Unabhängige Analyse: Zukunftsenergie Deutschland 4 von Neitzel & Cie. im ECOanlagecheck

Der Sachwertspezialist Neitzel & Cie. aus Hamburg bietet mit „Zukunftsenergie Deutschland 4“ eine Vermögensanlage an, die konzeptionsgemäß sowohl hauptsächlich in Photovoltaik-Anlagen als auch in Blockheizkraftwerke investiert. Ab 20.000 Euro plus fünf Prozent Agio können Anleger sich beteiligen. Der ECOanlagecheck analysiert das Angebot. Sie können hier eine PDF-Version dieses ECOanlagechecks herunterladen.

Die Emittentin hat im März 2016 eine Solar-Dachanlage in Dortmund mit einer Nennleistung von rund 0,92 Megawattpeak (MWp) erworben, die seit 2011 im Betrieb ist. Im Dezember 2016 hat die Emittentin den Kaufvertrag für drei Solar-Dachanlagen-Projekte in Mecklenburg-Vorpommern unterschrieben. Die drei Anlagen mit einer Nennleistung von zusammen rund 2,0 MWp sollen im ersten Halbjahr 2017 errichtet werden. Nach Angaben der Initiatorin Neitzel & Cie. ist es geplant, weitere Solarprojekte mit einer Gesamtleistung von ungefähr sieben Megawatt im Laufe des Jahres anzukaufen. Dabei handelt es sich ebenfalls um neu zu errichtende Dachanlagen. In Blockheizkraftwerke hat die Emittentin bislang nicht investiert. Nach Angaben der Initiatorin laufen Verhandlungen zum Erwerb von drei bis vier Blockheizkraftwerken.

Anleger beteiligen sich zunächst über eine Treuhänderin an der Emittentin Zukunftsenergie Deutschland 4 Betriebsgesellschaft mbH & Co. KG. Zum Ende des Jahres, in dem sich die Anleger beteiligen, werden die Anleger als Direktkommanditist in das Handelsregister eingetragen.

Initiatorin und Leistungsbilanz

Anbieterin der Vermögenanlage ist die Emittentin Zukunftsenergie Deutschland 4 Betriebsgesellschaft mbH & Co. KG. Initiatorin des Angebotes ist das von Bernd Neitzel inhabergeführte Unternehmen Neitzel & Cie., 2007 gegründet. Es hat vor 2010 zwei Schiffsbeteiligungen und seit 2010 drei Solar-Kommanditbeteiligungen auf den Markt gebracht. In der Leistungsbilanz 2015 wird die Entwicklung der drei Solar-Beteiligungen dargestellt, die jeweils in Deutschland investierten. Die Ausschüttungen an die Anleger der ersten Solarbeteiligung liegen mit bislang insgesamt 48,5 Prozent – für die Jahre 2010 bis 2015  – 3,5 Prozentpunkte über der Prognose. Bei der zweiten Solarbeteiligung erfolgten die Ausschüttungen bislang 2,5 Prozentpunkte über Plan. Zudem gab es aus dem Verkauf eines Solaranlagenportfolios eine vorzeitige Auszahlung von rund 6,7 Prozent. Bei der dritten Solarbeteiligung liegen die Ausschüttungen bislang 1,25 Prozentpunkte über Plan.

Eigenkapitalhöhe und Platzierungsgarantie

Gesamtfinanzierungsvolumen: 57,5 Millionen Euro
Eigenkapitalvolumen: 20,0 Millionen Euro (34,82 Prozent)
Platzierungsgarantie: Nein
Agio: 1,0 Millionen Euro (1,74 Prozent)
Fremdkapitalvolumen: 36,5 Millionen Euro (63,44 Prozent)

Das Eigenkapitalvolumen kann laut Gesellschaftsvertrag auf bis zu 40 Millionen Euro erhöht werden. Laut Prospekt ist eine Platzierungsgarantie nicht vorgesehen, da die Realisierung auch bei einem geringen Eigenkapital erfolgen könne, weil die Anzahl der Investitionsobjekte flexibel sei und die Höhe der Nebenkosten überwiegend prozentual abhängig vom platzierten Eigenkapital sind. Bislang ist ein Eigenkapital von rund 6,8 Millionen Euro eingeworben (Stand: 7. März 2017).

Bei der ersten Investition, dem Solarpark Dortmund, hat die Emittentin das seit 2011 bestehende Bankdarlehen über 1,57 Millionen Euro mit einem Darlehenszins von 3,9 Prozent pro Jahr übernommen. Zusätzlich hat sie ein Bankdarlehen über 200.000 Euro mit einer Verzinsung von 2,1 Prozent neu abgeschlossen. Die Fremdkapitalquote der Projektfinanzierung beträgt somit insgesamt ungefähr 77 Prozent. Für die drei Solarprojekte in Mecklenburg-Vorpommern laufen nach Angaben der Initiatorin Verhandlungen mit Banken über eine Darlehensvergabe. Sie plant hier mit einer Fremdkapitalquote von 80 Prozent.

In der Prognoserechnung geht die Emittentin für die Solaranlagen von einem Darlehenszins von 3,2 Prozent pro Jahr aus. Den Anschlusszins nach Ablauf der zehnjährigen Zinsbindungsfrist kalkuliert die Emittentin ebenfalls mit 3,2 Prozent. Für die Blockheizkraftwerke beträgt der angenommene Zinssatz 7,0 Prozent pro Jahr. Im Bereich Blockheizkraftwerke erfolgen Investitionen nach Angaben der Emittentin eventuell auch ohne Fremdkapitalanteil.

Nebenkosten
(in Prozent des Eigenkapitalvolumens ohne Agio)

Agio: 5,0 Prozent
Eigenkapitalvermittlung (ohne Agio): 6,0 Prozent
Projektierung, Konzeption und Prospekterstellung: 7,1 Prozent
Gesamtweichkosten: 18,1 Prozent

Die Gesamtweichkostenquote liegt im für Solar-Beteiligungsangebote marktüblichen Bereich.

Laufende Kosten

Geschäftsführungs- und Treuhandvergütung (bei Vollplatzierung, 2018): 82.000 Euro
Sonstige Verwaltungskosten (Prognose, 2018): 70.000 Euro
Kaufmännische Betriebsführung (Prognose, 2018): 188.000 Euro
Pacht (Prognose, 2018): 189.000 Euro
Wartung und Reparatur (Prognose, 2018): 108.000 Euro
Technische Betriebsführung Solaranlagen (Prognose, 2018): 179.000 Euro

Blockheizkraftwerke:
Technische Betriebsführung (Prognose, 2018): 109.000 Euro
Reinvestitionsmaßnahmen (Prognose, 2018): 350.000 Euro
Wartung (Prognose, 2018): 860.000 Euro
Gaseinkauf (Prognose, 2018): 4.233.000 Euro
Kostensteigerung pro Jahr: 1,0 bis 1,5 Prozent (Prognose); vertragliche Indexierung bei Geschäftsführungs- und Treuhandvergütung mit 1,0 Prozent pro Jahr

Die Zahlen gelten bei einem Eigenkapitalvolumen von 20 Millionen Euro. Prognosegemäß handelt es sich 2018 um das erste Kalenderjahr, im dem alle Anlagen der Emittentin zu Jahresbeginn in Betrieb sein werden. Die Betriebskostenstruktur von Blockheizkraftwerken unterscheidet sich deutlich von der von Photovoltaik-Anlagen. Neben den höheren Wartungskosten zeigt sich das insbesondere bei den Energieträgern: Die von den Photovoltaik-Anlagen benötigte Sonnenstrahlung ist kostenlos, wogegen für Blockheizkraftwerke der Energieträger – in diesem Fall Erdgas – eingekauft werden muss.

Die Entwicklung des Gaspreises kann laut Sensitivitätsanalyse einen erheblichen Einfluss auf die Höhe der Ausschüttungen an die Anleger haben. Es ist aber marktüblich, dass die Entwicklung des Gaspreises über entsprechende Vertragsklauseln vollständig oder größtenteils an die Strom- und Wärmekunden als Mieter weitergegeben werden. Auch bei der Emittentin werden die Gas-Einkaufspreise nach Angaben der Anbieterin an den Nutzer weitergegeben oder langfristig gesichert, falls es zu einem Verkauf von Strom und Wärme an den Mieter kommen sollte. Daneben ist laut Prospekt auch ein Pachtmodell möglich, bei dem der Mieter auch Betreiber der Blockheizkraftwerke ist, so dass er seinen Gaseinkauf selbst steuere und verantworte. In diesem Fall trägt der Mieter auch die Kosten für Gaseinkauf und Wartung, so dass in diesem Fall die im Prospekt prognostizierten – und in der obigen Aufstellung aufgeführten – laufenden Kosten für Gaseinkauf und Wartung bei der Emittentin entfallen würden.

Laufzeit und Ausschüttungen

Laufzeit: unbefristet, laut Planung bis Ende 2025 (alternative Planung: bis Ende 2035), erstmaliges Kündigungsrecht zum 31. Dezember 2035, Auflösung der Gesellschaft mit 75-Prozent-Mehrheit der Gesellschafter
Gesamtausschüttung (Prospektkalkulation, bei Verkauf 2025): 168 Prozent (inkl. 105 Prozent Kapitalrückzahlung)
Ausschüttung durch Verkaufserlös (Prospektkalkulation, bei Verkauf 2025): 100 Prozent
Renditeprognose vor Steuern pro Jahr (IRR, Berechnung auf Basis der Prospektkalkulation bei Verkauf 2025): 6,1 Prozent
Einkunftsart: Einkünfte aus Gewerbebetrieb

Das aktuelle Konzept sieht vor, dass die Photovoltaik-Anlagen und Blockheizkraftwerke Ende 2025 veräußert werden. Die Prognoserechnung geht davon aus, dass die Photovoltaik-Anlagen 25 Jahre arbeiten werden. Insofern geht die Emittentin davon aus, dass die Pachtverträge 25 Jahre laufen bzw. nach Ablauf von 20 Jahren um weitere 5 Jahre verlängert werden können. Die Lebensdauer der Blockheizkraftwerke ist mit 21 Jahren tendenziell eher optimistisch kalkuliert. Nach Angaben der Anbieterin wurde der Zeitraum gewählt, um die prognostizierte Vertragsdauer – 10 Jahre plus zweimal 5 Jahre Verlängerungsoption – abzubilden. Es werde aber nicht damit gerechnet, dass die Blockheizkraftwerke 21 Jahre einwandfrei und ohne Leistungseinbußen laufen werden. Die Blockheizkraftwerk-Projekte werden laut Aussage der Anbieterin so kalkuliert, dass sie auch bei einer Lebensdauer von 10 Jahren die geforderte Mindestrentabilität – 7,5 Prozent pro Jahr – prognosegemäß  übertreffen sollen.

Die in dem Zeitraum nach 2025 prognosegemäß erzielbaren Nettoerträge hat die Emittentin für die Ermittlung des Verkaufspreises mit 8 Prozent pro Jahr abgezinst. Es wird kalkuliert, dass die Photovoltaik-Anlagen nach Ende des Förderzeitraumes des EEG den erzeugten Strom zu einem Preis von 0,09 Euro/kWh verkaufen können. Beim Verkauf einer Photovoltaik-Anlage oder eines Blockheizkraftwerkes erhalten die Geschäftsführerin der Emittentin und die Treuhänderin jeweils zwei Prozent der Veräußerungserlöse.

Im Prospekt ist auch eine Prognoserechnung für eine Laufzeit bis Ende 2035 dargestellt. In diesem Fall wird eine Gesamtausschüttung von rund 197 Prozent erwartet. Auf Basis des prospektierten Ausschüttungsverlaufes ergibt sich eine Renditeprognose vor Steuern (IRR) von rund 5,5 Prozent pro Jahr.

Investitionen

Die Emittentin hat bislang vier Solarprojekte gekauft. Beim zuerst erworbenen Projekt handelt es sich um eine Photovoltaik-Dachanlage, die seit Ende Juni 2011 im Betrieb ist. Die Anlage mit einer Nennleistung von rund 0,92 MWp befindet sich auf dem Dach eines Logistikzentrums in Dortmund in Nordrhein-Westfalen. Die Einspeisevergütung für den von der Anlage erzeugten Strom beträgt 26,07 Cent/kWh. Die Photovoltaik-Anlage ist mit polykristallinen Modulen von Canadian Solar und Wechselrichtern des deutschen Herstellers Kaco ausgestattet. Das Gesamtinvestitionsvolumen für die Photovoltaik-Anlage beträgt rund 2,1 Millionen Euro. Das entspricht rund 3,7 Prozent des bei Vollplatzierung geplanten Gesamtinvestitionsvolumens der Emittentin. Der Pachtvertrag wurde bei der Inbetriebnahme der Anlage für 20 Jahre geschlossen. 2016 hat die Anlage den prognostizierten Stromertrag von rund 940 kWh/kWp im Jahr erreicht. Nach Angaben der Anbieterin läuft die Anlage technisch konstant und nahezu störungsfrei.

Die Standorte der drei geplanten Solar-Dachanlagen in Mecklenburg-Vorpommern sind Neverin, Neddemin und Röbel. Die Anlagen mit einer Nennleistung von zusammen rund 2 MWp sollen im ersten Halbjahr 2017 auf landwirtschaftlich genutzten Gebäuden und Lagerhallen errichtet werden. In einem zweiten Bauabschnitt ist nach Angaben der Initiatorin die Erweiterung der Nennleistung auf 3,0 MWp vorgesehen. Die Einspeisevergütung für den von den Anlagen erzeugten Strom beträgt nach erfolgter plangemäßer Inbetriebnahme rund 11 Cent/kWh. Die Solaranlagen sind mit polykristallinen Modulen von Canadian Solar und Wechselrichtern des chinesischen Herstellers Huawai ausgestattet. Das Gesamtinvestitionsvolumen für die drei Solaranlagen beträgt voraussichtlich rund 2,5 Millionen Euro. Das entspricht rund 4,3 Prozent des bei Vollplatzierung geplanten Gesamtinvestitionsvolumens der Emittentin. Die Kaufpreise für die drei Anlagen beinhalten nach Angaben der Initiatorin zum Teil die Dachsanierungen anstelle laufender Pachtzahlungen. Verpächter sind Agrargenossenschaften und Gewerbeunternehmen. Die Pachtverträge sind für jeweils 27 Jahre geschlossen.

In weitere Anlagen hat die Emittentin noch nicht investiert (Stand: 6. März 2017). Das Eigenkapitalvolumen der vier erworbenen Projekte beträgt rund eine Million Euro. Damit ist die Emittentin gemessen am geplanten Eigenkapitalvolumen von 20 Millionen Euro zu rund 5 Prozent investiert. Die laut Prospekt noch in Prüfung befindlichen zwei Solaranlagen und ein Blockheizkraftwerk hat die Geschäftsführung der Emittentin nach eigenen Angaben  zwischenzeitlich abschließend geprüft und entschieden, die Anlagen nicht zu kaufen.
Zudem hatte die Emittentin Ende 2015 einen Kaufvertrag für das Blockheizkraftwerk Weida mit einer Nennleistung von rund 4 MW geschlossen. Die Emittentin hat das Blockheizkraftwerk Weida aber nicht übernommen, da die Verkäuferin nicht alle vertraglich vereinbarten Voraussetzungen erfüllt habe und zudem die Pächterin des Blockheizkraftwerkes verkauft wurde. Der Emittentin entstanden den Angaben nach im Zusammenhang mit der Transaktion bis September 2016 Kosten in Höhe von 65.000 Euro. Nach Angaben der Initiatorin sind die Vergleichsverhandlungen mit dem Verkäufer des Blockheizkraftwerk Weida inzwischen außergerichtlich abgeschlossen, die Emittentin werde eine Schadensersatzzahlung von 450.000 Euro erhalten. Die schriftliche Protokollierung werde derzeit bei Gericht erstellt. Die Zahlung an die Emittentin soll im März 2017 erfolgen (Stand: 6. März 2017).

Derzeit plant die Emittentin, weitere Solarprojekte mit einer Gesamtleistung von ungefähr sieben Megawatt im Laufe des Jahres anzukaufen. Dabei handelt es sich um neu zu errichtende Dachanlagen. Zudem laufen nach Angaben der Initiatorin Verhandlungen zum Erwerb von drei bis vier Blockheizkraftwerken.

Grundsätzlich plant die Emittentin, zu 65 bis 75 Prozent in Photovoltaik-Anlagen und zu 25 bis 35 Prozent in Blockheizkraftwerke zu investieren. Die Prognoserechnung beruht auf einer Verteilung von 73 Prozent in Photovoltaik-Anlagen und 27 Prozent in Blockheizkraftwerken. Die Investitionskriterien sehen aber keine bestimmte Verteilung vor, so dass die Emittentin beispielsweise auch zu über 50 Prozent in Blockheizkraftwerke investieren kann. Für die geplanten Investitionen in Blockheizkraftwerke hat die Emittentin eine separate Betriebsgesellschaft gegründet, während die Photovoltaik-Anlagen direkt bei der Emittentin angesiedelt sind.

In dem prospektierten, umfangreichen Investitionskriterienkatalog ist unter anderem festgelegt, dass die Emittentin nur in Photovoltaik-Anlagen und Blockheizkraftwerke investieren darf, die sich in Deutschland befinden und fertiggestellt sind. Das wirtschaftliche Investitionskriterium verlangt, dass die Investments laut der jeweiligen projektbezogenen Prognoserechnung eine Rendite (IRR) von mindestens 8,0 Prozent pro Jahr bei Photovoltaik-Anlagen und von mindestens 7,5 Prozent pro Jahr bei Blockheizkraftwerken erzielen müssen.

Die NCF Fondsverwaltung GmbH, die bei der Emittentin die Verwaltung und kaufmännische Betriebsführung übernimmt, hat Rahmenverträge mit der renommierten 8.2 Ingenieurpartnerschaft Obst & Ziehmann abgeschlossen, die auf Erneuerbare-Energien-Anlagen spezialisiert ist und im Bereich Solar über langjährige, umfangreiche Erfahrungen verfügt. Sie hat bereits bei den vorherigen drei Energie-Beteiligungen von Neitzel & Cie. die technischen Prüfungen durchgeführt. Im Bereich Kraft-Wärme-Kopplung (Blockheizkraftwerke) arbeitet sie mit der GET mbH zusammen. Nach Angaben von 8.2 hat sie zusammen mit GET bei deutlich mehr als 100 Blockheizkraftwerken die technischen Prüfungen durchgeführt, darunter auch bei großen Anlagen.

Ökologische Wirkung

Der Großteil der von der Emittentin geplanten Investitionen steht noch nicht fest, so dass die ökologische Wirkung des Beteiligungsangebotes noch nicht abschließend zu beurteilen ist. Bei den Solarinvestitionen der Emittentin kann es sich gemäß den Investitionskriterien sowohl um Freiflächenanlagen als auch um Dachflächenanlagen handeln. Aktuell hat sich der Investitionsfokus der Emittentin von bestehenden Solaranlagen auf neu zu errichtende Solaranlagen verlagert. Die Emittentin finanziert in diesen Fällen den Bau von neuen Solaranlagen, so dass diese Investitionen der Emittentin eine direkte positive ökologische Wirkung haben.

Die Blockheizkraftwerke müssen laut Investitionskriterium alle hocheffizient sein und einen Gesamtjahresnutzungsgrad von mindestens 70 Prozent erreichen. Blockheizkraftwerke können Wirkungsgrade von über 90 Prozent erzielen, wenn die bei der Stromerzeugung anfallende Wärme vollständig genutzt wird. Somit sind bis zu 40 Prozent der Primärenergie einzusparen. Die Projekte der Emittentin stehen noch nicht fest, so dass Wärmenutzungskonzepte und damit die genaue Höhe des Einsparpotentials an fossilen Brennstoffen nicht beurteilt werden können.

Als Brennstoff wird bei den Blockheizkraftwerken laut Prospekt Erdgas eingesetzt werden. Der Einsatz von Erdgas ist aus ökologischer Sicht zumindest positiver zu beurteilen als der Einsatz von Dieselkraftstoff, da bei der Verbrennung von Diesel deutlich mehr Emissionen (Schwefeldioxid, Staub) entstehen als bei der Verbrennung von Erdgas.
Bei Erdgas handelt es sich um einen fossilen Brennstoff, so dass ein Verzicht auf die Energiegewinnung aus Erdgas langfristig anzustreben ist. Allerdings ist derzeit noch nicht absehbar, wann erneuerbare Energien die fossilen Brennstoffe wie Erdgas im Bereich der Wärmeerzeugung (vollständig) ersetzen können. Daher handelt es sich bei Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen wie Blockheizkraftwerken um eine Brückentechnologie, der aufgrund ihrer hohen Wirkungsgrade/Energieeffizienz eine positive ökologische Wirkung beschieden werden kann, wenn Erdgas als Brennstoff eingesetzt wird.

Risiko

Gemessen am geplanten Eigenkapitalvolumen sind bislang weniger als zehn Prozent der geplanten Investitionen bekannt, so dass ein Teil-Blindpool-Risiko besteht. Die Emittentin liegt zeitlich hinter dem ursprünglich prospektierten Investitionsplan zurück. Es besteht das Risiko, dass sie nicht ausreichend viele werthaltige Investitionen tätigen kann, die die Investitionskriterien erfüllen. Die prospektierten Investitionskriterien sind umfangreich und aussagekräftig. Die Emittentin darf beispielsweise gemäß den Investitionskriterien im Grundsatz nur in Photovoltaik-Anlagen und Blockheizkraftwerke investieren, die fertiggestellt sind. Laut den Investitionskriterien kann aber vor Netzanschluss und Auszahlung des Fremdkapitals investiert werden, wenn „entsprechende werthaltige Sicherheiten durch den Generalübernehmer bzw. Verkäufer gestellt werden, die bei Nichterfüllung der Übernahmevoraussetzungen die vollständige und unverzügliche Rückzahlung des investierten Kapitals garantieren“. Bei den werthaltigen Sicherheiten kann es sich laut Aussage der Initiatorin nur um Bankgarantien handeln. Bei den noch nicht fertiggestellten (Stand: 6. März 2017) Solaranlagen in Mecklenburg-Vorpommern liegen nach Angaben der Emittentin Vertragserfüllungsbürgschaften einer Bank vor.

Die vorliegende Vermögensanlage ist das erste Beteiligungsangebot der Initiatorin, das in Blockheizkraftwerke investiert. Die Initiatorin verfügt daher nicht über langjährige Erfahrungen und Kompetenzen in dem Bereich, so dass ein erhöhtes Risiko bestehen kann, dass sie bei der kaufmännischen Beurteilung von möglichen Blockheizkraftwerk-Investitionen Fehleinschätzungen vornimmt. Das Risiko wird dadurch gemindert, dass sie Partner eingebunden hat, die über fundierte Erfahrungen in dem Bereich bei der technischen Beurteilung verfügen.

Ein wesentliches Risiko bei Erneuerbare-Energien-Anlagen besteht grundsätzlich darin, dass sie weniger Strom liefern können als prognostiziert. Bei Blockheizkraftwerken ist es möglich, dass die tatsächlichen Wirkungsgrade im Betrieb niedriger sind als vorher geplant. Zudem besteht während des Betriebs der Blockheizkraftwerke beispielsweise das Risiko von Schäden an den Anlagen und Betriebsunterbrechungen. Dieses Betriebsrisiko der Blockheizkraftwerke soll über umfangreiche Versicherungspakete reduziert werden. Die Bonität der Mieter der Blockheizkraftwerke wird vor Vertragsabschluss von der Geschäftsführung der Emittentin und zusätzlich von einer Wirtschaftsprüfungsgesellschaft überprüft. Trotzdem besteht das Risiko, dass Mieter ihre Zahlungen an die Emittentin nicht vertragsgemäß leisten.

Die Erlöse und Kosten, die mit dem operativen Betrieb der Blockheizkraftwerke verbunden sind, sind teilweise von gesetzlichen Regelungen abhängig. Zu nennen ist hier insbesondere das Kraft-Wärme-Kopplungs-Gesetz (KWKG). Mit dem KWKG 2016 sind beispielsweise die KWK-Zuschläge für selbst genutzten KWK-Strom weitgehend entfallen. Mit dem KWKG 2017 hat der Gesetzgeber Ausschreibungsverfahren für KWK-Anlagen mit einer Leistung von 1 bis 50 MW eingeführt, wobei Detailfragen noch offen sind. Es besteht das Risiko, dass aufgrund der oftmals veränderten Rahmenbedingungen eine Rechts- und Investitionsunsicherheit besteht und infolgedessen geplante KWK-Projekte sich verzögern oder scheitern. Wenn insgesamt in Deutschland weniger in neue Blockheizkraftwerke investiert werden sollte, können sich auch die Geschäftsaussichten der Emittentin im Bereich Blockheizkraftwerke verschlechtern.

Solaranlagen sind in der Regel wirtschaftlich abhängig von den gesetzlichen Einspeisevergütungen des EEG. Es kann nicht vollkommen ausgeschlossen werden, dass das EEG mit rückwirkender Wirkung für Bestandsanlagen geändert wird oder die Steuerlast für Solaranlagenbetreiber erhöht wird. Beides könnte einen wirtschaftlichen Betrieb der Solaranlagen erschweren.

Stärken 
Breite Risikostreuung durch Investition in mehrere Standorte und zwei Technologien geplant
Aussagekräftige Investitionskriterien
Einbindung von erfahrenen Gutachtern
Konzeptionsgemäß kein Fertigstellungsrisiko für die Emittentin

Schwächen
Teil-Blindpool-Konzeption
Erstes Blockheizkraftwerk-Angebot der Initiatorin

Chancen
Geringere Degradation der Solarmodule

Risiken
Erreichen des prognostizierten Verkaufserlöses Ende 2025
Energieertragsschwankungen
Betrieb der Blockheizkraftwerke


Fazit:

Finanziell

Der Großteil der Ausschüttungen an die Anleger soll aus dem Verkaufserlös der Anlagen Ende 2025 erzielt werden. Die Verkaufserlösberechnung ist nachvollziehbar und im Grundsatz realistisch. Aufgrund der Teil-Blindpool-Konzeption bestehen aber entsprechende Prognoseunsicherheiten. Zudem ist die Lebensdauer der Blockheizkraftwerke tendenziell eher optimistisch kalkuliert.

Die sich auf Basis der Prospektkalkulation für die Anleger ergebene Renditeerwartung ist mit rund 6 Prozent im Marktvergleich überdurchschnittlich hoch. Sie beruht auf dem Investitionskriterium, das für die einzelnen Projekte eine Renditeerwartung von mindestens 7,5 Prozent pro Jahr (Blockheizkraftwerken) bzw. von mindestens 8,0 Prozent pro Jahr (Photovoltaik-Anlagen) verlangt. Eine Rendite von mindestens 8,0 Prozent ist derzeit in Deutschland bei Investitionen in Solaranlagen in der Regel aber nur schwer zu erzielen. Es ist aber möglich, dass die Initiatorin Neitzel & Cie. aufgrund ihrer langjährigen Erfahrung mit über 20 erworbenen Solarparks für drei Beteiligungsangebote über einen überdurchschnittlich guten Marktzugang verfügt, um geeignete Solarprojekte für die Emittentin anbinden zu können.

Daneben kann es aber trotzdem erforderlich sein, dass die Emittentin – wie beim Solarpark Dortmund erfolgt - bei den Solarinvestitionen zusätzliches, niedrig verzinstes Fremdkapital aufnimmt, um die zu erwartende Eigenkapitalrendite auf mindestens 8 Prozent zu erhöhen. Gleichzeitig steigt so mit der Eigenkapital-Renditeerwartung aber tendenziell auch das Risiko, dass Zins- und Tilgungszahlungen nicht vertragsgemäß geleistet werden können. Das gilt insbesondere dann, wenn die Emittentin die geplante Risikostreuung über mehrere Projekte infolge einer eventuell geringeren Eigenkapitalplatzierung nicht realisieren kann.

Nachhaltigkeit

Die geplante Kombination von Photovoltaik-Anlagen und grundlastfähigen Blockheizkraftwerken ist ökologisch sinnvoll. Insgesamt verfolgt die Emittentin eine nachhaltige Investitionsstrategie.

ECOreporter.de-Empfehlung

Die Angebotskonzeption und die Investitionsstrategie sind insgesamt plausibel. Die geplante Investition in zwei Bereiche, die sich deutlich voneinander unterscheiden, ist zielführend, um ein angemessenes Renditeerwartungs-Risiko-Verhältnis zu erreichen.


Basisdaten

Anbieterin und Beteiligungsgesellschaft (Emittentin): Zukunftsenergie Deutschland 4 Betriebsgesellschaft mbH & Co. KG, Hamburg
Komplementärin und Geschäftsführerin: ZED4 Verwaltung GmbH, Hamburg
Treuhänderin und Gründungskommanditistin: St. Annen Treuhand GmbH, Hamburg
Beteiligungsform: Beitritt als Treugeber, danach Umwandlung in Direktkommanditist

Fondswährung: Euro
Gesamtfinanzierungsvolumen: 57,5 Millionen Euro
Eigenkapitalvolumen (ohne Agio): 20,0 Millionen Euro
Mindestzeichnungssumme: 20.000 Euro
Agio: 5 Prozent
Laufzeit: unbefristet, erstmalige Kündigungsmöglichkeit zum 31. Dezember 2035

BaFin-Billigung: Ja
Leistungsbilanz: Ja
IDW-Prospektprüfungsbericht: Ja
Mittelverwendungskontrolle: Ja
Sensitivitätsanalyse: Ja
Haftsumme: 1,0 Prozent der Kommanditeinlage (Außenverhältnis), 100 Prozent (Innenverhältnis)