden. Zum geplanten Verkaufszeitpunkt werden die Windenergieanlagen voraussichtlich keinen Einspeisetarif mehr erhalten. Ab dem 16. Betriebsjahr muss der Windstrom voraussichtlich auf den freien Markt verkauft werden. Laut den Investitionskriterien müssen die Pachtverträge für die Grundstücke der Windenergieanlagen eine Laufzeit von mindestens 20 Jahre haben. Falls die Pachtverträge nur eine Laufzeit von 20 Jahren ohne Verlängerungsoption haben sollten, kann der angesetzte Verkaufserlös von rund 7,98 Millionen Euro als optimistisch kalkuliert gelten. Falls die Pachtlaufzeit mindestens 25 Jahre betragen sollte, ist der Verkaufspreis nach derzeitigem Stand kaufmännisch tendenziell vorsichtig kalkuliert. Laut Aussage von Leonidas ist nicht geplant, Windparkprojekte mit Pachtlaufzeiten von unter 25 Jahren zu erwerben.

Falls der erzielte Verkaufspreis für die Windenergieanlagen über dem prognostizierten Verkaufspreis liegen sollte, erhält die Komplementärin Leonidas XVIII Verwaltungs GmbH eine Gewinnbeteiligung. Diese beträgt 50 Prozent des Betrages, um den der erzielte Verkaufspreis den prognostizierten übertrifft. Die Gewinnbeteiligung wird nur dann in voller Höhe gezahlt, wenn die Anleger in den Vorjahren die prognostizierten laufenden Ausschüttungen erhalten haben. Eventuelle Mehrbelastungen für die Anleger, die sich aufgrund von steuerrechtlichen Änderungen (in Frankreich und Deutschland) ergeben und damit die Nachsteuerrendite für die Anleger schmälern könnten, haben keinen Einfluss auf die Höhe der Erfolgsbeteiligung der Komplementärin.

Laut der Steuerkonzeption ist für den Anleger aufgrund des Doppelbesteuerungsabkommens die Vorsteuerrendite fast identisch mit der Nachsteuerrendite. Insgesamt sollen 214 Prozent vor und 210,3 Prozent nach Steuern fließen, einen Spitzensteuersatz des Anlegers von 42 Prozent plus Solidaritätszuschlag unterstellt. Laut Prospekt unterliegen die mit der französischen Körperschaftssteuer versteuerten Beträge in Deutschland lediglich dem Progressionsvorbehalt.

Im Vergleich zur Vorgänger-Beteiligung Leonidas XVII hat sich die prospektierte Ausschüttungsprognose von 230 Prozent auf 214 Prozent und die von ECOreporter.de berechnete Renditeerwartung (IRR) von 7,6 Prozent auf 6,0 Prozent reduziert. Im Editorial des Prospektes führt die Anbieterin aus, dass aufgrund der hohen Nachfrage die Kaufpreise für Windparks auch in Frankreich gestiegen seien, so dass sie für die vorliegende Beteiligung die Ausschüttungsprognose gegenüber den Vorgänger-Beteiligungen habe senken müssen.

Auf den ersten Blick steht die Aussage der Anbieterin im Widerspruch zu den Investitions- und Finanzierungsplänen der vorliegenden Beteiligung XVIII und der Vorgängerbeteiligung XVII. Demnach sind bei gleichen Annahmen (20,5 MW) die Kaufpreise (Anschaffungskosten inkl. Anschaffungskosten) in den beiden Prospekten der beiden Beteiligungen Leonidas XVIII (18) und Leonidas XVII (17) identisch. Der Unterschied bei der Ausschüttungsprognose resultiert vielmehr aus den Steuerzahlungen in Frankreich, die beim vorliegenden XVIII mit insgesamt rund 9,06 Millionen Euro prognostiziert werden, wogegen beim XVII die Prognoserechnung nur rund 6,31 Millionen Euro an Steuerzahlungen ansetzt. Die unterschiedlich hohen Abschreibungsbeträge – rund 29,9 Millionen Euro (rund 2,0 Millionen Euro pro Jahr) beim XVIII und rund 35,6 Millionen Euro (rund 2,38 Millionen Euro pro Jahr) beim XVII – sind der wesentliche Grund für Differenzen bei der prognostizierten Steuerbelastung, da bei einer geringeren Abschreibung die zu versteuernden Jahresüberschüsse steigen. Auf Basis der prospektierten Anschaffungskosten (inkl. Anschaffungsnebenkosten) beträgt die Abschreibungsdauer rund 17,2 Jahre (XVIII) bzw. rund 14,5 Jahre (XVII), so dass gemäß der Prognose bei der vorliegenden Beteiligung XVIII die Anlagen während der prognostizierten Laufzeit nicht vollständig abgeschrieben würden. In den „Erläuterungen der Positionen“ der Prognoserechnung wird auf die Unterschiede nicht eingegangen. Die Formulierungen ist in den beiden Prospekten identisch und lautet: „Die Abschreibung der Anlagen wurde linear über die Laufzeit des Tarifs angesetzt.“ Die Laufzeit des Tarifes ist bei den beiden Beteiligungen laut den Prospekten mit 15 Jahren gleich. Der Unterschied begründet sich in den Anschaffungsnebenkosten, die bei der aktuellen Beteiligung (teilweise) nicht abgeschrieben werden. Die Abschreibungsmöglichkeiten der Anschaffungsnebenkosten sind abhängig von dem jeweiligen, konkreten Projekt und von der Kostenkalkulation der Projektverkäufer.

Die von Leonidas angeführte Preiserhöhung für Windparks ist somit im Investitionsplan und der Prognoserechnung indirekt enthalten. Wenn die Anschaffungsnebenkosten für ein Windkraftprojekt nicht abgeschrieben werden können, sinken bei der isolierten Betrachtung die Kaufpreise der Windparkprojekte, um die Rendite für die Käufer konstant zu halten. Dagegen steigen die Kaufpreise und sinken die Renditen für die Käufer, wenn bei unverändertem Angebot die Nachfrage nach Windparkprojekten steigt. Leonidas hat nach eigenen Angaben vereinfacht angenommen, dass der preissteigende Effekt durch eine höhere Nachfrage und der preismindernde Effekt durch nicht abzuschreibende Anschaffungsnebenkosten sich genau ausgleichen, so dass die in den Investitionsplänen ausgewiesenen Anschaffungskosten in den beiden Prospekten identisch sind.

Investitionen

Die Investitionen der Emittentin stehen noch nicht abschließend fest. Gegenstand des Unternehmens ist laut Gesellschaftsvertrag die Beteiligung an Unternehmen, die im Bereich der erneuerbaren Energien tätig sind. Laut der Investitionskriterien im Prospekt investiert die Emittentin nur in Windkraftprojekte, welche mindestens die prospektierte Ausschüttungsprognose auf Basis der Projektkalkulation erreichen können. Zudem müssen unter anderem ein Vollwartungsvertrag mit Verfügbarkeitsgarantie, eine positive juristische Prüfung, zwei Ertragsgutachten und die erforderlichen Genehmigungen vorliegen.

Zum Einsatz kommen sollen nur Windturbinen von renommierten Herstellern. Die im Rahmen vorheriger Leonidas-Beteiligungsangebote bis Januar 2016 in Betrieb genommenen Anlagen stammen von den Herstellern Vestas (30 Anlagen), Senvion (früher REpower, 15 Anlagen) und Nordex (11 Anlagen).
Für die Ertragskalkulation wird nach Angaben der Anbieterin nicht der Durchschnittswert aus zwei Gutachten genommen, sondern der niedrigere Wert. Zudem wird laut Leonidas von der Gutachter-Strommenge ein Sicherheitsabschlag von sieben Prozent und ein Abschlag von drei Prozent für Verfügbarkeitsverluste abgezogen werden. ECOreporter.de hat für  Windparkbeteiligungen eine durchschnittliche Abschlagshöhe von diesen zehn Prozent ermittelt.

Bildhinweis: Windkraftanlage von Nordex. / Quelle: Unternehmen

Ökologische Wirkung


Die Investitionen der Emittentin stehen noch nicht fest, so dass die ökologische Wirkung noch nicht abschließend zu beurteilen ist. Mit einer Strommenge von 48,7 Millionen kWh, die der Beispiel-Windpark laut dem vorsichtigerem Beispiel-Gutachten erzeugt, könnten bei einem durchschnittlichen Stromverbrauch von 3.500 kWh rechnerisch rund 14.000 Haushalte jährlich versorgt werden. Im Vergleich zur Stromgewinnung aus konventionellen Kraftwerken könnten durch den Betrieb der Windenergieanlagen circa 29.000 Tonnen Kohlendioxid pro Jahr eingespart werden. Windparks produzieren in der Regel in weniger als zwölf Monaten so viel Strom wie zu ihrer Herstellung notwendig war (Energieamortisationszeit).

Risiko

Die Beteiligung ist als Blind-Pool konzipiert. Die Emittentin hat zum Zeitpunkt der Prospekterstellung noch nicht investiert, und die zu erwerbenden Projekte stehen noch nicht fest. Daher sind auch die projektbezogene Verträge wie z. B. die Darlehens-, Pacht- und Betriebsführungsverträge noch nicht abgeschlossen und im Prospekt nicht dargestellt.  Es besteht das Risiko, dass die Emittentin keine Projekte erwerben kann, die den Investitionskriterien entsprechen. Beispielsweise ist es möglich, dass die Emittentin aufgrund eventuell zwischenzeitlich gestiegener Kauf- und Pachtpreise keine Windkraftprojekte erwerben kann, welche die prospektierte Ausschüttungserwartung erfüllen können.

Die noch nicht bekannten Windenergieanlagen der Emittentin sollen bis April 2017 in Betrieb genommen werden. Es besteht das Risiko, dass sich die Fertigstellung und der Netzanschluss des Windparks verzögern. Zudem ist es nicht ausgeschlossen, dass bestehende Genehmigungen und/oder die Einspeisetarifzusage nachträglich angefochten oder entzogen werden. Ein wesentliches weiteres Risiko bei Windenergieanlagen besteht grundsätzlich darin, dass sie weniger Strom liefern als prognostiziert.

In der Prognoserechnung wird davon ausgegangen, dass sich die Stromeinnahmen um 1,5 Prozent pro Jahr inflationsbedingt erhöhen. Liegt die Inflationsanpassung des Tarifs für die erzeugte Energie beispielsweise nur bei 1,0 Prozent und verändern sich alle anderen Kosten
unabhängig hiervon gemäß Prognoserechnung, würden sich laut Sensitivitätsanalyse die Auszahlungen an die Anleger von 214 Prozent auf 193 Prozent reduzieren.

Es ist ferner möglich, dass Frankreich die Körperschafts- und/oder Energiesteuern oder die Steuern speziell für Windparks erhöht, so dass die Nachsteuer-Rentabilität der Windenergieanlagen der Emittentin sinkt. So erhebt Frankreich seit 2012 eine zusätzliche Steuer für Windparks, die auch für bestehende Parks gilt, und hat die Energiesteuer erhöht. Es ist zudem nicht auszuschließen, dass rückwirkende Kürzungen der Einspeisevergütungen einen rentablen Betrieb der Anlagen erschweren oder unmöglich machen. Grundsätzlich besteht auch das Risiko, dass die steuerliche Konzeption der Emittentin – beispielsweise beim Abschreibungsverfahren – nicht im vollen Umfang anerkannt wird und die französischen Behörden Steuergesetze anders auslegen als von der Emittentin erwartet.
Die Emittentin und ihr Beteiligungsangebot unterliegen als Holdinggesellschaft laut Prospekt nach derzeitigem Stand nicht dem Kapitalanlagegesetzbuch (KAGB). Es ist aber nicht ausgeschlossen, dass sich z. B. die Tätigkeit der Emittentin so verändert, dass sie unter das KAGB fällt und infolgedessen eine Rückabwicklung der Beteiligung angeordnet werden kann.

Zwischen der Geschäftsführerin, der Anbieterin und der Treuhänderin bestehen personelle und gesellschaftsrechtliche Verflechtungen, so dass Interessenkonflikte möglich sind. Im Prospekt und im Gesellschaftsvertrag wird nicht konkret erwähnt, wie die Treuhänderin abstimmen soll, wenn ihr die Treugeber (Anleger) keine Weisung erteilen. Nach Aussage der Anbieterin stimme die Treuhänderin dann „nach bestem Wissen und Gewissen“ ab. Die Anbietern bzw. die 2014 gegründete Leonidas Wind France werden laut Prospekt die technische und die kaufmännische Betriebsführung der Windenergieanlagen der Emittentin übernehmen. Die Betriebsführungsverträge sind noch nicht abgeschlossen und die Vertragsinhalte nicht im Prospekt dargestellt. Es besteht das Risiko, dass die laufenden Kosten der Betriebsführung über den im Prospekt kalkulierten Betriebsführungskosten liegen werden. Ein weiteres Potential für Interessenkonflikte besteht beim Mittelverwendungskontrolleur, da dessen Geschäftsführer im Aufsichtsrat der Anbieterin sitzt.

Stärken
Bereits neuntes französisches Windenergie-Beteiligungsangebot der Anbieterin
Aussagekräftige Investitionskriterien
Einspeisevergütung mit Inflationsanpassung

Schwächen
Blind-Pool
Bau- und Inbetriebnahmerisiken

Chancen
Niedrigere Fremdkapitalzinsen als kalkuliert

Risiken
Geringerer Stromertrag als kalkuliert
Steuererhöhungen in Frankreich


Fazit:

Finanziell


Die Investitionen stehen noch nicht fest, so dass auch projektbezogene Verträge noch nicht abgeschlossen sind. Aufgrund dieser Blind-Pool-Konzeption bestehen entsprechend erhöhte Prognoseunsicherheiten. Windparkprojekte, welche die Emittentin erwirbt, müssen gemäß der Investitionskriterien zur Erfüllung der prospektierten Ausschüttungserwartung geeignet sein. Die Renditeerwartung des Beteiligungsangebotes ist höher als bei Windpark-Beteiligungen, die in vergleichbare Projekte in Deutschland investieren. Zum einen ist ein Renditeaufschlag marktgerecht, um das tendenziell höhere Risiko einer Investition ins Ausland abzugelten. Zum anderen ist die Konkurrenz um Windkraftstandorte nicht so hoch wie in Deutschland, da es in Frankreich noch deutlich mehr geeignete freie Standorte gibt. Allerdings sind inzwischen auch die Kaufpreise für Windparks in Frankreich gestiegen, so dass nach Angaben der Anbieterin für die vorliegende Beteiligung die Ausschüttungsprognose gegenüber den Vorgänger-Beteiligungen nach unten angepasst werden musste, von 230 Prozent (Leonidas XVII) auf nun 214 Prozent.

Nachhaltigkeit

Die Windkraft auf dem Land bietet in Frankreich eine nachhaltige Form der Energieerzeugung – sowohl im ökologischen wie im volkswirtschaftlichen Sinne.

ECOreporter.de-Empfehlung

Die Initiatorin Leonidas hat sich auf den französischen Windkraftmarkt spezialisiert und verfügt inzwischen über umfangreiche Erfahrungen und Kenntnisse. Die Investitionen der Emittentin stehen aber noch nicht fest, so dass eine Bewertung des Beteiligungsangebotes anhand eines konkreten Projektes nicht möglich ist. Falls die Emittentin ein Windparkprojekt erwerben kann, das die im Prospekt aufgeführten Investitionskriterien vollständig erfüllt, könnte das Beteiligungsangebot eine den Risiken angemessene Renditeerwartung bieten.

Basisdaten

Anbieterin und Prospektverantwortliche: Leonidas Associates AG, Eckental
Beteiligungsgesellschaft (Emittentin): Leonidas Associates XVIII Wind GmbH & Co. KG, Kalchreuth
Komplementärin und Fondsgeschäftsführerin: Leonidas XVIII Verwaltungs GmbH, Kalchreuth
Treuhänderin: Leonidas Treuhand Beteiligungsgesellschaft GmbH, Kalchreuth
Beteiligungsform: Treugeber, Umwandlung in Direktkommanditist möglich

Währung: Euro
Gesamtfinanzierungsvolumen: 37,5 Millionen Euro
Eigenkapitalvolumen (ohne Agio): 10,4 Millionen Euro
Mindestzeichnungssumme: 10.000 Euro
Agio: 5 Prozent
Laufzeit: bis zum 31. Dezember 2032 (Planung)

BaFin-Billigung: Ja
Leistungsbilanz: Ja (Kurzform)
IDW-Prospektprüfungsbericht: in Planung
Mittelverwendungskontrolle: Langheinrich Treuhand GmbH, Lauf an der Pegnitz
Sensitivitätsanalyse: Ja
Haftsumme: 0,1 Prozent der Kommanditeinlage (Außenverhältnis), 100 Prozent der Kommanditeinlage (Innenverhältnis)
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