Ein laufender Solarpark, ein geplanter Batteriespeicher und acht Prozent Jahreszins: Das Energieprojekt AEP Obernberg klingt attraktiv. Eine genauere Betrachtung zeigt jedoch eine Finanzierung, bei der Anleger die Rangfolge der Forderungen und die Tragfähigkeit der Rückzahlung sorgfältig prüfen müssen.
In Obernberg am Inn soll ein bestehender Solarpark mit rund sechs Megawatt Spitzenleistung um einen Batteriespeicher ergänzt werden. Für diesen sind sechs Megawatt Leistung und zwölf Megawattstunden Speicherkapazität vorgesehen. Die Inbetriebnahme ist für das zweite Quartal 2027 geplant. Nach Angaben des Anbieters besteht eine Netzzusage über 5,5 Megawatt.
Die Kombination ist wirtschaftlich nachvollziehbar: Der Solarpark liefert bereits Einnahmen, während der Speicher weitere Erlösmöglichkeiten eröffnen soll. Allerdings verdient der Speicher erst nach erfolgreicher Fertigstellung und Inbetriebnahme Geld. Die Finanzierung läuft sieben Jahre; Zinsen sollen quartalsweise gezahlt werden, die Kapitalrückzahlung soll 2028 beginnen und im Oktober 2033 abgeschlossen sein.
Die entscheidende Frage lautet deshalb: Welche Einnahmen tragen die Zahlungen, wenn der Speicher später startet oder weniger erwirtschaftet als erwartet? Ein laufender Solarpark ist ein Vorteil. Er ersetzt aber keine belastbare Berechnung, ob nach Betriebskosten und Bankzahlungen genügend Geld für die übrigen Gläubiger bleibt.
Anleger zeichnen eine Anleihe der AEP2 FNZ GmbH. Diese reicht das Kapital als nachrangiges Darlehen an die Projektgesellschaft AEP OBB GmbH weiter. Die Angebotsübersicht bezeichnet die Anleihe selbst dagegen als „nicht nachrangig“.
Hier müssen zwei Ebenen auseinandergehalten werden. Der Rang des Anspruchs gegen die Emittentin sagt noch nicht, wann die Projektgesellschaft Geld an diese weiterreichen kann. Der Anbieter bestätigt ausdrücklich, dass die vorrangige Bankfinanzierung vor der über die Plattform angebotenen Finanzierung bedient wird.
Für die wirtschaftliche Bewertung reicht das Etikett „nicht nachrangig“ somit nicht aus. Wichtig ist, ob die Emittentin auch bei schwächeren Projekterträgen zahlungsfähig bleibt.
Als Sicherheiten nennt das Angebot eine Garantie der Muttergesellschaft über 300.000 Euro sowie die Sicherungsabtretung der Ansprüche aus dem nachrangigen Projektdarlehen. Dem steht ein vorgesehenes Emissionsvolumen von 2,285 Millionen Euro gegenüber.
Die Garantie entspricht rechnerisch rund 13,1 Prozent des Emissionsvolumens. Sie ist damit kein vollständiger Kapitalschutz. Zudem hängt ihr Nutzen von der Zahlungsfähigkeit des Garantiegebers und den Vertragsbedingungen ab. Eine abgetretene Darlehensforderung schafft ebenfalls keine zusätzliche Zahlungsfähigkeit beim Schuldner.
Auch die beworbenen acht Prozent verdienen einen zweiten Blick. Bei einem Anleihepreis von 250 Euro erhebt die Plattform 1,5 Prozent Transaktionskosten. Rechnerisch sind das 3,75 Euro zusätzlich. Der Nominalzins allein beschreibt deshalb nicht den tatsächlichen Ertrag auf den gesamten eingesetzten Betrag.
Beim Geschäftsmodell bleiben weitere Prüffragen: Welche Erlöse sind vertraglich abgesichert? Wie verändern niedrigere Preisunterschiede am Strommarkt die Speicherwirtschaftlichkeit? Welche Reserven bestehen für Bauverzögerungen und technische Ausfälle? Und welche Zahlungen darf die Bank verlangen, bevor Geld an die Emittentin fließt?
Die redaktionelle Bewertung: Das Projekt verbindet vorhandene Stromerzeugung mit einer plausiblen Speicheridee. Daraus folgt jedoch keine sichere Geldanlage. Die Finanzierungskette, die begrenzte Garantie und die Abhängigkeit von künftig verfügbaren Zahlungsüberschüssen verlangen eine sorgfältige Prüfung.
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