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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


-- ii--

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.


-- 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


-- iv--

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.


-- v--

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


-- vi--

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


-- vii--

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


-- 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


GesbR Modell in der Gemeinde Weyer ...................................................................64


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


Körperschaftssteuer beim Genossenschaftsmodell „Mit der Sonne eGen“..............84


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


Sparbuchmodell (Fallstudie Berg, Ausgangsszenario) .......................................... 108


Rahmenbedingungen für das Sparbuchmodell (Fallstudie Berg) .......................... 110


Sale-and-Lease-back Modell für die Photovoltaikanlage am Kindergartendach

(10,29 kWp), Überschusseinspeisung als Haushaltskraftwerk / Ökostrom AG;

Ausgangsszenario ................................................................................................ 115


-- ix--


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


-- 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).


-- 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


-- 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


-- 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).


-- 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


-- 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.


-- 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.


-- 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).


-- 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


-- 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).


-- 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


-- 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


-- 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


-- 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:


-- 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


-- 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.


-- 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


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.


-- 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


-- 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


-- 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).


-- 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


-- 33--



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)


-- 34--



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

-- 35--

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

-- 36--

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


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

mailto:[email protected]

https://www.buergersolarkraftwerk.at/eportal/

4. Beispielprojekte

-- 37--

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

-- 38--

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.


http://www.evn.at/

4. Beispielprojekte

-- 39--

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


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

-- 40--

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

-- 41--

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.


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

-- 42--

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

-- 43--

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

-- 44--

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.


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

-- 45--

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

-- 46--

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


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]


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


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]


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]


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:

[email protected]

Die folgende Beschreibung des Beteiligungsprojekts in der Stadtgemeinde Hainfeld

orientiert sich, sofern nicht anders ausgewiesen, an den Angaben von Stadtrat Klos.


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)


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)


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--


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





Laufende Kosten

WR-Tausch; Umbau

Kredit-zinsen

2,5%


(Erlöse - Kosten)

Ab-schreibung

Steuer-bemessung

Steuer (KÖSt. 25%)


Tilgung Strom-ersparnis

bei 50% Eigen-

verbrauch





-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--


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.


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.


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)


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)


Spezifische Errichtungskosten (netto): 1.400 EUR/kWp

Errichtungskosten gesamt (netto): 28.000 EUR


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.



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)


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)



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





Laufende Kosten

WR-Tausch; Umbau

Aufwands-entschäd.

GF

Einzahlungs-überschüsse

(Erlöse - Kosten)

vor Steuer


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--


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)


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--


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.


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.


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.


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.


Umsatzsteuer von 20%. Da die GmbH & Co. KG als Unternehmer auftritt, kann die



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


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.


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.


Investition Stromertragin kWh


Laufende Kosten (inkl. WR Tausch, Rücklagen)

Pachtkosten Aufwands-entschäd. GF GmbH


(Erlöse - Kosten) vor Steuern



-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


4. Beispielprojekte

-- 74--


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).


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


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--


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/


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


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)


Initiator: Roland Seepacher

Kontakt: Roland Seepacher (Obmann der Genossenschaft);

Mob.: +43 650 6282001; Email: [email protected] oder

[email protected]

Die folgende Projektbeschreibung orientiert sich, sofern nicht anders angegeben, an

den Angaben von Herrn Seepacher.


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)


Spezifische Errichtungskosten (netto): 1.600 EUR/kWh







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)



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.


Umsatzsteuer von 20%. Da die Genossenschaft als Unternehmer auftritt, kann die



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.

http://01.mitdersonne.at/

4. Beispielprojekte

-- 83--

4.5.1.3 Ertragsberechnung aus Sicht der Genossenschaft (dynamische Investitionsrechnung)

Gemeinde Judendorf-Straßengel; Eingetragene Genossenschaft (eGen)


Spez. Investkosten netto 1.600 EUR/kWp Anlagenleistung 20,00 kWp Kalkulationszinssatz 3,0% 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%


Gesamtinvestition 35.000 EUR Laufende Kosten AfA WR Tausch (J12 - J20) 552,6 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




Laufende Kosten

Kosten Revision

WR-Tausch; Umbau


(Erlöse - Kosten)

Ab-schreibung

Steuer-bemessung

Steuer (KÖSt. 25%)


Dividende Genossen-

schafter(2% p.a.)


nach Dividende



-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


4. Beispielprojekte

-- 84--


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).


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


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



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).







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)




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--


Fallstudie Berg; Variante 1: Sale-and-Lease-back Modell für die Finanzierung aller 3 Anlagen (71,79 kWp)


Spez. Investkosten netto 1.770 EUR/kWp Anlagenleistung (4 Anlagen) 71,79 kWp Kalkulationszinssatz 3,0% p.a.








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





Laufende Kosten

WR-Tausch; Umbau

VergütungZinsen

3%


(Erlöse - Kosten)

Ab-schreibung

Steuer-bemessung

Steuer (KÖSt. 25%)


Tilgung Strom-ersparnis bei

20% Eigen-verbrauch





-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--


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.


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


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


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



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--


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


(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--


Fallstudie Berg; Variante 2: Sparbuchmodell für die Finanzierung aller 3 Anlagen (71,79 kWp)


Spez. Investkosten netto 1.770 EUR/kWp Anlagenleistung (4 Anlagen) 71,79 kWp Kalkulationszinssatz 3,0% p.a.



Sonstige Kosten / Rücklagen 0 EUR Ertrag im J 1 71.790 kWh Körperschaftssteuer 25,0%





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





Laufende Kosten

WR-Tausch; Umbau

KreditZinsen 3,5%


(Erlöse - Kosten)

Ab-schreibung

Steuer-bemessung

Steuer (KÖSt. 25%)


Tilgung Strom-ersparnis bei

20% Eigen-verbrauch





-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--


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--


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


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--


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)


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


(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.


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--


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





Laufende Kosten

WR-Tausch; Umbau

Zinsen 3%


(Erlöse - Kosten)

Ab-schreibung

Steuer-bemessung

Steuer (KÖSt. 25%)


Tilgung Stromkosten Kindergarten

ohne PV (in EUR)

Strombezug Kindergarten

mit PV (kWh)

Stromkosten-ersparnis bei 20% Eigen-verbrauch PV Produktion

(in EUR)





-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--


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--


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


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


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--


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


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.


-- 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


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


für Gemeinden


+ kein Kapitalmarktprospekt


-- 131--


Vorteile Nachteile


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



~ 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



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


-- 132--


Vorteile Nachteile

Gesellschaftsrechtliche Beteiligungsmodelle

Gesellschaft bürgerlichen Rechts (GesbR)

Geeignet für wenig

komplexe Projekte bis

700.000 Euro

Jahresumsatz

Meist von Bürgern

initiiert



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)


+ 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


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



~ Totalverlust des

eingesetzten Kapitals der

Bürger möglich


-- 133--


Vorteile Nachteile


Genossenschaft

Geeignet für kleine bis

mittlere Anlagen und

kontinuierlichen Ausbau


+ unkomplizierter Eintritt in

die Genossenschaft; Anteile

leicht zu vergeben


+ 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)



~ 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


ausgeschlossen wird

~ geringe Öffentlichkeits-

wirksamkeit des Projektes

durch Anonymität der

Beteiligten



~ 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).


-- 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


-- 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.


-- 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.


-- 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.


-- 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


-- 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),


-- 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.


-- 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


-- 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


-- 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


-- 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


-- 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


-- 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


-- 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


-- 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:


-- 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


-- 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


-- 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


-- 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;


-- 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


-- 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


-- 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


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.

Literatur

-- 157--

Literatur

Arbeiterkammer (AK): AK.portal, Portal der Arbeiterkammern, Sparbücher im Test;

Webpage, 2013; http://www.bankenrechner.at/; letzter Zugriff 31.5.2013.

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Planer, Skriptum; 2011.

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Veigl A.: BürgerInnenbeteiligungsmodelle für erneuerbare Energieträger am Beispiel

einer PV-Anlage am Salzburger Messegelände. Wien: Österreichische Gesellschaft

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-- 167--

Anhänge

Anhang 1: Dynamische Investitionsrechnung

-- 168--


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).


-- 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).


-- 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:


-- 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--


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


-- 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).

http://www.lehrbuch-photovoltaik.de/abbildungen/hp_bild_1.8_solarzelle-und-solarmodul.png

http://www.lehrbuch-photovoltaik.de/abbildungen/hp_bild_1.8_solarzelle-und-solarmodul.png�


-- 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).


-- 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


-- 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 %


-- 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.

http://www.lehrbuch-photovoltaik.de/abbildungen/hp_bild_6.17_aufbau-solargenerator-mehrere-strings.png

http://www.lehrbuch-photovoltaik.de/abbildungen/hp_bild_6.17_aufbau-solargenerator-mehrere-strings.png�


-- 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).


-- 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.

http://www.lehrbuch-photovoltaik.de/abbildungen/hp_bild_1.9_netzgekoppelte-photovoltaikanlage-einfamilienhaus.png

http://www.lehrbuch-photovoltaik.de/abbildungen/hp_bild_1.9_netzgekoppelte-photovoltaikanlage-einfamilienhaus.png�


-- 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.


-- 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.


-- 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).

http://www.lehrbuch-photovoltaik.de/abbildungen/hp_bild_9.5_eigenverschattung-abstand-modulreihen-winkel.png

http://www.lehrbuch-photovoltaik.de/abbildungen/hp_bild_9.5_eigenverschattung-abstand-modulreihen-winkel.png�


-- 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


-- 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).


-- 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


-- 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°.


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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


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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.


-- 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


-- 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--


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).


-- 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


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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).


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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


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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


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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


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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.


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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).


-- 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,


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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


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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


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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


-- 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


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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


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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


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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).


-- 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

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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.


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


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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).


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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:


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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).


-- 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


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.


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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).


-- 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


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


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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


-- 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).


Die festgelegte Leasingrate ist fix festgelegt, meist in der Höhe von 1 – 5% des

Gegenwertes der Photovoltaikmodule (Gruber et al., 2012).


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


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



-- 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


-- 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).


-- 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


-- 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 &


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


-- 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 &


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


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


-- 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


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



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).


-- 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,


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



Die Ausschüttung kann jährlich (Annuitätentilgung) oder endfällig erfolgen.


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).


-- 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



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.


-- 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)


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


-- 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


-- 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).


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).


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).


-- 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.


-- 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


Kommanditgesellschaft


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


-- 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).


-- 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.


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).


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


-- 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


(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,


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


-- 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.


GmbH und Co. KG (Sonderform der Kommanditgesellschaft)


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.


-- 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


-- 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



-- 236--

Genossenschaft


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


-- 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


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.


-- 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 &


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).


-- 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).


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.


-- 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


-- 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


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.


-- 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


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.


-- 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.


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 &


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



-- 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 &


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).


-- 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


(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.


-- 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


-- 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.

BürgerbeteiligungundPhotovoltaik ... · Bürgerbeteiligung „im engeren Sinn“, sondern um...

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