Vorhaben im Biogasbereich reagieren aufgrund ihrer Kapitalintensitat sensibel auf Anderungen der Zinskosten. Damit sind neben dem absoluten Zinsniveau gleichermaBen die Zinssatzveranderungen abzusichern.

Das allgemeine Zinsniveau zum Zeitpunkt des Financial Close ist eine erste GroBe, die bei der Projektprufung zu betrachten ist. Ublicherweise werden die Zins — satze zum Zeitpunkt des Financial Close zu einem Teil und fur einen bestimmten Zeitraum gesichert, so dass eine feste Kalkulationsbasis besteht. RegelmaBig wird bei den Term Loans eine Zinsbindung uber einen bestimmten Zeitraum verein — bart. Nach Ablauf dieser Zinsbindung werden die Konditionen entsprechend den dann geltenden Marktkonditionen neu festgelegt. Aus einem dann hoheren Zinssatz ergeben sich relativ hohere Zinszahlungen, die sich direkt auf den Cashflow aus — wirken. Diese Gefahr wird als Zinsanderungsrisiko bezeichnet.

Wir haben in der folgenden Kalkulation (Abb. 2.7) dargestellt, wie sich eine Ver — anderung des Zinsniveaus auf die Belastbarkeit und die interne Rendite auswirkt.

Erkennbar ist, dass die Abhangigkeit der Wirtschaftlichkeit vom Zinsniveau zum Zeitpunkt des Financial Close bedeutsam ist und gleichermaBen Investoren wie Sponsoren betrifft. Fur die Investoren bedeutet eine selbst geringfugige Erhohung

des Zinssatzes eine deutliche Verschlechterung ihrer internen Rendite. Zusatzlich mussen aber auch bestimmte Belastungsanforderungen der Fremdkapitalgeber eingehalten werden. Sehen diese beispielsweise vor, dass eine bestimmte Belast — barkeit erreicht wird, musste bei der Gefahr einer Zinserhohung eine Anpassung der Finanzierungsstruktur angestrebt werden, die genau dies sicherstellt. Dies kann auch uber eine Eigenmittelerhohung erfolgen, was wiederum zu einer Absenkung der internen Rendite fuhren wurde. Die hier diskutierte Darstellung spielt ins — besondere dann eine Rolle, wenn die Projektgesellschaft aus bestimmten Grunden mit dem Abschluss eines Zinssicherungsgeschaftes wartet.

Mit dem Auslaufen der Zinsbindungsfrist stellt sich dieses Thema wiederum von neuem. Regelmafiig wird daher fur den Grofiteil der langfristigen Darlehen und meistens fur den grofiten Teil der Laufzeit eine Zinssicherung vereinbart. Auf die Darstellung entsprechender Szenarien verzichten wir hier allerdings. Hinsichtlich weiterer Uberlegungen zu Zinsanderungsrisiken verweisen wir auf das Fallbeispiel in Abschn. 5.2.

Die Durchfuhrung des formlichen Verfahrens ist in § 10 BImSchG i. V. m. mit der 9. BImSchV4 geregelt.

Das formliche Verfahren ist zwar deutlich komplexer und zeitaufwandiger als das vereinfachte Verfahren, verschafft dem Antragsteller im Gegenzug aber auch ein hoheres MaB an Rechtssicherheit. Aus diesem Grunde steht es dem Vorhaben — trager gemaB § 19 Abs. 3 BImSchG auch frei, die Durchfuhrung eines formlichen Verfahrens zu beantragen, obwohl die Genehmigung im vereinfachten Verfahren erteilt werden konnte.

Verfahrensablauf

Das formliche Verfahren lasst sich grob in drei Verfahrensabschnitte gliedern:

• Vorabberatung

— Bereits vor Stellung des Genehmigungsantrags kann der Vorhabentrager sich im Hinblick auf den weiteren Ablauf des Genehmigungsverfahrens ratsuchend an die zustandige Behorde wenden. Sobald die Genehmigungsbehorde uber das geplante Vorhaben unterrichtet wird, soll sie den Trager des Vorhabens im Hinblick auf die Antragstellung beraten und mit ihm den zeitlichen Ablauf des Genehmigungsverfahrens sowie sonstige fur die Durchfuhrung dieses Verfahrens erhebliche Fragen erortern (§ 2 Abs. 2 der 9. BImSchV).

— Der Vorhabentrager wird im Rahmen des sog. „Scoping“ unter anderem daruber informiert, welche Antragsunterlagen einzureichen sind, welche Anforderungen im Hinblick auf die Nachbarschaft zu beachten sind, welche Gutachten voraussichtlich eingeholt werden mussen und wie der zeitliche Ablauf des Genehmigungsverfahrens ausgestaltet werden kann.

• Genehmigungsantrag und Vollstandigkeitsprufung

— Das eigentliche Genehmigungsverfahren beginnt mit der Stellung des schriftlichen Genehmigungsantrags (§ 2 Abs. 1 Satz 1 der 9. BImSchV). Dem Antrag mussen die zur Prufung erforderlichen Unterlagen beigefugt werden, die es der Behorde erlauben, das Vorliegen der Genehmigungs — voraussetzungen zu prufen. Eine Aufzahlung der im Regelfall erforderlichen Unterlagen enthalten die §§ 4 bis 4e der 9. BImSchV.

— Die Genehmigungsbehorde hat dem Antragsteller den Eingang des Antrags und der Unterlagen unverzuglich schriftlich zu bestatigen. Sodann hat sie die Vollstandigkeit der Antragsunterlagen zu prufen, wofur ihr in der Regel eine Frist von einem Monat zur Verfugung steht, die nur in begrundeten Aus — nahmefallen einmal um zwei Wochen verlangert werden kann (s. §§ 6 und 7 der 9. BImSchV).

— Sind der Antrag oder die Unterlagen nicht vollstandig, so hat die Genehmigungsbehorde den Antragsteller unverzuglich aufzufordern, den Antrag oder die Unterlagen innerhalb einer angemessenen Frist zu erganzen. Lasst der Antragsteller diese Frist grundlos verstreichen, wird sein Antrag in der Regel ohne weitere Prufung abgelehnt.

— Liegen die Unterlagen vollstandig vor, unterrichtet die Behorde den Antrag­steller schriftlich hieruber sowie uber den geplanten weiteren zeitlichen Ablauf des Genehmigungsverfahrens. Mit dieser Unterrichtung setzt sie zugleich die vorgesehene Entscheidungsfrist in Gang. Im formlichen Genehmigungsver­fahren hat die Behorde ab Mitteilung der Vollstandigkeit grundsatzlich sieben Monate Zeit, um uber den Genehmigungsantrag zu entscheiden. Die Frist kann um drei Monate verlangert werden, wenn dies wegen der Schwierig — keit der Prufung oder aus Grunden, die dem Antragsteller zuzurechnen sind, erforderlich ist (§ 10 Abs. 6a BImSchG).

• Offentlichkeitsbeteiligung

— Wenn die Antragsunterlagen vollstandig sind, fuhrt die Behorde die nach § 10 Abs. 3 BImSchG verbindlich vorgeschriebene Offentlichkeitsbeteiligung durch, die mit der offentlichen Bekanntmachung des Vorhabens beginnt. Im Anschluss werden die vorhabenbezogenen Unterlagen fur einen Monat offent — lich zur Einsicht ausgelegt. Binnen dieser Auslegungsfrist kann jedermann ohne Angaben von Grunden die Unterlagen einsehen und bis zwei Wochen nach Ablauf der Auslegungsfrist schriftlich Einwendungen gegen das Vor — haben erheben.

— Parallel zur Offentlichkeitsbeteiligung werden auch diejenigen Behorden, deren Aufgabengebiet durch das Vorhaben beruhrt wird, uber das Vorhaben unterrichtet und aufgefordert, innerhalb eines Monats Stellungnahmen abzu — geben.

— Einwendungen, die nicht innerhalb der Einwendungsfrist erhoben worden sind, konnen in der Folge weder im weiteren Genehmigungsverfahren noch klageweise geltend gemacht werden. Diese sog. Praklusion von Ein­wendungen hat eine erhebliche Einschrankung der Klagemoglichkeiten Dritter zur Folge und verschafft im Gegenzug dem Antragsteller eine hohere Planungs — und Rechtssicherheit. Die Praklusion erstreckt sich jedoch nicht auf Tatsachen, die erst nach Ablauf der Einwendungsfrist eingetreten oder bekannt geworden sind und daher innerhalb der Einwendungsfrist noch nicht vorgebracht werden konnten.

Nach Ablauf der Einwendungsfrist werden die rechtzeitig gegen das Vorhaben erhobenen Einwendungen von der Genehmigungsbehorde in der Regel mit dem Antragsteller und denjenigen, die Einwendungen erhoben haben, erortert (§ 10 Abs. 6 BImSchG). Dieser sog. Erorterungstermin findet ublicherweise circa drei bis sechs Wochen nach Ende der Einwendungsfrist statt. Die Durchfuhrung eines Erorterungs — termins ist jedoch nicht zwingend. Ein Erorterungstermin kann etwa dann entfallen, wenn die erhobenen Einwendungen nach Einschatzung der Genehmigungsbehorde keiner Erorterung bedurfen (§ 16 Abs. 1 Nr. 4 der 9. BImSchV). Nachdem all diese Verfahrensschritte durchlaufen sind, trifft die Behorde schlieblich ihre verfahrens — abschliebende Entscheidung, die entweder in der Erteilung oder der Versagung der beantragten Genehmigung besteht. Dabei handelt es sich um eine sog. gebundene Entscheidung: Wenn alle Genehmigungsvoraussetzungen vorliegen, steht der Behorde kein Ermessen zu; sie muss die beantragte Genehmigung erteilen. In der Praxis sind die immissionsschutzrechtlichen Genehmigungen allerdings regelmabig mit zahlreichen Nebenbestimmungen verbunden, die insbesondere die Einhaltung der Genehmigungsvoraussetzungen sicherstellen sollen.

Nach dieser Bestandsaufnahme sei nun der Blick auf kunftige Perspektiven und Herausforderungen gerichtet. Zuruck also zum eingangs bereits erwahnten Ziel — dreieck der Bundesregierung und zu der zuverlassigen, wirtschaftlichen und umweltvertraglichen Energieversorgung, die sie im Energiekonzept skizziert hat und fur die sie am 6. Juni 2011 im Bundestag im Rahmen eines umfangreichen Energiepakets die Weichen gestellt hat.

Zuverlassigkeit: Diesem Bedurfnis wird wohl kaum ein regenerativer Energie — trager so gut gerecht wie Biogas. Vor dem Hintergrund des von der Bundesregie­rung beschlossenen Ausstiegs aus der Atomenergie und dem damit verbundenen Ausbau der erneuerbaren Energien wird dem Alleinstellungsmerkmal von Biogas, bedarfsgerecht erzeugt und genutzt werden zu konnen, kunftig eine wesentliche Bedeutung beigemessen werden. Je mehr fluktuierende Leistung aus der Photovol- taik und der Windenergie in unsere Netze gelangen wird, desto wichtiger wird auch der stabilisierende Beitrag von Biogas werden. Durch die heimische Erzeugung von Biomethan kann zudem die Versorgungssicherheit erhoht werden: Etwa 97 % des in der Bundesrepublik Deutschland verbrauchten Erdols und uber 85 % des Erdgases werden importiert. Ein Grofiteil der notwendigen Importe stammt aus Landern, deren politische Situation als angespannt einzustufen ist. Angesichts dieser geo — politischen Rahmenbedingungen hat die Sicherung der Energieversorgung durch den anteiligen Ersatz durch regenerativ erzeugtes Biomethan hohe strategische Relevanz fur Deutschland. Die Markt — und Systemintegration von Bioenergie, auf der folgerichtig derzeit der gesetzliche Fokus liegt, ist in diesem Zusammenhang als Paradigmenwechsel zu verstehen, der viele Chancen, aber auch Herausforderun — gen birgt. Wahrend bislang etwa Biogasanlagen auf Volllastbetrieb mit moglichst hoher Auslastung ausgelegt, um Grundlast bereitzustellen, folgt die bedarfsgerechte Erzeugung eher der Mafigabe „Qualitat statt Menge“. Verbunden damit sind nicht nur zusatzliche Anforderungen an den Betrieb, sondern auch eine entsprechende technische Ausrustung wie die Vorhaltung entsprechender Gas — und Warmespei — cher.

Wirtschaftlichkeit: Auf den Kontext der Biogaserzeugung und — nutzung uber — tragen heifit dies insbesondere, dass die Zukunftsperspektiven des Energietragers

Biogas politisch motiviert und getrieben sein werden. Zwar werden womoglich steigende Energiepreise, als auch Effizienzsteigerungen im Bereich der Technolo — gieentwicklung sowie in der Substratbereitstellung mit Sicherheit positiven Einfluss auf die Wirtschaftlichkeit von Biogasanlagen haben. Doch wird Biogas auch kunftig zu einem erheblichen MaBe von wohlwollenden Forderbedingungen abhangen. Sie werden die Entwicklung der Absatzmarkte bestimmen und damit auch, ob und in welchem Umfang kunftig Investitionen in Biogas — und Biomethananlagen getatigt werden. Neben den faktischen Anreizen durch Fordersatze und Bestimmungen wird es dabei auch wichtig sein, das Vertrauen der Investoren in die Bestandigkeit des Forderrahmens zu bestarken. So beispielsweise hinsichtlich des Bestandsschutzes, einem der Eckpfeiler der Systematik des EEG. Nur durch die ausnahmslose Auf — rechterhaltung dieses Vertrauensschutzes wird langfristige Investitionssicherheit fur Betreiber und Finanzierer gleichermaBen gewahrleistet.

Umweltvertraglichkeit: Die Erzeugung und Nutzung von Biogas, speziell auf Basis nachwachsender Rohstoffe, unterliegt bereits heute in besonderem MaBe Anforderungen an eine nachhaltige, umweltfreundliche Energiebereitstellung. So sind Flachen und Rohstoffbasis fur die Energieerzeugung auf Basis von Biomasse naturgemaB begrenzt, da, wie eingangs geschildert, Biomasse auch fur andere Zwecke von fur unser Leben grundlegender Bedeutung eingesetzt wird. Bei einer unkontrollierten Marktuberhitzung konnten hier Konflikte mit konkurrierenden Nutzungsfeldern entstehen. Es ist daher im Kontext der Bioenergie zentrale Auf- gabe des Gesetzgebers, Konfliktpotenziale zu erkennen und diesen durch entspre- chende Reglementierungen vorzubeugen. Des Weiteren gilt es, die Nachhaltigkeit der Erzeugung entsprechend zu fordern, aber auch durch Regularien zu fordern. So sind vermeintliche Auswirkungen etwa auf Aspekte des Klima — und Umwelt- schutzes, der Biodiversitat, des Gewasserschutzes sowie auf das Landschaftsbild ebenso zu berucksichtigen wie soziale Aspekte. Die Umsichtigkeit, mit der Politik und Marktakteure sich diesen Herausforderungen stellen, wird zudem elementar sein fur die langfristige Sicherstellung von Akzeptanz gegenuber der Bioenergie — erzeugung durch die allgemeine Offentlichkeit. Und diese steht der Erzeugung und Nutzung von Biogas nicht unkritisch gegenuber: Zwar finden laut einer Umfrage von TNS Infratest im Juli 2011 rund 94 % der Deutschen den verstarkten Ausbau erneuerbarer Energien generell „wichtig“ oder sogar „auBerordentlich wichtig“; die Akzeptanz gegenuber Biomasseanlagen in der eigenen Nachbarschaft hingegen flacht ab: Nur 36 % wurden dies in ihrem Umfeld begruBen. Interessant ist dies ins — besondere auch im Vergleich zu anderen Technologien: 76 % hatten nichts gegen eine Solaranlage einzuwenden, immerhin noch 60 % wurden auch eine Windener — gieanlage in ihrer unmittelbaren Umgebung akzeptieren (TNS Infratest/Agentur fur Erneuerbare Enrgien 2011). Wie diese Werte zeigen, bestehen hinsichtlich der Bio­energie vergleichsweise hohe Vorbehalte. Diese durch gute Praxis sowie kontinu — ierliche Informationsarbeit zu beseitigen wird kunftig eine der zentralen Heraus — forderungen der Branche sein. Die positive Wahrnehmung von Biogas durch die allgemeine Offentlichkeit muss nicht nur auf lokaler Ebene, sondern auch im poli — tischen Umfeld verbessert werden, um eine langfristige Flankierung der kunftigen Marktentwicklung sicherzustellen.

Das Fertigstellungsrisiko beinhaltet alle Risiken und die daraus folgenden Verluste, die realisiert werden, wenn die Projektanlage nicht mit vertragsgerechter Leis — tung, verzogert, zu hoheren Kosten oder gar nicht fertig gestellt wird (Bottcher

2009, S. 73-79). Das Fertigstellungsrisiko hat bei Biogas-Vorhaben eine recht hohe Bedeutung, sollte aber bei einem professionellen Management im Regelfall gut zu handhaben sein.

Das genannte Risiko kann erhebliche Auswirkungen auf das Projekt haben und im schlimmsten Fall den wirtschaftlichen Betrieb unmoglich machen und somit zum Abbruch des Projektes fuhren. Da die Banken eine Projektfinanzierung nur bei ausreichend hohem und stabilem Projekt-Cashflow gewahren werden, verlangen sie bei Identifizierung eines solchen Preisrisikos in der Regel eine umfangreiche Haftung eines der Projektbeteiligten, der fur den ggf. entstehenden Schaden auf — kommen muss.

Um dem Fertigstellungsrisiko entgegenzuwirken, sind eine Reihe von Vertragen entwickelt worden, die dieses Risiko — in unterschiedlichem Umfang — Sponsoren, Kreditnehmern und Anlagenlieferanten zuweisen. Es ist nicht ungewohnlich, dass bei Verfehlen eines Stichtages, der zu einem bestimmten Tarif berechtigt, eine Strafzahlung vereinbart wird, die die Mindereinnahmen kompensiert. Dabei kann die Ponale so gewahlt werden, dass die Belastbarkeit des Vorhabens aus Banksicht konstant bleibt.

Grundsatzlich konnen die ublichen finanziellen Moglichkeiten, die Folgen eines Fertigstellungsrisikos zu begrenzen, wie in Tab. 2.4 dargestellt, klassifiziert werden.

Wegen des sehr weit reichenden Umfangs einer Fertigstellungsgarantie einer — seits und den bei der Projekterstellung haufig kaum uberschaubaren Risiken andererseits werden haufig Regeln vereinbart, die die Verpflichtungen des Garanten beschranken.

Im Regelfall der Limited-Recourse-Finanzierung wechselt die Risikotragung mit der Fertigstellung der Anlage: Waren bis dahin die Sponsoren oder der

Anlagenbauer fur die Fertigstellung verantwortlich und zumindest teilweise auch den Kreditgebern gegenuber verpflichtet, ist es im Anschluss nur noch das Projekt, das sich damit zu einer Non-Recourse-Projektfinanzierung wandelt.[9] Diese zeitliche Haftungsbeschrankung der Sponsoren ist der wesentliche okonomische Grund fur diese, eine Projektfinanzierung statt einer Unternehmensfinanzierung zu wahlen. Da dieser Haftungswechsel fur die Risikoallokation entscheidend ist, wird regel — mahig grofie Sorgfalt darauf verwandt zu definieren, wann „Fertigstellung“ erreicht ist.[10] Im Regelfall wird die Fertigstellung durch einen unabhangigen Gutachter fest- gestellt, der neben der Feststellung der Errichtung auch bestimmte Leistungstests vornimmt.

Bei Biogas-Anlagen ergibt sich eine verhaltnismahig hohe Komplexitat der Fer­tigstellung, da eine Vielzahl von Gewerken aufeinander abgestimmt werden muss, so dass ein erhebliches Schnittstellenrisiko besteht. Um diesem Schnittstellenrisiko zu begegnen, empfiehlt es sich, einen Generalunternehmer zu beauftragen. Dies wird aber nicht unbedingt der Regelfall sein: Die Mehrkosten der Haftungsuber — nahme mussen vom Projekt verkraftbar und ein Generalunternehmer muss uber — haupt verfugbar sein. Kai Basedow wird das Thema Fertigstellung aus praktischer Sicht in Abschn. 4.4 darstellen.

Nach dieser kurzen Einstimmung auf das Thema Fertigstellung wenden wir uns nunmehr einem verwandten Thema zu, dem technischen Risiko.

Im Rahmen des formlichen Verfahrens besteht dumber hinaus fur bestimmte Vor­haben die Pflicht zur Durchfuhrung einer Umweltvertraglichkeitsprufung (UVP).

Die UVP ist ein unselbststandiger Teil des formlichen Genehmigungsverfahrens. Insbesondere im Scoping — und im Erorterungstermin stehen, wenn das Vorhaben UVP-pflichtig ist, erfahrungsgemab oft die Umweltauswirkungen des Vorhabens im Vordergrund der Diskussion und Betrachtung.

Die Erforderlichkeit einer UVP richtet sich nach Anlage 1 zum Gesetz uber die Umweltvertraglichkeitsprufung (UVPG). In dieser werden die UVP-pflichtigen Vorhaben enumerativ aufgefuhrt, wobei das UVPG vielfach an ahnliche Faktoren anknupft wie die 4. BImSchV. Fur die in der Anlage 1 zum UVPG genannten Vor — haben kann entweder eine von vornherein zwingende Pflicht zur Durchfuhrung einer vollstandigen UVP bestehen oder lediglich die Pflicht zu einer — allgemeinen oder standortbezogenen — Vorprufung des Einzelfalls. Im Falle der auch als „Scree — ning“ bezeichneten Vorprufung entscheidet die zustandige Behorde aufgrund einer uberschlagigen Prufung, ob das konkrete Vorhaben erhebliche nachteilige Aus — wirkungen auf die Umwelt haben kann und daher eine vollstandige Umweltver — traglichkeitsprufung erforderlich erscheint.

Tabelle 3.2 veranschaulicht, wann insbesondere fur Biogasanlagen eine Pflicht zur Durchfuhrung einer UVP — jedenfalls in Form einer Vorprufung — in Betracht kommt.

Das zentrale Element und sprichwortliches Zunglein an der Waage der Marktent — wicklung von Biogas und Biomethan wird auch weiterhin das EEG sein. In ihm werden all die soeben aufgefuhrten Aspekte direkt oder indirekt adressiert und durch entsprechende Forderung und Forderbedingungen hinterlegt. Die Neufassung, die am 30. Juni 2011 vom Bundestag beschlossen wurde, ist zum 1. Januar 2012 in Kraft getreten. Neben der bereits erwahnten Weichenstellung fur die Markt — und Systemintegration von Biogas verfolgt die Novelle vor allem den Anspruch einer vereinfachten und transparenten Vergutungsstruktur sowie der Unterbindung von Uberforderung und okologischen Fehlanreizen, um den Belangen des Naturschutzes Rechnung zu tragen (BMU 2011b).

Die Markt — und Systemintegration soll fur Biogas uber die Einfuhrung einer Marktpramie erreicht werden. Diese ergibt sich als Differenz zwischen der anlagen — spezifischen EEG-Vergutung und dem monatlich ruckblickend ermittelten Borsen — preis. Die sich dadurch ergebenden zusatzlichen Anforderungen im Betrieb werden mittels einer Managementpramie abgefedert. Fur neu errichtete Biogasanlagen ab 750 kW ist die Marktpramie ab 2014 verpflichtend. Eine ebenfalls neu eingefuhrte Flexibilitatspramie soll Investitionen in grofiere Gasspeicher und Generatoren moti — vieren, um so Biogasanlagen zu einer Verschiebung der Stromerzeugung um etwa 12 h zu befahigen. Das Grunstromprivileg bleibt bei einer Begrenzung auf 2 Cent je Kilowattstunde erhalten. Mittels der Direktvermarktungsinstrumente Marktpramie und Grunstromprivileg soll Biogasanlagen so auch die Teilnahme am Regelenergie- markt ermoglicht werden.

Des Weiteren wurde das bisherige Vergutungssystem mit einer Vielzahl einzel — ner Boni im EEG 2012 abgelost durch vier leistungsbezogene Anlagenkategorien und zwei Einsatzstoff-Vergutungsklassen. Die Einsatzstoffe konnen im Zuge der Einfuhrung einer anteiligen Einsatzstoffvergutung gemischt werden, um so den Einsatz okologisch vorteilhafter Substrate (wie beispielsweise Landschaftspflege — material) zu erleichtern. Fur die Biogaseinspeisung gibt es zudem eine nach Grofie gestaffelte Zusatzvergutung (1 bis 3 Cent je Kilowattstunde), um dem zusatzlichen Aufwand fur die Aufbereitung des Biogases zu Biomethan Rechnung zu tragen. Im kleinen Leistungsbereich (150 kW) sinkt das Vergutungsniveau um etwa 15 %. Fur kleine Hofanlagen mit einem massebezogenen Gulleeinsatz von mindestens 80 % wird dabei jedoch eine Sonderkategorie mit vorgesehen, um auch weiterhin den Einsatz von Gulle zu beflugeln.

Zudem werden im Zuge des EEG 2012 etliche neue Anforderungen an die Bio — gaserzeugung gestellt. So unterliegt der Einsatz von Mais und Getreidekorn als Substrat kunftig einer Begrenzung auf 60 Masseprozent. Weiterhin muss jede Bio — gasanlage kunftig entweder 60 % Warmenutzung oder 60 % Gullenutzung nach — weisen, um nach EEG vergutungsfahig zu sein. Andernfalls ist ein Wechsel in die Direktvermarktung vorgeschrieben. Kunftig genugt es also nicht mehr, nur Strom zu produzieren, sondern der Nachweis eines Zusatznutzens ist erforderlich (EEG 2011).

Von Markt — und Verbandsakteuren wird die Novelle des EEG 2012 mit gemisch — ten Gefuhlen aufgenommen. Ambivalent wird bereits das Prozedere der Novel — lierung beurteilt. Einerseits sehen viele in der Eile, mit der die Neufassung im Zusammenhang mit der Kraftanstrengung rund um das umfangreiche Energiepaket der Bundesregierung im Juni 2011 erarbeitet wurde, einen Garant fur Fehler und Unklarheiten, die sich in der Praxis als markthemmend erweisen konnten. Gleich — zeitig bietet diese Schnelligkeit auch Chancen, denn durch die vergleichsweise fruh vorliegende Gesetzesfassung ergibt sich fur die Branche mehr Zeit, um sich auf die Veranderungen einzustellen. Ausdrucklich begrufit wird allenthalben, dass das EEG auch weiterhin an den zentralen Elementen des vorrangigen Netzzugangs, der fixen Einspeisevergutung und dem Vertrauensschutz festhalt. An den einzelnen Rege — lungen freilich scheiden sich die Geister. So sind etliche Akteure der Ansicht, dass die Vorkehrungen zur Direktvermarktung zu kurz greifen, um die geforderte Markt- und Systemintegration in grofiem Stile anzureizen.

Auch die vermeintliche Vereinfachung des Vergutungssystems bildet sich fur viele nicht in der neuen Systematik ab. Der sogenannte Maisdeckel, also die Begrenzung des Mais — und Getreidekornanteils auf 60 Masseprozent, erschwert und die Projektentwicklung nach Ansicht vieler Akteure und fuhrt zu hoheren Bereitstellungskosten, ohne dass dem eigentlichen Problem, der Beseitigung von Monokulturen, damit gedient ist. Die Sicherstellung der Einhaltung der Fruchtfolge namlich, so sind sich weite Teile der Branche einig, kann nur uber das Fachrecht erfolgen. Die Mindestanforderungen an die Warmenutzung stellen daruber hinaus die Branche vor eine grofie Herausforderung.

Explizit begrufit hingegen werden die Einfuhrung der Sonderkategorie fur gulle — basierte Hofanlagen sowie die Ausweitung der Forderung fur die Gaseinspeisung. In beiden Anwendungsfallen wird in der Branche derzeit auch von den positivsten Auswirkungen ausgegangen. Die Zubauraten, so steht zu vermuten, werden somit besonders bei kleinen Gulleanlagen und Biomethananlagen im mittleren Leistungs — bereich kontinuierlich steigen. Bei landwirtschaftlichen Biogasanlagen auf Basis nachwachsender Rohstoffe ist davon auszugehen, dass der Ausbau weiterhin statt — finden wird, aber vermutlich in geringerem Mafie als in den Vorjahren, die durch einen signifikanten Zubau gekennzeichnet waren.

Kommt es in der Startphase eines Projektes zu technischen Problemen, sind diese haufig nicht trennscharf von dem Fertigstellungsrisiko abzugrenzen. Dies ist insoweit relevant, als regelmahig unterschiedliche Verpflichtete fur das eine oder das andere Risiko eintreten. Das Fertigstellungsrisiko betrachten wir in Abschn. 4.4.

Grundsatzlich verlangt eine Projektfinanzierung den Einsatz von bewahrter Technik. Wurde eine neue, nicht bewahrte Technologie eingesetzt werden, wurden sich die Kapitalgeber auf einen nicht prognostizierbaren Output einlassen, was mit den fixierten operativen und finanziellen Zahlungsverpflichtungen eines Projektes nicht harmonisiert. Dieser Leitsatz muss sich aber auch einer kritischen Wurdigung unterziehen, schliefilich soil auch keine veraltete Technik finanziert werden. Wurde dies der Fall sein, so besteht fur das Projekt im weiteren Zeitablauf die Gefahr, an Wettbewerbsfahigkeit zu verlieren. Dies gilt insbesondere fur die relativ jungen Technologien des Biokraftstoffsektors, die nicht von einer Preisgarantie auf der Absatzseite profitieren. Gerade in diesen Bereichen fordert der Wettbewerb auf den Markten die Anwendung neuer Technologien, um Produktionskosten zu reduzieren. Die Frage ist dann nur, ob eine Projektfinanzierung die geeignete Methode ist.

Technische Fragestellungen treten bei Biomasse — und Biogas-Vorhaben haufig erst nach einer gewissen Betriebsdauer auf. Gerade bei Biogas-Anlagen ist der gesamte Stoffkreislauf wartungsanfallig. Haufig lassen sich derartige technische Probleme nicht bei der Abnahme feststellen und zeigen erst im Dauerbetrieb ihre negativen Auswirkungen. Fertigstellungsrisiken und technische Risiken sind haufig nicht eindeutig voneinander zu trennen (s. hierzu auch die Beispiele von Kai Basedow in Abschn. 4.4).

Bei allen verfahrenstechnischen Risiken treten inhaltliche Parallelen zu den Fer­tigstellungsrisiken auf, so dass auch Uberschneidungen bei den risikopolitischen Mafinahmen moglich sind. Der Sponsor wird der Bank eine umfangreiche tech­nische Studie („engineering and design study" bzw. „feasibility study") zur Ver — fugung stellen, auf die sich die Bank bei ihren Analysen stutzen wird. Die Bank sollte daruber hinaus weitere Gutachten von Sachverstandigen einholen, um eine differenzierte Analyse der Verfahrenstechnik durchfuhren zu konnen. In Frage kommen hier beispielsweise Ingenieurburos, die nicht bei der Erstellung der Studie involviert waren. Den besten vorbeugenden Schutz gegen Folgen des technischen Risikos bietet eine sorgfaltige Auswahl des Contractors hinsichtlich Know-how und Erfahrungsschatz. Handelt es sich bei dem Projekt um eine bewahrte Technik, sollte sich der Contractor bereit erklaren, entsprechende Garantien fur die Betriebs — bereitschaft der Anlage zu ubernehmen. Der Contractor hat selbst ein Interesse daran, dass keine verfahrenstechnischen Mangel auftreten, schliefilich ist seine Wettbewerbsfahigkeit auch mit seinem guten Ruf eng verbunden.[11]

Eine praktikable Absicherung gegen technische Risiken kann eine Verfugbarkeits — garantie sein (Buljevich und Park 1999, S. 102). Durch eine solche Garantie, die im Rahmen des Anlagenvertrages vereinbart werden kann, ubernimmt der Contractor fur einen gewissen Zeitraum die Verantwortung, dass die Anlage die zugesicherten Eigenschaften erfullt. Hierzu zahlen Leistungsmengen und — qualitaten, die ein­deutig uberprufbar sein mussen. Im Garantiefall muss der Contractor, je nach Ver — einbarung, nachbessern oder Schadenersatz leisten. Der Contractor ubernimmt demgemafi das Risiko technisch bedingter Einzahlungsminderungen bzw. Aus — zahlungserhohungen. Aus Bankensicht ist hier eine Bonitatsprufung des Garan — tiegebers zwingend, um die Werthaltigkeit dieser Garantie uberprufen zu konnen.

Es ist nicht die Technik allein, die daruber entscheidet, ob ein technisches Risiko schlagend wird, sondern auch ein professionelles Management des Betriebs kann zumindest rechtzeitig gegensteuern und einen Ausfall der Anlage vermeiden.

Neben dem Einfluss, den das EEG auf die weitere Marktentwicklung von Biogas und Biomethan hat, lassen sich im politischen Rahmen noch weitere Impulsgeber ausmachen. So z. B. im Bereich der KWK-Forderung. Nach Willen der Bundes­regierung soll bis 2020 der Anteil von KWK-Strom an der Stromversorgung 25 % betragen. Zwar wird dieses Ziel mit der aktuellen Ausgestaltung des Kraft-Warme — Kopplungsgesetzes (KWKG) wohl verfehlt; Anpassungen konnten den Sektor jedoch beflugeln und auch eine Unterstutzung der Marktentwicklung von Biogas nach sich ziehen (Nikionok-Ehrlich 2011).

Das Energiekonzept der Bundesregierung stellt zudem in Aussicht, die Bedin — gungen fur Biogas auch im Warmemarkt verbessern zu wollen. Ein Anknupfungs — punkt hierfur konnte das EEWarmeG bieten, dessen Novellierung im Jahr 2012 erwartet wird. Zudem findet sich im Energiekonzept auch der Hinweis auf Impulse im Kraftstoffsektor. So soll nicht nur ein steigender Anteil an Erdgasfahrzeugen gefordert werden; die Bundesregierung will zudem prufen, mit welchen Mafi — nahmen ein steigender Anteil an Biogas im Kraftstoffbereich erreicht werden kann (BMWI/BMU 2010).

Auch durch die Biokraftstoffquote werden kunftig neue Anreize gesetzt werden. Ab 2015 wird die Biokraftstoffquote auf eine Treibhausgas (THG)-Minderungs — quote umgestellt. Zunachst mussen durch das Inverkehrbringen von Biokraftstoffen mindestens 3 %, bis 2020 sogar 7 % THG-Emissionen eingespart werden. Letzt — genannter Anteil entspricht bei einer durchschnittlichen THG-Vermeidung von ca. 60 % je Liter Biokraftstoff gegenuber fossilen Kraftstoffen mehr als 10 % Bio — kraftstoffe in Bezug auf den Energiegehalt. Die Menge an Biokraftstoffen, die in Verkehr gebracht werden muss, steigt somit bis 2020 deutlich an. Biomethan, das bereits heute die wesentlichen Anforderungen einer emissionsverringerten Mobili — tat erfullt, wird dabei eine zentrale Rolle spielen (dena 2011d).

Als Betriebs — und Managementrisiko sind die Gefahrenquellen zusammengefasst, welche die operative Funktionstuchtigkeit der Anlage nach der Fertigstellung gefahrden und durch das Management beeinflusst werden konnen (Schmidt 1989, S. 145 ff.). Je nach Autor werden auch noch die verfahrenstechnischen und die Zulieferrisiken zugerechnet. Da diese Risiken jedoch an anderer Stelle gesondert betrachtet werden, sollen derartige Risiken hier keine weitere Beachtung finden.

Betriebs — und Managementrisiken konnen durch eine fehlerhafte Betriebs­fuhrung hervorgerufen werden, die z. B. zu unwirtschaftlichen Lagerhaltungen, Logistikproblemen oder Fehlkalkulationen fuhrt. Daruber hinaus kann unzu — reichend qualifiziertes Personal Fehler bei der Anlagenwartung und — bedienung ver — schulden. Dies kann dazu fuhren, dass die Projektanlage nicht die geplante Qualitat produziert oder die geplanten Mengen auf Grund von Produktionsunterbrechungen nicht erreicht werden (Schulte-Althoff 1992, S. 118).

Die Folgen sind betriebsbedingte Erlosminderungen oder auch Betriebskosten — steigerungen. Beide Auspragungen wirken sich negativ auf den Cashflow und somit auf die Stabilitat des Projektes aus. Derartige Probleme haben haufig ihren Ursprung in der mangelnden Erfahrung des Managements bei der Betriebsfuhrung. Die Risiken in der Betriebsphase sind je nach Form der Biomasse und der Biomasse — Aufbereitung sehr verschieden.

Bei Biogasvorhaben erfordern die verschiedenen Prozessstufen, die unter — schiedlichen technischen Umsetzungsmoglichkeiten und die Inhomogenitat der Einsatzstoffe eine sehr aufmerksame und kompetente Steuerung der Anlagen. Dabei ist es klar, dass die im Betrieb auftretenden Probleme sehr vielschichtig aus — fallen konnen.

Um das Betriebs — und Managementrisiko zu verringern, ist das Projekt auf ein erfahrenes und qualifiziertes Management angewiesen, da fur die Betriebsfuhrung wirtschaftliche und technische Kenntnisse erforderlich sind. Diese Aufgabe kann von verschiedenen Projektbeteiligten oder von einer professionellen Manage — mentgesellschaft wahrgenommen werden, die dafur ein Betriebsfuhrungsentgelt erhalten. Aus Anreizsicht sollte hier neben einem Fixbeitrag auch eine erfolgs — bezogene Komponente vereinbart werden.

Aus Sicht der Bank sollte einer der Projektbeteiligten das Management uber — nehmen. Dafur kommt insbesondere ein Sponsor oder der Anlagenbauer in Frage. Haufig wird der Anlagenbauer selbst diese Aufgabe ubernehmen, schliefilich hat er im Rahmen der abgegebenen Verfugbarkeitsgarantie schon bestimmte Gewahrleis — tungen zu erfullen. Zumindest in der Anfangsperiode konnen sich dadurch gewisse Synergieeffekte ergeben. Des Weiteren erfordert die Wartung eines Biomassepro — jektes entsprechendes Know-how, welches der Anlagenbauer zweifelsohne besitzt.

Haufig wird die Betriebsfuhrung durch den Sponsor ubernommen. Im Gegensatz zu Windenergie — und Solarprojekten, bei denen haufig auch reine Finanzinvestoren als Sponsoren auftreten, sind bei Biogas-Projekten regelmafiig Sponsoren vertreten, die eine enge Verzahnung zum Biogas-Markt aufweisen. Dies wird wesentlich mit dem technisch anspruchsvollen Handling der Anlage zusammenhangen: Zum einen geht es darum, mit den eingesetzten Substraten und der Anlagentechnik fachkundig umzugehen, da ansonsten Produktionsausfalle drohen, die eine auf — wandige Reinigung der Fermenter erforderlich machen und sich ggf. auf etwaige Bonusanspruche auswirken konnen. Soweit die Wartung durch Drittunternehmen vorgenommen und die Substrate von Dritten geliefert werden, sind die jeweiligen Pflichten vertraglich zu gestalten.

Ein kurzer Blick sei auch auf die international Marktentwicklung geworfen. Auch wenn, wie bereits beschrieben, die Erzeugung und Nutzung von Biogas in Deutschland besonders weit gediehen ist — andere Lander ziehen nach und bieten erhebliches Potenzial fur die deutsche Biogas — und Biomethanbranche. So wurden 2009 in der EU 27 insgesamt 25,2 TWh Biogas erzeugt (EurObserv’ER 2011). Im Zuge der Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie 2009/28/EG reizen etliche Mitgliedsstaaten die Biogasproduktion zusatzlich mit Forderinstrumenten wie Einspeisetarifen an. Besonders vielversprechend verlauft die Marktentwick­lung in Italien, Osterreich und Frankreich sowie in osteuropaischen Landern wie Polen, Tschechien und Ungam. Deutsche Firmen haben diesen Trend erkannt und befleifiigen sich stetig wachsender Expansions — und Exportaktivitaten (dena 2009). Es steht zu erwarten, dass sich diese Entwicklung in den kommenden Jahren noch verstarken wird. Daruber hinaus wird auch Biomethan kunftig starker im interna — tionalen Raum prasent sein. Obgleich derzeit der grenzuberschreitende Handel ins — besondere durch ungeloste Hemmnisse bei der Nachweisfuhrung noch schleppend vorankommt, so sind doch zwischen Deutschland und den Niederlanden und Danemark erste Handelsaktivitaten zu verzeichnen. Die EU-Kommission fordert diese Entwicklung gezielt, beispielsweise durch das von der dena koordinierte und EU-geforderte Projekt GreenGasGrids, das zehn europaische Lander bundelt und in ihren Aktivitaten zur Beflugelung der Marktentwicklung von Biomethan im europaischen Binnenmarkt unterstutzt.2

Weitere Informationen zum Projekt GreenGasGrids sind zu finden auf www. greengasgrids. eu.