Onshore-Windenergieanlagen. Inbetriebnahme, Finanzierung und besondere Aspekte der Rechnungslegung

Inhaltsverzeichnis

Tabellenverzeichnis

Abkürzungsverzeichnis

1. Einleitung

2. Prozess der Inbetriebnahme
2.1 Standortsuche und Grundstücksicherung
2.2 Genehmigungsverfahren
2.2.1 Gesetze und Regelwerke beim Genehmigungsverfahren
2.2.2 Rechtsgrundlagen für Ersatz- oder Ausgleichmaßnahmen

3. Besondere Aspekte der Rechnungslegung
3.1 Das Konzept zur rechtlichen Gestaltung von Betreibergesellschaften
3.2 Anschaffungskosten
3.2.1 Einzeln zu bewertende Wirtschaftsgüter bzw. Vermögensgegenstände
3.2.2 Nutzungsdauer
3.2.3 Aufteilung der einzeln zu bewertenden Wirtschaftsgüter bzw. Vermögensgegenstände
3.2.4 Anschaffungskosten der zweiten Stufe sowie sofort abziehbare Betriebsausgaben bzw. Aufwendungen
3.2.5 Abschreibungsbeginn
3.2.6 § 7g EStG Investitionsabzugsbetrag und Sonderabschreibung
3.2.7 Gesamtüberblick
3.3 Rückstellung für Rückbaukosten
3.3.1 Sicherheitsleistung
3.3.2 Rückbaurückstellung nach HGB und EStG
3.3.3 Beispiel zur Berechnung der Rückbaurückstellung nach HGB und EStG

4. Finanzierung
4.1 Kostenfaktoren
4.1.1 Gesamtinvestitionskosten
4.1.2 Laufende Betriebskosten
4.2 Jährliche Energielieferung
4.2.1 Exkurs über die Ausschreibung anhand des einstufigen Referenzertragsmodelles nach EEG 2017
4.2.2 Beispiel zur Berechnung der Energielieferung
4.3 Projektfinanzierung
4.3.1 Risikoidentifikation
4.3.2 Cashflow-Berechnung anhand von Risikoquantifizierung
4.3.3 Anpassung der Finanzierungsstruktur

5. Fazit

Anlagen

Quellenverzeichnis

Tabellenverzeichnis

Tab. 1: Berechnung Betriebsvermögen

Tab. 2: Anschaffungskosten von Onshore-Windenergieanlagen

Tab. 3: Abzinsung nach HGB und EStG 2017

Tab. 4: Gesamtinvestitionskosten einer geschlossenen Fondsgesellschaft

Tab. 5: Berechnung der Betreibergesellschaft zur ersten Einschätzung der Energielieferung

Abkürzungsverzeichnis

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

1. Einleitung

Im März 2011 wurde in Deutschland durch das Unglück im Atomreaktors Fukushima Daiichi, Japan, eine Diskussion entfacht über die zukünftige Energieversorgung. Die Bundesregierung beschloss mit Geltung ab 6. August 2011 durch den Artikel 1 des 13. Gesetzes zur Änderung des Atomgesetzes den Atomausstieg. Bis 2018 sind zehn Atomkraftwerke vom Netz genommen worden. Entscheidend profitieren von dem Ausstieg aus der Kernenergie konnte die Windenergiebranche an Land „Onshore“. Nach ihrem erstmaligen Wachstum bei der jährlich neu installierten Leistung von 1992 bis 2002, das im Jahr 2002 ihr Optimum mit etwa 3.200,00 Megawatt (MW) erreichte, und der daran anschließende Flaute bis 2010, als die jährlich neu installierte Leistung auf 1.500,00 MW sank, erlebt die Windkraft seit dem Atomausstieg einen regelrechten Boom. Beschleunigt wurde dieses Wachstum auch durch die für Investoren freundliche Zins- und Geldpolitik. Im Jahr 2017 konnte ein Rekordzuwachs von neu installierter Leistung von 5.333,53 MW verzeichnet werden. Davon kommen 951,77 MW aus Repoweringmaßnahmen. Eine Leistung von 467,27 MW wurde abgebaut.^[1] Das Repowering von Onshore-Windenergieanlagen wird in dieser Abhandlung nicht behandelt.

Aufgrund des starken Wachstums der letzten Jahre mussten sich verschiedene Gesetzgeber näher mit dem Thema Windenergie beschäftigen und Grundsatzentscheidungen fällen oder angepasste Vorschriften entwickeln. Deshalb stellen sich jetzt folgenden Fragen für Windenergie-Interessierte: Auf welche Gesetze muss geachtet werden? Welche handelsbilanziellen und steuerbilanziellen sowie finanziellen Gestaltungsmöglichkeiten gibt es? Wie können die finanziellen Risken abgesichert werden? Das Ziel der Bachelorarbeit ist, einem Windenergie-Interessierten diese Fragen zu beantworten.

In der folgenden Arbeit soll zuerst der Prozess der Inbetriebnahme von Onshore-Windenergieanlagen von der Standortsuche über das Genehmigungsverfahren bis hin zum Bau und der erstmaligen Energieerzeugung skizziert werden. Die Arbeit hat zwei Schwerpunkte - zum einen die besonderen Aspekte der Rechnungslegung und zum anderen die Finanzierung. Bei den besonderen Aspekten der Rechnungslegung wird auf die Besonderheiten in der Handelsbilanz nach HGB und Steuerbilanz nach EStG bei den Anschaffungskosten, der Abschreibung und den Rückbaukosten eingegangen. Bis auf den Beginn der Gewerbesteuerpflicht und den steuerlichen Unterschiedsbeträgen zwischen Steuerbilanz und Handelsbilanz wird auf weitere Steuerberechnungsvorschriften verzichtet. Bei der Finanzierung wird der Schwerpunkt auf die dynamische Berechnung des Cashflows in Verbindung mit der Ergebnisberechnung gelegt. Dabei wird besonders auf die Ermittlung der Energielieferung sowie Kostenfaktoren und deren Risiko eingegangen, ebenfalls auf die für die Eigenkapital- und Fremdkapitalgeber wichtigen Kennzahlen. Statistische Berechnungen werden nicht näher ausgeführt. Bei der Finanzierung wird ein Exkurs über das Ausschreibungsverfahren und das einstufige Referenzertragsmodell nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz 2017 (EEG 2017) beschrieben, um die Ermittlung des Stromverkaufspreises und das neue Ausschreibungsverfahren der Bundesnetzagentur nach den aktuellen Vorschriften näher zu erläutern. Zum Schluss wird ein Resümee durch ein Fazit der Arbeit gezogen.

Natürliche sowie juristische Personen können Onshore-Windenergieanlagen betreiben. In dieser Abhandlung wird allgemein für jede Möglichkeit der Rechtsform der Oberbegriff Betreibergesellschaft benutzt. Außerdem wird davon ausgegangen, dass eine Betreibergesellschaft moderne dreiblättrige Onshore-Windenergieanlagen betreibt bzw. anschafft. Des Weiteren werden nur große Onshore-Windenergieanlagen betrachtet, die mindestens eine Leistung von mehr als 1,0 MW haben und die im Außenbereich als ein privilegiertes Vorhaben gemäß § 35 Abs. 1 Nr. 5 des Baugesetzbuches (BauGB) errichtet werden. Auf die technische Optimierung bzw. Details von Onshore-Windenergieanlagen wird weitestgehend verzichtet.

2. Prozess der Inbetriebnahme

Die Errichtung von Onshore-Windenergieanlagen ist sehr komplex und wird in der Regel nicht von einer Betreibergesellschaft durchgeführt.

Bevor ein Dritter mit dem Bau von Onshore-Windenergieanlagen beauftragt werden kann, müssen aber ein geeigneter Standort gefunden und alle entsprechenden Genehmigungen erteilt sein. Diese Vorarbeiten werden entweder von einer Betreibergesellschaft selbst ausgeführt oder sie kann auch einen Dritten beauftragen, das Projekt für sie zu planen. Eine weitere Möglichkeit für eine Betreibergesellschaft besteht darin, ein fertiges Projekt zu erwerben. Im folgenden zweiten Kapitel wird von einer Projektplanung der Betreibergesellschaft ausgegangen. Das führt zu geringeren Kosten bei der Projektentwicklung.^[2]

2.1 Standortsuche und Grundstücksicherung

Der Standort muss zum einen über ausreichende Windgeschwindigkeiten verfügen, zum anderen sollten die öffentlichen Interessenkonflikte lösbar sein sowie die rechtlichen Vorschriften auf Bundes-, Landes- und Kommunalebene eingehalten werden können.^[3] Um die Nutzung des Standortes über den Zeitraum der Laufzeit der Energieerzeugung zu gewährleisten, ist eine Grundstücksicherung erforderlich. Dafür wird in der Praxis grundsätzlich ein Pachtvertrag mit dem Grundstückseigentümer mit entsprechender dinglicher Sicherung abgeschlossen. Bei einem Pachtvertrag wird einer Betreibergesellschaft der Gebrauch sowie der sogenannte Genuss der Früchte am Grundstück gemäß § 581 Abs. 1 BGB gewährt.

Der Vorteil eines Pachtvertrages ist, dass dieser frei verhandelbar ist und keine gesetzlichen Formvorschriften notwendig sind. Damit das Nutzungsrecht gegenüber jeden wirkt, muss eine Betreibergesellschaft aber eine beschränkte persönliche Dienstbarkeit ins Grundbuch eintragen lassen. Außerdem sollten im Vertrag eine ordentliche Kündigung und das Verpächterpfandrecht ausgeschlossen werden. Ebenfalls sollte die Vertragsdauer zwei Jahre länger als die geplante Nutzung der Onshore-Windenergieanlagen festgelegt sein. Bei einer möglichen Insolvenz sollte durch eine vertraglich vereinbarte Sicherungsübereignung der Windenergieanlagen die kreditgebende Bank der Abnehmer sein und nicht der Verpächter. Andere Grundstücksicherungen wie Nießbrauch (keine Anwendung auf einzelne Rechte wie Errichtung von Windenergieanlagen), Erbbaurecht (hohe Kosten durch notarielle Beurkundung) oder Kauf (finanzielles Risiko und zeitlicher Aufwand beim Verkauf) werden in der Regel nicht angewendet.^[4]

2.2 Genehmigungsverfahren

2.2.1 Gesetze und Regelwerke beim Genehmigungsverfahren

Auf Bundesebene hat eine Betreibergesellschaft beim Genehmigungsverfahren das Bundes-Immissionsschutzgesetz (BImSchG), Gesetz über die Umweltverträglichkeitsprüfung (UVPG), BauGB, Luftverkehrsgesetz (LuftVG), Straßenrecht und Bundesnaturschutzgesetz (BNatSchG) zu beachten. Die Bundesländer konkretisieren die bundeseinheitlichen gesetzlichen Vorschriften durch Verordnungen, Verwaltungsvorschriften, Erlassen und Handreichungen bei den Fragen der Höhenbegrenzungen, Abstandsregelungen, Raumordnungen und Regionalplanungen. Die Kommunen entscheiden schlussendlich über die Genehmigung der Onshore-Windenergieanlagen durch Prüfung der Zulässigkeit. Außerdem können sie Vorranggebiete ausweisen und entsprechende Flächennutzungspläne erstellen.^[5]

Das BImSchG schreibt ein immissionsschutzrechtliches und anlagenbezogenes Genehmigungsverfahren vor und legt das Verfahren fest. Mehrere Onshore-Windenergieanlagen können gleichzeitig geprüft werden. Es wird unterschieden zwischen einem vereinfachten Genehmigungsverfahren ohne Öffentlichkeitsbeteiligung sowie ohne Umweltverträglichkeitsprüfungspflicht gemäß § 19 BImSchG und dem förmlichen Genehmigungsverfahren mit Öffentlichkeitsbeteiligung sowie Umweltverträglichkeitsprüfungspflicht laut § 10 BImSchG. Für die Abwägung ist die Anzahl der geplanten Onshore-Windenergieanlagen ausschlaggebend. Gemäß Anhang 1, Ziffer 1.6 der 4. Verordnung zur Durchführung des BImSchG darf für unter 20 Onshore-Windenergieanlagen das vereinfachte Verfahren gewählt werden. Jedoch muss nach Anlage 1, Ziffer 1.6 UVPG für drei bis fünf Anlagen nach § 7 Absatz 1 UVPG eine allgemeine Vorprüfung des Einzelfalls mit der Untersuchung von möglichen erheblichen nachteiligen Umweltauswirkungen durchgeführt werden. Für sechs bis 19 Anlagen muss eine standortbezogene Vorprüfung von ortsüblichen Verletzungen der Schutzkriterien und von erheblichen nachteiligen Umweltauswirkungen gemäß § 7 Absatz 2 UVPG entscheiden, ob eine Umweltverträglichkeitsprüfung vorgenommen werden muss. Ab 20 Onshore-Windenergieanlagen ist eine Umweltverträglichkeitsprüfung immer vorzunehmen.^[6]

Die Öffentlichkeitsbeteiligung ist der entscheidende Unterschied zwischen den Verfahren. Für sie muss das Vorhaben nach § 10 Abs. 3 Satz 1, 2 und 3 BImSchG für einen Monat ortsüblich bekannt gemacht werden. Dritte können bis zu zwei Wochen nach dem Ende der Bekanntmachung Einwendungen gemäß § 10 Abs. 3 Satz 4 BImSchG erheben. Danach sind diese ausgeschlossen nach § 10 Abs. 3 Satz 5 BImSchG. Beim vereinfachten Verfahren besteht das Risiko, dass ein Dritter im Einzugsbereich der Onshore-Windenergieanlagen noch nach der Genehmigung Einwendungen gegen das Vorhaben einlegen könnte. Daher ist ein förmliches Verfahren zu empfehlen und kann durch § 19 Abs. 3 BImSchG beantragt werden.^[7]

Ungeachtet, welches Verfahren oder ob eine Umweltverträglichkeitsprüfung anhand der Unterlagen gemäß Anlage 4 UVPG oder eine Vorabprüfung mit den Unterlagen nach Anlage 2 und 3 UVPG durchgeführt werden muss: Eine Betreibergesellschaft hat bei der zuständigen Kommune folgende allgemeine Unterlagen gemäß der 4. und 9. Verordnung zur Durchführung des BImSchG, anderer öffentlich-rechtlichen Vorschriften gemäß § 6 Abs. 1 Nr. 2 BImSchG sowie nach den Vorgaben des jeweiligen Landesrechts einzureichen: Technischer Teil: Standortbeschreibung (geographische Lage, Flurpläne), Bauunterlagen für die Anlage (Beschreibung der Windenergieanlage, Typprüfung), Kartierung der Grundstückflächen mit den erforderlichen Abstandsflächen, Kabeltrassen, Zuwegung mit Kran-Stellflächen, Bodengutachten (Einreichung ist auch nach der Genehmigung möglich), Nachweis der Grundstücks-Nutzungsverträge (Einreichung ebenfalls nach der Genehmigung möglich). Bewertungen von externen Gutachtern oder Stellungnahmen der zuständigen Behörden. Dazu zählen: Windgutachten, Schallemissionen, Turbulenzeinflüsse, Eisabwurf, optische Wirkung in der Landschaft, Blitz- und Brandschutz, Anlagensicherheit, Arbeitssicherheit, Flugsicherung, verwendete Baumaterialien, Abfallbehandlung, Beendigung des Betriebs, menschliche Siedlungsstruktur, besondere Schutzgüter, Bodenbewirtschaftung, Bodenversiegelung, Wasserwirtschaft, naturräumliche Charakterisierung, Klassifizierung der Flora- und Fauna-Biotopstrukturen, Fauna-Flora-Habitat-Verträglichkeit, Artenschutz (Kartierung der Besiedlung von Vögeln, Fledermäusen und sonstige geschützte Tierarten) mit Risikoabschätzung und Abstandsregelung für diese Tiere, archäologische Besonderheiten und landschaftspflegerischer Begleitplan.^[8]

Zu weiteren oben genannten bundeseinheitlichen Genehmigungen und Vorschriften ist noch folgendes zu beachten: Die baurechtliche Genehmigung gemäß BauGB wird ausgestellt, wenn folgende Merkmale eingehalten werden: Im Außenbereich gilt die Errichtung von Onshore-Windenergieanlagen als ein privilegiertes Vorhaben gemäß § 35 Abs. 1 Nr. 5 BauGB, wenn eine ausreichende Erschließung gesichert ist und ihr keine öffentlichen Belange entgegenstehen. Mit ausreichender Erschließung sind das Vorhandensein einer Zufahrtmöglichkeit sowie eine Versorgungsleitung gemeint. Öffentliche Belange sind in § 35 Abs. 3 Satz 1 BauGB aufgelistet und zu prüfen:^[9] Darstellungen des Flächennutzungsplans, des Raumordnungsplans und des Landschaftsplans oder sonstige Pläne. Insbesondere das Wasser-, Abfall- und Immissionsschutzrecht darf das Vorhaben nicht widersprechen. Außerdem dürfen keine schädlichen Umwelteinwirkungen, unwirtschaftliche Aufwendungen für Straßen oder andere Verkehrseinrichtungen, Belange des Naturschutzes und der Landschaftspflege, des Bodenschutzes, des Denkmalschutzes oder die natürliche Eigenart der Landschaft mit ihrem Erholungswert, Maßnahmen zur Verbesserung der Agrarstruktur, Wasserwirtschaft oder den Hochwasserschutz und Funktionsfähigkeit von Funkstellen und Radaranlagen beeinträchtigt werden. Außerdem darf keine Entstehung, Verfestigung oder Erweiterung einer Splittersiedlung befürchten werden. Nach § 35 Abs. 5 BauGB wird eine Sicherheitsleistung und Verpflichtungserklärung für den Rückbau von einer Betreibergesellschaft verlangt. Diese Sicherheitsleistung kann zu einer aufschiebenden Wirkung der Genehmigung bis zur Zahlung gemäß § 12 Abs. 1 Satz 1 BImSchG führen.

Durch das LuftVG haben die Luftfahrtbehörden ein Vetorecht, wenn die Errichtung der Onshore-Windenergieanlagen im Einzugsbereich eines Flughafens erfolgen soll. Außerdem entscheiden diese Behörden über die Tages- und Nachtkennzeichnung einer Onshore-Windenergieanlage.^[10]

Das Straßenrecht legt die Mindestabstände zu Bundesautobahnen, Bundes-, Landes- und Kreisstraßen fest und schreibt Anbauverbote und -beschränkungen vor.^[11]

Nach BNatSchG wird die Genehmigung erteilt, wenn das Vorhaben der Landesplanung und Raumordnung zum Naturschutz dem § 1 BNatSchG nicht widerspricht. Des Weiteren sollen erhebliche und nachhaltige Beeinträchtigungen vermieden werden laut § 15 Abs. 1 BNatSchG. Denn die Errichtung von Onshore-Windenergieanlagen stellt in der Regel eine Beeinträchtigung der Natur dar.^[12] Deshalb wird eine angemessene geldliche Ersatz- oder Ausgleichmaßnahme auf der Basis des § 15 Abs. 6 BNatSchG verlangt. Die Berechnung der Ersatz- oder Ausgleichmaßnahmen ist keine bundeseinheitliche Norm. Da gemäß Artikel 74 Abs. 1 Nr. 29 und Artikel 72 Abs. 3 Nr. 2 GG es konkurrierende Gesetzgebungskompetenzen gibt, kann die Berechnung auch gesondert durch das Landesrecht festgelegt werden.^[13]

Die Prüfung des Genehmigungsverfahrens durch die Kommunen sowie die weiteren Prüfungen und Gutachten von anderen zuständigen Behörden werden einer Betreibergesellschaft in Rechnung gestellt. Dabei ist die von der Kommune ermittelte Ersatz- oder Ausgleichmaßnahme für die Beeinträchtigungen der Natur von einer Betreibergesellschaft mit großer Obacht zu kalkulieren, um unnötig hohe Kosten durch eine möglicherweise falsche Standortauswahl zu vermeiden.

2.2.2 Rechtsgrundlagen für Ersatz- oder Ausgleichmaßnahmen

Grundsätzlich ist, wie oben beschrieben, die Errichtung von Onshore-Windenergieanlagen eine Beeinträchtigung des Landschaftsbildes. Dieser Tatbestand verlangt eine geldliche Ersatz- oder Ausgleichmaßnahme. Die Berechnung dazu wird in § 15 Abs. 6 Satz 2 bis 6 BNatSchG geregelt: „Die Ersatzzahlung bemisst sich nach den durchschnittlichen Kosten der nicht durchführbaren Ausgleichs- und Ersatzmaßnahmen einschließlich der erforderlichen durchschnittlichen Kosten für deren Planung und Unterhaltung sowie die Flächenbereitstellung unter Einbeziehung der Personal- und sonstigen Verwaltungskosten. Sind diese nicht feststellbar, bemisst sich die Ersatzzahlung nach Dauer und Schwere des Eingriffs unter Berücksichtigung der dem Verursacher daraus erwachsenden Vorteile. Die Ersatzzahlung ist von der zuständigen Behörde im Zulassungsbescheid oder, wenn der Eingriff von einer Behörde durchgeführt wird, vor der Durchführung des Eingriffs festzusetzen. Die Zahlung ist vor der Durchführung des Eingriffs zu leisten. Es kann ein anderer Zeitpunkt für die Zahlung festgelegt werden; in diesem Fall soll eine Sicherheitsleistung verlangt werden. Die Ersatzzahlung ist zweckgebunden für Maßnahmen des Naturschutzes und der Landschaftspflege möglichst in dem betroffenen Naturraum zu verwenden, für die nicht bereits nach anderen Vorschriften eine rechtliche Verpflichtung besteht.“

Dieser Paragraph gilt bundeseinheitlich, solange ein Landesrecht die einzelnen Sachverhalte nicht abweichend erläutert gemäß § 15 Abs. 7 Satz 2 BNatSchG. Die Berechnung ist so definiert, dass es zu einem großen Auslegungsspielraum bei der Höhe der Ersatz- oder Ausgleichmaßnamen durch die zuständigen Kommunen kommen kann. Daher haben viele Bundesländer diesen abweichend oder genauer erläutert. Festgesetzt wird die Ersatz- oder Ausgleichmaßnahme im immissionsschutzrechtlichen Genehmigungsverfahren der zuständigen Kommune unter Einbeziehung der anderslautenden Verordnungen, Verwaltungsvorschriften, Erlassen und Handreichungen des Landesrechtes.^[14] In der Anlage 1 wird dargestellt, wie die Ersatz- oder Ausgleichmaßnahme in den einzelnen Bundesländern berechnet wird.

Es wird in der Anlage 1 deutlich, dass durch den § 15 Abs. 7 Satz 2 BNatSchG eine schwer zu durchschauende Gesetzgebung entstanden ist. Eine Klarstellung durch eine einheitliche Gesetzgebung in Form einer Bundeskompensationsverordnung ist von den Bundesländern abgelehnt worden.^[15]

Nachdem ein geeigneter Standort gefunden worden ist und alle Genehmigungen vorliegen, kann eine Betreibergesellschaft an der Ausschreibung der Bundesnetzagentur nach dem EEG 2017 teilnehmen, um den Energieertrag durch die Fördermöglichkeiten gemäß § 19 Abs. 1 EEG 2017 abzusichern (Kapitel 4.3). Danach sollte der Bau der Onshore-Windenergieanlagen veranlasst und schließlich nach dem Gefahrübergang zum Abschluss des Probebetriebs in Betrieb genommen werden.

3. Besondere Aspekte der Rechnungslegung

Der Bau von Onshore-Windenergieanlagen ist sehr kostenintensiv. Eine Betreibergesellschaft wird mit der Problematik konfrontiert, wie die Kosten für Anschaffung und Inbetriebnahme von Onshore-Windenergieanlagen geldwirksam, handelsbilanziell und steuerbilanziell für ihre weitere Planung von Bedeutung sind. In den folgenden Kapiteln wird einer potenziellen Betreibergesellschaft ein Überblick gewährt, welche Gestaltungsmöglichkeiten sie hat sowie welche Auswirkungen ihre Entscheidungen auf die Rechnungslegung haben. Dafür werden die Anschaffungskosten sowie Abschreibungen der Onshore-Windenergieanlagen und die Rückstellungen für Rückbaukosten nach HGB, EStG und einschlägiger Rechtsprechung bewertet.

Handelsbilanziell werden die Kosten als Aufwendungen bezeichnet, die je nach Einzelfall als Anschaffungskosten ausgewiesen sind. Es gibt keine eindeutigen Definitionen von Aufwendungen, jedoch richtet sich die Höhe periodengenau nach den Bilanzierungsgrundsätzen sowie an konkreten Ansatz- und Bewertungsgrundsätzen von Vermögen, Schulden und Rechnungsabgrenzungsposten. Steuerbilanziell wird für Kosten der Begriff Betriebsausgabe benutzt. Das sind gemäß § 4 Abs. 4 EStG Aufwendungen, die vom Betrieb veranlasst sind. Die Höhe der Betriebsausgaben ist gemäß § 5 Abs. 1 Satz 1 EStG nach dem Maßgeblichkeitsprinzip anhand der Grundsätze der ordnungsgemäßen Buchführung nach HGB zur Aufstellung von Bilanzen anzusetzen, soweit es im EStG nicht anders bestimmt ist. Die Aufwendungen und Betriebsausgaben können als Anschaffungskosten gemäß § 252 Abs.1 Nr. 3 HGB i. V. m. § 5 Abs. 1 Satz 1 EStG ausgewiesen werden.

3.1 Das Konzept zur rechtlichen Gestaltung von Betreibergesellschaften

Bevor man sich mit der Frage beschäftigen kann, ob die jeweiligen einzelnen Kosten für die Anschaffung und Inbetriebnahme von Onshore-Windenergieanlagen zu den Anschaffungskosten oder den Aufwendungen bzw. sofort abziehbaren Betriebsausgaben gehören, muss sich eine Betreibergesellschaft über die Unternehmensform sowie dem Beginn der Gewerbesteuerpflicht Gedanken machen. Die Gesamtinvestitionskosten einer Onshore-Windenergieanlage mit einer Nennleistung von 3,0 MW betragen in etwa 4,0 Millionen Euro (Kapitel 4.1.1). Um das zu finanzieren, muss in der Regel Fremdkapital aufgenommen werden. Eine Betreibergesellschaft hat das Ziel, eine Ergebnis- und Cashflow-Berechnung mit ausgezeichnetem Rating-Ergebnis zu erstellen. Nähere Erläuterungen zur Finanzierung von Windenergieanlagen folgen im vierten Kapitel.

Eine Betreibergesellschaft sollte über eine angemessene Höhe an Eigenkapital verfügen. Zum geeigneten Eigenkapitalaufbau gibt es mehrere Möglichkeiten. Entscheidend ist, welche Rechtsform für eine Betreibergesellschaft gewählt wird, um den Eigenkapitalbedarf zu decken. Üblicherweise wird eine Kommanditgesellschaft gegründet.^[16] In dieser Abhandlung wird zwischen zwei Alternativen unterschieden.

Die erste Möglichkeit umfasst alle Modelle, die keine geschlossenen Fondsgesellschaften sind (Alternative I). Diese können in der Rechtsform von Personen- und Kapitalgesellschaften entstehen. Voraussetzung sind eine oder mehrere natürliche Personen oder juristische Personen mit genügend Kapital, die alleine agieren oder sich zusammenschließen, um Onshore-Windenergieanlagen zu betreiben. Diese übernehmen Planung, Erwerb und Erhaltung der Onshore-Windenergieanlagen selbst.

Die zweite Alternative (Alternative II) ist die Gründung einer Personengesellschaft in der Rechtsform einer KG, GbR bzw. GmbH & Co. KG als geschlossene Fondsgesellschaft. Die Rechtsform GmbH & Co. KG kommt in der Praxis am häufigsten vor.^[17] Eine geschlossene Fondsgesellschaft legt Investmentfonds auf und verwaltet diese. Bezogen auf die Planung, Inbetriebnahme und den Betrieb investiert sie das Geld von Anlegern in Onshore-Windenergieanlagen.^[18] Die geschlossene Fondsgesellschaft wird in der Regel mit einem liquiden Gründungskommanditisten, oftmals mit Verbindung zu einer Bank, gegründet.^[19] Dieser verkauft seine Anteile an Anleger. Die neuen Gesellschafter haben somit keinen Einfluss auf die Planung und den Erwerb einer Onshore-Windenergieanlage. Sie beteiligen sich lediglich auf der Basis eines vorformulierten Vertragswerkes zur Anschaffung und Inbetriebnahme von Onshore-Windenergieanlagen.^[20]

Für die Alternativen I und II müssen die Tatbestandsmerkmale für den Beginn der Gewerbesteuerpflicht bekannt sein. Es ist selbstverständlich, dass jede Alternative das Ziel hat, den Gewerbesteueraufwand so gering wie möglich zu halten. Allgemein beginnt die Gewerbesteuerpflicht für die Alternativen I und II in der Rechtsform einer Personengesellschaft erst, wenn alle tatbestandlichen Voraussetzungen gemäß § 2 Abs. 1 GewStG erfüllt sind. Die Tatbestandsmerkmale gemäß § 2 Abs. 1 GewStG für die Personengesellschaften, die ihre Einkünfte gemäß § 15 EStG erzielen, sind: Es muss ein Gewerbebetrieb bestehen, der im Inland als gewerbliches Unternehmen gemäß § 15 EStG tätig ist.

Die Tatbestandsmerkmale der gewerblichen Einkünfte und inländische Tätigkeit lassen sich problemlos feststellen. Ein Gewerbebetrieb entsteht jedoch erst mit der Fertigstellung und Inbetriebnahme einer Windenergieanlage.^[21] Kapitalgesellschaften nach der Alternative I dagegen sind in vollen Umfang durch ihre Tätigkeit gewerbesteuerpflichtig gemäß § 2 Abs. 2 GewStG.

Weil Betreibergesellschaften in der Rechtsform einer Personengesellschaft vor der Fertigstellung und Inbetriebnahme der Onshore-Windenergieanlagen nicht gewerbesteuerpflichtig sind, besteht das Ziel, die Kosten als Anschaffungskosten zu deklarieren, um sie während der folgenden Gewerbesteuerpflicht als Abschreibung jährlich steuermindernd anzusetzen. Nach dem Beginn der Gewerbesteuerpflicht verändert sich das Ziel. Jetzt ist es zweckmäßiger, wenn die anfallenden Kosten sofort abziehbare Betriebsausgaben sind, um den Gewerbesteueraufwand direkt zu mindern.

Handelsbilanziell sollte es das Ziel für Betreibergesellschaften sein, die Kosten als Anschaffungskosten auszuweisen, damit eine handelsbilanzielle Überschuldung vermieden wird. Diese liegt gemäß § 268 Abs. 3 HGB vor, wenn der Fehlbetrag nicht mehr durch das Eigenkapital gedeckt ist. Die handelsbilanzielle Überschuldung ist nicht mit der insolvenzrechtlichen Verschuldung nach § 19 Abs. 1 und 2 der Insolvenzordnung gleichzusetzen. Entscheidender ist ein positiver Cashflow. Jedoch muss eine Betreibergesellschaft den nicht durch Eigenkapital gedeckten Fehlbetrag im Jahresabschluss erläutern.

3.2 Anschaffungskosten

3.2.1 Einzeln zu bewertende Wirtschaftsgüter bzw. Vermögensgegenstände

In der Regel gilt für Anschaffungskosten und deren Nebenkosten, wenn sie handelsbilanziell als Vermögensgegenstände sowie steuerbilanziell als Wirtschaftsgüter ausgewiesen sind, das Maßgeblichkeitsprinzip gemäß § 252 Abs. 1 Nr. 3 HGB i. V. m. § 5 Abs. 1 Satz 1 EStG. Um Anschaffungskosten zu deklarieren, müssen die Tatbestandsmerkmale, dass es sich um geleistete Aufwendungen zum Erwerb eines Vermögensgegenstandes mit dem Ziel, diesen in einen betriebsbereiten Zustand zu versetzen, solange die Aufwendungen den Vermögensgegenstand einzeln zugeordnet werden können, gemäß § 255 Abs.1 Satz 1 HGB vorliegen. Wenn Nebenkosten, nachträgliche Anschaffungskosten oder Anschaffungspreisminderungen den Vermögensgegenstand einzeln zugeordnet werden können, sind diese nach § 255 Abs.1 Satz 2 HGB anzusetzen. Die Kosten für das Fundament, den Kompakttransformator, die interne Verkabelung, den Generator, die Rotorblätter, die Niederspannungsverkabelung, den Niederspannungsverteiler, die Mittelspannungsverkabelung, die Ringschaltung, die Übergabestation sowie die Zuwegung sind die Hauptelemente der Anschaffungskosten für Onshore-Windenergieanlagen. Diese Aufwendungen bieten gesetzlichen Spielraum zur bilanziellen Ansetzung nach der Auslegung der Einzelbewertung gemäß § 252 Abs. 1 Nr. 3 i. V. m. § 5 Abs. 1 Satz 1 EStG.

Es entsteht zum einen der Eindruck, dass alle Kosten der Hauptelemente und deren Nebenkosten einer Onshore-Windenergieanlage als ein einzeln bewertbarer Vermögensgegenstand bzw. Wirtschaftsgut (technische Anlage) in der Bilanz ausgewiesen werden können und die Abschreibungsdauer nach der AfA-Tabelle 16 Jahre^[22] anhand der Nutzungsdauer von Windenergieanlagen beträgt.^[23] Zum anderen könnte die Einzelbewertung nach § 252 Abs. 1 Nr. 3 HGB i. V. m. § 5 Abs. 1 Satz 1 EStG auch so auslegt werden, dass die Kosten für die Hauptelemente und deren Nebenkosten einer Onshore-Windenergieanlage aus verschiedenen einzeln zu bewertenden Wirtschaftsgütern bzw. Vermögensgegenständen bestehen. So wäre eine Aufteilung der Kosten auf die Zuwegung mit einer Nutzungsdauer von 19 Jahren^[24], die Windenergieanlage mit einer Nutzungsdauer von 16 Jahren,^[25] den Kompakttransformator mit einer Nutzungsdauer von 20 Jahren^[26] sowie die Mittelspannungsverkabelung und Niederspannungsverkabelung mit einer Nutzungsdauer von 25 Jahren^[27] durchaus gesetzlich nachvollziehbar.^[28] Diese Auslegungen sind aber nicht vollkommen korrekt nach der Rechtsprechung des Bundesfinanzhofes. Dieser entschied in drei Verfahren über die Grundsätze der Bewertung für die Anschaffungskosten von Onshore-Windenergieanlagen: Die Kosten sind auf die einzeln zu bewertenden Wirtschaftsgüter externe Verkabelung, Zuwegung und Windenergieanlage aufzuteilen.^[29] Es gilt das Maßgeblichkeitsprinzip gemäß § 252 Abs. 1 Nr. 3 HGB i. V. m. § 5 Abs. 1 Satz 1 EStG.^[30] Somit kommt es zu keinem steuerlichen Unterschiedsbetrag in der Höhe der Bewertung der Wirtschaftsgüter bzw. Vermögensgegenstände. Die Einzelbewertung wird vom Bundesfinanzhof begründet mit drei Tatbestandsmerkmalen: Zum einen erscheine die Zuwegung, externe Verkabelung und Windenergieanlage im Einzelnen nicht unvollständig, noch hätten sie ein negatives Gepräge, zum anderen seien die einzelnen Wirtschaftsgüter auch im Kaufvertrag meistens gesondert ausgewiesen.^[31] Die ersten beiden Tatbestandsmerkmale der Einzelbewertung sind nicht zu umgehen, jedoch könnten in einem Kaufvertrag über Onshore-Windenergieanlagen die drei einzeln zu bewertenden Wirtschaftsgüter nicht individuell ausgewiesen sein. Der neue Inhaber könnte die Zuwegung, Verkabelung sowie die Windenergieanlage als ein einzeln zu bewertendes Wirtschaftsgut ausweisen.

3.2.2 Nutzungsdauer

Auch wenn die Kosten für die Anschaffung einer Windenergieanlage als ein einzelnes Wirtschaftsgut ausgewiesen werden, hat das keinen Einfluss auf die Gewinne oder Verluste einer Betreibergesellschaft. Durch die fehlende Aufteilung entsteht zwar ein materiell-rechtlicher Mangel, worunter eine nicht durchführbare gesetzliche Vorschrift auf den Einzelfall zu verstehen ist. Im Normalfall würde dieses zu einer Änderung des Bescheides gemäß § 173 Abs. 1 Nr. 1 AO führen, weil sich die Steuer ändern würde. Jedoch haben alle drei Wirtschaftsgüter die gleiche Nutzungsdauer. Daher ist gemäß § 126 Abs. 4 der Finanzgerichtsordnung der materiell-rechtliche Mangel aus anderen Gründen (Nutzungsdauer) nicht relevant.^[32] Jedoch besteht dadurch kein Wahlrecht, die einzelnen Wirtschaftsgüter sobald wie möglich nicht aufzuteilen.

Die Nutzungsdauer wird anhand des technischen und wirtschaftlichen Verschleißes der Windenergieanlage einheitlich auch für die Zuwegung und Verkabelung geschätzt.^[33] Die drei Wirtschaftsgüter sind zwar einzeln zu bewerten, jedoch gibt die Windenergieanlage ihnen das Gepräge,^[34] und es kann davon ausgegangen werden, dass durch den technischen Fortschritt die Zuwegung und Verkabelung am Ende der Laufzeit der Windenergieanlage ebenfalls verbraucht sind.^[35] Dabei spielen auch etwaige Verträge, wie zum Beispiel eine Nutzungsvereinbarung der Zuwegung für 25 Jahre, keine Rolle.^[36] Der technische und der wirtschaftliche Verschleiß müssen nicht übereinstimmen. Eine Betreibergesellschaft darf die für sie günstigere Alternative wählen.^[37] Die Nutzungsdauer ist nach Abwägung jedes Einzelfalles abzuschätzen.^[38] Zur Hilfe können die AfA-Tabellen vom Bundesministerium der Finanzen herangezogen werden. Demnach haben neue Windenergieanlagen eine Nutzungsdauer von 16 Jahren.^[39] Handelsbilanziell wird in der Regel die Nutzungsdauer für Wirtschaftsgüter nach der AfA-Tabelle des Bundesministeriums für Finanzen auch für die Nutzungsdauer von Vermögensgegenständen genutzt.^[40] Daher wäre eine andere Nutzungsdauer schwer umsetzbar bzw. nicht sinnvoll. Deshalb sollte eine Betreibergesellschaft die steuerlichen Vorschriften gemäß § 6 Abs. 1 Nr. 1 Satz 1 EStG sowie § 7 Abs. 1 Satz 2 EStG analog zu den Vorschriften gemäß § 253 Abs 1 Satz 1 HGB und § 253 Abs. 3 Satz 1 und 2 HGB anwenden. Es besteht aber keine Maßgeblichkeit.

3.2.3 Aufteilung der einzeln zu bewertenden Wirtschaftsgüter bzw. Vermögensgegenstände

Zu den einzelnen Windenergieanlagen gehören das Fundament, der Kompakttransformator, die interne Verkabelung, der Generator mit seinen Rotorblättern sowie die Niederspannungsverkabelung mit dem entsprechenden Niederspannungsverteiler.^[41] Diese Komponenten müssen als einzeln zu bewertende Wirtschaftsgüter auf das Konto technische Anlagen gebucht werden. Ein weiteres einzeln zu bewertendes Wirtschaftsgut stellt die externe Verkabelung dar. Dazu gehören die Mittelspannungsverkabelung sowie die Übergabestation. Bei der externen Verkabelung ist darauf zu achten, dass mehrere Windenergieanlagen durch eine Ringschaltung verbunden sein können. Diese Ringschaltung wird der externen Verkabelung zugeordnet,^[42] die auf das Konto Betriebsvorrichtungen zu buchen ist. Die Zuwegung zu den Windenergieanlagen wird als einzeln zu bewertendes Wirtschaftsgut^[43] auf dem Konto Hof- und Wegbefestigung ausgewiesen. Die Aufteilung der Hauptelemente der Aufwendungen für die Inbetriebnahme einer Windenergieanlage wird als erste Stufe der Verteilung der Anschaffungskosten bezeichnet. Bei dieser werden die oben genannten eindeutig zuordnungsbaren Anschaffungskosten direkt auf die Zuwegung, externe Verkabelung sowie die Windenergieanlage verteilt.

Die nicht direkt zuordnungsbaren Anschaffungskosten werden innerhalb einer zweiten Stufe aufgeteilt. Dabei handelt es sich um eine prozentuale Verteilung der nicht direkt zuordnungsbaren Anschaffungskosten, die anhand der Höhe der Anschaffungskosten der ersten Stufe für die Zuwegung, externen Verkabelung und der Windenergieanlage aufgeteilt werden.^[44] Für nachträgliche, nicht direkt zuordnungsbare Anschaffungskosten bedeutet das zum Beispiel, dass diese nicht verteilt werden auf die prozentualen Basis der neuen Höhe der einzeln zu bewertenden Anschaffungskosten der Wirtschaftsgüter nach der zweiten Stufe, sondern immer nach der Höhe der einzelnen zu bewertenden Anschaffungskosten der ersten Stufe. Die prozentuale Verteilung ändert sich nur durch direkt zuordnungsbare Anschaffungskosten.

3.2.4 Anschaffungskosten der zweiten Stufe sowie sofort abziehbare Betriebsausgaben bzw. Aufwendungen

Gemäß § 255 Abs. 1 HGB werden die Kosten handelsbilanziell innerhalb einer Betreibergesellschaft einzeln aus der Perspektive der Gesellschaft^[45] betrachtet. Steuerbilanziell gilt bis auf einigen Ausnahmen das Maßgeblichkeitsprinzip gemäß § 5 Abs. 1 Satz 1 EStG. Steuerlich ist ausschlaggebend bei der Bewertung von Anschaffungskosten oder Aufwendungen bzw. sofort abziehbare Betriebsausgaben, ob die Anleger bzw. Gesellschafter nach den Alternativen I und II die Bauherren oder Erwerber sind. Bauherr ist nur, wer auf eigene Rechnung und Gefahr eine Windenergieanlage errichtet oder erstellen lässt und das Baugeschehen beherrscht.^[46] Der Bau von Windenergieanlagen sowie der externen Verkabelung, die als Wirtschaftsgüter der ersten Stufe ausgewiesen werden, ist sehr komplex. Dafür wird in der Praxis in der Regel eine Firma beauftragt, die die Gefahr der Errichtung trägt. Somit sind die Anleger oder geschlossenen Fondsgesellschaften Erwerber. Ausnahme könnte das dritte einzeln zu bewertende Wirtschaftsgut, die Zuwegung, sein.

Allgemein gehören Kosten steuerlich und handelsrechtlich zu den Anschaffungskosten von Onshore-Windenergieanlagen der zweiten Stufe, wenn die folgenden Tatbestandsmerkmale des § 255 Abs.1 Satz 1 HGB vorliegen: Es sind geleistete Aufwendungen zum Erwerb eines Vermögensgegenstandes, die der ersten Stufe nicht direkt zugeordnet werden können und das Ziel haben, diese in einen betriebsbereiten Zustand zu versetzen. Dazu gehören Neben-, nachträgliche Anschaffungskosten sowie Anschaffungspreisminderungen gemäß § 255 Abs. 1 Satz 2 und 3 HGB.

Zu den Anschaffungskosten der zweiten Stufe gehören bzw. gehören nicht folgende Kosten, die beispielhaft für ähnliche gelten: Die Kosten für die Genehmigungen und Gutachten sowie die Ersatz- und Ausgleichmaßnahme aus dem zweiten Kapitel sind als Anschaffungskosten auszuweisen. Außerdem sind Vergütungen an Steuer- und Rechtsberater Anschaffungskosten, wenn diese im klaren Zusammenhang mit dem Erwerb von Onshore-Windenergieanlagen stehen. Dabei ist darauf zu achten, falls die Steuer- oder Rechtsberatung als Gesellschafter auftritt, dass diese Gebühren nur zu den Anschaffungskosten gehören, solange sie dem Leistungsumfang angemessen sind.^[47] Alle Kosten in Verbindung mit der Beschaffung von Fremdkapital wie Zinsen, Bearbeitungs- und Auszahlungsgebühren, Zinsfreistellungsgebühren, Vorauszahlungen von Schuldzinsen, Damnum, Disagio sowie die Kosten der Darlehenssicherung sind in der Regel Aufwendungen.^[48] Ausnahme können nur Zinsen für den Zeitraum der Herstellung eines Vermögensgegenstandes^[49] gemäß § 255 Abs. 3 Satz 2 HGB sein. Es besteht ein Wahlrecht und ist nach dem Maßgeblichkeitsprinzip nach § 5 Abs. 1 Satz 1 EStG auch in der Steuerbilanz anzusetzen. Der Vermögensgegenstand kann im Normalfall nur die Zuwegung sein. Onshore-Windenergieanlagen und die externe Verkabelung sind komplexe Herstellungen, die nicht von einer Betreibergesellschaft, wie im zweiten Kapitel beschrieben, selber durchgeführt, sondern erworben bzw. angeschafft werden.

Des Weiteren muss eine Betreibergesellschaft bis zur Anschaffung (während der Bauzeit) der Anlage laufende Kosten, die danach auch jedes Jahr anfallen wie zum Beispiel Ernteschäden oder Abschattung als Anschaffungskosten ausweisen. Nach der Anschaffung sind diese Kosten sofort abziehbare Betriebsausgaben bzw. Aufwendungen.

Spezieller wird es für die Kosten der Eigenkapitalvermittlung, die steuerlich bei geschlossenen Fondsgesellschaften nach der Alternative II anders bewertet werden als bei Betreibergesellschaften nach der Alternative I.^[50] Allgemein handelt es sich um Kosten, um den Eigenkapitalbedarf zu decken. Dafür werden in der Regel Verträge über die Beschaffung von Eigenkapital abgeschlossen. Kosten für die Eigenkapitalvermittlung bei geschlossenen Fondsgesellschaften sind zum Beispiel eine Platzierungsgarantie, eine Prospekterstellung und Prüfung sowie eine Provision für Eigenkapitalvermittlung. Einen Platzierungsgarantievertag kann von geschlossenen Fondsgesellschaften mit einem Garantiegeber, zum Beispiel einer Bank, abgeschlossen werden, um mögliche entstehende Differenzen bei dem benötigten Eigenkapital und eingenommenem Eigenkapital auszugleichen.^[51] Für diese Sicherheitsleistung verlangt der Garantiegeber Geld vom Vertragspartner. Für die Beschaffung von Eigenkapital beauftragt eine Betreibergesellschaft üblicherweise einen Dritten, einen Prospekt über die Finanzierung und zukünftige Planung zu erstellen. Dieser Prospekt dient als Information für potenzielle Eigenkapitalgeber und muss die Formalitäten des Vermögensanlagengesetzes einhalten. Zu der Leistung eines Dritten muss zusätzlich noch eine Gebühr an das Bundesministerium für Finanzen gemäß § 27 Abs. 2 des Vermögensanlagengesetzes gezahlt werden.^[52] Die Leistungen für die Platzierungsgarantie und Prospekterstellung werden oft von einem gleichen Dritten übernommen. Dieser erhält für die erfolgreiche Vermittlung von Eigenkapitalgebern an die neue Fondsgesellschaft eine prozentuale Provision auf die Höhe des vermittelten Eigenkapitals.^[53]

Diese Kosten werden steuerlich auf der Basis der gesamthänderischen Verbundenheit, Eigentum an den Wirtschaftsgütern zu erlangen, bewertet.^[54] Handelsbilanziell besteht für die Kosten der Eigenkapitalvermittlung bzw. der Beschaffung von Eigenkapital und den Gründungskosten gemäß § 248 Abs. 1 Nr. 1 und 2 HGB ein Bilanzierungsverbot für beide Alternativen. Daher werden diese Kosten handelsbilanziell als Aufwendungen ausgewiesen.

Bei der Alternative I werden die (ähnlichen) Kosten durch das Maßgeblichkeitsprinzip gemäß § 248 Abs. 1 Nr.2 HGB i. V. m. § 5 Abs. 1 Satz 1 EStG in der Steuerbilanz simultan zu den Aufwendungen nach HGB als sofort abziehbare Betriebsausgaben abgezogen. Bei der Alternative II kommt es steuerbilanziell zu einer anderen Bewertung der Kosten der Eigenkapitalvermittlung. Diese werden zum Teil als Anschaffungskosten ausgewiesen. Die Platzierungsgarantie sowie Projekterstellung und Prüfung sind in kompletter Höhe Anschaffungskosten. Die Provision wird zu 6,0 Prozent als sofort abziehbare Betriebsausgabe ausgewiesen, der darüberliegende prozentuale Teil sind Anschaffungskosten.^[55] Es besteht zwar nach dem Maßgeblichkeitsprinzip § 248 Abs. 1 Nr. 1 und 2 HGB i. V. m. § 5 Abs. 1 Satz 1 EStG auch das Bilanzierungsverbot im Steuerrecht. Jedoch wird bei geschlossenen Fondsgesellschaften die Beschaffung von Eigenkapital als unabdingbar für den Erwerb von Onshore-Windenergieanlagen anerkannt. Es entsteht eine sogenannte modellimmanente Verknüpfung der Verträge über die Eigenkapitalvermittlung, die wirtschaftlich darauf ausgerichtet sind, Eigentum an einer Windenergieanlage zu erlangen.^[56] Die einzelnen Verträge über die Platzierungsgarantie, Prospekterstellung und Prüfung sowie über die Provision der Eigenkapitalvermittlung gelten als ein einheitliches Vertragswerk, das als ein Gesamtaufwand angesehen wird.^[57] Die einheitliche Betrachtung des Vertragswerkes und die modellimmanente Verknüpfung fällt unter den § 42 AO. Dieser Paragraph geht dem Maßgeblichkeitsprinzip gemäß § 5 Abs. 1 Satz 1 EStG vor.

Daraus resultiert, dass die einzelne Betrachtung und eine selbstständige Bedeutung der Verträge eine wirtschaftlich unangemessene Gestaltung der Rechtsverhältnisse ist.^[58] Das bedeutet auch, dass es zu keiner anderen Bewertung kommt, wenn die Fondsgesellschaft die Verträge so gestaltet, dass ein Dritter der Kommanditist bei einem Gesellschafter ist oder ein Dritter ohne Verbindung zur Fondsgesellschaft als Vertragspartner über die Eigenkapitalvermittlung in Erscheinung tritt. Es spielt dabei auch keine Rolle, ob eine Betreibergesellschaft gewerblich oder vermögensverwaltend ist.^[59] Außerdem werden die Kosten über die Platzierungsgarantie, Prospekterstellung und Prüfung sowie über die Provision der Eigenkapitalvermittlung über 6,0 Prozent als Anschaffungskosten ausgewiesen, weil ein potenzieller Erwerber von Anteilen oder der gesamten Gesellschaft diese Kosten auch nicht als Betriebsausgaben sofort abziehen könnte, sondern einen Gesamtkaufpreis zahlen müsste, der als Anschaffungskosten ausgewiesen wird.^[60]

Fraglich ist weiterhin, ob sich eine Fondsgesellschaft auf das BMF-Schreiben vom 24. Oktober 2001, IV C 3 – S 2253a – 15/01 berufen kann, da dieses eine Billigkeitsmaßnahme gemäß § 163 AO darstellt. Demnach könnten die gezahlten Eigenkapitalvermittlungsprovisionen in voller Höhe als Anschaffungskosten ausgewiesen werden. Daher sollte eine Fondsgesellschaft die Kosten für die Eigenkapitalvermittlung wie oben dargelegt bewerten.^[61]

Zu der einheitlichen Betrachtung und Verknüpfung der Verträge zählen auch ähnliche Kosten wie die Koordinierung und Baubetreuung durch einen Vertragspartner und für die Konzeptionierung eines Windparks.^[62] Diese Kosten sind aber auch nach § 255 Abs. 1 HGB i. V. m. dem Maßgeblichkeitsprinzip gemäß § 5 Abs. 1 Satz 1 EStG als Anschaffungskosten auszuweisen, da sie nicht mehr unter dem Bilanzierungsverbot der Beschaffung von Eigenkapital gemäß § 248 Abs. 1 Nr. 2 HGB fallen. Mit der Konzeptionierung eines Windparks sind die Kosten gemeint, die eine neue Betreibergesellschaft einen Dritten bezahlt, der bisher die Genehmigungen und Planung des Projektes für die Anschaffung von Onshore-Windenergieanlagen geleistet hat.

Zusammenfassend besteht außer bei den möglichen Herstellungskosten der Zuwegung kein Wahlrecht, das je nach Beginn der Gewerbesteuer steuersparend genutzt werden könnte. Nur die Gestaltungsmöglichkeit einer Betreibergesellschaft durch die Wahl der Unternehmensform hat stärkere Auswirkungen. Bei geschlossenen Fondsgesellschaften müssen die Kosten der Eigenkapitalvermittlung zum Teil als Anschaffungskosten angesetzt werden. Dadurch kommt es zu einem jährlichen Unterschiedsbetrag der Abschreibung zwischen Handelsbilanz und Steuerbilanz. Dieser ist bei den Steuererklärungen nach § 60 Abs. 2 EStDV zu korrigieren. Aufgrund der höheren Aufwendungen in der Handelsbilanz durch die Kosten für die Beschaffung des Eigenkapitals ist der Jahresüberschuss geringer bzw. der Jahresfehlbetrag höher als in der Steuerbilanz. Eine Betreibergesellschaft sollte deshalb ausreichend Eigenkapital einplanen, um diesen möglichen anfänglichen Jahresfehlbetrag ausgleichen zu können und um eine handelsbilanzielle Überschuldung zu vermeiden.

3.2.5 Abschreibungsbeginn

In Kapitel 3.2.2 wurde festgestellt, dass die drei einzeln zu bewertenden Wirtschaftsgüter eine einheitliche Nutzungsdauer haben. Dieses Tatbestandsmerkmal der Einheitlichkeit ist auf den Abschreibungsbeginn zu übertragen.

Der Abschreibungsbeginn bedarf einer exakten Planung einer Betreibergesellschaft, speziell bei der Rechtsform von Personengesellschaften, um Gewerbesteuer nach der Inbetriebnahme und Fertigstellung zu sparen. Handelsbilanziell gilt der § 253 Abs. 1 Satz 1 und 3 Satz 1 bis 2 HGB. Die Abschreibung ist planmäßig durchzuführen anhand der Anschaffungskosten, deren Nutzung begrenzt ist. Die Abschreibungsart ist in der Regel linear, weil eine degressive oder leistungsbezogene schwer zu begründen wäre. Steuerbilanziell gilt außer für den Zeitraum zwischen 31. Dezember 2008 bis 1. Januar 2011 nach § 7 Abs. 2 EStG nur die lineare Abschreibung gemäß § 7 Abs. 1 Satz 1 bis 4 EStG. Die Anschaffungskosten werden also vermindert um die aufgrund der Nutzungsdauer ermittelte gleichbleibende Abschreibung. Sowohl handelsbilanziell als auch steuerbilanziell beginnt die Abschreibung mit der Anschaffung des Wirtschaftsgutes bzw. Vermögensgegenstandes. Fraglich ist, wann das Wirtschaftsgut bzw. der Vermögensgegenstand als angeschafft gilt. Handelsbilanziell gibt es dazu keine weitere Bestimmung und ist frei zu interpretieren. Es bietet sich an, den Abschreibungsbeginn, wie steuerlich festgelegt, zu wählen. Es besteht aber keine Maßgeblichkeit dafür. Steuerbilanziell muss das wirtschaftliche Eigentum gemäß § 39 Abs. 2 Nr. 1 Satz 2 AO am Wirtschaftsgut, in diesem Fall an der Onshore-Windenergieanlage, vorliegen. Wirtschaftliches Eigentum liegt vor, wenn der Eigenbesitz, die Gefahr, die Nutzung und die Lasten über die Wirtschaftsgüter auf eine Betreibergesellschaft übergangen sind. Mit Eigenbesitz ist nicht die Definition im § 854 BGB gemeint, sondern die Erwartung des Eigentumserwerbs.^[63] Gefahr ist der zufällige Untergang und die zufällige Verschlechterung der Onshore-Windenergieanlage. Der Übergang der Gefahr kann im Kaufvertrag mit dem Errichter festgelegt werden. Falls nicht, gilt die zivilrechtliche Regelung gemäß § 446 Satz 1 i. V. m. § 650 BGB.^[64] Bei Onshore-Windenergieanlagen wird in der Regel mit dem Errichter bzw. Verkäufer die Vereinbarung getroffen, dass erst nach einem Probebetrieb und einer erfolgreichen Abnahme die Gefahr auf den Erwerber übergeht.^[65] Die Nutzung und Last heißen, dass einer Betreibergesellschaft schon die sogenannte Fruchtziehung (Stromerzeugung auf eigener Rechnung) überlassen wurde.^[66] Aus dem üblichen Vertrag mit dem Verkäufer über den Gefahrübergang und der vergleichbaren zivilrechtlichen Regelung^[67] resultiert, dass die Onshore-Windenergieanlage schon vor dem Abschreibungsbeginn Erlöse erzielen kann, ohne dass das wirtschaftliche Eigentum übertragen wurde.^[68] Denn der Abschreibungsbeginn hängt davon ab, dass alle drei Tatbestandsmerkmale erfüllt sind, und das ist erst der Fall, wenn der Erwerber die Onshore-Windenergieanlage in eigener Verantwortung und auf eigenes Risiko betreibt.^[69] Unschädlich sind auch Kaufpreisvorauszahlung auf den Übergang des wirtschaftlichen Eigentums der Onshore-Windenergieanlage.^[70] Auf Basis der üblichen Verträge mit dem Verkäufer der Onshore-Windenergieanlage beginnt also die Abschreibung mit dem letzten Schritt der Abnahme der Anlage nach einem Probebetrieb bzw. nach dem Gefahrübergang.

Die Onshore-Windenergieanlage gilt also als angeschafft und es beginnt die Abschreibung, wenn das wirtschaftliche Eigentum an dieser übertragen wurde. In Kapitel 3.2.1 wurde der Beginn der Gewerbesteuerpflicht bei neu gegründeten Personengesellschaften erläutert: Die Gewerbesteuerpflicht beginnt mit Fertigstellung und Inbetriebnahme einer Onshore-Windenergieanlage.^[71] Das bedeutet, dass durch die unterschiedlichen Tatbestandsmerkmale der Beginn der Gewerbesteuerpflicht und der Abschreibung die neu gegründete Personengesellschaft Umsatzerlöse aus der Energieerzeugung einnehmen kann, ohne dass die Abschreibung begonnen hat. Das hätte zur Folge, dass im Jahr der Inbetriebnahme ein unnötig hoher Betrag an Gewerbesteuer gezahlt werden muss. Das sollte vermieden werden durch exakte Planung einer Betreibergesellschaft. Den Termin für die Abnahme nach einem erfolgreichen Probebetrieb, ausgeführt durch den Verkäufer, der den Beginn der Abschreibung auslöst, sollte ohne Zeitverzögerung mit der Inbetriebnahme und Fertigstellung der Onshore-Windenergieanlage vereinbart werden, damit die Gewerbesteuerpflicht und die Abschreibung in etwa zeitgleich beginnen.

3.2.6 § 7g EStG Investitionsabzugsbetrag und Sonderabschreibung

Die Beanspruchung von § 7g EStG in Form des Investitionsabzugsbetrages von 40 Prozent nach § 7 Abs. 1 bis 4 EStG und die Sonderabschreibung in Höhe von 20 Prozent gemäß § 7g Abs. 5 bis 6 EStG können von einer Betreibergesellschaft angesetzt werden, um investitionsbedingte Steuerersparnisse zu nutzen. Die Gesamtinvestitionskosten einer Onshore-Windenergieanlage mit einer Nennleistung von 3,0 MW betragen in etwa 4,0 Millionen Euro (Kapitel 4.1.1). Eine Betreibergesellschaft müsste es exakt darauf auslegen, § 7g EStG in Anspruch zu nehmen. Es ist fraglich und nur im Einzelfall bewertbar, ob der Aufwand in der Planung sowie das mögliche höhere Zinsniveau der Kredite zur Einhaltung der Voraussetzungen wirklich nützlich ist. Außerdem müsste der Verkäufer der Onshore-Windenergieanlage auch der Planung folgen und dürfte keine Einwendungen haben.

Die Einhaltung der Grenze des Betriebsvermögens in Höhe von EUR 235.000,00 gemäß § 7 Abs. 1 Satz 2 Nr.1 a) EstG für Gewerbebetriebe oder selbständig dienende Betriebe, die ihren Gewinn nach § 4 Abs. 1 oder § 5 EStG ermitteln, ist bei hohen Investitionen wie für eine Onshore-Windenergieanlage schwer einzuhalten. Das Betriebsvermögen berechnet sich wie folgt:

Tab. 1: Berechnung Betriebsvermögen

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quelle: BMF-Schreiben 20.11.2013, Az.: IV C 6 – S 2139 b/07/10002, NWB Datenbank, Ziffer 4. a).

Aus dieser Berechnung wird deutlich: Um § 7g EStG bei einer neu gegründeten Betreibergesellschaft zu nutzen, darf zum Beispiel in dem Jahr vor der Anschaffung noch kein Eigenkapital eingezahlt sein, wenn das Betriebsvermögen durch den Ausweis im Umlaufvermögen auf über EUR 235.000,00 steigen würde. Ebenso müsste der mögliche Ausweis der Kaufpreisvorauszahlungen der Onshore-Windenergieanlage im Anlagevermögen, geleistete Anzahlungen und Anlagen im Bau durch Verbindlichkeiten aus Lieferung und Leistung oder gegenüber Kreditinstituten so ausgeglichen sein, dass das Betriebsvermögen nicht über diese Grenze steigt. Auf die anderen Positionen der Berechnung ist genauso wie auf die mögliche Überschreitung der Grenze zu achten. Diese Einhaltung ist schwer umsetzbar und in den meisten Fällen wirtschaftlich nicht empfehlenswert.

3.2.7 Gesamtüberblick

In der folgenden Tabelle werden die Erkenntnisse zu den Anschaffungskosten von Onshore-Windenergieanlagen zusammengefasst:

Tab. 2: Anschaffungskosten von Onshore-Windenergieanlagen

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quelle: Eigene Darstellung

3.3 Rückstellung für Rückbaukosten

3.3.1 Sicherheitsleistung

Eine Betreibergesellschaft muss sich schon vor der Inbetriebnahme mit dem Rückbau auseinandersetzen. Der Grund ist eine rechtliche Regelung im BauGB für Bauen im Außenbereich. Während des Genehmigungsverfahrens wird von einer Betreibergesellschaft eine Verpflichtungserklärung und Sicherheitsleistung zum Rückbau gemäß § 35 Abs. 5 Satz 2 BauGB verlangt. Mit Rückbau ist gemeint, die Onshore-Windenergieanlagen und die Bodenversiegelungen nach dauerhafter Aufgabe zu beseitigen.

[...]

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^[1] Vgl. Wallasch, A.-K.: Status des Windenergieausbaus an Land in Deutschland 2017, Im Internet: https://www.wind-energie.de/sites/default/files/download/publication/factsheet-status-des-onshore-windenergieausbaus-deutschland-2017/20180125_factsheet_status_windenergieausbau_an_land_2017.pdffactsheet_status_windenergieausbau_an_land_2017.pdf, 2018, S. 1.

^[2] Vgl. Hau, E.: Windkraftanlagen, 2016, S. 906.

^[3] Vgl. Hau, E.: Windkraftanlagen, 2016, S. 792f.

^[4] Vgl. Böttcher, J.: Handbuch Windenergie, 2013, S.50ff.

^[5] Vgl. Hau, E.: Windkraftanlagen, 2016, S. 795.

^[6] Vgl. Hau, E.: Windkraftanlagen, 2016, S. 799.

^[7] Vgl. Böttcher, J.: Handbuch Windenergie, 2013, S. 61f.

^[8] Vgl. Hau, E.: Windkraftanlagen, 2016, S. 799f.

^[9] Vgl. Böttcher, J.: Handbuch Windenergie, 2013, S. 156.

^[10] Vgl. Hau, E.: Windkraftanlagen, 2016, S. 797.

^[11] Vgl. Hau, E.: Windkraftanlagen, 2016, S. 796.

^[12] Vgl. Hau, E.: Windkraftanlagen, 2016, S. 796.

^[13] Vgl. Unland A./ Wittmann A.: Kompensation von Eingriffen in das Landschaftsbild durch Windenergieanlagen im Genehmigungsverfahren und in der Bauleitplanung, Im Internet: https://www.fachagentur-windenergie.de/fileadmin/files/Veroeffentlichungen/FA_Wind_Hintergrundpapier_Kompensation_Eingriffe_Landschaftsbild_durch_WEA_06-2016.pdf, 2016, S. 4.

^[14] Vgl. Unland A./ Wittmann A.: Kompensation von Eingriffen in das Landschaftsbild durch Windenergieanlagen im Genehmigungsverfahren und in der Bauleitplanung, Im Internet: https://www.fachagentur-windenergie.de/fileadmin/files/Veroeffentlichungen/FA_Wind_Hintergrundpapier_Kompensation_Eingriffe_Landschaftsbild_durch_WEA_06-2016.pdf, 2016, S. 11f.

^[15] Vgl. Unland A./ Wittmann A.: Kompensation von Eingriffen in das Landschaftsbild durch Windenergieanlagen im Genehmigungsverfahren und in der Bauleitplanung, Im Internet: https://www.fachagentur-windenergie.de/fileadmin/files/Veroeffentlichungen/FA_Wind_Hintergrundpapier_Kompensation_Eingriffe_Landschaftsbild_durch_WEA_06-2016.pdf, 2016, S. 4.

^[16] Vgl. Böttcher, J.: Handbuch Windenergie, 2013, S. 66.

^[17] Vgl. Lüdicke, J./ Arndt, J.-H./ Baldauf, S.: Geschlossene Fonds, 2013, S. 6.

^[18] Vgl. Lüdicke, J./ Arndt, J.-H./ Baldauf, S.: Geschlossene Fonds, 2013, S. 195.

^[19] Vgl. Lüdicke, J./ Arndt, J.-H./ Baldauf, S.: Geschlossene Fonds, 2013, S. 3.

^[20] Vgl. Lüdicke, J./ Arndt, J.-H./ Baldauf, S.: Geschlossene Fonds, 2013, S. 10ff.

^[21] Vgl. BFH, Urteil v. 14.04.2011, Az.: IV R 52/09, Rz 34.

^[22] Vgl. BMF-Schreiben v. 15.12.2000, Az.: IV D 2-S 1551-188/00, Ziffer 3.1.5.

^[23] Vgl. BFH, Urteil v. 14.04.2011, Az.: IV R 46/09, Rz 1.

^[24] Vgl. BMF-Schreiben v. 15.12.2000, Az.: IV D 2-S 1551-188/00, Ziffer 2.1.1.

^[25] Vgl. BMF-Schreiben v. 15.12.2000, Az.: IV D 2-S 1551-188/00, Ziffer 3.1.5.

^[26] Vgl. BMF-Schreiben v. 24.01.1995, Az.: 54968484, Ziffer 1.2.16ff.

^[27] Vgl. BMF-Schreiben v. 24.01.1995, Az.: 54968484, Ziffer 1.2.8.3, 1.2.9.2.

^[28] Vgl. BFH, Urteil v. 14.04.2011, Az.: IV R 46/09, Rz 33.

^[29] Vgl. BFH, Urteil v. 14.04.2011, Az.: IV R 46/09, Rz 6ff.

^[30] Vgl. BFH, Urteil v. 14.04.2011, Az.: IV R 46/09, Rz 18.

^[31] Vgl. BFH, Urteil v. 14.04.2011, Az.: IV R 46/09, Rz 7.

^[32] Vgl. BFH, Urteil v. 14.04.2011, Az.: IV R 46/09, Rz 35. / Vgl. BFH, Urteil v. 27.10.1992, Az.: VIII R 41/89, Ziffer 1.ff.

^[33] Vgl. BFH, Urteil v. 14.04.2011, Az.: IV R 46/09, Rz 8, 30. / Vgl. BFH, Urteil v. 25.03.1988, III R 96/85, Ziffer 1.c). / Vgl. BFH, Beschluss v. 26.11.1973, Az.: GrS 5/71, Ziffer II.2.c).

^[34] Vgl. BFH, Urteil v. 14.04.2011, Az.: IV R 46/09, Rz 7, 28.

^[35] Vgl. BFH, Urteil v. 14.04.2011, Az.: IV R 46/09, Rz 8, 28.

^[36] Vgl. BFH, Urteil v. 14.04.2011, Az.: IV R 46/09, Rz 10.

^[37] Vgl. BFH, Urteil v. 14.04.2011, Az.: IV R 46/09, Rz 30. / Vgl. BFH, Urteil v. 02.12.1977, Az.: III R 58/75, Ziffer 2. c).

^[38] Vgl. BFH, Urteil v. 14.04.2011, Az.: IV R 46/09, Rz 31. / Vgl. BFH, Urteil v. 26.07.1991, Az.: VI R 82/89, Ziffer II.3..

^[39] Vgl. BFH, Urteil v. 14.04.2011, Az.: IV R 46/09, Rz 32f.

^[40] Vgl. Coenenberg, A.G./ Haller, A./ Schultze W.: Jahresabschluss und Jahresabschlussanalyse, 2016, S. 159.

^[41] Vgl. BFH, Urteil v. 14.04.2011, Az.: IV R 46/09, Rz 22.

^[42] Vgl. BFH, Urteil v. 14.04.2011, Az.: IV R 46/09, Rz 25.

^[43] Vgl. BFH, Urteil v. 14.04.2011, Az.: IV R 46/09, Rz 26.

^[44] Vgl. BFH, Urteil v. 14.04.2011, Az.: IV R 52/09, Rz 24.

^[45] Vgl. BFH, Urteil v. 14.04.2011, Az.: IV R 15/09, Rz 23. / Vgl. BFH, Urteil v. 28.06.2001, Az.: IV R 40/97, Ziffer 2.

^[46] Vgl. BMF-Schreiben v. 31.08.1990, Az.: IV B 3 - S 2253 a - 49/90, Ziffer 1.2.

^[47] Vgl. BMF-Schreiben v. 31.08.1990, Az.: IV B 3 - S 2253 a - 49/90, Ziffer 3.3.8.

^[48] Vgl. BMF-Schreiben v. 31.08.1990, Az.: IV B 3 - S 2253 a - 49/90, Ziffer 3.3.1ff.

^[49] Vgl. BMF-Schreiben v. 31.08.1990, Az.: IV B 3 - S 2253 a - 49/90, Ziffer 3.3.1.

^[50] Vgl. BMF-Schreiben v. 31.08.1990, Az.: IV B 3 - S 2253 a - 49/90, Ziffer 6, 7.1.

^[51] Vgl. Lüdicke, J./ Arndt, J.-H./ Baldauf, S.: Geschlossene Fonds, 2013, S. 195.

^[52] Vgl. Lüdicke, J./ Arndt, J.-H./ Baldauf, S.: Geschlossene Fonds, 2013, S. 112ff.

^[53] Vgl. Lüdicke, J./ Arndt, J.-H./ Baldauf, S.: Geschlossene Fonds, 2013, S. 180.

^[54] Vgl. BFH, Urteil v. 14.04.2011, Az.: IV R 15/09, Rz 23, 25. / Vgl. BFH, Urteil v. 28.06.2001, Az.: IV R 40/97, Ziffer 2.

^[55] Vgl. BFH, Urteil v. 14.04.2011, Az.: IV R 15/09, Rz 7, 21.

^[56] Vgl. BFH, Urteil v. 14.04.2011, Az.: IV R 15/09, Rz 25.

^[57] Vgl. BFH, Urteil v. 14.04.2011, Az.: IV R 15/09, Rz 22. / Vgl. BMF-Schreiben vom 31.08.1990, Az.: IV B 3 - S 2253 a - 49/90, Ziffer 3.2.1, 7.1.

^[58] Vgl. BFH, Urteil v. 14.04.2011, Az.: IV R 15/09, Rz 23. / Vgl. BFH, Urteil v. 28.06.2001, IV R 40/97, Ziffer 2.

^[59] Vgl. BFH, Urteil v. 14.04.2011, Az.: IV R 15/09, Rz 26. / Vgl. BFH, Beschluss v. 04.07.1990, Az.: GrS 1/89, Ziffer III..

^[60] Vgl. BFH, Urteil v. 14.04.2011, Az.: IV R 15/09, Rz 25.

^[61] Vgl. BFH, Urteil v. 14.04.2011, Az.: IV R 15/09, Rz 30.

^[62] Vgl. BFH, Urteil v. 14.04.2011, Az.: IV R 52/09, Rz 23. / Vgl. BFH, Urteil v. 28.06.2001, Az.: IV R 40/97, Ziffer 2.

^[63] Vgl. BFH, Urteil v. 22.09.2016, Az.: IV R 1/14, Rz 20. / Vgl. BFH, Urteil v. 01.02.2012, Az.: I R 57/10, Rz 20.

^[64] Vgl. BFH, Urteil v. 06.02.2014, Az.: IV R 41/10, Rz 37ff.

^[65] Vgl. BFH, Urteil v. 22.09.2016, Az.: IV R 1/14, Rz 21.

^[66] Vgl. BFH, Urteil v. 22.09.2016, Az.: IV R 1/14, Rz 20.

^[67] Vgl. BFH, Urteil v. 22.09.2016, Az.: IV R 1/14, Rz 23.

^[68] Vgl. BFH, Urteil v. 22.09.2016, Az.: IV R 1/14, Rz 22.

^[69] Vgl. BFH, Urteil v. 22.09.2016, Az.: IV R 1/14, Rz 21.

^[70] Vgl. BFH, Urteil v. 22.09.2016, Az.: IV R 1/14, Rz 24.

^[71] Vgl. BFH, Urteil v. 14.04.2011, Az.: IV R 52/09, Rz 52.