Der Blaue Elefant: Blue Elephant Energy AG

Bereits im November haben wir von einer spannenden neuen Investmentopportunität gesprochen. Eine Gelegenheit, die sich uns, in einem normalen Börsenumfeld, so mit hoher Wahrscheinlichkeit kaum geboten hätte. Denn einzig dem schwachen Kapitalmarkt ist es geschuldet, dass diese Beteiligung zu einem aus unserer Sicht höchst attraktiven Preis überhaupt möglich wurde.

Dabei haben wir ganz maßgeblich davon profitiert, dass zahlreiche andere Fonds – im Gegensatz zu uns – im abgelaufenen Jahr schmerzliche Mittelabflüsse haben verkraften müssen. Trockenes Pulver, um in neue Ideen zu investieren, war vielerorten schlicht kaum vorhanden.

Der erste Kontakt zum Unternehmen kam Anfang November zustande, als uns die beiden Vorstände in Hannover besuchten, um die Möglichkeiten eines Börsengangs zu eruieren. Neben dem Management sind Herr Dr. Peter-Alexander Wacker, Aktionär, Vorsitzender des Aufsichtsrats und ehemaliger Vorstandsvorsitzender der börsennotierten Wacker Chemie AG, und die Jahr Holding, das Family Office der Familie Jahr aus Hamburg, bis vor einigen Jahren Teilhaberfamilie des Magazin-Verlags Gruner + Jahr, investiert. Aufgrund des schlechten Kapitalmarktumfeldes wurde der IPO nicht weiterverfolgt. Wir waren aber entschlossen, die Gelegenheit zu nutzen, uns an der privat durchgeführten Kapitalerhöhung zu beteiligen. Das Management und die bisherigen Großaktionäre haben die Kapitalerhöhung zu einem großen Teil selbst gezeichnet, während wir neben einem weiteren Investor aus dem Netzwerk von Blue Elephant der einzige neue und erste institutionelle Investor bei dieser Finanzierungsrunde waren.

Natürlich ist unklar, wann genau und zu welchen Konditionen ein Börsengang letztlich tatsächlich stattfinden wird. Wir sind aber der Überzeugung, dass unser Einstiegspreis attraktiv ist und bei planmäßiger Entwicklung viel Bewertungspotential nach oben bietet.

Für uns ergibt sich daher im Paladin ONE die Chance, im Moment eines Börsengangs einen sprunghaften Performance-Beitrag zu realisieren. Und sollte sich der Börsengang – beispielsweise aufgrund eines eingetrübten Kapitalmarktumfelds – doch länger hinziehen, unterliegt diese Position in der Zwischenzeit keinem Marktpreisrisiko. Denn es gibt keinen Börsenkurs, der fallen könnte.

Kein Marktpreisrisiko nach unten (solange sich das Unternehmen operativ wie erwartet entwickelt), gleichzeitig aber eine fühlbare Chance nach oben.

Geschäftsmodell mit hoher Visibilität

Die Blue Elephant Energy AG (BEE) ist ein Bestandshalter von Solar- und Windparks. Den Namen verdankt die Gesellschaft Herrn Dr. Wacker. Er gehörte zu den Investoren der ersten Stunde und beteiligte sich über seine Blue Elephant Holding.

Das Geschäftsmodell von BEE setzt auf langfristig wiederkehrende Erlösströme, die sich durch garantierte Einspeisevergütungen oder langfristige Stromabnahmeverträge (Power Purchase Agreements, PPA) ergeben. Durch die gute Planbarkeit dieser Erlöse ist die Gesellschaft in der Lage, die Anlagen mit einem hohen Fremdfinanzierungsanteil zu finanzieren. Dauerhaft stabile und attraktive Renditen auf das eingesetzte Kapital sind das Ziel.

Das Hamburger Unternehmen hat seine heutige Geschäftstätigkeit im Jahr 2016 aufgenommen und seither eine installierte Leistung von 350 MWp erworben. Diese entfallen auf 19 Solar- und 11 Windparks. Perspektivisch soll ein Portfolio aufgebaut werden, das mit rund 70% in Solar- und mit 30% in Windenergieanlagen investiert ist. Dabei wird sich der wesentliche Teil des Portfolios auf Deutschland und Nordeuropa konzentrieren. Durch die mittlerweile eingesetzte Ausschreibungspraxis haben sich die Einspeisevergütungen in Deutschland in den letzten Jahren deutlich verringert. Der garantierte Preis für Solarstrom liegt mittlerweile bei 4,3 Cent / KWh. Damit ist Solarstrom sogar in Deutschland im Vergleich zu den fossilen Energieträgern wettbewerbsfähig. In sonnenreicheren Regionen der Welt gilt dies um so mehr. Parallel gab es Preisrückgänge über die gesamte Wertschöpfungskette, angefangen bei den Herstellern von Solarmodulen und -komponenten bis hin zu den diversen involvierten Dienstleistern. Die für die Betreiber erzielbare Rendite hat sich in Deutschland insgesamt zwar reduziert, liegt aber immer noch auf einem attraktiven Niveau. Daher ist der deutsche Markt, neben anderen, für BEE immer noch interessant. Denn durch den skizzierten Preissenkungsprozess sind die Implementierung und der Betrieb von Solar- und Windkraftanlagen in Deutschland mittlerweile so weit optimiert, dass die Betreiberrisiken sehr niedrig sind.

Südeuropa soll künftig einen Anteil von rund 25% am gesamten BEE-Portfolio haben. Hier sind die Renditen deutlich höher, bedingt durch (bislang) höhere Einspeisevergütungen und die höhere Sonneneinstrahlung. Weitere 20% des Portfolios sollen im Rest der Welt investiert werden. Ein Projekt wurde bereits in der Dominikanischen Republik erworben.

Management mit gutem Track Record

BEE verfügt über ein erfahrenes Management-Team, das in dieser Konstellation bereits langjährig bei der börsennotierten Capital Stage AG (heute: Encavis AG) zusammengearbeitet hat.

Der heutige Vorstandsvorsitzende der BEE AG, Herr Felix Goedhart, wurde im Jahr 2006 zum Vorstand der damaligen Capital Stage bestellt. Capital Stage war zu dieser Zeit im Bereich Venture Capital tätig, wenn auch mit begrenztem Erfolg. Unter der Führung von Herrn Goedhart wurde das Beteiligungsportfolio veräußert / bereinigt. Nach dem Verkauf der zuletzt einzig wirklich werthaltigen Beteiligung an der Conergy AG verfügte die Gesellschaft über 30 Mio. Euro Liquidität.

Das neue Team restrukturierte Capital Stage zu einem Bestandshalter von Solar- und Windparks mit verlässlich planbarem Stromerzeugungsmodell und hohem Fremdfinanzierungsanteil. Letzteren unter anderem mit einem Genussrechtskapital, das die Gesellschaft von der Gothaer Versicherung erhielt (hierzu im Folgenden mehr). Bis Ende 2015 baute das Team somit ein Portfolio bestehend aus rund 80 einzelnen Anlagen mit einer Nennleistung von knapp 500 MW auf. Dies entspricht einem Investitionsvolumen von rund 1,5 Mrd. Euro.

Aus der einstmals kleinkapitalisierten Gesellschaft wurde über die Jahre ein Unternehmen, das in den SDAX aufgenommen wurde und seine Marktkapitalisierung auf 700 Mio. Euro steigern konnte.
Die heutigen BEE-Vorstände Felix Goedhart und Tim Kallas verbindet seit Capital Stage eine langjährige Zusammenarbeit. Das dritte Vorstandsmitglied, Herr Dr. Gerd Weidenfeld, war zuvor Leiter der Abteilung Corporate Finance bei der Gothaer Versicherung. Dadurch gab es im Rahmen des damaligen Genussrechtskapitals bereits Berührungspunkte mit Capital Stage.

Unterhalb des Vorstands verfügt die BEE AG über eine Senior Management-Ebene mit drei Mitarbeitern, zuvor ebenfalls alle langjährig für Capital Stage tätig.

Das heutige BEE-Team hat damit bei Capital Stage unter ähnlichen Voraussetzungen bereits erfolgreich gezeigt, dass das geplante BEE-Modell funktioniert und für die Aktionäre erheblichen Wert generiert.

Im Gegensatz zur damaligen Konstellation bei Capital Stage sind die involvierten Personen heute allerdings deutlich stärker mit eigenem Geld am Unternehmen beteiligt. Die Interessen des erfahrenen und erfolgreichen Teams sind auf diese Weise noch eindeutiger mit den Interessen der Aktionäre gleichgerichtet.

Finanzierung: Erhöhter Leverage durch Genussrechtskapital über die Gothaer Versicherung

Das BEE-Management konnte mit der Gothaer Versicherung eine Vereinbarung zur weiteren Unternehmensfinanzierung abschließen. Wie bereits zuvor bei der Capital Stage AG handelt es sich dabei um ein Genussrechtskapital. Dieses hat ein anfängliches Volumen von 250 Mio. Euro. Eine weitere Aufstockung ist denkbar.

Das Genussrechtskapital wird von der BEEGO IPP GmbH (IPP), einer 100%igen Tochtergesellschaft der BEE AG aufgenommen. Mit dieser Tochtergesellschaft wird BEE alle Assets im Rahmen der Gothaer Kooperation erwerben. In einem Worst-Case-Szenario, in dem die IPP nicht in der Lage wäre, ihren Verbindlichkeiten nachzukommen und die Gothaer das Genussrecht fällig stellen würde, könnte die Gothaer Versicherung somit einzig auf die Vermögenswerte der IPP GmbH zugreifen. Eine Durchgriffsmöglichkeit auf die BEE AG ist ausgeschlossen. Perspektivisch ist diese Struktur prädestiniert, über eine IPP-Schwestergesellschaft ein zweites Genussrechtskapital aufzulegen, sobald das erste Genusskapital vollständig investiert ist.

Die feste Laufzeit des Genussrechtskapitals selbst beträgt 20 Jahre. Es ist endfällig und hat einen fixen Kupon im unteren einstelligen Prozentbereich.

Um das Genussrechtskapital in Höhe von 250 Mio. Euro voll abrufen zu können, muss BEE ein Eigenkapital von 65 Mio. Euro aufbringen. Das Genussrechtskapital ist auf Ebene der BEE AG bzw. ihrer Tochtergesellschaft BEEGO GmbH Fremdkapital, das die Aktionäre nicht verwässert. In den Projektgesellschaften wiederum kann dieses Kapital als Eigenkapital (bzw. Eigenkapitalersatz) eingesetzt werden. Entsprechend besteht die Möglichkeit, auf Projektebene – in Abhängigkeit vom Land – weiteres Fremdkapital in Höhe von 70% bis 80% des in der Projektgesellschaft erforderlichen Kapitals einzusetzen.

Mit 65 Mio. Euro echtem Eigenkapital und 250 Mio. Euro Genussrechtskapital kann BEE in den Projektgesellschaften somit ein Investitionsvolumen von 1,1 Mrd. bis 1,25 Mrd. Euro umsetzen.
Die Finanzierungen auf Projektebene können erst abgeschlossen werden, wenn die Projekte erworben werden. In der Regel werden die Zinsen dann für die Laufzeit der Fremdfinanzierung fest vereinbart oder über Forward-Vereinbarungen gesichert. Somit bestehen für bereits vereinbarte Finanzierungen auf Projektebene – wie auch beim Genussrechtskapital – keine Refinanzierungs- oder Zinsänderungsrisiken.

Die Gesellschaft unterliegt insofern nur in der Investitionsphase einem Zinsänderungsrisiko: stark steigende Zinsen könnten dazu führen, dass die tatsächlichen Zinskosten (deutlich) höher liegen als derzeit antizipiert. Dies könnte zu EK-Renditen führen, die deutlich unter den heutigen Planungen liegen.

Belastbar planbare Umsatzerlöse und Aufwendungen

BEE generiert als Bestandshalter Umsatzerlöse einzig über den Verkauf von produziertem Strom. Dabei investiert die Gesellschaft ausschließlich in Anlagen, bei denen die Erlöse für den eingespeisten Strom langjährig garantiert sind. Diese Garantie ergibt sich entweder aus staatlichen Förderregimen oder aus langlaufenden Abnahmeverträgen (PPA).

Wir haben uns bei der Prüfung dieses Investments intensiv mit den Parametern beschäftigt, die die Umsatzerlöse beeinflussen. Hierzu zählt natürlich in erster Linie die Ausschreibungspraxis, über die in zwischenzeitlich diversen Ländern der garantierte Strompreis ermittelt wird. Ein weiterer zentraler Aspekt ist die Degradation der Anlagen. Dies bezeichnet einen Effekt, durch den es insbesondere bei Solaranlagen im Zeitverlauf systematisch zu Leistungseinbußen kommt. Weiterhin haben wir uns mit den Risiken beschäftigt, die sich aus Fehleinschätzungen bei der produzierten Strommenge ergeben. Denn in der Regel basieren die Wirtschaftlichkeitsrechnungen von Erneuerbaren Energien-Anlagen auf Prognosen zur Stromerzeugung. Und ergänzend haben wir untersucht, inwieweit Schwankungen bei der Stromerzeugung durch von Jahr zu Jahr unterschiedliche Wetterbedingungen entstehen können.

All dies scheint durch BEE gut beherrschbar. Zumal sich die hieraus ergebenden potentiellen Risiken aus einer einzelnen Anlage (selbst die Zerstörung von Anlagen beispielsweise durch Sturm und Hagel) für das Unternehmen mit zunehmender Portfoliogröße sukzessive relativieren. Denn nicht nur der Wiederaufbau der Anlage ist versichert, sondern auch der Umsatzausfall für ein Jahr.

Was beim Betrieb von Solar- oder Windparks wirklich problematisch werden könnte, ist eine nachträgliche Reduzierung der eingangs garantierten Einspeisevergütung. Dadurch würde natürlich jegliche Wirtschaftlichkeitsrechnung, gerade bei hoher Fremdfinanzierung obsolet.

Deshalb haben wir uns mit diesem Aspekt umso intensiver beschäftigt. Für die wirklich hartgesottenen Leser haben wir zu diesem Thema einen kleinen Exkurs am Ende dieses Dokuments eingefügt. Für alle anderen möchten wir an dieser Stelle festhalten, dass aus unserer Sicht eine sehr hohe Wahrscheinlichkeit dafür besteht, dass dieses Risiko faktisch nicht zum Tragen kommt.
Bei Solar- und Windparks stehen den Umsatzerlösen ebenfalls gut planbare Aufwendungen gegenüber. Die beiden größten Posten – die Pachtzahlung und die Finanzierungskosten – sind über die gesamte Laufzeit fixiert. Kosten für verschiedene Versicherungen sind tendenziell im Zeitverlauf rückläufig, weil die versicherten Komponenten immer effektiver und günstiger werden. Das ausgelagerte Betriebsmanagement könnte über die Jahre ebenfalls günstiger werden, wenn durch ein wachsendes Portfolio Größeneffekte realisiert werden können.

Wenig angreifbarer Unternehmenswert mit erheblichem Potential

Weitgehend stabile Umsätze und Aufwendungen – damit sind die Ergebnisbeiträge insofern über viele Jahre extrem robust. Diesen Sachverhalt haben wir uns im Detail angesehen und plausibilisiert. Dementsprechend ist der Unternehmenswert von BEE in unserem Modell kaum angreifbar – oder anders ausgedrückt: es kann nur schwer etwas kaputt gehen.

Das wesentlichste Risiko ist aus unserer Sicht, dass die Gesellschaft nicht in der Lage sein könnte, die aus heutiger Sicht geplanten Einkaufsrenditen zu realisieren. Für die verschiedenen Regionen, in denen BEE investiert, hat die Gesellschaft Zielrenditen definiert, die sie für realistisch hält und erzielen möchte. Denkbare Hindernisse für das Erreichen dieser wären:

a) höhere Preise für die Parks oder
b) höhere Fremdfinanzierungskosten auf Projektebene oder
c) produzierte Strommengen, die unterhalb der ursprünglichen Erwartungen liegen.

Dieses Risiko wird sich im Zeitverlauf mit einem sukzessive vergrößerten Portfolio relativieren. Insofern haben wir mit Freude zur Kenntnis genommen, dass die Gesellschaft kurz nach unserer Investitionszusage den Kauf eines 103 MW großen Solarparks in den Niederlanden abgeschlossen hat, der im Laufe des Jahres 2019 ans Netz geht.

Dadurch wächst das Portfolio sprunghaft von rund 350 MW auf 453 MW.

Die Kalkulation sämtlicher Anlagen ist dabei jeweils auf den Zeitraum beschränkt, für den die Einspeisevergütungen garantiert sind; in der Regel sind das zwanzig Jahre. Die technische Lebensdauer der Anlage ist aus heutiger Sicht aber (deutlich) länger. Insofern können die Anlagen länger betrieben werden.

Die Einspeisevergütung fällt dann zwar weg und der produzierte Strom müsste am Markt veräußert werden. Dafür sind die Anlagen vollständig abbezahlt, womit gleichzeitig auch Zins- und Tilgungszahlungen wegfallen. Zudem sind sie steuerlich komplett abgeschrieben.

Es ist an dieser Stelle müßig über Strompreise in zwanzig Jahren zu philosophieren. Für unseren Investment Case spielt das auch keine Rolle. Nichtsdestotrotz können wir uns vorstellen, dass ein „goldenes Ende“ nach einem BEE-Börsenlisting mit einer kleinen Prämie eingepreist wird.

BEE bleibt eine Besonderheit im Paladin ONE

Unser BEE-Engagement stellt für uns ein Novum dar. Es ist das erste Mal, dass wir uns an einem Unternehmen vor dem Börsengang beteiligen. Grund dafür ist eine ungewöhnliche Konstellation:

  • ein sehr risikoarmes Geschäftsmodell, das vollkommen losgelöst von konjunkturellen Entwicklungen ist
  • ein im höchsten Maße inzentiveres Management-Team mit erfolgreichem Track Record
  • ein durch die private Kapitalerhöhung attraktives Bewertungsniveau beim Kauf der Anteile
  • und starke Ankeraktionäre, mit denen wir gemeinsam investieren.

Die Summe der Gründe machen BEE für uns zu einem starken Investment Case. Das Unternehmen hat den Börsengang in Abhängigkeit der Entwicklung auf den Kapitalmärkten fest im Visier. Die Wahrscheinlichkeit ist hoch, dass der Kurs in diesem Fall (ggf. sogar deutlich) über unserem Einstand notiert. Gleichzeitig ist uns bewusst, dass ein Börsengang durch ein sehr schlechtes Marktumfeld nochmals aufgeschoben werden könnte und erst später stattfindet.

Aufgrund der momentan noch eingeschränkten Handelbarkeit ist BEE eine Besonderheit in unserem Portfolio – und wird es auch bleiben.

Exkurs: Staatliche Förderregime und Risiken (rückwirkender) Kürzungen von Einspeisevergütungen

1. Deutschland: Rückläufige Subventionslast

In Deutschland erfolgt die Verrechnung der Förderungen von erneuerbaren Energien über das EEG-Konto. Ein negativer Saldo wird dabei über die EEG-Umlage von allen Stromkunden getragen. Die EEG-Umlage wird jährlich Mitte Oktober für das folgende Kalenderjahr festgelegt. Für das Jahr 2018 liegt sie bei 6,792 Cent / kWh.

Ende 2017 lag die installierte Leistung von erneuerbaren Energieträgern bei rund 107,5 GW. Pro installiertem Gigawatt beträgt die Umlage damit im laufenden Jahr 2018 rund 0,063 Cent / kWh. Besonders ältere Anlagen mit historisch hohen Förderungen liegen jedoch (teilweise deutlich) über diesem Durchschnittswert.

Eine im Jahr 2004 neu ans Netz angeschlossenen Kapazität von 1 GW trägt heute noch rund 0,12 Cent / kWh zur Umlage bei. Dagegen erhöht 1 GW an neuer Kapazität im Jahr 2018 die Umlage nur noch um 0,015 Cent / kWh. Der Beitrag zur EEG-Umlage hat sich seit 2004 damit um 88% reduziert.
Wollte man die EEG-Umlage in Deutschland signifikant reduzieren, könnte dieses Ziel primär über eine Kürzung der historisch hohen Förderungen erreicht werden. Eine Kürzung bei neueren Anlagen hätte einen kaum fühlbaren Effekt. Da sich BEE auf junge / neue Anlagen konzentriert, ist das Risiko einer Kürzung der Einspeisevergütung als gering zu betrachten.

Betroffen wäre BEE einzig dann, wenn eine Kürzung impliziert über eine Besteuerung von Umsätzen aus der Erzeugung von Strom aus Erneuerbaren Energien erfolgen würde – wie sie bspw. in Tschechien eingeführt worden ist (siehe unten). Auch dieses Risiko scheint hierzulande allerdings überschaubar. Denn da ab 2021 für die ersten EEG-Anlagen ohnehin die Förderung ausläuft und neue Anlagen einen kaum fühlbaren Beitrag zur EEG-Umlage haben, wird sich die Subventionslast aus der Umlage auch ohne staatliche Eingriffe verringern.

2. Präzedenzfälle von Kürzungen von zugesagten Förderungen in internationalen Märkten

Das Risiko, das einmal für einen langen Zeitraum zugesagte Förderungen im Zeitverlauf doch gekürzt werden, ist offensichtlich. Tatsächlich gab es in den vergangenen Jahren auch in Europa zwei Länder, denen die zugesagten Förderungen gekürzt wurden.

Das prominenteste Beispiel für die Kürzung von Förderungen von Strom aus Erneuerbaren Energien ist Spanien. Hier hat der zuständige Minister im Jahr 2010 eine faktische Kürzung der Vergütung angekündigt. Die Vergütung pro kWh ist zwar stabil geblieben. Allerdings wurde die Zahl der Betriebsstunden, für die die Förderung gewährt wurde, reduziert. Der restliche Strom war in der Folge zu deutlich niedrigeren Großhandels-Marktpreisen zu verkaufen. Hinzu kam eine Steuer von etwa 50 Cent pro MWh für alle Stromerzeugungs-Unternehmen.

(Schadensersatz-)Klagen von Betreibern vor spanischen Gerichten waren in dieser Angelegenheit nicht erfolgreich. Das spanische Verfassungsgericht in Madrid hat die rückwirkende Kürzung als mit dem Recht vereinbar betrachtet.

Besser sieht es hingegen für internationale Investoren aus. Neben den Gang vor ordentliche spanische Gerichte konnten diese zusätzlich ein Schiedsgerichtsverfahren vor dem ICSID einleiten. Hierbei handelt es sich um eine Einrichtung zur Beilegung von Investitionsstreitigkeiten, die bei der Weltbank angesiedelt ist.

Hier unterlag Spanien in einem Verfahren dem luxemburgischen Konzern Esser. Die Luxemburger hatte einen Schadensersatz von 300 Mio. Euro gefordert und bekamen durch das Schiedsgericht letztlich immerhin 128 Mio. Euro zugesprochen. Basis für den Schiedsspruch war die Tatsache, dass Spanien im Jahr 1994 die Internationale Energiecharta unterzeichnet hat, die Investitionen in erneuerbaren Energien „Schutz und vollständige Sicherheit“ zusichert.

Ein weiteres Beispiel für die Kürzung zugesagter Förderungen ist Tschechien. Hier wurde im Jahr 2011 eine Solarsteuer in Höhe von 26% eingeführt. Bemessungsgrundlage waren die Einkünfte aus der Einspeisevergütung. Die Steuer wurde sogar rückwirkend für die Jahr 2009 und 2010 erhoben. Darüber hinaus wurden für die Betreiber von Solaranlagen nachträglich positive Abschreibungsmechanismen aufgehoben. Ziel war es, die Verteuerung der Energiepreise zu dämpfen.

Das Management Team der BEE hatte bei seinem vorherigen Engagement sehr bewusst weder in Spanien noch in Tschechien investiert.

3. Künftige Risiken von Kürzungen zugesagter Förderungen in internationalen Märkten

Die Beispiele zeigen, dass Kürzungen von zugesagten Förderungen nicht allein ein theoretisches Risiko sind. Insbesondere in Spanien war die Kürzung durch das Ziel motiviert, den infolge der Finanzkrise belasteten Staatshaushalt zu entlasten – was für BEE ein Grund mehr ist, nur in Ländern mit umlagefinanzierten Förderregimen zu investieren.

Darüber hinaus besteht natürlich das Risiko, dass öffentliche Förderregime zum Politikum werden („…deutsche Investoren dürfen nicht am ausblutenden Stromkunden verdienen…“). Dies könnte insbesondere in Ländern wie Italien relevant werden, die intern strukturelle Probleme haben und sich gleichzeitig in Fragen zu öffentlichen Ausgaben und öffentlicher Verschuldung mit deutschen Forderungen konfrontiert sehen.

Eine abschreckende Wirkung dürfte der jüngste Schiedsspruch haben, der Spanien zum Schadensersatz für vorgenommene Kürzungen veranlasst. Insbesondere für Länder, die die internationale Energiecharta unterzeichnet haben, sollte dieser Schiedsspruch eine fühlbare Hürde für Kürzungen der Förderungen darstellen. Hierzu gehören folgende Länder (Quelle: Wikipedia):

BEE ist bisher in folgenden Ländern vertreten, die die Charta unterzeichnet haben: Deutschland, Italien, Frankreich, Großbritannien und die Niederlande.

Die Dominikanische Republik, in der BEE mit dem Solarpark Montecristi eine große Anlage hat, hat die Charta nicht unterzeichnet, sich aber im Rahmen des Pariser Klimaabkommens zum Ausbau der Erneuerbaren Energien verpflichtet. Gleichzeitig relativieren sich hier die Risiken einer Kürzung der Einspeisevergütung dadurch, dass die Anlage die durchschnittlichen Stromkosten des Landes insgesamt senkt (während erneuerbare Energien die Kosten normalerweise erhöhen).

4. Zusammenfassung

In Deutschland erscheint eine Kürzung von zugesagten Förderungen sehr unwahrscheinlich. Mit absehbar rückläufigen EEG-Umlagen ab dem Jahr 2021 besteht hierzu auch im Zeitverlauf zunehmend weniger Bedarf.

Darüber hinaus hat sich für jedes Land, dass die Internationale Energiecharta unterzeichnet hat, mit dem Schiedsspruch zur Kürzung in Spanien das Risiko potentieller Schadensersatzansprüche deutlich erhöht. Dies sollte eine gewisse abschreckende Wirkung haben.

In der Dominikanischen Republik verringert die BEE AG trotz Einspeisevergütung den Strompreis, der sich dort aus dem Energiemix ergibt. Dies sollte auch dort das Risiko einer Kürzung relativieren (wobei hier natürlich andere länderspezifische Risiken bestehen).