Content

8 Investoren und ihre Transaktionsentscheidungen in:

PwC Düsseldorf

Regulierung in der deutschen Energiewirtschaft, page 441 - 480

Band II Strommarkt

1. Edition 2017, ISBN print: 978-3-648-09631-4, ISBN online: 978-3-648-09633-8, https://doi.org/10.34157/9783648096338-441

Bibliographic information
Sauthoff/Klein/Weißflog 441 8 Investoren und ihre Transaktionsentscheidungen 8.1 Transaktionsumfeld im Strommarkt Zur Umsetzung der Energiewende sind hohe Investitionen in den Ausbau von Windund Solarparks, flexibel einsetzbaren Kraftwerken, Speichertechnologien sowie der Netze erforderlich. Während die Energiewende anfänglich größtenteils von Landwirten und privaten Kleinanlegern gestaltet wurde, treten nun verstärkt Energieversorger, Stadtwerke und Finanzinvestoren als Eigenkapital- und Fremdkapitalgeber auf837. Zusätzlich führen der Atomausstieg, der Wandel von zentraler zu dezentraler Erzeugung838 sowie die Digitalisierung im Energiebereich839 zu einer strategischen Neuausrichtung der Energieversorger mit Wirkung auf ihr Investitions- und Desinvestitionsverhalten. Abb. 111: Relative Transaktionsverteilung nach energiespezifischen Bereichen (bemessen an der Transaktionsanzahl) von 2012 bis 2015840 837 PwC, Transaktionsmonitor Energiewirtschaft, April 2016, S. 4. 838 Vgl. dazu oben Abschnitt 3.3.1.5 (Exkurs: Dezentrale Erzeugungskonzepte). 839 Vgl. dazu oben Kap. 6 (Digitalisierung in der Energiewirtschaft). 840 Eigene Auswertung von ausgewählten, repräsentativen Transaktionen im Strommarkt aus der Datenbank von Mergermarket und der Martin Brückner Infosource. Kapitel 8 Investoren und ihre Transaktionsentscheidungen 442 Sauthoff/Klein/Weißflog Neben den Projektentwicklern von EEG-Anlagen, Kraftwerksbetreibern und den Energieversorgern betätigen sich zunehmend branchenfremde Investoren im Strommarkt. Aufgrund des Niedrigzins-Umfelds investieren institutionelle Investoren wie Versicherungen und Pensionskassen sowie andere Finanzinvestoren in rentable EEG-Anlagen841. Bürger und private Investoren beteiligen sich sowohl aktiv als auch passiv an Windkraftprojekten, während technologieaffine Unternehmen versuchen, mit digitalen Energiedienstleistungsprodukten zur Steigerung der Energieeffizienz Kunden zu gewinnen. Das klassische Versorgungsgeschäft hingegen ist rückläufig. Der Ausstieg aus der Kernenergie und die sich verschlechternde Rentabilität konventioneller Kraftwerke verändern die Geschäftsmodelle und führen zu einer Reallokation der finanziellen Kapazitäten von Energieversorgern. Bei der strategischen Neuausrichtung und dem Ausbau erneuerbarer Energien werden Finanzmittel benötigt, die viele Energieversorger aufgrund der eingetrübten Ertragslage nicht aufbringen können. Aufgrund dessen sind aus Verkäufersicht in den Jahren von 2012 bis 2015 die meisten Transaktionen bei den überregionalen Energieversorgern zu verzeichnen, die ihre Finanzkraft mit entsprechenden Desinvestitionsentscheidungen stärken wollen. Viele Anlagenprojektierer verfolgen die Strategie, nach Beendigung der Bauphase von Projekten Anteile oder gesamte Wind- bzw. Solarparks weiterzuverkaufen. Aus Käufersicht dagegen steigen die Transaktionen insb. im Bereich der Stadtwerke und der kommunalen Unternehmen (vgl. Abb. 112). 841 PwC, Transaktionsmonitor Energiewirtschaft, April 2016, S. 4. Transaktionsumfeld im Strommarkt Abschnitt 8.1 Sauthoff/Klein/Weißflog 443 Abb. 112: Transaktionsbeteiligungen aus Verkäufer- und Käufersicht (bemessen an der Transaktionsanzahl) in den Jahren von 2012 bis 2015842 842 Eigene Auswertung von ausgewählten, repräsentativen Transaktionen im Strommarkt aus der Datenbank von Mergermarket und der Martin Brückner Infosource. Kapitel 8 Investoren und ihre Transaktionsentscheidungen 444 Sauthoff/Klein/Weißflog Des Weiteren zeigt sich ein Trend von Partnerschaftsmodellen der EVU untereinander oder mit Finanzinvestoren sowie Projektierern und Bürgern für die Bewältigung der Investitionskosten und Schaffung anderer Synergieeffekte wie der Risikoteilung843. Die Zusammenarbeit findet entweder in der Entwicklung gemeinsamer Projekte oder mit der Beteiligung eines Investors am anderen Unternehmen statt. Darüber hinaus kooperieren EVU mit Firmen aus der Technologiebranche zur Verfolgung einer Digitalisierungsstrategie und Stärkung der Kundenbindung. Dies lässt sich u.a. durch den gesetzlich vorgeschriebenen „Smart-Meter-Rollout“ ab 2017844 begründen. Bei den Stadtwerken und Konzessionsvergaben zeigt sich ein Trend der Rekommunalisierung, da Konzessionen vermehrt durch kommunale Unternehmen von überregionalen EVU zurückerworben werden. Zudem interessieren sich zunehmend ausländische Investoren für deutsche Energie-Assets. Bspw. zählt die Akquisition der größten deutschen Müllverbrennung Energy from Waste (EEW) durch den chinesischen Investor Beijing Enterprises Holding im Februar 2016 zu der bislang größten Direktinvestition aus China in ein deutsches Unternehmen845. Hingegen haben sich die Aussichten für weitere Investments deutscher Investoren in ausländische Stromenergiemärkte verschlechtert. Der einstige Einstieg in den ausländischen Strommarkt in Schwellenländer, wie Brasilien oder der Türkei, die aufgrund des dortigen Bevölkerungswachstums eine steigende Energienachfrage verzeichnen, führte für einige deutsche Energieversorger zu Problemen, da die Volatilität der wirtschaftlichen Entwicklung, politische Unsicherheiten sowie rechtliche Risiken in den Ländern schwerer zu kalkulieren sind. Aufgrund dieser Risiken wird die Konzentration von Investitionen derzeit auf den heimischen Markt gelegt846. Neben den Beteiligungsmöglichkeiten an Projekten oder Unternehmen gibt es noch andere Kooperationsformen. Dazu zählen Kooperationsvereinbarungen zwischen zwei oder mehreren Investoren, Fusionen von zwei oder mehreren Unternehmen (z.B. Stadtwerke) und Joint Ventures hinsichtlich der Bildung von neuen Gesellschaften für eine langfristige Zusammenarbeit oder für Projekte. Weitere Transaktionsarten sind Unternehmensakquisitionen oder der Erwerb von Anlagen bzw. Netzen, die teils zurückverpachtet werden, damit der Betrieb dieser Objekte beim Alteigentümer verbleibt. Diese Objekttransfers waren neben Anteilsverkäufen und Joint Ventures die am meisten genutzten Transaktionsarten in den vergangenen Jahren. 843 Rothe/Ronkartz, M&A Review 2015, Heft 4, S. 149. 844 Gesetz zur Digitalisierung der Energiewende, vgl. oben Fn. 491; vgl. auch oben Abschnitt 1.1.1 (Smart Meter Rollout und Bedeutung für das deutsche Energiesystem). 845 PwC, Transaktionsmonitor Energiewirtschaft, April 2016, S. 11. 846 PwC, Transaktionsmonitor Energiewirtschaft, November 2014, S. 3 f. Investoren Abschnitt 8.2 Sauthoff/Klein/Weißflog 445 Investitionen in Energie-Assets erfordern für die Investoren lange Kapitalbindungszeiten, weswegen die Sicherheit einer langfristigen Stabilität ein wichtiges Investitionskriterium für diese Akteure darstellt. Unsicherheiten bestehen insb. durch regulatorische Rahmenbedingungen hinsichtlich sich ändernder Gesetze (z.B. EEG- Novelle847) oder Richtlinien und einem stark regulierten Marktumfeld848. Diese Faktoren müssen innerhalb der Due Diligence849 und im Hinblick auf die Bewertungen von Anlagen für Investoren im Strommarkt berücksichtigt werden. 8.2 Investoren 8.2.1 Überregional-integrierte Energieversorger Zu den überregional-integrierten Energieversorgern gehören die „Großen Vier“, demzufolge E.ON, RWE, Vattenfall und EnBW. Der Atomausstieg bis 2022 und die Unwirtschaftlichkeit von Kohle- und Gaskraftanlagen drängen diese zu einer strategischen Neuausrichtung, da diese zuvor ihre Geschäftstätigkeit im Bereich der konventionellen Stromerzeugung konzentriert haben. Durch die Aufspaltung insb. der Bereiche konventionelle und regenerative Energie versuchen E.ON und RWE, ihre Geschäftsfelder neu zu strukturieren. Der Fokus soll zukünftig auf erneuerbare Energien und digitale Energielösungen gelegt werden. E.ON hat daher die konventionelle Erzeugung aus Erdgas und Kohle, den Energiehandel, die Erzeugung aus Wasser sowie ausländische Geschäftstätigkeiten in Brasilien und Russland in ein neues Unternehmen namens Uniper SE, abgespalten. In der Altgesellschaft verbleiben die Bereiche erneuerbare Energien, Netze, Vertrieb und Kundenlösungen850. RWE bündelt im Gegensatz zu E.ON die erneuerbaren Energien, Netze und den Vertrieb in einer neuen Tochtergesellschaft, während der Energiehandel und die konventionelle Erzeugung im Mutterkonzern verbleiben851. Während Uniper SE im September 2016 den Börsengang vollzogen hat, wurde dieser von der RWE-Tochter innogy SE im Oktober 2016 durchgeführt. Um finanzielle Kapazitäten für die Neuausrichtung ihrer Geschäftsfelder zu schaffen, verfolgen die „Großen Vier“ Desinvestitionsstrategien, indem sie Einnahmen durch gezielte Anteilsverkäufe generieren. Angesichts des schwierigen Marktumfelds erzielten die Energieversorger allerdings geringere Preise für die Beteiligungen 847 Vgl. dazu oben Abschnitt 3.3.1.2 (Das EEG 2017). 848 WBGU, Politikpapier – Finanzierung der globalen Energiewende, 2012, S. 13. 849 Sorgfältige Risikoprüfung eines Unternehmens. 850 Vgl. Gemeinsamer Spaltungsbericht der Vorstände der E.ON und der Uniper, Stand v. 01.04.2016, S. 80 ff., S. 100 ff. 851 PwC, Transaktionsmonitor Energiewirtschaft, April 2016, S. 9 f. Kapitel 8 Investoren und ihre Transaktionsentscheidungen 446 Sauthoff/Klein/Weißflog als erhofft852. Im Rahmen von Kartelluntersuchungen durch die EU-Kommission haben sich in den Jahren von 2009 bis 2011 RWE, E.ON und Vattenfall von ihren Höchstspannungsnetzen getrennt, um Wettbewerbsbedenken auszuräumen853. Mittels der Trennung von Beteiligungen an erneuerbare-Energien-Projekten und anderen Unternehmen erhalten überregionale Energieanbieter zusätzliche Investitionsmittel, die sie wiederum in neue Assets einsetzen können854. In den letzten Jahren waren bei E.ON insb. der Rückzug aus dem spanischen und italienischen Geschäft sowie Verkäufe von Beteiligungen an Regionalversorgern zu beobachten. RWE hingegen setzt im Zuge der Rekommunalisierung855 auf den Verkauf von Stadtwerkebeteiligungen und schafft durch den Verlust von Netzkonzessionen sowie deren damit verbundene Verkaufsweitergabe an die neuen Eigentümer finanzielle Spielräume für Neuinvestitionen. Bei Vattenfall zeichnet sich ein Rückzug aus dem deutschen Energiegeschäft ab. Der schwedische Konzern hat im Jahr 2016 seine deutschen Braunkohlekraftwerke an den tschechischen Investor EPH veräußert und plant mit weiteren Asset-Verkäufen. Die Desinvestitionen bei EnBW sind mit einigen Konzessions- und Beteiligungsverkäufen überschaubar geblieben. Um eine weniger kapitalintensive Strategie zu verfolgen, gehen E.ON, RWE, Vattenfall und EnBW bei Investitionen in kostenintensive Anlagen wie Offshore-Windparks oftmals Partnerschaften mit Finanzinvestoren ein856. Investitionsvolumina können bei den größeren Energieversorgern mehr als 100 Mio. EUR pro Projekt betragen857. Da den Energieversorgern mittels eines breiten Produktportfolios auch weitere Renditequellen z.B. durch das Angebot von Energiedienstleistungen858 zur Verfügung stehen, haben sie vergleichsmäßig niedrige Renditeerwartungen an Energieanlagen. Die tendenziell niedrigere Eigenkapitalquote859 größerer EVU lässt darauf schließen, dass sie leichteren Zugang zu Kreditmärkten erhalten und dadurch den Fremdfinanzierungsspielraum bewusster ausschöpfen können860. 852 PwC, Transaktionsmonitor Energiewirtschaft, November 2014, S. 4. 853 Vgl. Sauthoff/Klüssendorf/Bindig, M&A Review 2011, Heft 10, S. 433. 854 PwC, Transaktionsmonitor Energiewirtschaft, Januar 2013, S. 5. 855 Vgl. unten Abschnitt 8.3.6 (Netze und Smart Grids). 856 Eigene Auswertung anhand von strommarktbezogenen Transaktionsinformationen aus der Datenbank von Mergermarket und der Martin Brückner Infosource. 857 Thumfart/Suppan, Finanzierungsinstrumente im Bereich Erneuerbare Energien: ein Überblick, in: Gerhard/Rüschen/Sandhövel, Finanzierung Erneuerbarer Energien, 2. Aufl., Frankfurt a. M. 2015, S. 620. 858 Vgl. dazu oben Abschnitt 7.5 (Energiedienstleistungen). 859 Prozentualer Anteil des Eigenkapitals an der Bilanzsumme. 860 PwC, Energie- und Versorgungsunternehmen im Spannungsfeld zwischen Ertrag, Investitionen und Verschuldung, Mai 2014, S. 20. Investoren Abschnitt 8.2 Sauthoff/Klein/Weißflog 447 8.2.2 Regionale Energieversorger und Kommunen Regionale und kommunale Energieversorger (u.a. Stadtwerke, kleine und mittelständische EVU) haben wie die überregionalen EVU eine branchentypisch hohe Anlagenintensität von über 75 %, d.h. der Anteil ihres bilanzierten Anlagevermögens am Gesamtkapital ist sehr hoch861. Daher führen bei ihnen sinkende Börsenstrompreise nicht nur zu Rentabilitätsverminderungen ihrer Erzeugungsanlagen, sondern greifen auch die Gesamtrentabilität des Unternehmens an. Zusätzlich etablieren sich branchenfremde, technologieaffine Unternehmen durch Energiedienstleistungsprodukte auf der Kundenseite und erhöhen den Konkurrenzdruck für regionale Energieversorger. Der steigende Wettbewerbsdruck auf der Vertriebsseite und der Preisverfall bei Stromgroßhandelspreisen setzen auch den mehr als 800 deutschen Stadtwerken zu. Stadtwerke, die in den vergangenen Jahren in neue konventionelle Kraftwerke investiert haben, verzeichneten eine Eintrübung der Ertragslage862. Kommunen sind jedoch auf die Dividendeneinnahmen aus ihren Beteiligungen an Stadtwerken angewiesen, um die Verluste aus anderen defizitären Bereichen (z.B. Bäder, ÖPNV) auszugleichen und Finanzmittel für den Ausbau der Breitbandinfrastruktur zu erhalten. Kommunale EVU stehen daher in einem Spannungsfeld zwischen Markt, Regulierung und Kommunen (vgl. Abb. 113). Abb. 113: Kommunale EVU im Spannungsfeld863 861 PwC, Finanzwirtschaftliche Herausforderungen der Energie- und Versorgungsunternehmen, Mai 2015, S. 29. 862 PwC, Transaktionsmonitor Energiewirtschaft, April 2016, S. 12. 863 PwC, Transaktionsmonitor Energiewirtschaft, November 2014, S. 7. Kapitel 8 Investoren und ihre Transaktionsentscheidungen 448 Sauthoff/Klein/Weißflog Daher setzen die regionalen EVU und Stadtwerke derzeit den Fokus auf den Anteilserwerb oder Kauf von sicheren EEG-Anlagen, insb. Onshore-Windparks und Solarparks. Stadtwerke investieren außerdem – meist in Kooperation mit anderen Stadtwerken und überregionalen Energieversorgern – in größere Windparkprojekte im Offshore-Bereich. Die Renditeerwartung liegt wie bei den überregionalen EVU bei 7 bis 9 %864; zwischenzeitlich dürfte die Renditeerwartung aufgrund des gefallenen Zinsniveaus allerdings gesunken sein. Außerdem zeigt sich ein Trend der Rekommunalisierung. Regionale Energieversorger und v.a. Stadtwerke erwerben Konzessionen für Strom- und Gasnetze im Zuge der Neuvergabe von überregionalen EVU zurück, um dadurch stabile Renditen zu erwirtschaften und Synergien im Netzbetrieb zu heben. Für den Betrieb der Netze werden aber oftmals Netzgesellschaften in Partnerschaft mit überregionalen EVU gebildet. Es zeichnet sich zudem ab, dass Stadtwerke anteilig rekommunalisiert bzw. teilweise neu gegründet werden. In den letzten Jahren wiesen die regionalen EVU eine hohe Ausschüttungsquote in Hinblick auf das erzielte Jahresergebnis aus. Demzufolge wurde ein großer Anteil der Periodenüberschüsse an die Eigentümer ausgeschüttet, wodurch der Spielraum für Investitionen und Akquisitionen in neue Geschäftsfelder gesunken ist865. Die Verbindlichkeitenquote, die das Verhältnis der Bruttofinanzverschuldung zur Gesamtkapitalisierung misst, ist 2013 im Mittel von 41,4 % in 2009 auf 43,2 % gestiegen866. Durch die hohe Ausschüttungs- und Verbindlichkeitenquote sind die regionalen EVU auf Fremdfinanzierungen für zu tätigende Investitionen angewiesen, während allerdings die Vergabe durch die steigende Risikosensibilität von Kreditgebern, insb. durch das Reformpaket „Basel III“, zur Bankenregulierung und der finanziellen Instabilität der EVU erschwert wird. Die Eigenkapitalquote kleinerer EVU ist aber dennoch höher als die von größeren Energieversorgern. Dies begründet sich darin, dass kleine EVU größen- und volatilitätsbedingt höhere Risikokapitalerfordernisse aufweisen und partnerschaftlich geführte kommunalnahe Energieversorger zu höheren Anteilen über die Gesellschaftereinbindung finanziert werden867. Um die Kapitalstruktur zu verbessern, werden teilweise nicht zum Kerngeschäft gehörende Aktivitäten verkauft oder das Investitionsvolumen reduziert868. Für die Hebung von Synergieeffekten wie den Zugriff auf fehlendes Know-how und die 864 Henzelmann u.a., Finanzierung und Finanzierbarkeit der Energiewende, in: Herbes/Friege (Hrsg.), Handbuch Finanzierung von Erneuerbare-Energie-Projekten, 1. Aufl., München 2015, S. 60. 865 PwC, Finanzwirtschaftliche Herausforderungen der Energie- und Versorgungsunternehmen, Mai 2015, S. 27. 866 PwC, a.a.O., Mai 2015, S. 28 f. 867 PwC, Energie- und Versorgungsunternehmen im Spannungsfeld zwischen Ertrag, Investitionen und Verschuldung, Mai 2014, S. 20. 868 PwC, a.a.O., Mai 2014, S. 31. Investoren Abschnitt 8.2 Sauthoff/Klein/Weißflog 449 Beschaffung finanzieller Mittel schließen sich daher viele Stadtwerke zu Gemeinschaftsunternehmen zusammen869 oder beteiligen sich an Stadtwerkebündnissen wie der Trianel GmbH. Um die Kundenbindung zu stärken, werden durch regionale und kommunale EVU oftmals Partnerschaften mit Unternehmen aus der Technologiebranche im Bereich dezentraler Energielösungen und Energiedienstleistungen geschlossen. Da die Eigennutzung von Strom aus dezentralen Anlagen zunimmt, besteht zudem die Gefahr für Stadtwerke, aufgrund des regionalen Charakters in die Rolle des „Residualmengenlieferanten“ gedrängt zu werden, der nur noch die Restnachfrage nach Strom deckt870. Indem diese mittels technologiebasierten Kooperationen auch als Energiedienstleister fungieren können, wird einer solchen Entwicklung entgegenwirkt. 8.2.3 Finanzinvestoren Zu den Finanzinvestoren gehören größtenteils neben Privatanlegern die institutionellen Investoren. Da risikoarme Staatsanleihen aufgrund niedriger Zinsen derzeit nur geringe Renditen generieren, können institutionelle Investoren, wie Versicherungen und Pensionsfonds, durch Infrastrukturinvestments mit Fokus auf erneuerbare Energien in potenziell ertragreichere Assets investieren. Neben der Diversifizierung ihrer Investments bieten diese Anlagen, die im Durchschnitt über die Hälfte des Infrastrukturportfolios871 dieser Investoren einnehmen, langfristig stabile Renditen. Dafür beteiligen sich diese meist finanziell an Wind- bzw. Solarparks von Projektentwicklern und Energieversorgern oder investieren in den Erwerb ganzer Anlagen. In einer Studie der CHORUS Clean Energy AG und der Universität der Bundeswehr in München gab die Hälfte der befragten institutionellen Investoren an, in erneuerbare Energien investiert zu haben. Innerhalb der Befragung stellte sich heraus, dass planbare, sichere sowie stabile Erträge einen wichtigen Stellenwert haben und den Hauptgrund für Investitionen in diesem Bereich darstellen. Diese weisen einen höheren Rang auf als hohe Renditen. Obwohl der Punkt „Diversifikation“ nicht zur Auswahl stand, gaben 23 % der Studienteilnehmer diesen als zusätzlichen Grund an. Dies zeigt, dass die Streuung des Vermögens mittels Diversifikation ebenfalls ein zentraler Aspekt der institutionellen Investoren für den Einstieg in die Energiebranche darstellt872. Institutionelle Investoren planen Investitionen größtenteils langfris- 869 PwC, Transaktionsmonitor Energiewirtschaft, Januar 2013, S. 8. 870 Commerzbank, Kompetenzzentrum Öffentliche Wirtschaft, Universität Leipzig, Herausforderungen für Stadtwerke, 2014, S. 12. 871 Commerz Real AG/Steinbeis-Hochschule Berlin, Infrastrukturinvestments bei institutionellen Investoren, 2013, S. 2. 872 CHORUS Clean Energy AG/Universität der Bundeswehr in München, Energiewende in Deutschland, 2015, S. 7. Kapitel 8 Investoren und ihre Transaktionsentscheidungen 450 Sauthoff/Klein/Weißflog tig mit Laufzeiten von über 20 Jahren und mittelfristig mind. im Zeithorizont von 10 Jahren873. Als Arten der Investition wurden Fonds mit 48 % und an zweiter Stelle Direktinvestments mit 28 % angegeben. Nur 6 % nutzen Private-Equity-Investments874. Private Equity stellt das zur Verfügung gestellte Eigenkapital von privaten oder institutionellen Anlegern dar. Charakteristisch ist dabei ein kurzfristiger Anlagezeitraum. EEG-Projekte sind für Private-Equity-Investoren, die tendenziell risikofreudiger sind, aufgrund langer Kapitalbindungszeiten weniger attraktiv875. Lt. einer Studie der Hanse Corporate Finance GmbH und der Technischen Universität München, in der 150 Private Equity Häuser oder Family Offices teilnahmen, konzentrieren sich im Gegensatz zu 3 % im Jahr 2014 nur noch 1 % im Jahr 2016 auf die erneuerbare-Energien-Branche876. Eigenkapital stellt mit 78% das bevorzugte Anlagemittel dar. Die Versicherer stellen mit Kapitalanlagen von über tausend Mrd. EUR die größten institutionellen Investoren in Deutschland dar. Auch für sie bieten sich Investitionen in erneuerbare Energien mit langen Nutzungsdauern an877. Dennoch haben deutsche Versicherungen bisher nur unter 1 % ihrer Kapitalkapazitäten in Infrastruktur und erneuerbare Energien investiert. Dies kann u.a. mit politischen und regulatorischen Risiken begründet werden. Nach der Einführung von Solvency II im Zuge der Reform des Versicherungsaufsichtsrechts ab Anfang 2016 sind Investitionen in erneuerbare Energien auf die gleiche Ebene wie Hedgefonds und Private Equity klassifiziert worden, die jedoch höhere finanzielle Risiken abbilden. Folglich müssen weitestgehend risikolose Anlagen in erneuerbare Energien und Infrastruktur mit Eigenmitteln in Höhe von 39 bis 59 % unterlegt werden878, wodurch längerfristige Investitionen, wie in regenerative Energien, gegenüber kurzfristigen Investitionen benachteiligt werden. Auswahlkriterium der Finanzinvestoren ist oftmals der interne Zinsfuß (IRR: Internal Rate of Return); strategische Überlegungen wie bei den Energieversorgern spielen eine eher untergeordnete Rolle. Venture-Capital-Geber erwarten hierbei den höchsten IRR, gefolgt von Private-Equity-Investoren und Infrastruktur- sowie Pen- 873 CHORUS Clean Energy AG/Universität der Bundeswehr in München, Energiewende in Deutschland, 2015, S. 10. 874 CHORUS Clean Energy AG, a.a.O., S. 9. 875 Henzelmann u.a., a.a.O., S. 67. 876 H.C.F./CEFS TU München, Private Equity Monitor 2016 – Auswertung, 2016, S. 6. 877 GDV, Positionspapier – Zur Verbesserung der Bedingungen für Investitionen in Infrastruktur, 2014, S. 2. 878 GDV, a.a.O., S. 8. Investoren Abschnitt 8.2 Sauthoff/Klein/Weißflog 451 sionsfonds879. Infolge der langen durchschnittlichen Bindungsdauer ihrer Versicherungsverträge und der Notwendigkeit periodischer und stabiler Erträge werden Versicherungen i.d.R. in der Betriebsphase und nur selten in der Bauphase tätig. Sie weisen bei den Finanzinvestoren somit die niedrigsten Renditeerwartungen auf880. Das Investitionsvolumen für ein Projekt oder ein Portfolio von Projekten liegt bei Private-Equity-Fonds bei über 100 Mio. EUR, gefolgt von Infrastruktur-, Pensionsfonds und Versicherern mit mind. 50 bis 100 Mio. EUR881. 8.2.4 Bürgerbeteiligungen und Privatinvestoren Obwohl von einem Großteil der Bevölkerung der Ausbau erneuerbarer Energien befürwortet wird, zeigt sich viel Widerstand gegen Projekte, die den Bau von regenerativen Anlagen in ihrer direkten Nachbarschaft vorsehen882. Um die Akzeptanz für die Energiewende zu steigern, erhalten Bürger daher die Möglichkeit, an Bürgerbeteiligungsmodellen für den Ausbau von hauptsächlich Onshore-Wind- und Solarparks zu partizipieren. Die Relevanz von Bürgern als lokale Akteure der Energiewende lässt sich an der Eigentümerstruktur der installierten Leistung erneuerbarer Energien in 2012 erkennen, an der die Bürgerenergie (i.w.S.) einen Anteil von 46 % hält: Abb. 114: Eigentümerstruktur der installierten Leistung erneuerbarer Energien in 2012883 879 Bloomberg/Chatham House/UNEP’s SEFI, Private Financing of Renewable Energy, 2009, S. 8. 880 Thumfart/Suppan, a.a.O., S. 619. 881 Thumfart/Suppan, a.a.O., S. 618 f. 882 WBGU, Politikpapier – Finanzierung der globalen Energiewende, 2012, S. 15. 883 Trend:research/Leuphana Universität Lüneburg, Definition und Marktanalyse von Bürgerenergie in Deutschland, 2013, S. 42; Abb. 114 zeigt die Bürgerenergie i.w.S. Kapitel 8 Investoren und ihre Transaktionsentscheidungen 452 Sauthoff/Klein/Weißflog Die sog. Bürgerenergie lässt sich i.e.S. in Einzeleigentümer, wie z.B. Privatpersonen und landwirtschaftliche Einzelunternehmen, und Bürgerenergiegesellschaften unterteilen, die lokal agieren und eine Beteiligungsquote über 50 % halten. I.w.S. werden zusätzlich diejenigen Gruppen aufgenommen, die eine geringe Regionalität und Minderheitsbeteiligungen an Energieprojekten aufzeigen884. Die Nutzeneffekte lassen sich in gesellschaftliche und wirtschaftliche Effekte unterteilen. Gesellschaftliche Effekte stellen die aktive Beteiligung an nachhaltigen Wirtschaftsprozessen, die Mitbestimmungsmöglichkeit und das Engagement im Energiesektor sowie die Mitwirkung an der Energiewende dar. Zu den wirtschaftlichen Auswirkungen gehören die Realisierung vieler kostenintensiver Projekte durch die Beteiligung von Privatinvestoren und die Steigerung der lokalen Wertschöpfung885. Bürger können sich neben der aktiven Beteiligung innerhalb von Gesellschafts- oder Genossenschaftsmodellen auch passiv mithilfe von Bürgeranleihen, Darlehen etc. an EE-Projekten beteiligen. Aktive Beteiligungen geschehen meist in Form von Eigenkapitalbeteiligungen mit gesonderten Mitspracherechten und einer Beteiligung am Gewinn des Projekts. Im Rahmen einer passiven Beteiligung erhalten Bürger keine Mitspracherechte und Gewinnbeteiligungen, sondern eine feste Vergütung mittels Fremdkapitalbeteiligung und einer begrenzten Laufzeit886. Mit 41,9 % werden zumeist Genossenschaftsmodelle genutzt, gefolgt von Beteiligungen an Projektgesellschaften mit 27,4 % und Darlehen mit 21 %887. Weiterhin ermöglichen regionale EVU mit Regionalstrommodellen, in denen Bürger an lokal vergünstigten Stromtarifen partizipieren können, eine Alternative für die Bürgerbeteiligung888. Um einen Anreiz für Investitionen der Bürger zu schaffen und die Akzeptanz der Energiewende zu stärken, müssen finanzielle Beteiligungsformen geringe Zeichnungshöhen, einfache Strukturierungen sowie bei Kapitalanlagen überschaubare Laufzeiten und attraktive Verzinsungen (über dem marktüblichen Zins für klassische Geldanlagen) vorweisen889. Die Renditeerwartungen von privaten Kleinanlegern liegen nach PwC-Schätzung momentan zwischen 3 % und 6 %. Die Einführung der Direktvermarktung und das verpflichtende Ausschreibungsmodell ab 2017 für EEG- Anlagen erschweren jedoch die Investitionsbereitschaft von Bürgern und insb. Energiegenossenschaften aufgrund höherer Anforderungen bei der Planung und dem Kapitaleinsatz890. Daher werden erstmals mit der Einführung des EEG 2017 Best- 884 Trend:research/Leuphana Universität Lüneburg, a.a.O., S. 28 f. 885 IZES gGmbH, Nutzeneffekte von Bürgerenergie, 2015, S. 79 ff. 886 Bertelsmann Stiftung u.a., a.a.O., S. 20. 887 Bertelsmann Stiftung u.a., a.a.O., S. 35. 888 Kölln, ew 2016, Heft 9, S. 35. 889 Bertelsmann Stiftung u.a., a.a.O., S. 19. 890 Vgl. Niederberger/Wassermann, et 2015, Heft 8, S. 55 ff. Transaktionsobjekte im Strommarkt Abschnitt 8.3 Sauthoff/Klein/Weißflog 453 immungen für Bürgerenergiegesellschaften eingeführt, die erleichterte Ausschreibungsbedingungen für diese Gruppen festlegen891. Abb. 115: Finanzielle Beteiligungsmöglichkeiten für Bürger892 8.3 Transaktionsobjekte im Strommarkt 8.3.1 Konventionelle Stromerzeugung Nach der Änderung des AtG im Jahr 2011 wurde die schrittweise Stilllegung aller Kernkraftwerke bis 2022 festgelegt893. Dadurch fallen für die überregionalen EVU Anlagen weg, die im Gegensatz zu anderen konventionellen Kraftwerken geringere variable Kosten aufweisen. Zusätzlich werden aufgrund der vom EEG festgeschriebenen vorrangigen Einspeisung von Strom aus EEG-Anlagen894 ins Netz Kohle- und Gaskraftwerke zunehmend aus dem Markt verdrängt. Seit 2010 gilt die AusglMechV, die eine Vermarktung vom EEG-Strom am Spotmarkt einer Strombörse vorschreibt. Dies hat zur Folge, dass im Zuge des Merit-Order-Effekts, bei dem die Einsatzreihenfolge von Kraftwerken an der Strombörse nach den kurzfristigen Grenzkosten bestimmt wird, EEG-Anlagen mit ihren kaum vorhandenen variablen 891 Gesetz zur Einführung von Ausschreibungen für Strom aus erneuerbaren Energien und zu weiteren Änderungen des Rechts der erneuerbaren Energien (EEAusG) v. 13.10.2016, BGBl. I, S. 2258, § 36g; vgl. im übrigen oben Abschnitt 3.3.1.3 (Ausdehnung des Ausschreibungsmodells). 892 Bertelsmann Stiftung u.a., Finanzielle Bürgerbeteiligung, 2015, S. 20. 893 § 7 Abs. 1a AtG. 894 § 8 Abs. 1 Satz 1 EEG 2014. Kapitel 8 Investoren und ihre Transaktionsentscheidungen 454 Sauthoff/Klein/Weißflog Kosten konventionelle Kraftwerke aus dem Stromangebot verdrängen und preisverringernd wirken895. Durch diesen Effekt begründet sich der seit einigen Jahren zu beobachtende Rückgang der Börsenstrompreise. Abb. 116: Merit-Order-Effekt896 Abb. 116 zeigt, dass besonders Steinkohle- und Gaskraftwerke von diesem Effekt betroffen sind. Die Rentabilität dieser Anlagen ist oftmals nicht mehr gegeben, da aufgrund der geringen Einsatzzeiten ihre Fixkosten nicht mehr gedeckt werden können, weswegen sich ein Trend von Stilllegungen und von Divestments konventioneller Kraftwerke der Energieversorger zeigt. Bspw. hat Vattenfall als staatliches Unternehmen seine deutsche Braunkohlesparte an tschechische Investoren veräußert, da die schwedische Regierung sich das Ziel gesetzt hat, im Zuge ihrer Greening- Politik die Emission von Kohlenstoffdioxid zu reduzieren897. Zusätzlich sollen im Rahmen des neuen StrommarktG in Deutschland ab 2016 Braunkohlekraftwerke mit 2,7 GW Gesamtleistung schrittweise vom Netz genommen werden. Bis 2020 werde es möglich sein, diese als Kapazitätsreserven mit Vergütungen außerhalb des Strommarkts zurückzuhalten, um der Absicherung der Stromversorgung zu dienen898. 895 PwC, Transaktionsmonitor Energiewirtschaft, März 2014, S. 5; vgl. dazu oben Abschnitt 2.3.1.3 (Preisbildung an der Börse). 896 PwC, Transaktionsmonitor Energiewirtschaft, März 2014, S. 5. 897 PwC, Transaktionsmonitor Energiewirtschaft, April 2016, S. 11. 898 § 13g StrommarktG; vgl. dazu oben Abschnitte 3.5.3 (Ausstieg aus der Stromerzeugung aus Kohle?) und 3.6.7 (Kapazitätsreserve und Sicherheitsbereitschaft). Transaktionsobjekte im Strommarkt Abschnitt 8.3 Sauthoff/Klein/Weißflog 455 Die Kapazitätsreserve wird eingeführt, da diese nur mittels Ausschreibungen899 ausgewählte Kraftwerke enthält, die nicht am Strommarkt teilnehmen und damit auch keinen Einfluss auf den Wettbewerb und die Preisentwicklung ausüben900. Die Stilllegung anderer Kraftwerke wird aufgrund der Versorgungssicherheit nicht in jedem Fall von der BNetzA bewilligt, da bislang nur wenige Speichermöglichkeiten für Strom aus erneuerbaren Energien existieren und konventionelle Kraftwerke daher weiterhin benötigt werden. Ein Zukunftsfeld in dem Gebiet der konventionellen Energie wird den Einsatz flexibler Kraftwerke betreffen, um als Reservekapazität die Volatilität erneuerbarer Energieeinspeisungen auszugleichen901. Die Änderung des StrommarktG sieht daher die Errichtung von flexiblen Neuanlagen bis zu 2 GW mithilfe eines Ausschreibungsmodells vor902. Hinsichtlich der kommenden Jahre wird es spannend sein, die Aktivitäten von Uniper und RWE nach dem Demerger in diesem Markt zu beobachten. 8.3.2 Erneuerbare Energien Der Anteil erneuerbarer Energien am Bruttostromverbrauch ist als bislang höchster Anstieg von 27,4 % in 2014 auf 32,6 % in 2015 gewachsen903. Damit wird es deutlich realistischer, bis 2025 einen Anteil von 40 bis 45 % zu erreichen904. Die sichere Abnahme von Strom aus erneuerbaren Energien, die unelastische Stromnachfrage sowie Einspeisevergütungen erklären den steigenden Erwerb von Beteiligungen oder kompletten Übernahmen solcher Anlagen. Zudem liefern nach der Bauphase Projekte im Bereich der erneuerbaren Energien jeweils einen langfristig stabilen Cash-Flow bei niedrigen operativen Kosten905. Im Vergleich zu konventionellen Kraftwerken unterliegen EEG-Anlagen nicht den Risiken aus Preisschwankungen von Einsatzstoffen, wie z.B. Kohle und Gas, sowie von CO2-Preisen, und verzeichnen daher geringe Betriebskosten906. Einzige Ausnahme bilden oftmals Biomasse-Anlagen. 899 § 13e Abs. 2 StrommarktG. 900 BMWi, Ein Strommarkt für die Energiewende, Juli 2015, S. 36. 901 Hasler, et 2012, Heft 7, S. 11 f. 902 Beschaffungsverfahren gem. Art. 1, § 13e Abs. 2 StrommarktG. 903 BMWi, Erneuerbare Energien in Deutschland – Daten zur Entwicklung im Jahr 2015, Februar 2016, S. 3. 904 § 1 Abs. 2 Satz 1 EEG 2014. 905 Sandhövel, et 2012, Heft 9, S. 56 f. 906 Wermter, Kreditwesen 2013, Heft 16-17, S. 51. Kapitel 8 Investoren und ihre Transaktionsentscheidungen 456 Sauthoff/Klein/Weißflog Abb. 117: Investitionen in erneuerbare Energien (Strom) 2011 und 2015907 Die Investitionen erfolgen größtenteils im Bereich der Onshore-Windanlagen, da deren Technologie im Gegensatz zu Offshore-Windparks ausgereifter ist und sie damit eine höhere technologische Sicherheit aufweisen. Während das jährliche Investitionsvolumen für Onshore-Windenergie kontinuierlich von 2,8 Mrd. EUR in 2011 auf 5,2 Mrd. EUR in 2015 gestiegen ist, ist aber auch ein deutliches Wachstum von Offshore-Windanlagen von 0,2 Mrd. EUR in 2011 auf 4,5 Mrd. EUR in 2015 erkennbar. Im Offshore-Bereich können sich Unsicherheiten und Verzögerungen im Bau- und Betriebsprozess ergeben. Zudem sind diese Kraftwerke kostenintensiver und erfordern neu zu schaffende Netzanbindungen. Diese Unsicherheiten haben sich in den letzten Jahren jedoch deutlich reduziert. Durch Verbesserungen in der Produktion, steigende Produktionsmengen und Lerneffekte werden zudem weitere Kostenreduktionen erwartet908.Vor diesem Hintergrund steigen Investitionen in Offshore-Parks mithilfe von Kooperationsmodellen von Energieversorgern, Stadtwerken, Projektierern und institutionellen Investoren. Investitionen in die Stromerzeugung aus Biomasse oder Wasserkraft hingegen sind in den letzten Jahren rückläufig. Die Senkung des gesamten Investitionsvolumens in erneuerbare Energien um 8 Mrd. EUR im Vergleich zu 2011 lässt sich insb. durch die wirtschaftliche Entwicklung der Solarbranche erklären. 907 BMWi, Erneuerbare Energien in Deutschland, 2015, S. 13. 908 Prognos AG/EWI/GWS, Entwicklung der Energiemärkte – Energiereferenzprognose, 2014, S. 29. Transaktionsobjekte im Strommarkt Abschnitt 8.3 Sauthoff/Klein/Weißflog 457 Der starke Rückgang des Investitionsvolumens bei PV-Anlagen von 15 Mrd. EUR in 2011 auf 1,5 Mrd. EUR in 2015 begründet sich nicht nur auf den vom EEG 2014 eingeführten Ausschreibungspflichten für PV-Freiflächenanlagen909 und der damit verbundenen Kürzung der Fördermittel, sondern auch auf den sinkenden Solarmodulpreisen. Erst die Vergütungsdegression führte dazu, dass der Zubau von 7,6 GW Leistung aus PV-Anlagen in 2012 sich auf 3,3 GW im nächsten Jahr mehr als halbiert hat910. EEG-Projekte sind außerdem mit verschiedenen Risiken behaftet, die abhängig von der jeweiligen Technologie variieren. Zum einen gibt es technische Risiken in der Errichtungs- und Betriebsphase, Wetter- sowie Projektmanagementrisiken und Akzeptanzprobleme der Bevölkerung, zum anderen Marktrisiken bzgl. der Preisund Nachfrageentwicklung und regulatorische Risiken (bzgl. Änderungen von Gesetzen, Richtlinien). Zusätzlich weisen solche Projekte eine lange Dauer der Kapitalbindung auf. Durch Verzögerungen beim Betrieb von Offshore-Windparks werden teils die Wirtschaftlichkeitsziele nicht erreicht. Die ab 2017 eingeführten Ausschreibungen für alle WE- und PV-Anlagen911 werden die Komplexität von Risikobewertungen für Investoren erhöhen und ggf. deren Investitionshemmnisse verstärken. Deswegen ist der Kauf von Bestandsanlagen empfehlenswert, da diese aufgrund des Bestandsschutzes nach den alten Bestimmungen gefördert werden und daher eine stabile Vergütung von bis zu 20 Jahren sichergestellt ist912. Bei Risikoanalysen sind erfolgskritische Faktoren, wie die technische Wartung und Verwaltung von Wind- und Solarparks sowie die Beachtung von regionalen Gegebenheiten bei der Standortwahl zu betrachten, um eine anschließende negative Beeinflussung der Rendite zu verhindern913. 909 § 55 EEG 2014. 910 BDEW, Erneuerbare Energien und das EEG: Zahlen, Fakten, Grafiken (2016), Februar 2016, S. 26. 911 Vgl. oben Abschnitt 3.3.1.3 (Ausdehnung des Ausschreibungsmodells). 912 Rothe/Ronkartz, M&A Review 2015, Heft 4, S. 148. 913 Sandhövel, et 2012, Heft 9, S. 59. Weitere Informationen in Herbes/Friege (Hrsg.), Handbuch Finanzierung von Erneuerbare-Energien-Projekten, Teil II: Risiken in Erneuerbare-Energien-Projekten, 1. Aufl., München 2015, S. 107 ff. Kapitel 8 Investoren und ihre Transaktionsentscheidungen 458 T. Fischer 8.3.3 Exkurs: Auswirkungen der EEG-Novelle auf den Onshore-Windenergiemarkt aus Sicht der Kapitalgeber 8.3.3.1 Allgemein erwartete Konsequenzen für den deutschen Onshore-Windenergiemarkt Die Wachstumsstory der deutschen Onshore-Windenergie wurde in den ersten sechs Monaten des Jahres 2016 um ein weiteres Kapitel fortgeschrieben. Im ersten Halbjahr 2016 hat der Zubau mit einer neu installierten Nennleistung von netto 1.892,2 MW auf Halbjahresebene sogar eine neue Rekordhöhe erreicht. Allerdings wird zumindest die Rekordjagd auf Ganzjahresebene mit dem Inkrafttreten des EEG 2017 vorerst enden, da dieses einen Ausbaukorridor definiert914. Derzeit kann die investorenseitige Nachfrage nach Onshore-Windprojekten aus unserer Sicht als hoch bezeichnet werden. Welche Auswirkungen das neue EEG nun auf den Onshore-Transaktionsmarkt und seine Kapitalgeber hat, soll anhand der folgenden Überlegungen skizziert werden. Mit dem durch das EEG 2017 eingeführten Ausschreibungsmechanismus erfolgt die Einführung einer Mengensteuerung anhand des jährlichen Ausbaukorridors. Kleinen Projektentwicklern, Privatinvestoren und Bürgerwindinitiativen wird der Zugang zu Onshore-Projekten v.a. aufgrund der erhöhten Kapitalanforderungen erschwert, da vor Zusicherung des Projektzuschlags eine für kleine Marktteilnehmer nennenswerte Investition erforderlich wird. Aus den erhöhten Hürden für die kapitalschwächeren Marktteilnehmer wird eine Abnahme der Akteursvielfalt erwartet. Allerdings ist in der Gesetzesnovelle weiterhin die Zielsetzung verankert, jene Akteursvielfalt zu wahren. Inwiefern dieses Ziel erreicht werden wird, ist fraglich. Da die vorgenannten Interessengruppen allerdings weiterhin an der Umsetzung von Onshore-Projekten interessiert sind, wird eine Zunahme von Kooperationen und Partnerschaften zwischen Entwicklern und Kapitalgebern erwartet915. Diese Kooperationen können einerseits auf Einzelprojektebene erfolgen oder andererseits darin resultieren, dass Projektentwickler von Kapitalinvestoren übernommen werden und in dem Zuge ihre Kapitalbasis erweitern. Der mit dem EEG 2017 eingeführte Ausschreibungsmechanismus übt des Weiteren einen verstärkten Preisdruck auf die Anlagenhersteller, deren Zulieferer sowie sämtliche Dienstleister entlang der Wertschöpfungskette aus. Mögliche Einsparpotenziale bei Investitions- und Betriebskosten geraten zunehmend in den Fokus. Lt. ver- 914 Vgl. Deutsche WindGuard GmbH (2016), Status des Windenergieausbaus an Land in Deutschland, S. 1. 915 Vgl. HSH Nordbank AG (2016), Entwicklung des Onshore-Windenergiemarktes, S. 3. Transaktionsobjekte im Strommarkt Abschnitt 8.3 T. Fischer 459 schiedenen Branchenexperten wird v.a. in den Anschaffungskosten der Anlagen deutliches Einsparpotenzial erwartet. Der spürbar steigende Kostendruck sowie die erhöhten Kapitalanforderungen stellen zunächst herausfordernde Veränderungen für die Branche dar. Zusammengefasst bedeuten die gesetzlichen Neuerungen zwar spürbare Herausforderungen für die Marktteilnehmer, jedoch bestehen auch verschiedene Ansätze, um diese zu meistern. V.a. in den vorgehend erläuterten Kostensenkungspotenzialen, den unter den Beteiligten vorhandenen Kooperationsmöglichkeiten und dem nach wie vor politisch befürworteten Ausbau der erneuerbaren Energien bestehen Argumente für einen auch zukünftig fortschreitenden Ausbau der Onshore-Windenergie in Deutschland916. 8.3.3.2 Investorenzuwachs schmälert die Renditen Die eingangs beschriebene Situation der kleinen und ggf. auch mittelgroßen Projektentwickler zeigt, dass sie häufig nicht über die benötigte Kapitalstärke für die Ausschreibungsrunden verfügen. Das eröffnet Investoren neue Investitionsmöglichkeiten im Onshore-Windenergiemarkt, da gerade die kleineren Projektentwickler nun zunehmend gezwungen sind, für die fortlaufende Entwicklung der Projekte zusätzliches Kapital einzuwerben. Auch wenn die Renditen der Onshore-Projekte in den letzten Jahren gesunken sind, handelt es sich im Vergleich zu alternativen Anlagemöglichkeiten weiterhin um attraktive Investments. Ein mögliches Kooperationsmodell für die Ausschreibungsrunden besteht darin, dass Investoren das zur Projektentwicklung und Teilnahme am Ausschreibungsprozess benötigte Kapital für kleinere Projektentwickler zur Verfügung stellen und am weiteren Erfolg des Projektes partizipieren. Die Kooperationen müssen jedoch nicht auf ein einzelnes Projekt beschränkt sein, sondern können sich bis hin zu strategischen Partnerschaften ausweiten, bei denen sich die Kapitalgeber zu einem frühen Zeitpunkt in die Umsetzung ganzer Projektpipelines einbringen und vom Gesamterfolg profitieren917. Das Interesse der überregionalen Versorger und Stadtwerke an derartigen Kooperationsmodellen scheint derzeit besonders hoch. Als Investoren kommen zunehmend auch große Energieversorger in Frage, da diese aufgrund der gefallenen Stromgroßhandelspreise danach streben, ihr bisheriges Geschäftsmodell mit konventionellen, altgedienten Kraftwerken um regenerative Energiequellen zu ergänzen. Dieser Trend spiegelte sich bereits in den vergangenen Jahren in einer gestiegenen Nachfrage nach Onshore-Projekten wider. V.a. Stadt- 916 Vgl. KGAL GmbH & Co. KG (2015), Marktbericht Wind, o. S., abrufbar unter: http://bit.ly/2pJ2My0, Aufruf am 09.12.2016). 917 Vgl. ebenda, o. S. Kapitel 8 Investoren und ihre Transaktionsentscheidungen 460 T. Fischer werke suchen nach neuen Erlösquellen und erwerben neue Konzessionen für Gas-, Wärme- und Stromnetze sowie zunehmend auch Onshore-Projekte918. Getrieben vom Niedrigzins-Umfeld investieren neben den Energieversorgern aktuell auch institutionelle Investoren, wie Pensionskassen und Versicherungsgesellschaften, vermehrt in regenerative Energien. Deren Zielsetzung liegt v.a. darin, langfristig stabile Investments zu tätigen und ihr Portfolio zu diversifizieren. Dabei treten die institutionellen Investoren sowohl als Fremd- als auch als Eigenkapitalgeber auf919. Institutionelle Investoren erwirtschaften mit klassischen risikoarmen Staatsanleihen inzwischen sehr geringe Renditen und sehen in Onshore-Projekten mit der Kombination langfristig stabiler Cashflows und einer stabilen politischen Umgebung attraktive Investments. Auch manche Finanzinvestoren nutzen Onshore-Projekte als Investmentalternative zu festverzinslichen Wertpapieren. Allerdings bewegen sich die Renditen der Vorhaben inzwischen auf einem Niveau, das den Ansprüchen mancher Investoren nicht mehr genügt. Der vorgehend skizzierte hohe Wettbewerb um Onshore-Windprojekte wird durch die Schaffung sog. Netzausbaugebiete weiter verstärkt. Es handelt sich dabei um grds. gut geeignete Windstandorte in Regionen, in denen der Ausbau der Onshore- Windenergie nun von politischer Seite gedeckelt wird, um die Übertragungsnetze nicht zu überlasten. Die Nachfrage nach Projekten außerhalb der Netzausbaugebiete erhöht sich dadurch zusätzlich, während die Nachfrage nach Projekten innerhalb des Netzausbaugebietes aufgrund ihrer guten Lage ohnehin als relativ hoch einzuschätzen ist. 8.3.3.3 Rolle der Banken Da der wesentliche Teil der Onshore-Projekte als Projektfinanzierung umgesetzt wird, stützen die Banken ihre Kreditwürdigkeitsprüfungen i.W. auf den jeweiligen prognostizierten zukünftigen Cashflow aus dem Projektvorhaben. Unabhängig davon, ob es sich um Projekte mit einer Limited-Recourse oder Non-Recourse- Struktur handelt, sind für die quantitative Bewertung der Kreditwürdigkeit hauptsächlich die projektbezogenen Kennzahlen DSCR, LLCR, PLCR sowie eine projektbezogene Eigenkapitalquote maßgeblich. Banken haben für diese Kennzahlen interne Standardanforderungen definiert, die ihre Risikobereitschaft auf Projekt- 918 Vgl. PwC AG WPG (2016), Transaktionsmonitor Energiewirtschaft, Ausgabe 4, April 2016, S. 12. 919 Vgl. ebenda, S. 4. Transaktionsobjekte im Strommarkt Abschnitt 8.3 T. Fischer 461 ebene herunterbrechen und den institutseigenen Handlungsrahmen vorgeben920. Darunter fällt u.a. auch die Vorgabe einer maximalen Darlehenslaufzeit. Es stellt sich die Frage, wie Banken ihre Finanzierungsanforderungen unter Berücksichtigung der EEG-Novellierung anpassen. Aus Gesprächen mit verschiedenen Bankenvertretern haben wir folgende Erkenntnisse gewonnen: Hinsichtlich der geforderten Werte der üblichen Cover Ratios sind keine wesentlichen Veränderungen zu erwarten; sofern ein Projekt die institutsbezogenen Kennzahlenanforderungen erfüllt, genügt es den quantitativen Anforderungen. Eine Finanzierungszusage würde jedoch normalerweise die Einschränkung beinhalten, dass sie auf dem der Kennzahlenberechnung zugrundeliegenden und zwischen Kreditnehmer und Bank vereinbarten Mindestbietungssatz für die Projektausschreibung beruht. Eine von manchen Branchenkennern vermutete Verkürzung der Darlehenslaufzeiten kann eher als unwahrscheinlich bezeichnet werden, da auch die im Ausschreibungsverfahren ermittelten Vergütungssätze grds. für 20 Jahre festgeschrieben sind. Zwar ist eine Anpassung der Vergütung durch die im fünfjährigen Turnus erfolgenden Windertragsprüfungen möglich, einer etwaigen Vergütungssenkung könnte jedoch voraussichtlich durch die Befüllung eines zusätzlichen Reservekontos vorgebeugt werden. Bei der Gewährung der für Bid Bonds zu stellenden Avale wird in der Kreditentscheidung neben der Projektqualität zusätzlich auch die Bonität des Unternehmens, das sich am Ausschreibungsprozess beteiligt, untersucht921. Die Unternehmensbonität sowie der Track Record des potenziellen Kreditnehmers nehmen in diesem relativ frühen Stadium der Projektentwicklung im Vergleich zu der Projektqualität einen hohen Stellenwert ein, da der Projektzuschlag zu diesem Zeitpunkt noch ungewiss ist. Die Avale für Bid Bonds können Banken als Eintritt in die Geschäftsbeziehung zu Neukunden dienen; für langjährige Kunden mit guter und sehr guter Bonität sind lt. verschiedenen Geschäftsbanken keine Schwierigkeiten in der Avalgewährung zu erwarten. Die Motivation der Kreditinstitute, über die Bietungsavale den Eintritt in neue Geschäftsbeziehungen zu finden, wird durch das derzeitige Zinsniveau und den Mangel an Alternativen mit ähnlicher Risikostruktur gesteigert. Auch wenn viele Banken der Gewährung der Bietungsavale für langjährige Kunden offen gegenüber stehen, lehnen manche Kreditinstitute die Stellung der Bürgschaften komplett ab. 920 Vgl. Yescombe, E. R. (2013), Principles of Project Finance, S. 322 ff. 921 Vgl. DKB AG (2016), Auswirkungen des EEG 2017 auf die Finanzierung von erneuerbaren Energien, S. 19. Kapitel 8 Investoren und ihre Transaktionsentscheidungen 462 T. Fischer Für die Kreditinstitute werden die einzelnen Kostenpositionen des zu prüfenden Projektes erhöhte Relevanz gewinnen. Daher werden sie sich im Zuge der Projektprüfung zu den einzelnen Positionen ausführlichere Dokumentationen der Preisverhandlungen einreichen lassen. Inwiefern Anlagenhersteller und Dienstleister im Vorwege zu verbindlichen Vereinbarungen zwecks Verhinderung von Kostensteigerungen bereit sind, wird erst der Zeitfortschritt zeigen. Da beide vorgenannten Projektbeteiligten allerdings ein Interesse an einer erfolgreichen Teilnahme an der Projektausschreibung haben, ist ihr preisliches Entgegenkommen wahrscheinlich. Denkbar ist v.a., dass sich die Parteien auf variable Kostenbemessungen einigen werden, bei denen der letztendliche Preis der Dienstleistung/des Investitionsgutes von dem bezuschlagten Gebot abhängt. 8.3.3.4 Nachfrage nach Onshore-Projekten Ein Attraktivitätsmerkmal des deutschen Transaktionsmarktes liegt v.a. in den in der Vergangenheit stabilen regulatorischen Rahmenbedingungen; diese langfristige Stabilität hat Vertrauen gebildet. Ein Verlust dieses Vertrauens würde einen negativen Einfluss auf die Nachfrage der Investoren ausüben und ceteris paribus sinkende Transaktionspreise herbeiführen. Auch wenn es nun zu einer erneuten Gesetzesänderung des EEG kommt, ist diese nicht mit regulatorischer Instabilität gleichzusetzen; diese war in der Vergangenheit eher in anderen europäischen Staaten zu beobachten922. Es ist somit davon auszugehen, dass die regulatorische Stabilität als Attraktivitätsmerkmal des deutschen Onshore-Windmarktes weiterhin bestehen bleibt. 922 In Italien, Spanien und Tschechien wurden bspw. rückwirkende Senkungen des Vergütungssatzes für den aus Photovoltaik erzeugten Strom vorgenommen. Das steigende Engagement der Pensionskassen und Versicherungen im Onshore- Markt hat in Kombination mit dem niedrigen Zinsniveau die Renditen der Projekte unter Druck gesetzt, da die institutionellen Anleger i.d.R. mit geringeren Renditeerwartungen als die restlichen Marktteilnehmer agieren. Der gestiegene Wettbewerb um Onshore-Windenergieprojekte hat insgesamt zu höheren Kaufpreisen und einem erhöhten Renditedruck geführt. Da neben den vorgehend erwähnten Investoren auch die europäischen EVU weiterhin im Markt aktiv sein werden, ist vorerst nicht von einer sinkenden Nachfrage nach Onshore-Projekten in Deutschland auszugehen. Die Investoren treffen inzwischen zum Teil folgende progressivere Projektannahmen, die die Werte der Projekte rechnerisch erhöhen und zu steigenden Transaktionspreisen führen: Verlängerung der Projektlaufzeiten, Annahme höherer Winderträge, Transaktionsobjekte im Strommarkt Abschnitt 8.3 Sauthoff/Klein/Weißflog 463 Annahme geringerer Wartungskosten nach Auslaufen bestehender Verträge, Steigende Marktpreise für erzeugten Strom, Steigende Nachfrage nach Projekten (relevant bei kurzfristiger Spekulation). Zusammenfassend ist davon auszugehen, dass unter der Annahme eines weiterhin niedrigen Zinsniveaus- die Nachfrage nach Onshore-Projekten in Deutschland weiterhin mind. stabil bleibt. Auch mangels Investitionsalternativen erscheint eine Absenkung des derzeitigen Preisniveaus unter den aktuellen Bedingungen in absehbarer Zeit nicht wahrscheinlich. Gleichzeitig kann jedoch auch angenommen werden, dass die Nachfrage nach Onshore-Projekten bei einem Anstieg des Zinsniveaus abnimmt und die Transaktionspreise ebenfalls einen Abwärtstrend einschlagen. 8.3.4 Dezentrale Stromerzeugung und virtuelle Kraftwerke Im deutschen Strommarkt zeigt sich der Wandel von der zentralen zur dezentralen Elektrizitätserzeugung. Immer mehr Privatpersonen, sog. Prosumer, setzen dezentrale Kleinkraftwerke ein, um Strom selbst zu erzeugen und teilweise zu verbrauchen. Es werden vorwiegend PV-Anlagen eingesetzt, da diese sinkende Anschaffungskosten in den letzten Jahren vorweisen und aufgrund gesetzlich festgelegter Vergütungen für die Einspeisung des erzeugten Stroms attraktive Erträge versprechen. Projektrisiken ergeben sich mehr hinsichtlich der Technologien und Bauphase. Das Projektvolumen ist zwar oftmals gering, jedoch zeichnen dezentrale Anlagen einen hohen Individualisierungsgrad aufgrund technischer und vertraglicher Aspekte aus, weswegen eine individuelle Risikobewertung dieser Objekte unabdingbar ist. Insb. für institutionelle Investoren sind solche Analysen aufgrund der Kleinteiligkeit mit hohen Transaktionskosten verbunden und verringern daher bei ihnen die Attraktivität von Investments923. Im Gegensatz zu den institutionellen Anlegern ergeben sich für die Energieversorger durch den Trend dezentraler Anlagen neue Geschäftsfelder, wie z.B. durch die Einführung virtueller Kraftwerke924, die dezentrale Einheiten zentral steuern und ihre Energie flexibel bereitstellen können. Indem verschiedene Erzeugungsanlagen wie Wind-, Solarparks oder Blockheizkraftwerke kombiniert werden, kann somit den Folgen der Fluktuation einzelner Technologien entgegengewirkt und ein Beitrag zur Netzstabilität geleistet werden925. Zudem können in die Poolbildung zusätzlich Spei- 923 Reichenbach/Werner/Schneider, et 2016, Heft 4, S. 34 ff. 924 Vgl. dazu oben Abschnitt 4.2 (Virtuelle Kraftwerke). 925 Schneider/Raeck/Reichenbach, et 2013, Heft 1/2, S. 11. Kapitel 8 Investoren und ihre Transaktionsentscheidungen 464 Sauthoff/Klein/Weißflog cher aufgenommen werden926. Erzielt die Gesamtheit der Einzelanlagen eine genügend große Stromkapazität, können die dezentralen Anlagen im virtuellen Kraftwerk in die Kraftwerkseinsatzplanung integriert werden. Neben der möglichen Substitution von konventionellen Großkraftwerken ergeben sich weitere positive Effekte, z.B. werden durch die gesetzlich geförderten EEG-Anlagen eines virtuellen Kraftwerks sichere Gewinne erwirtschaftet927. Weil die staatliche Förderung erneuerbarer Energien sich stetig vermindert und langfristig entfallen soll, bietet ein virtuelles Kraftwerk eine marktfähige Rentabilität in dieser Übergangsphase, da es aufgrund der Synergieeffekte vom zentral gesteuerten Anlagenverbund eine größere Wirtschaftlichkeit und Einsatzfähigkeit vorweist928. Im Falle von verbrauchsnah installierten Erzeugungsanlagen eines virtuellen Kraftwerks können durch die direkte Einspeisung in die Verteilernetze Netze der höheren Spannungsebenen entlastet werden, wodurch Netzentgelte vermieden werden; die durch die Entlastung entstandene Vergütung kann den Anlagenbetreibern direkt zu Gute kommen. Daher bietet es sich für Betreiber eines virtuellen Kraftwerks an, ihr Anlagenportfolio mit verbrauchsnahen Kleinkraftwerken zu gestalten929. Risiken ergeben sich u.a. durch Unsicherheiten in der zukünftigen Gesetzeslage, aus dem bisher langsamen Ausbau der Leitungsnetze und intelligenter, steuerbarer Netze (Smart Grids) sowie aus den komplexen Anforderungen an die IT zur Steuerung eines solchen Kraftwerks930. 8.3.5 Energiedienstleistungen und digitale Kundenlösungen Weitere Geschäftsfelder können für Stromversorger durch das Wachstum der dezentralen Erzeugung im Bereich Smart Energy, also die „intelligente[.] Verknüpfung von dezentralen Energieerzeugungs-, Speicher- und Verbrauchseinheiten mittels einer bidirektionalen, digitalen Kommunikationsinfrastruktur“, erschlossen werden931. Energiedienstleistungen, wie Informations- und Beratungsangebote sowie Kundenlösungen mithilfe digitaler Stromzähler (Smart Meter) und Smart Home- Geräten, ermöglichen es den dezentralen Erzeugern, ihre Anlagen zu steuern und die Transparenz im Energieverbrauch und somit die Energieeffizienz zu erhöhen932. 926 Höfer/Schmaltz, et 2015, Heft 6, S. 18. 927 Vgl. dazu auch oben Abschnitt 7.2.6 (Virtuelle Kraftwerke als Geschäftsmodell). 928 PwC, Virtuelle Kraftwerke als wirkungsvolles Instrument für die Energiewende, Februar 2012, S. 24. 929PwC, Virtuelle Kraftwerke als wirkungsvolles Instrument für die Energiewende, Februar 2012, S. 28. 930 PwC, Virtuelle Kraftwerke als wirkungsvolles Instrument für die Energiewende, Februar 2012, S. 37 f. 931 Schneider/Raeck/Reichenbach, a.a.O., S. 10. 932 Schneider/Raeck/Reichenbach, a.a.O., S. 11. Transaktionsobjekte im Strommarkt Abschnitt 8.3 Sauthoff/Klein/Weißflog 465 Der Einstieg in diese Geschäftsbereiche hat für die Energieversorger eine hohe Relevanz933. Lt. einer Studie von PwC, in der 120 EVU zum Thema Digitalisierung befragt wurden, fühlen sich 58 % durch den Eintritt branchenfremder Unternehmen in die Energiewirtschaft bedroht934. Auf Kundenseite bestehe die Gefahr, den Kundenzugang durch neue Player, wie bspw. Technologieunternehmen, zu verlieren, und auf Erzeugungsseite gelangen vermehrt dezentrale Erzeuger auf den Markt935. Die Digitalisierung von Energiedienstleistungen und das Angebot von dezentralen Energielösungen sind daher für Energieversorger wichtige Aspekte, um ihre Kundenbindung nicht durch den Einstieg von branchenfremden Unternehmen zu verlieren. Daher kooperieren Energieversorger und Stadtwerke mit Projektierern und insb. Start-ups aus der Technologiebranche. Diese Partnerschaften verschaffen EVU den Zugriff auf das Know-how, um solche eher branchenunüblichen Produkte anzubieten. Im Allgemeinen erschließen EVU diese neuen Geschäftsfelder neben dem Ziel der Kundenbindung auch, um eine Diversifizierungsstrategie zu verfolgen936. Auch unabhängig vom Betrieb und Besitz dezentraler Anlagen nimmt die Nachfrage nach digitalen Smart-Home-Angeboten und Elektromobilität zu. Der gesetzlich geplante „Smart-Meter-Rollout“ ab 2017937, der die schrittweise Einführung von intelligenten Messsystemen vorschreibt, und digitale Energieabrechnungen ermöglichen den Nutzern eine systematische Steuerung ihres Energieverbrauchs und damit die Steigerung ihrer Energieeffizienz. Elektronische Abrechnungen sowie Energiemanagement-Dienstleistungen werden bereits von vielen EVU angeboten, allerdings agieren derzeit nur wenige über mobile Apps oder soziale Netzwerke938. Der Umbau von Energienetzen zu steuerbaren Smart-Grids sowie die Errichtung von Ladesäulen für Elektrofahrzeuge werden ebenfalls bedeutender für das Investitionsportfolio der Energieversorger. Im Bereich der Elektroautos wurde zuletzt eine Kaufprämie von der EU-Kommission und der BReg in Höhe von 4.000 EUR für reine Elektroautos und 3.000 EUR für Hybridautos beschlossen, weswegen höhere Transaktionen und Kooperationen mit Dritten für den Ausbau der Elektromobilität zu erwarten sind939. 933 Vgl. dazu auch oben Abschnitt 7.5 (Energiedienstleistungen). 934 PwC, Deutschlands Energieversorger werden digital, 2016, S. 8. 935 PwC, Deutschlands Energieversorger werden digital, 2016, S. 15. 936 Growitsch u.a., et 2015, Heft 10, S. 59. 937 § 31 GDEW. 938 PwC, Deutschlands Energieversorger werden digital, 2016, S. 9. 939 BMWi, Fragen und Antworten zur Kaufprämie bei Elektrofahrzeugen, abrufbar unter: http://bit.ly/2qtkk1V, Stand: 01.07.2016. Kapitel 8 Investoren und ihre Transaktionsentscheidungen 466 Sauthoff/Klein/Weißflog 8.3.6 Netze und Smart Grids Wie die Auswertung vergangener Transaktionen gezeigt hat, sind im Strommarkt seit den letzten Jahren vermehrt Transaktionen im Netzbereich zu beobachten, die vorwiegend aus der verpflichtenden Neuvergabe von Konzessionen resultieren. Die Regelung des § 46 EnWG940 schreibt hierbei vor, dass den Verträgen zum Nutzungsund Betriebsrecht für Strom- und Gasnetzleitungen maximal eine Laufzeit von 20 Jahren einzuräumen ist und dass die Kommune – sofern keine Verlängerung des Vertrags vorliegt – die Konzessionen neu auszuschreiben hat. Im Fall, dass die Wegenutzungsrechte mit den EVU nicht verlängert werden, sind diese „dem neuen Energieversorgungsunternehmen gegen Zahlung einer wirtschaftlich angemessenen Vergütung zu übereignen“941. Da sich in der Vergangenheit allerdings Rechtsstreitigkeiten bzgl. des Netzkaufpreises im Rahmen der Übertragung ergaben, soll mit der Neuregelung des EnWG der objektivierte Ertragswert des Netzes als Kaufpreisgrundlage im Falle einer Nicht-Einigung zwischen Alt- und Neukonzessionär maßgeblich sein942. Die Vielzahl auslaufender Strom- und Gasnetzkonzessionsverträge wird von verschiedenen Städten und Gemeinden als Möglichkeit zur Rekommunalisierung gesehen, da insb. durch die mit der Energiewende einhergehenden Veränderungen der Wunsch nach politischer Einflussnahme auf die lokale Energie- und Investitionspolitik steigt. Dieser Trend zur Rekommunalisierung wird zudem durch das anhaltende Niedrigzins-Niveau begünstigt, da Akquisitionen in Verteilernetze leichter zu finanzieren sind. Daher geht derzeit ein großer Teil der Netzgebiete von regionalen Verteilnetzbetreibern in Gesellschaften mit kommunalen Beteiligungen über943. Netze unterliegen grds. der Anreizregulierung. Das System der Anreizregulierung soll Anreize zur Durchführung von Kosteneffizienzmaßnahmen bei den Netzbetreibern setzen944. Den Netzbetreibern wird dabei eine feste Verzinsung auf ihr Eigenkapital innerhalb der Regulierungsperiode zugesprochen, wodurch Netze als relativ sichere Assets aufgrund stabiler Renditen eingeschätzt werden können. Allerdings besteht bei dem Netzgeschäft eine Unsicherheit dahingehend, dass die gesetzlichen Rahmenbedingungen für Strom- und Gasnetzbetreiber für kommende Regulierungsperioden angepasst werden. Eine solche Entwicklung zeichnet sich ab, da die BNetzA eine Absenkung der Renditen für die dritte Regulierungsperiode ab 2019 940 § 46 Abs. 2 Satz 1 EnWG. 941 § 46 Abs. 2 Satz 2 EnWG. 942 BReg, Entwurf eines Gesetzes zur Änderung der Vorschriften zur Vergabe von Wegenutzungsrechten zur leitungsgebundenen Energieversorgung, S. 5. 943 PwC, Transaktionsmonitor Energiewirtschaft, November 2013, S. 7. 944 BMWi, Novelle der Anreizregulierung – Modernisierungsoffensive für Verteilernetze, S. 2. Transaktionsobjekte im Strommarkt Abschnitt 8.3 Sauthoff/Klein/Weißflog 467 plant. So soll der Eigenkapitalzinssatz für Neuanlagen (vor Steuern) von aktuell 9,05 % auf 6,91 % und der für Altanlagen 7,14 % auf 5,12 % gesenkt werden. Ferner besteht für den Netzbetreiber noch ein weiteres Risiko: Durch die zeitweilige Entkopplung der zulässigen Erlöse von den Kosten während der Regulierungsperiode, besteht die Gefahr, dass durch die nicht realisierbaren Kosteneffizienzen oder durch unerwartete Zusatzkosten die Eigenkapitalrendite geschmälert wird. Demzufolge werden die Erlöse erst zeitverzögert in der nächsten Periode an die Kosten der derzeitigen Periode angepasst, sodass bei sinkenden Kosten zwar Gewinne erzielt, im Falle von steigenden Kosten bei den Netzbetreibern aber Verluste generiert werden können945. Durch die Novellierung der ARegV im Jahr 2016 ist u.a. dieses dem Zeitverzug innewohnende Risiko durch einen jährlichen Kapitalkostenabgleich verringert worden946. Eigenkapitalzinssätze für Stromnetzbetreiber (vor Steuern) Regulierungsperioden 1. Periode 2. Periode 3. Periode (2009–2013)947 (2014–2018)948 (2019–2023)949 Altanlagen 7,56 % 7,14 % 5,12 % Neuanlagen 9,29 % 9,05 % 6,91 % Abb. 118: Eigenkapitalzinssätze für Stromnetzbetreiber (vor Steuern) Ein weiteres Themenfeld ist der vorwiegend durch die Energiewende notwendige Aus- und Umbau der Verteiler- und Übertragungsnetze für die Einspeisung dezentral erzeugter Energie und wachsender erneuerbarer Energien, der mit erheblichen Investitionen verbunden ist. Auch der Smart-Meter-Rollout950 ab 2017 wird den Investitionsbedarf zusätzlich erhöhen951. In diesem Zusammenhang werden daher 945 Brunekreeft/Meyer, Anreizregulierung bei Stromverteilnetzen: Effizienz versus Investitionen oder effiziente Investitionen?, April 2015, S. 3; Gerdes/Zöckler, Regulierung der Netzentgelte, in: PwC (Hrsg.), Entflechtung und Regulierung in der deutschen Energiewirtschaft, 3. Aufl., Freiburg/München 2012, S. 452. 946 Zweite Verordnung zur Änderung der ARegV v. 14.09.2016, BGBl. I, S. 2147, § 10a Abs. 2 bis 9 Kapitalkostenaufschlag. 947 BNetzA, Beschluss v. 07.07.2008, BK4-08-068, S. 1 ff. 948 BNetzA, Beschluss v. 31.10.2011, BK4-11-304, S. 1 ff. 949 BNetzA, Beschlussentwurf v. 06.07.2016, BK4-16-160, S. 1 ff. 950 Vgl. dazu oben Abschnitt 1.1.1 (Smart Meter Rollout und Bedeutung für das deutsche Energiesystem). 951 Brunekreeft/Meyer, a.a.O., April 2015, S. 2. Kapitel 8 Investoren und ihre Transaktionsentscheidungen 468 Sauthoff/Klein/Weißflog mehr intelligente, steuerbare Netze, sog. Smart Grids952, benötigt, die auf Schwankungen durch steigende, fluktuierende Mengen aus Wind- und Solarenergie bei der Erzeugung und Lastflussrichtung schneller reagieren können953. 8.4 Bewertung der Transaktionsobjekte 8.4.1 Bewertungsmethoden Die Bewertungsmethoden lassen sich in Gesamtbewertungs-, Einzelbewertungs- und Mischverfahren unterteilen: Abb. 119: Bewertungsmethoden954 952 Vgl. dazu oben Abschnitt 4.1 (Smart Grid und intelligente Messsysteme). 953 ZVEI/BDEW, Smart Grids in Deutschland, März 2012, S. 9. 954 In Anlehnung an Kasperzak, in: Littkemann/Zündorf (Hrsg.), Ein Handbuch für die Unternehmens- und Beratungspraxis, Herne 2004, S. 360. Bewertung der Transaktionsobjekte Abschnitt 8.4 Sauthoff/Klein/Weißflog 469 Gesamtbewertungsverfahren ermitteln den Unternehmenswert in seiner Gesamtheit, der nach der Kapitalwert- oder Multiplikatormethode bestimmt werden kann. Darunter fallen jeweils Bruttomethoden, die den Marktwert des Eigenkapitals durch Subtraktion des Marktwerts des verzinslichen Fremdkapitals vom Gesamtunternehmenswert ermitteln, sowie Nettomethoden, die den Marktwert des Eigenkapitals direkt errechnen. Innerhalb des Kapitalwertkalküls werden entweder Ausschüttungen an Anteilseigner (Ertragswertverfahren) oder der Cash-Flow (DCF-Verfahren) diskontiert. In den meisten Fällen wird die DCF-Methode angewandt, nur bei Bewertungen im kommunalen Bereich (z.B. Stadtwerke) wird oftmals das Ertragswertverfahren genutzt. Zur Berechnung des Eigenkapitalmarktwerts werden beim Ertragswertverfahren die zukünftig zu erwartenden finanziellen Überschüsse ermittelt, die den Unternehmenseignern zustehen, und mit den Kapitalkosten der Eigenkapitalgeber diskontiert. Die finanziellen Überschüsse können aus Planrechnungen (nach HGB/IFRS/US- GAAP) abgeleitet werden955. Der Planungshorizont wird dabei in die Detailplanungsphase von drei bis fünf Jahren und in die Phase danach unterteilt, in der die Entwicklung der Finanz-, Ertrags- und Vermögenslage nach der ersten Phase bis zum Gleichgewichtszustand, in dem eine ewige Rente unterstellt wird, Berücksichtigung findet956. Die Kapitalkosten der Eigenkapitalgeber ergeben sich aus der von ihnen geforderten Rendite, die bei mittelbarer Typisierung auf dem Capital Asset Pricing Model (CAPM), bei unmittelbarer Typisierung auf dem Tax-CAPM beruht. Bei der mittelbaren Typisierung werden die persönlichen Ertragsteuern im Gegensatz zur unmittelbaren Typisierung nicht explizit im Zähler und im Nenner des Bewertungskalküls aufgenommen957. Bei der DCF-Methode wird der Unternehmenswert durch Diskontierung der zukünftig erwarteten Cash-Flows ermittelt. Grds. sind dabei Netto- und Bruttoverfahren zu unterscheiden. Direkt wird der Marktwert des Eigenkapitals ausschließlich bei dem Nettoverfahren, dem sog. Equity-Ansatz bestimmt. Innerhalb des Bruttoverfahrens wird erst nach Berechnung des Gesamtkapitalwerts aus Eigen- und Fremdkapital der Marktwert des Fremdkapitals (einschließlich des Werts des nicht betriebsnotwendigen Vermögens) abgezogen. Meistgenutzt ist dabei der Weighted-Average-Cost-of- Capital-Ansatz (WACC-Ansatz), bei dem sog. Free-Cash-Flows958 sich aus den Überschüssen für die Eigenkapital- und Fremdkapitalgeber zusammensetzen. Es handelt sich hierbei um den Cash-Flow vor Zinsen und nach Steuern. Die Steuerzah- 955 Vgl. hierzu IDW S 1 i.d.F. 2008, Tz. 102. 956 DW, a.a.O., Tz. 77 f. 957 IDW, a.a.O., Tz. 117 ff. 958 Zukünftig erwartete Zahlungsüberschüsse nach Investitionen, Unternehmenssteuern und Veränderung des Nettoumlaufvermögens, jedoch vor Zinsen. Kapitel 8 Investoren und ihre Transaktionsentscheidungen 470 Sauthoff/Klein/Weißflog lungen entsprechen denen eines rein eigenfinanzierten Unternehmens und vernachlässigen somit den Steuervorteil (Tax Shield959). Um eine fehlerfreie Berechnung des Gesamtkapitalwerts zu gewährleisten, werden in der Nennergröße die Steuerzahlungen durch Berücksichtigung der Fremdkapitalkosten nach Steuern korrigiert960. Die Free-Cash-Flows werden mit den gewichteten Kapitalkosten (WACC) diskontiert, die sowohl die Renditeforderungen der Eigenkapital- als auch der Fremdkapitalgeber berücksichtigen. Der Fremdkapitalkostensatz entspricht einem gewogenen durchschnittlichen Kostensatz der einzelnen Fremdkapitalformen961. Um den Eigenkapitalmarktwert zu erhalten, ist der Marktwert des Fremdkapitals vom zuvor errechneten Gesamtkapitalwert (einschließlich des Werts des nicht betriebsnotwendigen Vermögens) abzuziehen. In Relation zum Bewertungszweck muss unterschieden werden, ob ein Unternehmen, Unternehmenssegmente oder einzelne Vermögensgegenstände betrachtet werden, da für die Ermittlung des Cash-Flow und der Kapitalkosten ggf. entsprechende Zuordnungen hinsichtlich des Vermögens und der Schulden zu treffen sind962. Zusätzlich muss geprüft werden, ob die Annahme einer endlichen oder unendlichen Laufzeit getroffen wird. Endliche Laufzeiten können bei einzelnen Vermögensgegenständen wie Kraftwerken getroffen werden, wohingegen bei der Bewertung eines Unternehmens von einer unendlichen Laufzeit durch den Einbezug einer ewigen Rente ausgegangen werden kann963. Bei der Bestimmung des Unternehmenswerts mithilfe von Multiplikatormethoden werden getätigte Transaktionen oder die Marktkapitalisierung börsennotierter Unternehmen im gleichen Tätigkeitsfeld verglichen. Multiplikatoren werden in der Praxis häufig zur Plausibilisierung von Unternehmenswerten herangezogen. Im Rahmen des Substanzwertverfahrens (Einzelbewertungsverfahren) berechnet sich der Unternehmenswert aus der Summe einzelner Vermögenswerte abzüglich der Schulden. Bei dem Substanzwertverfahren auf Basis von Reproduktionswerten wird der Geldbetrag ermittelt, der benötigt würde, um das zu bewertende Unternehmen zu rekonstruieren. Diesen Betrag müsste ein potenzieller Käufer aufbringen, um ein Unternehmen mit vergleichbarem Nutzen zu schaffen. 959 Steuerersparnis, die aufgrund der steuerlichen Abzugsfähigkeit der Fremdkapitalzinsen erreicht wird. 960 Vgl. Ballwieser, Unternehmensbewertung – Prozess, Methoden und Probleme, Stuttgart 2011, S. 117. 961 Vgl. Ballwieser, a.a.O. 962 Beyer/Keller, Bewertung von Energieversorgungsunternehmen, in: Drukarczyk/Ernst (Hrsg.), Branchenorientierte Unternehmensbewertung, München 2010, S. 407. 963 Beyer/Keller, a.a.O., S. 407 f. Bewertung der Transaktionsobjekte Abschnitt 8.4 Sauthoff/Klein/Weißflog 471 Das Substanzwertverfahren ist nach der heutigen wissenschaftlichen Auffassung jedoch nicht geeignet, den Wert eines Unternehmens oder eines Unternehmensteils adäquat abzubilden. Nach IDW S 1 i.d.F. 2008 hat der Substanzwert aufgrund des fehlenden Bezugs zu den finanziellen Überschüssen des jeweiligen Bewertungsobjekts im Rahmen der Unternehmensbewertung keine eigenständige Bedeutung964. Auf Mischverfahren wie das Mittelwertverfahren und das Übergewinnkonzept wird an dieser Stelle wegen ihrer geringen Relevanz für die Energiebranche nicht näher eingegangen. 8.4.2 Finanzielle Überschüsse und Cash-Flow Bei der Bestimmung des Werts von Assets im Strommarkt soll im Folgenden auf das Ertragswertverfahren und den WACC-Ansatz als die in der Praxis meist genutzte DCF-Methode zurückgegriffen werden. Jahresüberschuss + Fremdkapitalzinsen − Unternehmenssteuer-Ersparnis infolge der Abzugsfähigkeit der Fremdkapitalzinsen (Tax Shield) + Abschreibungen und andere zahlungsunwirksame Aufwendungen − zahlungsunwirksame Erträge − Investitionsauszahlungen abzgl. Einzahlungen aus Desinvestitionen +/− Verminderung/Erhöhung des Working Capital = Free-Cash-Flow Abb. 120: Free-Cash-Flow nach der indirekten Methode965 In beiden Fällen werden zuerst die zu diskontierenden finanziellen Überschüsse (Ertragswertverfahren) bzw. Free-Cash-Flows (WACC-Ansatz) bestimmt. Im Ertragswertverfahren berechnen sich finanzielle Überschüsse auf Basis des Handelsrechts, IFRS oder US-GAAP und stellen Gewinne nach Zinsen und Steuern dar. Beim WACC-Ansatz hingegen werden Free-Cash-Flows als Zahlungsmittelüberschüsse ermittelt, die allen Kapitalgebern des Bewertungsobjekts zur Verfügung stehen. Zur Anwendung findet sich entweder die indirekte Methode mit dem Jahres- überschuss als Ausgangspunkt oder die direkte Methode auf Basis der Umsatzerlöse. 964 Vgl. hierzu IDW S 1 i.d.F. 2008, Tz. 171. 965 Dieses Schema wurde exemplarisch IDW S 1 i.d.F. 2008, Tz. 127 entnommen. Kapitel 8 Investoren und ihre Transaktionsentscheidungen 472 Sauthoff/Klein/Weißflog 8.4.3 Energiespezifische Besonderheiten bei der Planung der Cash-Flows Für die jeweiligen Geschäftsfelder, wie bspw. konventionelle oder erneuerbare Stromerzeugung, gibt es energiespezifische Unterschiede bei der Planung der Cash- Flows. Im konventionellen Bereich sind Annahmen bzgl. der Umsätze, Bezugskosten und Laufzeiten sowie allgemeine Prämissen hinsichtlich regulatorischer Änderungen zu treffen. Die Umsätze bei konventionellen Kraftwerken bestimmen sich hauptsächlich durch ihre Einsatzzeiten und den Strompreis. Da durch den Merit-Order- Effekt966 und in Folge sinkender Strompreise insb. Gas- und Kohlekraftwerke aus dem Markt gedrängt werden und somit teilweise nicht mehr gewinnbringend betrieben werden können, ist eine Analyse der Entwicklung der Strompreise essenziell für die Bewertung der Wirtschaftlichkeit dieser Kraftwerke. Tendenziell können während der Detailplanung in den ersten drei Jahren Strompreise anhand von Terminmarktnotierungen an der Strombörse prognostiziert werden. Für den Langfristzeitraum müssen die Strompreise geschätzt und dynamisiert werden. Ausgehend von den erwarteten Strompreisen wird auf Basis komplexer Modelle die prognostizierte Stromnachfrage mit den in Zukunft erwarteten Erzeugungskapazitäten abgeglichen. Auf diese Weise werden stündliche Preiskurven modelliert. Die so ermittelten stündlichen Preiskurven werden im Anschluss zu jährlichen Preiskurven aggregiert. Unter Berücksichtigung von technischen Parametern der Kraftwerke und weiteren Marktdaten zu den Commodity-Preisen werden mit Hilfe von Optimierungsmodellen Einsatzzeiten einzelner Kraftwerke ermittelt. Bei der Entwicklung der Commodity- Preise sind insb. die Rohstoffbezugspreise für z.B. Gas oder Kohle und die Preise für CO2-Zertifikate, die wiederum abhängig von gesetzlichen Bestimmungen sind, zu beachten. Wesentliche Kennzahlen zur Beurteilung der Rentabilität sind hierbei insb. der sog. Clean Dark-Spread für Kohlekraftwerke bzw. der Clean Spark-Spread für Gaskraftwerke. Sie stellen jeweils die Differenz aus Strompreis und Erzeugungskosten eines typischen Kohle- bzw. Gaskraftwerks dar, die sich aus Kohlebzw. Gaspreis, CO2-Preis und Wirkungsgrad des Kraftwerks ergibt. Zusätzlich muss bei der Planung der Cash-Flows die Laufzeit der einzelnen Kraftwerke ins Kalkül gezogen werden (z.B. bei Kernkraftwerken endlich bis 2022). Weitere Einflussfaktoren bzgl. des Cash-Flow stellen z.B. Gesetzesänderungen dar. Dazu gehören u.a. mögliche Vergütungen durch die Einführung der Kapazitätsreserve967 und zu modellierende Ausstiegsszenarien bei einem derzeit diskutierten Kohle- 966 Vgl. dazu Abschnitt 2.3.1.3 (Preisbildung an der Börse). 967 Vgl. oben Abschnitt 3.6.7 (Kapazitätsreserve und Sicherheitsbereitschaft). Bewertung der Transaktionsobjekte Abschnitt 8.4 Sauthoff/Klein/Weißflog 473 ausstieg. Zudem müssen letztlich auch mögliche Rückbauverpflichtungen nach Ablauf der Laufzeit eines Kraftwerks bei der Bewertung berücksichtigt werden. Generell liegen derzeit aufgrund der eingetrübten Ertragslage konventioneller Kraftwerke die Cash-Flows auf einem niedrigen Niveau. Bei Anlagen aus dem Bereich der erneuerbaren Energien müssen Strompreise und Einsatzzeiten nicht detailliert geplant werden, da ihr Strom zu festgelegten regulierten Konditionen vergütet wird und vorrangig in das Netz einzuspeisen ist. Zur Planung der zukünftig erzeugten Strommenge sind hierbei die auf Basis eines normalisierten Wetters getroffenen Annahmen zum Auslastungsfaktor (bspw. Anzahl der Sonnen- bzw. Windstunden) und die Kapazität der Anlage entscheidend. Bei der Bewertung einzelner Anlagen ist meist von einem endlichen Zeitraum auszugehen; außerdem sind mögliche Rückbauverpflichtungen am Ende der Laufzeit zu berücksichtigen. Bei einem Portfolio von Anlagen aus dem Bereich der erneuerbaren Energien kann unter der Prämisse eines nachhaltigen Geschäftsmodells grds. auch von einem unendlichen Bewertungszeitraum ausgegangen werden, wobei diesbezüglich zum einen Langfristprämissen bzgl. der Förderung von erneuerbarer Energien in der ewigen Rente und zum anderen Strompreisannahmen nach dem Auslaufen der Förderungsdauer einzelner Anlagen – falls die Nutzungsdauer der jeweiligen Anlage über ihre Förderungsdauer hinausgeht – gefällt werden müssen. Ggf. müssen hierbei analog zu Kraftwerksanlagen langfristige Marktpreise abgebildet werden, da langfristig erneuerbare Energien in den Strommarkt überführt werden sollen. Dies zeigt auch sich in den eingeführten Maßnahmen wie der verpflichtenden Direktvermarktung seit dem EEG 2014 oder dem Ausschreibungsmodell ab dem EEG 2017, das statt gesetzlich festgelegter Vergütungen eine grds. wettbewerbliche Ermittlung der Förderhöhe für Neuanlagen vorschreibt. Abschließend muss eine nachhaltige Reinvestitionsrate zur Aufrechterhaltung des Portfolios abgeleitet werden. Im Bereich der erneuerbaren Energien werden in den nächsten Jahren weiterhin stabile Cash- Flows erwartet. Innerhalb des Geschäftsfelds der dezentralen Erzeugung gelten je nach Anlagentyp (z.B. WE-Anlage oder BHKW) grds. die jeweiligen Prämissen der erneuerbaren oder konventionellen Energieerzeugung. Im Vertrieb zeigt sich ein zunehmender Margendruck aufgrund der steigenden Anzahl von Wettbewerbern. Rückläufige Börsenstrompreise müssen an die Endkunden weitergegeben werden. Der Margenverfall zwingt Energieversorger dazu, neue Geschäftsfelder wie z.B. im Bereich Smart Energy und Kundenlösungen zu erschlie- ßen. Da die EVU noch nicht lange auf diesen Gebieten tätig sind, sind insb. die Annahmen für die zu erwartende Vertriebs-Marge, die künftige Wachstumsrate in Kapitel 8 Investoren und ihre Transaktionsentscheidungen 474 Sauthoff/Klein/Weißflog diesem Geschäft sowie die Preissensitivität der Kunden für neue Produkte zu hinterfragen. Netze unterliegen größtenteils regulatorischen Rahmenbedingungen der BNetzA. Die ARegV setzt Bestimmungen für die Netze fest, um eine Ausnutzung der Monopolstellung der Netze zu vermeiden. Deshalb müssen nach den jeweiligen Regulierungsperioden ggf. Anpassungen bei den Erlösobergrenzen sowie weitere Änderungen, wie z.B. die Einführung des jährlichen Kapitalkostenabgleichs zur Vermeidung des Zeitverzugs, berücksichtigt werden. Cash-Flows müssen daher auf Basis einer gut abgebildeten Regulatorik ermittelt werden968. 8.4.4 Kapitalisierungszinssatz Im Rahmen der Diskontierung finanzieller Überschüsse ergibt sich die Frage nach dem angemessenen Kapitalisierungszinssatz. Dieser entspricht beim Ertragswertverfahren grds. dem Eigenkapitalkostensatz, beim WACC-Verfahren hingegen den Weighted Average Cost of Capital, in die der Eigenkapitalkostensatz marktwertgewichtet eingeht. Eigenkapitalkosten sind Opportunitätskosten, die die Höhe der Verzinsung für das eingesetzte Kapital in der nächstbesten alternativen Verwendung angeben, die dem Eigenkapitalgeber durch die Investition in die gewählte Anlage entgeht. Im CAP- Modell lassen sich die Eigenkapitalkosten (rEK) als lineare Funktion des risikolosen Zinssatzes rf, der Rendite des Marktportfolios rm und des Betafaktors ß bestimmen: ( )β= + ⋅ −EK f m fr r r r Investoren verlangen einen Risikozuschlag als Produkt aus Marktrisikoprämie und dem Betafaktor zusätzlich zur risikolosen Verzinsung dafür, dass sie unternehmerisches Risiko auf sich nehmen. Der Betafaktor steht für das systematische Risiko, also die Schwankung der Renditen des betrachteten Unternehmens zum Gesamtmarkt. Dieser lässt sich aus dem Quotienten aus der Kovarianz der Eigenkapitalrenditen mit den Renditen und der Varianz des Marktportfolios ableiten. Betafaktoren werden bspw. von Finanzdienstleistern wie Bloomberg L. P. zur Verfügung gestellt. Um das Beta eines nicht börsennotierten Bewertungsobjekts zu approximieren, werden häufig Betafaktoren einer Peer Group ermittelt, um das Kapitalstrukturrisiko 968 Vgl. Sauthoff/Klüssendorf/Topphoff-Erpenstein, Bewertung mit Ertragswert- und DCF- Verfahren, in: PricewaterhouseCoopers AG WPG (Hrsg.), Entflechtung und Regulierung in der deutschen Energiewirtschaft, 3. Aufl., Freiburg 2012, S. 684 f. Bewertung der Transaktionsobjekte Abschnitt 8.4 Sauthoff/Klein/Weißflog 475 der Peer Group bereinigt (Unlevering) und anschließend mit dem Kapitalstrukturrisiko der Bewertungseinheit versehen (Relevering). Das CAPM unterstellt, dass Investoren bereits vollständig diversifiziert sind und nur für das systematische Risiko, das Marktrisiko, vergütet werden, indem sie ein Portfolio aus risikolosem Zins und Marktportfolio halten. Das Marktportfolio enthält theoretisch alle insgesamt vorhandenen risikobehafteten Vermögensgegenstände, die mit ihrer Marktkapitalisierung relativ zur gesamten Marktkapitalisierung aller Wertpapiere gewichtet sind. Das unternehmensspezifische unsystematische Risiko beträgt in diesem Modell null. Nach IDW S 1 i.d.F. 2008 ist als Basiszinssatz der landesübliche Zinssatz einer quasi risikofreien Kapitalmarktanlage zu verwenden. Hinsichtlich der Laufzeit sollte der Diskontierungszinssatz mit dem Investment in das zu bewertende Unternehmen äquivalent sein. Bei unbegrenzter Lebensdauer des Bewertungsobjekts empfiehlt sich die Verwendung der Rendite öffentlicher Anleihen mit langer Restlaufzeit unter Berücksichtigung der Zinsstrukturkurve969. Beim WACC-Verfahren werden die Free-Cash-Flows mit den gewichteten Kapitalkosten diskontiert, die sowohl die Renditeforderungen der Eigenkapital- als auch der Fremdkapitalgeber berücksichtigen. Der Fremdkapitalkostensatz entspricht einem gewogenen durchschnittlichen Kostensatz der einzelnen Fremdkapitalformen. Bei der Ermittlung der gewichteten Kapitalkosten ist zudem die steuerliche Abzugsfähigkeit der Fremdkapitalzinsen zu berücksichtigen (sog. Tax Shield). Zur Gewichtung des Eigenkapital- und Fremdkapitalkostensatzes ist grds. die Kapitalstruktur der Bewertungseinheit heranzuziehen. 8.4.5 Energiespezifische Besonderheiten bei der Ermittlung des Kapitalisierungszinssatzes Bei der Ableitung branchenspezifischer Kapitalkosten sind einige Parameter branchenunabhängig, andere branchenabhängig. Branchenunabhängig sind hierbei der Basiszinssatz und die Marktrisikoprämie, branchenabhängig sind dagegen der Beta- Faktor, die Kapitalstrukturen der Peer Group-Unternehmen und der Bewertungseinheit sowie der Kreditrisikozuschlag als Bestandteil der Fremdkapitalkosten. 969 Vgl. hierzu IDW, a.a.O., Tz. 116 f. Es empfiehlt sich die von der Deutschen Bundesbank verwendete Svensson-Methode, nach der basierend auf einer typisierten Zahlungsreihe ein barwertäquivalenter Basiszinssatz unter Berücksichtigung der Zinsstrukturkurve ermittelt werden kann. Kapitel 8 Investoren und ihre Transaktionsentscheidungen 476 Sauthoff/Klein/Weißflog Einen sehr großen Einfluss auf die Höhe branchenspezifischer Eigenkapitalkosten hat der Betafaktor. Grds. ist der Betafaktor von Unternehmen der Energiewirtschaft vergleichsweise niedrig. Somit lagen unlevered Betafaktoren börsengelisteter überregional-integrierter EVU in den letzten Jahren stets deutlich unter eins. Im Branchenvergleich befinden sich deren Eigenkapitalkosten somit stets im geringmoderaten Bereich. Innerhalb der verschiedenen Wertschöpfungsstufen eines überregional-integrierten Energieversorgungsunternehmens können sich aufgrund der unterschiedlichen Rendite-Risiko-Profile allerdings unterschiedliche Betafaktoren und somit Eigenkapitalkosten ergeben. Der Fremdkapitalkostensatz entspricht einem gewogenen durchschnittlichen Kostensatz der einzelnen Fremdkapitalformen der Bewertungseinheit. Hierbei sind auch langfristige Rückstellungen wie Pensionsrückstellungen, Kernenergie- bzw. Bergbaurückstellungen o.ä. Rückbauverpflichtungen zu berücksichtigen. Aufgrund der starken Regulierung weisen Netze als relativ stabile Assets tendenziell die geringsten Kapitalkosten auf. Auf einem etwas höheren Kapitalkostenniveau sind die erneuerbaren Energien mit gesetzlich geförderten Preisen und ihrem Einspeisevorrang in die Netze einzuordnen. Vor dem Hintergrund unterschiedlicher Projektphasen (von der Planungsphase bis hin zum Betrieb der Anlage) und dem Einsatz unterschiedlicher Technologien können die Kapitalkosten im Einzelfall stärker variieren. Aufgrund des Margendrucks und des hohen Wettbewerbs ist der Vertrieb tendenziell als risikoreicher einzustufen. Höhere Kapitalkosten sind derzeit im Bereich der konventionellen Stromerzeugung beobachtbar, da ihre Erträge durch die Verdrängung aus dem Strommarkt und die rückläufigen Börsenstrompreise unsicherer geworden sind. Abb. 121: Vergleich der Kapitalkosten-Bandbreiten für EVU in Deutschland Bewertung der Transaktionsobjekte Abschnitt 8.4 Sauthoff/Klein/Weißflog 477 8.4.6 Transaktionswerte Nach der energiespezifischen Bestimmung der Cash-Flows können diese mit den entsprechenden Kapitalkosten diskontiert werden. Die Aggregation der daraus resultierenden Barwerte ist als Gesamtunternehmenswert (bei Verwendung der Bruttomethode) oder als Marktwert des Eigenkapitals (bei Verwendung der Nettomethode) zu verstehen und oftmals Grundlage für Kaufpreisfindungen. Inwieweit der auf diese Weise abgeleitete Wert nun einen objektivierten – also intersubjektiv nachprüfbaren – oder einen rein subjektiven Wert darstellt, hängt von den in der Bewertung berücksichtigten Annahmen ab, da u.a. in den Bereichen Synergien, Steuern und Ausschüttungsannahmen anstelle von zum Bewertungsstichtag dokumentierten Maßnahmen auf den Kaufinteressenten bezogene Annahmen rücken können970. In der Praxis ist es üblich die auf Basis von Kapitalwertmethoden abgeleiteten Unternehmenswerte mithilfe von Multiplikatoren zu plausibilisieren. Hierbei wird der Unternehmenswert anhand eines mit dem Multiplikator bestimmten Vielfachen einer Erfolgsgröße des Bewertungsobjekts abgeschätzt. Geeignete Multiplikatoren können aus Kapitalmarktdaten börsennotierter Vergleichsunternehmen (Peer-Group) oder aus vergleichbaren Transaktionen abgeleitet und auf das zu bewertende Unternehmen oder Asset übertragen werden. Grds. ist darauf hinzuweisen, dass i.d.R. kein Unternehmen mit einem anderen vollständig vergleichbar ist. Das Ergebnis der Multiplikatorbewertung kann deshalb im Regelfall nur eine Bandbreite möglicher Werte darstellen, in der sich das Bewertungsergebnis wiederfinden sollte. Bei auf der Basis von Transaktionspreisen abgeleiteten Multiplikatoren ist zu beachten, dass tatsächlich gezahlte Kaufpreise in hohem Maße durch die subjektive Interessenlage der Transaktionspartner bestimmt sind. Sie berücksichtigen bspw. Synergieeffekte und subjektive Erwartungshaltungen. Insofern ist die Aussagekraft dieses Ansatzes gegenüber aus Börsenpreisen abgeleiteten Multiplikatoren für die Plausibilisierung eines objektivierten Unternehmenswerts regelmäßig niedriger. Oft verwendete Multiplikatoren sind der EBITDA- und EBIT-Multiple. Beide Varianten haben einen Gesamtunternehmenswert zum Ergebnis und neutralisieren in einem gewissen Umfang unterschiedliche Kapitalstrukturen. Bei der Marktbewertung mittels eines EBITDA-Multiple wird zudem noch die Annahme vergleichbarer Ausgaben für abzuschreibendes Anlagevermögen vorausgesetzt. Auch Umsatz- Multiples finden in der Praxis Anwendung, unterstellen aber eine vergleichbare Umsatzrentabilität zwischen Bewertungsobjekt und Vergleichsunternehmen. Im energiespezifischen Umfeld kommen darüber hinaus noch weitere spezielle Multiplikatoren zur Plausibilisierung des Kaufpreises in Betracht. Im Rahmen von 970 Vgl. hierzu IDW S 1 i.d.F. 2008, Tz. 29–58. Kapitel 8 Investoren und ihre Transaktionsentscheidungen 478 Sauthoff/Klein/Weißflog Strom- und Gasnetztransaktionen ist bspw. das Verhältnis zwischen Kaufpreis und dem zugrundeliegenden kalkulatorischen Restwert des Anlagevermögens abzüglich Baukostenzuschüsse (im Folgenden „kalkulatorischer Restwert“) ein üblicher Maßstab, um die Höhe des angesetzten Kaufpreises des Netzes zu hinterfragen. Dies ist der Tatsache geschuldet, dass der kalkulatorische Restwert gem. den Regulierungsvorschriften der Strom- und der GasNEV die Basis für die Ableitung der anerkannten Eigenkapitalrendite darstellt, die auch in der kapitalwertorientierten Bewertung Berücksichtigung findet. Demzufolge kann von einem gleichbleibenden Verhältnis zwischen Kaufpreis und kalkulatorischen Restwert ausgegangen werden, da mit einem erhöhten kalkulatorischen Restwert eine höhere Eigenkapitalrendite einhergeht und somit das zu diskontierende Ergebnis im Rahmen der Bewertung ebenfalls höher ausfällt und damit den Netzwert nach oben treibt. Der Kaufpreis hängt auch davon ab, inwiefern der Kaufinteressent mögliche Synergien als realisierbar einschätzt und im Kaufpreis einpreist. Hinsichtlich der Bewertung von Netzen enthalten Konzessionsverträge zudem regelmäßig Endschaftsklauseln, in denen ein Bewertungsverfahren festgelegt ist, nach dem die Höhe der „angemessenen Vergütung“ i.S.d. 46 Abs. 2 EnWG bestimmt werden soll. In der Vergangenheit handelte es sich hierbei oftmals um das Substanzwertverfahren971. In diesem Zusammenhang ist das sog. Kaufering-Urteil vom 16.11.1999 wegweisend972. In dem betreffenden Konzessionsvertrag war das Sachzeitwertverfahren für die Wertermittlung vereinbart. Das Gericht kam zu dem Ergebnis, dass dieses Verfahren zwar grds. zur Ermittlung des Werts von Netzen herangezogen werden könne, jedoch nicht, wenn der hierdurch errechnete Kaufpreis prohibitiv wirke. Dies ist der Falle, wenn die Ertragserwartung des Investors „nicht unerheblich“ unter dem Substanzwert liegt. Mit der Novellierung von §§ 46 ff. EnWG hat die BReg die Verfahren nun konkretisiert; das Bundeskabinett hat die Veränderungen kürzlich beschlossen. Die wichtigste Änderung betrifft die Berechnung des Netzkaufpreises. Zwar sollen die Parteien über die Höhe des Kaufpreises auch in Zukunft frei verhandeln. Sollte es jedoch zu keiner Einigung kommen, legt die EnWG-Novelle, dem Kaufering-Urteil folgend, eindeutig den objektivierten Ertragswert eines Netzes als angemessenen Kaufpreis fest und nicht den Sachzeitwert. Der mit dem objektivierten Ertragswert verbundene Rückgriff auf die Regulierungsregime von StromNEV und GasNEV stellt für die Netzbewertung eine sachgerechte, neutrale und objektivierte Basis sicher. Diese 971 Vgl. hierzu Büdenbender/Rosin/Bachert, Düsseldorfer Schriften zum Energie- und Kartellrecht, Essen 2006, Band 5, S. 13 f. 972 BGH, Urteil v. 16.11.1999, KZR 12/97. Fazit und Ausblick Abschnitt 8.5 Sauthoff/Klein/Weißflog 479 Klarstellung wird den Druck, zu einer Verhandlungslösung zu kommen, deutlich erhöhen973. 8.5 Fazit und Ausblick Investoren werden bei Engagements in der Energiewirtschaft auch in den nächsten Jahren einen starken Fokus auf die erneuerbaren Energien legen. Zusätzlich werden zudem Partnerschaften untereinander angestrebt, um Synergieeffekte zu realisieren und die durch die Energiewende verringerte Finanzkraft zu stärken. Insb. macht sich dies bei den Stadtwerken bemerkbar, die sich in den letzten Jahren zunehmend an Kooperationen beteiligt haben. Überregionale EVU verfolgen zudem neben Stilllegungen und Divestments konventioneller Kraftwerke Desinvestitionsstrategien mithilfe von Anteilsverkäufen, die Kommunen, regionale Energieversorger und Stadtwerke im Zuge der Rekommunalisierung zurückerwerben. Finanzinvestoren investieren aufgrund des Niedrigzins-Niveaus und Diversifikationsstrategien zunehmend in planbare, sichere erneuerbare-Energien-Anlagen. Da Venture-Capital- und Private-Equity-Geber rein finanzielle Ziele verfolgen, liegen deren Renditeerwartung am höchsten. Stattdessen zeigen Infrastruktur-, Pensionsfonds und Versicherungen niedrigere Renditeerwartungen. Mithilfe der Bürgerenergie in Form von aktiven oder passiven Beteiligungen können viele EEG-Projekte erst realisiert und positive Effekte, wie die Steigerung der Akzeptanz an der Energiewende, erreicht werden. Investments in erneuerbare Energien wie Wind- und Solarkraft stellen durch gesetzlich festgelegte Vergütungen vergleichsweise risikoarme Anlagen dar. Diese Förderungen sind jedoch zeitlich begrenzt, da diese Anlagen zukünftig in den Strommarkt integriert werden sollen. Neben regulatorischen Aspekten bestehen zudem weitere Risiken im Bereich der Technologie sowie hinsichtlich der Wetterbedingungen und Marktveränderungen. Besonders die Fluktuation der Stromproduktion aus solchen Anlagen ist ein Grund dafür, weshalb konventionelle Kraftwerke weiterhin am Netz bleiben müssen, auch wenn die Wirtschaftlichkeit teilweise nicht gegeben ist. In den nächsten Jahren wird daher der Ausbau flexibler Kraftwerke und Energiespeicher eine wichtige Rolle spielen. Virtuelle Kraftwerke als neues Geschäftsfeld bieten bereits eine Möglichkeit, durch zentrale Steuerung und Kombination dezentraler Kleinkraftwerke die Versorgungssicherheit zu erhöhen. Weitere neue Geschäftsfelder erschließen sich für die Energieversorger im Bereich digitaler Kundenlösungen, insb. Smart Energy verbunden mit Smart Meter-Geräten und dem Ausbau 973 PwC, Transaktionsmonitor Energiewirtschaft, April 2016, S. 7. Kapitel 8 Investoren und ihre Transaktionsentscheidungen 480 Sauthoff/Klein/Weißflog der Elektromobilität mithilfe von Partnerschaften mit Technologieunternehmen zur Stärkung der Kundenbindung. Transaktionen bei Konzessionsneuvergaben treten aktuell aufgrund von auslaufenden Verträgen vermehrt auf, wobei im Rahmen der Neuvergabe ein Trend zur Rekommunalisierung erkennbar ist. Vor dem Hintergrund des anhaltenden Niedrigzins-Umfelds, der voranschreitenden Energiewende und des regulierten Umfelds, stellen Strom- und Gasnetze aufgrund stabiler Renditen attraktive Akquisitionsobjekte dar. Jedoch sind auch hierbei insb. durch die Unsicherheit sich ändernder Regulierungsvorschriften Risiken nicht auszuschließen. Eine Zukunftsthematik stellt der Aus- und Umbau der Netze zu Smart Grids und der damit verbundene Investitionsbedarf dar, um die Einspeisung des Stroms durch die steigende Anzahl großer und kleiner dezentraler erneuerbare-Energien-Anlagen effizient zu steuern. Hinsichtlich der Wertschöpfungsstufen von der Erzeugung bis zum Vertrieb sind bei der Bewertung von Cash-Flow und Kapitalkosten bereichsspezifische sowie energiewirtschaftliche Aspekte zu beachten. Generell liegen derzeit aufgrund der eingetrübten Ertragslage Cash-Flows konventioneller Kraftwerke auf einem niedrigen Niveau. Für die Zukunft sind im konventionellen Erzeugungsbereich aufgrund der zunehmenden Verdrängung durch erneuerbare Energien und durch das schwer zu prognostizierende Strompreisniveau Unsicherheiten in Bezug auf die Höhe der Cash-Flows zu erwarten. Im Bereich der erneuerbaren Energien werden die Cash-Flows in den nächsten Jahren vor dem Hintergrund der Vorrangigkeit und der staatlichen Förderung als vergleichsweise risikoarm eingeschätzt. Netze und deren Cash-Flows werden durch die Regulierung ebenfalls als relativ stabil eingeordnet. Im Vertrieb zeigt sich ein zunehmender Margendruck aufgrund der steigenden Anzahl von Wettbewerbern. Mittels neuer Energiedienstleistungen und digitaler Kundenlösungen wie Smart Meter versucht man, neue Geschäftsfelder zu erschließen. Durch die aufgezeigten Risiko-Rendite- Profile in den einzelnen Wertschöpfungsstufen und durch die dargestellten unterschiedlichen Investorengruppen wird auch in Zukunft eine Vielzahl von Transaktionen im Energiebereich erwartet.

Chapter Preview

Schlagworte

e-pdf, e-pub, e-book, epdf, EPUB, ebook, Zukunftstrend, Energiewirtschaft, EU-Vorgaben, Zertifikatehandel, KWKG, EEG, Kostenstruktur, Energiewende, Strommarkt

References

Zusammenfassung

Das Autorenteam erklärt Ihnen die verschiedenen gesetzlichen Vorgaben und die Auswirkungen auf den deutschen Strommarkt: z.B. das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG), das Kraft-Wärmekopplungs-Gesetz (KWKG) und deren Novelle von 2016, den Zertifikatehandel und wichtige EU-Vorgaben sowie das Gesetz zur Digitalisierung der Energiewirtschaft. Der Band befasst sich zudem mit Zukunftsthemen wie virtuellen Kraftwerken, intelligenten Messsystemen, E-Mobility und den neuen Geschäftsmodellen, die sich durch die technologische Weiterentwicklung ergeben. Darüber hinaus wagen die Experten einen Ausblick auf den Strommarkt im Jahr 2030.

 

Inhalte:

  • Technisch-wirtschaftliche Grundlagen des Strommarktes

  • Kostenstrukturen und Preisbildung

  • Politische Ziele und gesetzliche Rahmenbedingungen

  • Marktintegration von Renewables und Auswirkungen auf den Kraftwerkspark

  • Zukunftsthemen: Digitalisierung, neue Technologien und Systemansätze

  • Smart Grids und intelligente Mess-Systeme

  • Geschäftsmodelle auf dem Strommarkt der Energiewende

Arbeitshilfen online:

  • Gesetzessammlung und Richtlinientexte

  • Begründungen zu den Gesetzen und Verordnungen

  • Weitere Unterlagen zu ausgewählten Einzelfragen

Schlagworte

e-pdf, e-pub, e-book, epdf, EPUB, ebook, Zukunftstrend, Energiewirtschaft, EU-Vorgaben, Zertifikatehandel, KWKG, EEG, Kostenstruktur, Energiewende, Strommarkt