Bayernfonds BestEnergy 1 GmbH & Co. KG:Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit -2.035.113,02

Auch die sogennanten Großen machen dann manchmal auch keine gute Figur wenn es um die Bilanz geht. Das scheint auch hier so zu sein, denn die Bilanz weist ein 7-stelliges Minus auf, Geld was den Anlegern fehlt.

Bayernfonds BestEnergy 1 GmbH & Co. KG

Unterschleißheim

Jahresabschluss zum Geschäftsjahr vom 01.01.2015 bis zum 31.12.2015

Lagebericht

Allgemeines

Die Gesellschaft wurde am 31.05.2007 gegründet und am 25.06.2007 in das Handelsregister beim Amtsgericht München unter der Nummer HRB 90400 eingetragen.

Zweck der Gesellschaft ist die Entwicklung, die Errichtung und der Betrieb von sechs Holzheizkraft-

werken (HHKW) an verschiedenen Standorten in Deutschland.

Die HHKW erzeugen über die Verbrennung von fester Biomasse bei überwiegender Nutzung von Landschaftspflegematerial Wasserdampf, der über eine Turbine und Generator verstromt wird. Der Strom wird direkt in die lokalen Stromnetze eingespeist. Über die Kraft-Wärmekopplung wird Wärme in Form von Prozesswärme und Fern(Heiz-)wärme für Wärmekunden bzw. städtische Wärmenetze bereitgestellt.

Geschäftsverlauf und Lage der Gesellschaft

Die Energiewende geht weiter

Die Energiewende schreitet weiter voran. Fast ein Drittel des erzeugten Stromes in Deutschland stammt mittlerweile aus Wind, Sonne oder Biomasse. Damit sind die erneuerbaren Energien laut dem Bundeswirtschaftsministerium (BMWi) die wichtigste Stromquelle. Mit Blick auf die obersten Ziele der Energiewende, der Senkung der Treibhausgasemissionen um 40 Prozent bis 2020, den Ausstieg aus der Kernenergie bis 2022 sowie die Sicherstellung von Versorgungssicherheit und Wettbewerbsfähigkeit, sieht der Gesetzgeber nach wie vor zwei grundlegende Strategien um die Energiewende voranzubringen: die erneuerbaren Energien ausbauen und die Energieeffizienz erhöhen.

(BMWi, Die Energiewende geht weiter. Januar 2016; BMWi, Eine Zielarchitektur für die Energiewende, 2016)

Energiepolitische Rahmenbedingungen

Mit „die Kostendynamik durchbrechen, die erneuerbaren Energien planbar und verlässlich ausbauen und sie fit für den Markt machen“ umwirbt das Bundeswirtschaftsministerium die Einführung des Erneuerbaren-Energien- Gesetzes 2014 (EEG 2014) und hält dies für ein wichtiges Fundament für eine erfolgreiche Energiewende. Nun soll es einen weiteren Paradigmenwechsel geben, nämlich, die Vergütung des erneuerbaren Stroms soll ab 2017 nicht wie bisher staatlich festgelegt, sondern durch Ausschreibungen am Markt ermittelt werden. Umsetzen wird das das neue EEG 2016. Das Moto ist: „Mehr Wettbewerb: Ausschreibungen bestimmen die Förderhöhe“.

Basis dieses neuen Weges ist der Erkenntnisschluss, dass die erneuerbaren Energien heute zentraler Pfeiler unserer Energieversorgung geworden sind und sie sich demnach mehr und mehr im Wettbewerb behaupten können sollen. Aber auch nicht zuletzt ließe sich so ihr weiterer Zubau planbarer gestalten. Betreffen wird das wettbewerbliche Ausschreibungsverfahren im Wesentlichen die Photovoltaik und die Windenergie. Die Biomasse und damit auch die feste Biomasse, zu der die Anlagen der BBE zu zählen sind, wird wohl zunächst von den Ausschreibungen außen vor gelassen werden. Hier prüft das BMWi noch, wie eine Ausschreibung für Neuanlagen unter Einbeziehung von Bestandsanlagen sinnvoll sein kann. Bis zum Abschluss dieser Prüfungen bleiben die bestehenden Regelungen des EEG 2014 für Biomasseanlagen erhalten.

(BMWi, EEG 2016: Wettbewerbliche Förderung von Erneuerbaren Energien; 23.12.2015)

Bereits laufende Anlagen – wie bei der BBE – genießen Vertrauensschutz, was bedeutet, dass bestehende Anlagen nach mindestens dem Förderungssatz vergütet werden, der bei der Inbetriebnahme gültig war.

Der aktuelle Referentenentwurf für das EEG 2016 sieht zum ersten Mal im Rahmen der EEG-Novelle eine Anschlussförderung für Bestandsanlagen im Bereich Biomasse vor. Demnach sollen Bestandsanlagen eine Anschlussförderung von zehn Jahren im Rahmen einer Ausschreibung erhalten können, sofern eben eine entsprechende Verordnung hierzu erlassen wird.

(EUWID „Neue Energie“ 10/2016, 11/2016)

Energieverbrauch 2015 in Deutschland

Der Energieverbrauch lag in Deutschland im Jahr 2015 nach ersten Berechnungen der Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen (AGEB) um 1,3% über dem Vorjahresniveau und erreichte voraussichtlich eine Höhe von 13.335 Petajoule (PJ) beziehungsweise 455,0 Millionen Tonnen Steinkohleneinheiten (Mio. t SKE), was eine Erhöhung von 255 PJ oder 8,8 Mio. t SKE zum Jahr 2014 bedeutet. Damit stieg der Primärenergieverbrauch im Gegensatz zum Vorjahr wieder an. Ursächlich hierfür war die im Vergleich kühlere Witterung und der damit verbundene höhere Heizenergiebedarf.

Auch im vergangenen Jahr ist der Anteil des Verbrauchs der erneuerbaren Energien gestiegen, nämlich um 11% auf 1.679 PJ oder 54,1 Mio. t. SKR. Der Anteil von Steinkohle und Kernenergie sank in 2015 um 0,7% (auf 1.691 PJ, 57,7 Mio. t. SKE) bzw. um 6% (auf 998 PJ, 34,1 Mio. t SKE) aufgrund der Außerbetriebnahme des Kernkraftwerkes Grafenrheinfeld zur Jahresmitte. Der Verbrauch von Braunkohle und Mineralöl blieben mit 1.587 PJ oder 54,1 Mio. t. SKE bzw. 4.511 PJ oder 153,9 Mio. t SKE zum Vorjahr praktisch unverändert. Der Erdgasverbrauch erhöhte sich um 5% auf 2.804 PJ oder 95,7 Mio. t SKE, was den höheren Einsatz von Erdgas zu Wärmzwecken zurückzuführen ist.

In der Stromerzeugung nahm der Anteil der Biomasse um etwa 2 Prozent zu, während die Wasserkraft (ohne Pumpspeicher) auf Vorjahresniveau verblieb. Im Bereich der Windkraft an Land und See kam es zu einer Erhöhung von 50% gegenüber dem Vorjahr. Solarenergie mit Photovoltaik und Solarthermie stieg anteilsmäßig um 6%, wohingegen die Biokraftstoffe um 5% zurückgegangen sind. Die Ausfuhrüberschüsse, also der Saldo aus Import und Export von Strommengen ins Ausland, vergrößerte sich abermals erheblich auf nunmehr ca. 50.161 Mio. kWh. Den größten Importüberschuss bzw. Zufluss gab es aus dem Kernenergieland Frankreich mit einem Saldo von 9.912 Mio. kWh bzw. einer Zuflussmenge von 11.291 Mio. kWh. Die meisten Stromexportüberschüsse verzeichnet Deutschland an die Länder Österreich, Schweiz und Niederlande, nämlich in Summe 49.254 Mio. kWh.

(AG Energiebilanzen e.V.: Energieverbrauch in Deutschland, Daten für das 1.-4. Quartal 2015)

Geschäftsentwicklung

Das Jahr 2015 war wiederum geprägt durch eine relativ milde, aber zum Vorjahr leicht kühlere Witterung. Ein kalter und langandauernder Winter sowie andere negativ auswirkende Naturereignisse wie Überschwemmungen und längere Hitzeperioden blieben aus. Dies begünstigte wie im Vorjahr vor allem die Brennstoffmarktsituation hinsichtlich der Qualität und Quantität der am Markt zur Verfügung gestandenen Brennstoffmenge und sorgte für einen im Vergleich zu den Vorjahren günstigen Brennstoffpreisverlauf. Die erfolgreiche Einführung des eigenen Brennstoffeinkaufs ermöglichte die volle Mitnahme der oben genannten positiven Umwelteffekte. Auch konnten mit der Implementierung der eigenen Einkaufsorganisation im Vergleich zu der Dienstleistungsgebühr des vorherigen Vollversorgers Einsparungen in einem hohen sechsstelligen Bereich realisiert werden. Im Ergebnis erreichte der eigene Einkauf im Jahr 2015 trotz Implementierungs- und Einarbeitungsphase sowie Kosten der Bildung einer gewissen Reserve einen im Vergleich zum Vorjahr um 0,68 Euro je Tonne leicht gesunkenen durchschnittlichen Brennstoffpreis.

Im technischen Bereich kam es wie geplant zu den Endreparaturen der in 2014 entstandenen Schäden an der Turbine in Steinau und an den Ekonomisern in Langelsheim und Rieste, wobei sich der Turbinenschaden hinsichtlich des Maschinenschaden und der Betriebsunterbrechung als versicherter Schaden darstellte. Diese Reparaturen führten geplant zu einer geringeren Reisezeit der entsprechenden Kraftwerke. In Summe liefen alle Kraftwerke stabil und erreichten dahingehend die planerischen Vorgaben, was auch wesentliches Ziel des vergangenen Geschäftsjahres war. So erreichten die HHKW mit ihren Standorten Bad Arolsen, Langelsheim, Leipzig, Niesky, Rieste und Steinau in 2015 eine Reisezeit von durchschnittlich 7.760 rechnerischen Volllastbetriebsstunden (VJ: 7.492 Std.) je Kraftwerk. Leider dauerte die Endreparatur der Turbinenschadens in Steinau 3 Wochen länger als geplant, was obige Durchschnittswerte negativ beeinflusste.

Seit 2012 erfolgt der Verkauf der erzeugten Strommenge über die Direktvermarktung gem. EEG 2012 mit dem Partner MVV Energie, der den Strom an der Leipziger Energiebörse EPEX Spot SE handelt. Ferner erzielte die Gesellschaft im vergangenen Jahr wieder Erlöse auf dem Markt für Minutenreserve bzw. Negative Regelenergie. Bedauerlicherweise entwickelte sich der Markt zunehmend schlechter, da immer mehr Stromerzeuger, vor allem auch aus dem Bereich der erneuerbaren Energien, ihre Anlagen zum Markt für Regelleistung angeboten haben. Dies führte zu einem dramatischen Preisverfall für Leistung und Arbeit im vor allem für die Gesellschaft relevanten Markt der Minutenreserve (Tertiärregelung).

Die milde Witterung des vergangenen Jahres mit den für die Brennstoffversorgung positiven Effekte zeigt für den Verkauf von Wärme über die Kraft-Wärmekopplung an den Standorten Bad Arolsen, Langelsheim, Leipzig, Niesky und Rieste ihre Kehrseite. Hier gestaltete sich die Nachfrage aufgrund der warmen Winter deutlich niedriger als in den Vorjahren. Zusätzlich kam es zu einer Reduzierung der nachgefragten Wärmemengen an den beiden Pelletwerken in Bad Arolsen und Langelsheim, da hier der ehemalige Eigentümer der Pelletwerke das Werk in Bad Arolsen nach einem langen Verkaufsprozess verkaufte und das Werk in Langelsheim im Frühjahr 2015 schließlich in die Insolvenz führte.

Im Rahmen der routinemäßigen Gespräche mit der finanzierenden Hausbank konnte mit Hinblick auf die aktuelle Zinsentwicklung an den Finanzmärkten für die 2. Jahreshälfte ein deutlich niedrigerer Zins für die Darlehen verhandelt werden. Die Einigung auf den niedrigeren Zins gilt zunächst unbefristet und kann jederzeit einseitig durch die Hausbank wieder auf das ursprüngliche Niveau angepasst werden.

Entwicklung der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage

Im Geschäftsjahr 2015 wurden wie oben beschrieben folgende wichtige Schritte im Umbau der Gesellschaft erreicht: erstens wurde ab 1.1.2015 ein eigener Brennstoffeinkauf implementiert und damit zu den Vorjahren eine jährliche Einsparung im oberen sechsstelligen Bereich erzielt. Zweitens gelang es, weitestgehend die Stabilität in der Verfügbarkeit und Laufzeiten der Kraftwerke wieder herzustellen. Und Drittens, konnte mit der Hausbank auf Basis des flexibleren Finanzierungsmodells eine Zinssenkung für die langfristigen Bankdarlehen vereinbart werden.

Diese Entwicklung führte zu einer Steigerung des Ergebnisses vor Abschreibungen und Zinsen (EBITDA) um TEUR 3.451 gegenüber dem Vorjahr und erreichte damit einen von Wert von TEUR 4.746 (VJ: 1.295). Das Geschäftsjahr endete nach Verrechnung der Abschreibungen, Zinsen und Steuern mit einem Jahresfehlbetrag von TEUR 2.036 (VJ: 9.104).

Aus Sicht der technischen Kennzahlen kann im Vergleich zum Vorjahr überwiegend von einer Verbesserung der betrieblichen Leistung berichtet werden. Im Ergebnis eingeschränkt wurde wie bereits erwähnt die betriebliche Leistung aber von den Endreparaturen der Turbine in Steinau und den Ekonomisern in Langelsheim und Rieste.

So erzielte die Gesellschaft insgesamt Umsatzerlöse in Höhe von TEUR 31.898 zu TEUR 31.362 im Vorjahr. Davon entfielen auf die Stromerlöse TEUR 29.877 (Vorjahr: TEUR 29.180) und auf die Wärmeerlöse TEUR 2.021 (Vorjahr: TEUR 2.182).

Im abgelaufenen Geschäftsjahr liefen die Kraftwerke insgesamt 46.560 rechnerische Volllastbetriebsstunden (VJ: 44.954), erzeugten dabei 1.022.929 Tonnen Dampf (VJ: 942.374 To.) und verstromten diesen zu 232.519 MWh Strom (VJ: 224.498 MWH). Folglich stiegen die auf das Geschäftsjahr bezogenen Umsatzerlöse Strom um 697 TEUR auf 29.877 TEUR (VJ: 29.180).

Ferner sind Einspeisevergütungen nach EEG 2009 i.H.v. 162 TEUR (VJ: 352 TEUR) noch ausstehend, die sich auf Basis der geführten Nachweise und den sich hieraus ergebenden bereits gutgeschriebenen Vergütungsansprüchen an die Energieversorgungsunternehmen ergeben. Dabei stellt der Wert von 162 TEUR den Saldo aus offenen Vergütungsansprüchen und Rückerstattungsansprüchen für in 2015 zu viel ausbezahlte Vergütungen nach EEG 2009 dar. Im Wesentlichen handelt es sich aber um zusätzlich auszuzahlenden KWK- und LPM-Bonus für den Standort Bad Arolsen.

Aus der Vermarktung von Negativer Regelenergie am Markt der Minutenreserve erzielten die Kraftwerke Stromerlöse i.H.v. 143 TEUR (VJ: 275 TEUR). Die Reduzierung der Erlöse rührt aus dem Preisverfall für Leistung und Arbeit aufgrund der im Verlauf des letzten Jahres stark gestiegenen Anbieterkapazitäten im Markt der Minutenreserve her.

Die beiden letzten milden Winter sorgten wie im letzten Geschäftsjahr für eine reduzierte Nachfrage nach Wärme. Letztlich stieg die Wärmeauskopplung aber leicht um 3.132 MWh von 61.385 MWh im Vorjahr auf 64.516,50 MWh in 2015 an. Die Wärmeerlöse i.H.v. 2.021 TEUR verblieben in etwa auf dem Niveau des Vorjahres (VJ: 2.182 TEUR). Aufgrund der Insolvenz des Pelletwerks in Langelsheim im Frühjahr 2015 mussten Wärmeerlöse i.H.v. 111 TEUR als Forderungsverluste ausgebucht werden.

Der Brennstoffverbrauch stieg in 2015 um ca. 14.448 Tonnen auf insgesamt 375.101 Tonnen (VJ: 360.653 To.) an. Ursächlich hierfür sind die um 1.606 Volllastbetriebsstunden höhere Reisezeit der Anlagen sowie der Mehrverbrauch in Steinau aufgrund des Einsatzes der notreparierten Turbine für die ersten neun Monate des Jahres. Mit den in 2015 durchschnittlich um 0,68 Euro pro Tonne gesunkenen Brennstoffpreisen erhöhten sich damit die Brennstoffkosten Material bei Berücksichtigung der hierbei erhaltenen Skontoerträge insgesamt um 375 TEUR auf 15.752 TEUR (VJ: 15.377 TEUR).

Der Ascheanfall sank aufgrund der Versorgung der Kraftwerke mit qualitativ höherwertigen Brennstoffen wiederholt von im Vorjahr 15.558 auf 13.495 Tonnen im Berichtsjahr. Damit sanken die Aschekosten auf 800 TEUR (VJ: 880 TEUR), wobei die Entsorgungskosten, insbesondere die Kosten für die Entsorgung auf der Deponie als gegenläufiger Effekt weiter anstiegen. Gleich zum Vorjahr blieb der durchschnittliche Brennstoffverbrauch, nämlich bei rd. 7,9 Tonnen pro Volllastbetriebsstunde. Die mengenmäßige Reduzierung der Asche lässt den Ascheanteil der eingesetzten Brennstoffmenge rechnerisch deutlich von 4,32% im Vorjahr auf rund 3,60% im Geschäftsjahr fallen.

Nahezu auf gleichem Niveau wie im Vorjahr verblieb der Stromeigenbedarf mir rd. 0,56 MWh je Volllastbetriebsstunde zu 0,54 MWh im Vorjahr. Wiederum kam es zu Jahresbeginn zu Preiserhöhungen der gesetzlichen Umlagen bei Strom. Der Einkauf der Strommengen zu einem günstigeren Energiepreis konnte die Preiserhöhung der gesetzlichen Stromumlagen nahezu kompensieren, weshalb sich in Summe der Aufwand für den Stromeigenbedarf von 3.211 TEUR im Vorjahr nur leicht auf 3.251 TEUR in 2015 erhöhte.

Die durchgeführten technischen Optimierungsmaßnahmen zum Wasserverbrauch im Jahre 2013 und 2014 sowie die genaue Befolgung des hieraus entstandenen Maßnahmen- bzw. Wartungsplans ließen den Wasserverbrauch seit dem kontinuierlich zurückgehen. Mit 81.659 cbm im Jahr 2015 (VJ: 90.082 cbm) nähert sich der Verbrauch nun seinem optimierten Sollwert an. Somit reduzieren sich die Wasserkosten in 2015 um 30 TEUR auf nunmehr 261 TEUR (VJ: 291 TEUR).

Für die langfristigen Bankverbindlichkeiten konnten wie bereits oben angesprochen angesichts der Zinsentwicklung der letzten Monate an den Finanzmärkten mit der Hausbank für die langfristigen Darlehen ein günstigerer Zins vereinbart werden. Der Zinsaufwand sank im Berichtsjahr auf 2.350 TEUR im Vergleich zum Vorjahr von 3.779 TEUR.

Wesentliche Chancen und Risiken

Das Risikomanagement der Bayernfonds BestEnergy 1 hat zum Ziel, Chancen und Risiken frühestmöglich zu identifizieren, zu bewerten und durch geeignete Maßnahmen Chancen wahrzunehmen sowie geschäftliche Einbußen zu begrenzen. Damit soll eine Bestandsgefährdung der Bayernfonds BestEnergy 1 verhindert und durch verbesserte unternehmerische Entscheidungen langfristig Wert geschaffen werden.

Unter Risiko wird jedes Ereignis verstanden, dass das Erreichen der kurzfristigen operativen oder der langfristigen strategischen Ziele negativ beeinflussen kann. Als Chancen werden mögliche Erfolge definiert, die über die definierten Ziele hinausgehen.

Wie bereits in den vergangenen Jahren war und kann auch weiterhin der Bestand der Gesellschaft durch nachfolgend kurz skizzierte Chancen und Risiken beeinflusst werden:

Risiken:

Einzelne vorgenannte Risiken können auch kumulativ eintreten und damit den Fortbestand der Gesellschaft gefährden.

Chancen:

Die Gesellschaft hat Maßnahmen ergriffen, um den genannten Risiken zu begegnen sowie die Realisierung der Chancen zu sichern. Folgende Maßnahmen wurden im abgelaufenen Geschäftsjahr begonnen bzw. erfolgreich umgesetzt:

Forschung und Entwicklung

Die Gesellschaft betreibt keine Forschung und Entwicklung.

Wesentliche Ereignisse nach Bilanzstichtag

Wesentliche Ereignisse von besonderer Bedeutung, die nach dem Abschlussstichtag eingetreten sind, liegen nicht vor.

Ausblick

In 2016 sollen sich die Reisezeiten der Kraftwerke nochmals erhöhen. Hierzu wurde mit der Wartungsfirma Valmet ein 2-Jahresvertrag geschlossen, der eine technische Betreuung beinhaltet, die zur Aufgabe hat, die Regelung der Anlagen auf verschiedene Bedingungen und für unterschiedliche Brennstoffqualitäten optimaler einzustellen. Erste Versuche hierzu wurden in 2015 erfolgreich durchgeführt. Der Brennstoffeinkauf wird die bestehende Lieferantenbasis weiter optimieren und nach Potentialen im Preis- und Qualitätsgefüge der angebotenen Brennstoffe suchen und heben. Nach Erfahrung des letzten Jahres gehen höhere Reisezeiten der Kraftwerke und deren Verbrauchswerte eng einher mit der Qualität der eingesetzten Brennstoffe.

Zur Erhöhung der Stromerlöse fand zum 01.01.2016 ein Wechsel zu den Stadtwerken München als neuen Direktvermarkter für die produzierten Strommengen statt. Hierbei konnte die Dienstleistungsgebühr des Direktvermarkter auf einen Bruchteil reduziert werden, was zu Erhöhung der eigenen Stromerlöse führen wird. Auch bei der Minutenreserve (Negative Regelenergie) wurde der Partner gewechselt. Zum Zuge kamen hier ebenfalls die Stadtwerke München, die hier ein kalkulatorisches Vergütungsmodell angeboten haben, das einen Vorteil in einem jetzt deflationären Markt der Minutenreserve zu der bisherigen Abrechnung nach realisierten Zuschlägen für Leistung und Arbeit verspricht.

Wie im Vorjahr war auch der Winter in 2015/16 recht mild. So wurden in den Kommunen aufgrund des milden Wetters nahezu den gesamten Winter hindurch Landschaftspflegemaßnahmen und Holzarbeiten durchgeführt. Die hier produzierten Mengen wurden sofort am Markt angeboten, was wiederum zu einem Überhang von angebotenen Brennstoff zu nachgefragter Menge führte. Dies wirkte sich wie im Jahr zuvor, insbesondere zu diesem Zeitpunkt, günstig auf das Brennstoffpreisniveau aus.

Wie in der Vergangenheit bereits erwähnt, sorgt das EEG 2014 mit seinen definierten Ausbaukorridoren dafür, dass ein Zubau von weiteren Biomasseheizkraftwerken in Deutschland, die mit der BBE um die Brennstoffressourcen konkurrieren würden, aufgrund mangelnder Rentabilität quasi nicht mehr stattfindet. Im Ergebnis erfährt so die Nachfrage nach Landschaftspflegematerial einen oberen Deckel, was bei gegebener Menge mittelfristig zu einer Stabilisierung des Brennstoffmarktes hinsichtlich Menge und Preis auf aktuellem Niveau bzw. möglicherweise hier auch zu weiterer Entspannung führen wird.

Durch die Insolvenz des Wärmekunden in Langelsheim verfügt der Standort über keine Wärmeabnahme mehr. Über die Wärmeakquise soll für den Standort mittelfristig ein neuer Wärmeabnehmer gewonnen werden. Positiv verläuft dagegen die Entwicklung der Wärmeauskopplung in Bad Arolsen. Dort will der Käufer des Pelletwerks die zweite Produktionslinie, eine Brikettlinie, die bisher nie in Betrieb genommen worden war, im Sommer auf Pellet umrüsten um dann mit zwei Linien Pellets zu produzieren. Hier ist zukünftig von einer Verdopplung der auszukoppelnden Wärmemenge auszugehen.

Die aktuell niedrigen Öl- und Erdgaspreise erschweren zurzeit die Akquisition von Wärmekunden, da hierdurch konventionelle Heizsysteme wieder an Attraktivität gewonnen haben. Auch wenn der Heizölpreiseffekt nicht lange anhalten wird, so erschwert er momentan die Investitionsentscheidungen potentieller Interessenten und Investoren hin zu einer Wärmequelle aus erneuerbaren Energien.

Entscheidend für die weitere Verbesserung der wirtschaftlichen Ergebnisse der Gesellschaft in den kommenden Jahren wird neben dem Gelingen der eigenen Brennstoffversorgung, die Stabilität bzw. Minimierung der Ausfallzeiten der Kraftwerke sowie ein stabiles Umfeld bei den rechtlichen und steuerrechtlichen Rahmenbedingungen die Akquisition von Wärmekunden sein.

Die Wirtschaftlichkeit der Kraftwerke hat sich in 2015 in einem großen Schritt verbessert. Für die nächsten Jahre können weitere Verbesserungen – aber in kleineren Schritten – prognostiziert werden. Für das Geschäftsjahr 2016 wird eine weitere Steigerung des EBITDA gegenüber dem Berichtsjahr erwartet.

Bilanz

Aktiva

Gewinn- und Verlustrechnung

Anhang

I. Allgemeine Angaben

Der Jahresabschluss der Bayernfonds BestEnergy 1 GmbH & Co. KG für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis 31. Dezember 2015 wurde nach den Rechnungslegungsvorschriften des Handelsgesetzbuches aufgestellt.

Die Gesellschaft erfüllt im Berichtsjahr die Merkmale einer mittelgroßen Kapitalgesellschaft i.S.d. § 267 Abs. 2 i.V.m. § 264a Abs. 1 HGB. Für Ausweis‑ und Bilanzierungszwecke wurden jedoch freiwillig die Vorschriften für große Kapitalgesellschaften gemäß § 267 Abs. 3 HGB angewandt. Für den Anhang wurde von größenabhängigen Erleichterungen nach § 288 HGB Gebrauch gemacht. Die Angaben gem. § 285 Nr. 9 a) und b) HGB wurden gem. § 286 Abs. 4 HGB unterlassen.

Die Gliederung der Bilanz und Gewinn‑ und Verlustrechnung erfolgt entsprechend den Bestimmungen der §§ 266 und 275 i.V.m. § 264a Abs. 1 HGB. Sie ist unverändert gegenüber dem Vorjahr.

Die Gliederung des Eigenkapitals wird entsprechend dem Gesellschaftsvertrag vorgenommen.

Für die Darstellung der Gewinn‑ und Verlustrechnung wurde das Gesamtkostenverfahren gemäß § 275 Abs. 2 HGB gewählt.

Gemäß § 264 Abs. 1 Satz 1 HGB und § 264a Abs. 1 HGB wurde der Jahresabschluss um einen Lagebericht i.S.d. § 289 HGB erweitert.

Bei der Veröffentlichung werden die Erleichterungsvorschriften des § 327 HGB angewandt.

II. Bewertungsmethoden

Das Anlagevermögen wird zu Anschaffungs‑/Herstellungskosten vermindert um planmäßige Abschreibungen angesetzt. Die planmäßigen Abschreibungen erfolgen nach der linearen oder degressiven Methode und berücksichtigen die wirtschaftliche Nutzungsdauer der jeweiligen Anlagen. Die Erbbaurechte werden gemäß der Vertragslaufzeit abgeschrieben.

Bei voraussichtlich dauernder Wertminderung werden außerplanmäßige Abschreibungen auf den niedrigeren Wert vorgenommen, der den Vermögensgegenständen am Abschlussstichtag beizulegen ist. Sofern sich in einem späteren Jahr herausstellt, dass die Gründe für die außerplanmäßige Abschreibung nicht mehr bestehen, wird der Betrag dieser Abschreibung gemäß § 253 Abs. 5 Satz 1 HGB wieder zugeschrieben.

Das Vorratsvermögen wird mit den Anschaffungskosten bilanziert. Soweit notwendig werden Abschreibungen auf den niedrigeren Börsen- oder Marktpreis bzw. auf den niedrigeren beizulegenden Wert, soweit ein Börsen- oder Marktpreis nicht feststellbar ist, vorgenommen.

Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände sind zum Nennwert oder dem niedrigeren beizulegenden Wert angesetzt. Guthaben bei Kreditinstituten sind zum Nominalwert angesetzt.

Als Rechnungsabgrenzungsposten sind auf der Aktivseite Ausgaben vor dem Abschlussstichtag ausgewiesen, soweit sie Aufwand für eine bestimmte Zeit nach diesem Tag darstellen. Die Bewertung erfolgte zum Nennwert.

Die Rückstellungen werden in ausreichender Höhe mit dem nach vernünftiger kaufmännischer Beurteilung notwendigen Erfüllungsbetrag angesetzt und enthalten alle erkennbaren Risiken und ungewissen Verpflichtungen. Rückstellungen mit einer Laufzeit von mehr als einem Jahr werden gemäß § 253 Abs. 2 Satz 1 HGB mit dem ihrer Restlaufzeit entsprechenden durchschnittlichen Marktzinssatz der letzten sieben Geschäftsjahre abgezinst. Der Zinssatz wird durch die Deutsche Bundesbank ermittelt und bereitgestellt.

Die Verbindlichkeiten werden gemäß § 253 Abs. 1 Satz 2 HGB mit ihrem Erfüllungsbetrag passiviert.

Auf die temporären Differenzen zwischen den Bilanzposten aus handelsrechtlicher und steuerrechtlicher Betrachtungsweise sowie auf den steuerlichen Verlustvortrag wurden latente Steuern berechnet. Für die sich ergebenden aktiven latenten Steuern wurde gemäß § 274 HGB vom Aktivierungswahlrecht Gebrauch gemacht und auf den Ansatz in der Bilanz verzichtet.

Auf fremde Währung lautende Forderungen und Vermögensgegenstände sowie Verbindlichkeiten wurden zum Devisenkassamittelkurs am Abschlussstichtag umgerechnet. Bei einer Restlaufzeit von einem Jahr oder weniger werden § 253 Abs. 1 Satz 1 HGB und § 252 Abs. 1 Nr. 4 Halbsatz 2 HGB nicht angewendet.

III. Erläuterungen zur Bilanz

Beim Anlagevermögen wurde vom Wahlrecht nach § 255 Abs. 3 Satz 2 HGB Gebrauch gemacht und die Zinsen für Fremdkapital, soweit sie auf den Zeitraum der Herstellung der Anlagen entfallen, aktiviert. Die Entwicklung des Anlagevermögens ist auf Seite 6 des Anhangs dargestellt.

Zum Bilanzstichtag bestehen ausschüttungsgesperrte Beträge in Höhe von TEUR 10, die in voller Höhe auf die Aktivierung der selbst geschaffenen immateriellen Vermögensgegenstände des Anlagevermögens entfallen.

In den Verbindlichkeiten sind Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten mit einer Restlaufzeit von mehr als fünf Jahren in Höhe von TEUR 44.500 (Vorjahr: TEUR 50.000) enthalten.

Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten in Höhe von TEUR 73.000 (Vorjahr: TEUR 75.000) zur Finanzierung der Heizkraftwerke sind wie folgt besichert:

Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen sowie die sonstigen Verbindlichkeiten haben eine Restlaufzeit von weniger als einem Jahr.

V. Sonstige Angaben

1. Sonstige finanzielle Verpflichtungen

Für die Versorgung mit geeigneter Biomasse ist für die Standorte Bad Arolsen und Steinau bis Geschäftsjahr 2018 ein langfristiger Abnahmevertrag geschlossen. Die daraus resultierenden Mindestabnahmemengen haben einen Einkaufswert von insgesamt derzeit ca. EUR 2,7 Mio. (Vorjahr EUR 4 Mio.). Darüber hinaus gibt es in Langelsheim einen weiteren langfristigen Abnahmevertrag zu Brennholz bis zum Geschäftsjahr 2023 mit einem Einkaufswert in Summe von ca. EUR 2,0 Mio. (Vorjahr: EUR 2,2 Mio.).

Erstere Vereinbarung zu den Standorten Bad Arolsen und Steinau ist mit einer Preisgleitklausel versehen.

Die Summe der künftigen Mindestleasing-/-mietzahlungen aus unkündbaren Miet- und Leasingverträgen beträgt für Radlader TEUR 543 (Vorjahr: TEUR 661), für KfZ-Leasing TEUR 53 (Vorjahr: TEUR 61) sowie für Büromiete und Sonstige Büro- und Geschäftsausstattung TEUR 180 (Vorjahr: TEUR 218).

2. Gesellschafter

Persönlich haftende Gesellschafterin mit einem Stammkapital von EUR 25.000,00 ist die GS Beteiligungs GmbH, Oberhaching, vertreten durch ihren Geschäftsführer Gottfried Selmair, Vorstandsvorsitzender i.R., Stadtbergen.

Die Komplementärin hält keinen eigenen Kapitalanteil.

Mit dem Gesellschafterbeschluss vom 12.11.2015 und umgesetzt im Gesellschaftsvertrag vom 04.01.2016 scheidet die WS Beteiligungs GmbH, vertreten durch den einzelvertretungsberechtigten Geschäftsführer Walter Saar, zum 31.12.2015 aus der Gesellschaft aus. Das Kommanditkapital der Gesellschaft verringert sich zum 01.01.2016 dementsprechend um 500.- Euro.

3. Geschäftsführung

Die geschäftsführenden Kommanditisten Christian Kühn und Martin Wagatha sind geschäftsansässig in Unterschleißheim. Der geschäftsführende Kommanditist Andreas Reglich ist geschäftsansässig in Schkeuditz.

4. Arbeitnehmer

Im Jahresdurchschnitt wurden durchschnittlich55,08 (VJ: 50,75) Arbeitnehmer, davon 43,67 im technischen Bereich und 7,58 in der Verwaltung sowie 3,83 im Bereich Brennstoffeinkauf beschäftigt .

5. Ergebnisverwendungsvorschlag

Die Geschäftsführung schlägt vor, den Jahresfehlbetrag von EUR 2.036.340,02 zusammen mit dem Verlustvortrag von EUR 40.890.707,38 zu verrechnen und den Verlustvortrag von EUR 42.927.047,40 festzustellen.