Erneuerbare Energien elektrisieren VAG-Anleger. Sonne und Wind sorgen für Cashflows, mit denen sich die ­Verbindlichkeiten über einen langen Zeitraum matchen lassen. Die zurückgehenden Subventionen zwingen, neu über regulatorische und technische Risiken nachzudenken. Für einen Kurzschluss könnte Solvency II sorgen.

Erneuerbare Energien sollen den Ausweg aus dem Kohlendioxid- und Atomstromzeitalter weisen und manchem Kapitalanleger auch ­einen Ausweg aus dem Anlagenotstand - trotz der Gefahren von illiquiden ­Anlagen, die sich in der Finanzkrise offenbarten. Renewables sind ­besonders illiquide, die geplanten Laufzeiten liegen teilweise bei 20 bis 25 Jahren. Die mit Blick auf stabile Cashflow-Versprechen weggeblasenen Bindungsängste der Investoren sind bislang allenfalls von direkt gehaltenen Immobilien bekannt. "Diese Entwicklung ist neu und nirgendwo auf der Welt so stark ausgeprägt wie in Deutschland", so David Scaysbrook, ein international bewanderter Renewable-­Experte, der bei Capital Dynamics deren neues Geschäftsfeld "Clean Energy" leitet. Dass deutsche Gelder im Herdentrieb den Schmierstoff für ein internationales Milliardenspiel abgeben, ist bereits von Filmfonds, der TMT-Bubble und Kreditstrukturen bekannt. Aber muss es nun ausgerechnet für eine Anlageform sein, die am staatlichen ­Subventionstropf hängt, der am Ende chinesischen Solarmodulherstellern zugute kommt? Müssen sich Marktverzerrungen eines Tages nicht immer auflösen? Nachtigall, ick hör dir trapsen. Um es aber vorwegzunehmen: Die Chancen überwiegen die Risiken.

Ohne Berichte über futuristische Energieprojekte machen Tageszeitungen heute anscheinend nicht mehr auf. Zu nennen ist hier an vorderster Stelle das Desertec-Projekt. Solarthermie in der Sahara soll Europa neue Energiequellen erschließen. Solarthermie deshalb, weil bei der Photovoltaik Speicherungen nicht möglich und Stromkonsumenten in der Wüste überschaubar sind. Nicht nur in der ­Wüste, sondern auch auf hoher See wird investiert: Die EnBW baut zum Beispiel in der Ostsee Windparks. Scheinen Banken in der Finanzkrise nicht aus der Defensive herauszukommen, sind sie bei der Finanzierung von Offshore-Windparks schon wieder zurück in der Offensive. Wie die Süddeutsche Zeitung berichtete, baut ein Konsortium 30 ­Kilometer vor Ostende in der belgischen Nordsee Windanlagen zum größten von Banken finanzierten Hochsee-Windpark in Europa aus. Insgesamt, so die Süddeutsche, beläuft sich die ­Investitionssumme auf etwa 1,3 Milliarden Euro. Die meisten Anteile an dem Konsortium hält ­eine RWE-Tochter. RWE will bis 2014 weltweit unter den drei größten Hochsee-Windparkbetreibern sein. Eine weitere Baustelle auf hoher See ist für RWE der Windpark Gwynt Y Mör in der irischen See vor Wales. An diesem Offshore-Park ebenfalls beteiligt: die Stadt München. Die Stadtwerke München, die sich auch westlich von Sylt in ­einem Joint Venture mit Vattenfall im Windpark Dan Tysk engagiert haben, verfügen damit nach eigenen Angaben über ­eine ­Erzeugungskapazität von rund 2,4 Milliarden Kilowattstunden Ökostrom in eigenen Anlagen. Damit, so die Stadtwerke, könne man alle 800.000 Haushalte versorgen und ­darüber hinaus noch den Bedarf von ­U-Bahn und Straßenbahn ­decken. Bis 2025 will München die Kapazität auf 7,5 Milliarden Kilowattstunden steigern. Um vor der eigenen Haustür diese Mengen an erneuerbaren Strom zu erzeugen, hapert es an den räumlichen ­Voraussetzungen und der Wirtschaftlichkeit.

_Technik, die noch nicht begeistert

Offshore-Windanlagen sind im Vergleich zu Solarparks jedoch vergleichsweise riskant. Das Risiko eines Diebstahls von über 100 ­Meter langen Windkraftanlagen mitsamt der mehrere 100 Tonnen wiegenden Umspannstation mag insbesondere auf hoher See zwar ­gering sein. Auch das regulatorische Risiko in Bezug auf staatlich festgesetzte Abnahmepreise ist bei Wind geringer, da Wind- anders als ­Solarenergie bereits fast zu Atomstromkosten produzierbar ist. Die technischen Risiken von Offshore-Windparks sind jedoch vergleichsweise hoch. Hierzu zählen Korrosion, fehlende Langfristerfahrungen mit dem permanenten Wellenschlag oder die Wartung bei hohem Wellengang. Uneins sind sich die Experten auch noch, ob die Fundamentierung der Turbinen auf einem oder drei Füßen, auf oder unter dem Meeresgrund erfolgen sollten. Unklar ist auch, wie lange ein Fuß hält. Hier sei es auch schon zu Schadensfällen für Versicherer gekommen. Auch der Energietransport bis zum Abnehmer ist bei der Stromerzeugung auf dem Meer noch nicht zufriedenstellend gelöst.

"Die Risiken sind offshore höher, die Renditen spiegeln dies derzeit häufig aber nur unwesentlich wider", sagt Robert Pottmann, der bei der Meag die Abteilung Rent (Renewable Energy and Technologies) leitet. Deren Hauptkunde: die Muttergesellschaft Munich Re. Der Rückver­sicherer möchte in den nächsten Jahren 2,5 Milliarden Euro in Renewables investieren. Dies wären dann in Summe ein ­Prozent des Portfolios. Nur in Spezialsituationen will man dabei über Fonds gehen. Photovolataik und Wind stehen im Fokus, über die ­Attraktivität von Offshore-Windparks ist man sich noch uneins. Bei der Beurteilung ­der riskanteren Spielarten haben ­Rückversicherer wie auch Stadtwerke und die großen Energieversorger gegenüber dem "gemeinen" VAG-Anleger einen Wissensvorsprung. "Unsere Versicherungstechnik ist beispielsweise mit Mess- und Schätzrisiken von Wiengeschwindigkeiten oder auch Geothermierisiken sehr vertraut. Der unmittelabere Zugriff auf diese Kompetenz unterscheidet uns von anderen Asset managern, und gestattet uns, auch direkt in ­Projekte zu investieren. Die Münchener Rück hat zum Beispiel Experten für Naturgefahren und deren Vernetzungen, das angemessene Preise für die Übernahme von damit zusammenhängenden Risiken kalkuliert. Ein weiterer, wenn auch kleinerer Vorteil ist, dass man aus dem Kerngeschäft heraus mitunter auch ­früher Wind von neuen ­Projekten bekommt und so die eigene Investitions-Pipeline leichter füllen kann. Andererseits muss der Konzern aufpassen, Risiken im Kerngeschäft und in der Kapitalanlage bei ­erneuerbaren Energien nicht zu doppeln. Direktinvestments in diesem Segment haben auch die Allianz und die VBL getätigt.

Die deutschen Erstversicherer und Versorgungswerke bleiben ­wegen der größeren technischen Risiken in der Regel (vorerst) lieber onshore. Wegen der schlechten Renditen der Windfonds in der ­Vergangenheit und den geringeren Schwankungen der Energiegewinnung aus Sonne - für Wind und Sonne gilt Gauß' Normalverteilung noch - ist ein immenses Interesse an Solarparkbeteiligungen entstanden. Renewables versprechen den VAGlern nicht nur Inflationsschutz, sonden vor allem planmäßige und langfristige Ausschüttungen über den Renditen von Staatsanleihen und des Rechnungszinses, mit ­denen sich die ebenfalls sehr langfristigen Liabilities matchen lassen. Zumindest bei diesen Investments haben die Liabilities Vorrang vor Liquidität. "Die staatlich garantierte Einspeisevergütung sichert die Erträge langfristig", sagte Andreas Gruber, Leiter Allianz Investment Management der FAZ. "Wir erhalten über 25 Jahre einen stabilen Cashflow mit 6,5 bis 7,5 Prozent Rendite. Das passt genau zu den Laufzeiten unseres Lebensversicherungsportfolios." Die Allianz investiert bereits mit steigender Tendenz in Solar und Wind, als ­sicherheitsorientierter Anleger allerdings nur onshore.

Für VAG-­Investoren sind in der Regel weniger spektakuläre Offshore-Windanlagen oder die Visionen eines Desertec-Projektes relevant als Plain-Vanilla-Solarparks. Technisch gesehen sind Solarparks einfacher Instand zu halten als Windanlagen. Zudem scheint die Sonne konstanter, als der Wind weht. "Das höhere Risiko von Wind zu Solar wird im Markt durch einen Aufschlag von 150 Basispunkten entgolten", erklärt Gert Waltenbauer von der KGAL. Der Beteiligungsspezialist KGAL beschäftigt aufgrund von Neuzugängen und internen Umstrukturierungen nun 20 Mitarbeiter für Renewables. Das Segment Infrastruktur hat sich damit zur am schnellsten wachsenden Abteilung in der KGAL gemausert. Von rund 20 institutionellen Investoren konnte die KGAL ­innerhalb eines Jahres bis März 2010 230 Millionen Eigenkapital für einen in Deutschland, Spanien und Italien investierenden Solarfonds einsammeln. Das zusätzlich in Wind investierende Nachfolgeprodukt ist aktuell in der Platzierung. Die Eigenkapitalzusagen sind ebenfalls bereits dreistellig.

Neben der KGAL profitiert auch Aquila Capital vom Trend zu ­Renewables. Noch manifestiert sich der Trend aber bei vielen Adressen erst stark im Sammeln von Informationen. "Derzeit wird noch mehr informiert und diskutiert als investiert", beschreibt Marco Wunderlich die derzeitige Marktphase. Aquila verwaltet etwa 2,3 Milliarden Euro, davon stammen 1,4 Milliarden von institutionellen Investoren. Typisches Zeichen dafür, dass diese Marktphase sich dem Ende entgegen neigt, sind die ersten Schnupperinvestments. Wunderlich: "Wir haben große Versicherer, die Anteile über ein oder zwei Millionen ­Euro zeichnen. Die wollen Erfahrungen sammeln, wie das Investment läuft, wie hilfreich das Reporting ist", so Wunderlich, der tägliche ­Bewertungen als für die institutionelle Klientel bedeutsamer als die geringe Fungibilität einschätzt.

Bei einem Fonds für erneuerbare Energien lassen sich für ein tägliches Reporting ohne größeren Aufwand die erzeugten ­Kilowattstunden nutzen. Zu berücksichtigen ist aber, dass diese nicht für ein vollumfängliches Bild des Investments sorgen. Am Ende auch relevant sind beispielsweise die Entwicklung des Bodenwerts, der Restwerte oder des Energiehungers der Industriestaaten und der Schwellenländer.
Einen den institutionellen Bedürfnissen anscheinend besonders gut entsprechenden Fonds hat die Altira Group kreiert. Die Sicherungsvermögensfähigkeit ist dank der Berücksichtigung von Fungibilitäts- und Leverage-Aspekten gegeben. Weiter dürfte die gemeinsame Entwicklung des Investments mit potenziellen Investoren auch sehr viel Vertrauen für eine noch relativ junge Asset-Klasse geschaffen ­haben, deren Langfristigkeit eine besonders sorgfältige Due Diligence erfordert. Ein Jahr wurde gemeinsam an einem institutionellen ­Bedürfnissen entsprechenden Konzept gebastelt. Die Barmenia und die Wüstenrot & Württembergische haben unter anderem bereits ­gezeichnet, insgesamt werden sich wohl fünf bis sieben Versicherer beteiligen. Ein Hard Cap begrenzt das Volumen im Interesse der ­bereits feststehenden Investoren bei 100 Millionen Euro (siehe hierzu auch portfolio institutionell November 2010, Seite 41f.). Der Kauf der ersten beiden Solarparks ist beschlossen.

Ebenfalls ein Renewable Club Deal mitsamt dem nötigen Netzwerk ist rund um das Versorgungswerk der Architekten in Baden-Württemberg (VWDA) entstanden (siehe auch Oktoberausgabe von portfolio institutionell Seite 34ff.). Die Besonderheit ist hier, dass der Initiator kein Fondsanbieter, sondern ein Investor ist, der sich das Green-Utility-Thema mit viel Eigeninitiative von der Pike auf erarbeitet hat. Über ein halbes Jahr hinweg hat Sven Röckle vom VWDA mit dem Steinbeis-Transferzentrum für Finanz- und Projektmanagement in Stuttgart als Sparringspartner Business-Pläne ­gerechnet, Berechnungsmethoden und Risiken hinterfragt. Daraus resultiert nun ein Evergreen-Sicav-Sif-Fonds mit aktuell sechs deutschen Investoren. Die Ende 2009 eingesammelten 120 Millionen Euro sind nun voll abinvestiert. "Administrative Probleme konnten schnell behoben werden. Ansonsten lief alles nach Plan", so Röckle und verweist hier auch auf das Netzwerk. Als Asset Manager fungiert die luxemburgische Boutique Samag, die die Konzeption und Realisierung des Fonds als Projektmanager mit begleitet hat. Die Schweizer Remaco AG fungiert als Sub-Advisor. Investments sind in Photovoltaik, Wind, Biomasse und Heizwerke und damit in eine breite Mischung von Cashflow-­Generatoren und Standorten erfolgt. Offshore-Windparks wurden im Core-Portfolio als noch zu riskant eingeschätzt. "Nun ist eine ausreichende Risikotragfähigkeit gegeben, um auch größere Risiken einzugehen", blickt Röckle in die Zukunft. Die Motivation, intensiv und maßgeblich einen Fonds mit auf die Beine zu stellen, zog Röckle aus der gesamtgesellschaftlichen Perspektive, dass Investoren früher oder später gezwungen werden, sich ihrer Verantwortung auch gesamtwirtschaftlich bewusst zu werden. Röckle bevorzugt, diesen Prozess als First Mover aktiv mitzugestalten.

Ebenfalls in bewährte Energien wird der Clean Energy Fund von BNP Paribas investieren. An diesem haben Investoren weltweit ­Anteile in Höhe von 437 Millionen Euro gezeichnet. Gemein ist den geschilderten Fonds, dass sie sich in einem vornehmlich risikoarmen ­Umfeld bewegen. Da das Angebot an neuen Flächen für Solar und Wind in Deutschland ­begrenzt ist, ist für weitere Investments eine stärkere ­Internationalisierung absehbar. Dafür bringt sich der Private-Equity-Dachfonds Capital Dynamics in Stellung. "Wir mögen bei den ersten Clean-Energy-Schritten der deutschen Investoren noch nicht dabei ­gewesen sein. Für deren zweiten Schritt ins Ausland sind wir aber gut positioniert", sagt Markus Langner, Direktor bei Capital Dynamics. Mangels Zielfonds hat sich der Fund-of-Funds-Anbieter bei Renewables dafür entschieden, selbst einen Zielfonds aufzulegen. Gestartet wird mit einem US-Solarfonds und einem Fonds für Clean Energy & Infrastructure. Das Fund Raising hat begonnen, erste Commitments wurden bereits ausgesprochen. In den USA laufen nicht rückzuzahlende Beihilfen dieses Jahr aus; steuerliche Anreize sowie Zuschüsse in Form von Renewable-Zertifikaten wird es aber weiterhin geben. ­Vorzeigekunde ist Calpers. Der größte US-Pensionsfonds mandatierte Capital Dynamics für ein bereits bestehendes Portfolio für Clean Tech Venture Capital und Clean Energy Infrastruktur in Höhe von 480 ­Millionen Dollar und für Folgeinvestments.

_Das Regulierungsgespenst spukt

Die technischen Risiken von Solarparks sind im Vergleich zu Windparks, wie bereits erwähnt, insgesamt deutlich geringer, ­wesentliche planmäßige Folgeinvestitionen brauchen laut den Anbietern nicht einkalkuliert zu werden. Dennoch ist der Betrieb eines ­Solarparks nicht frei von Störfällen. "Wir hatten in fünf Jahren Diebstähle, einen betrunkenen Traktorfahrer oder auch Verunreinigungen wie zum Beispiel durch Vogelexkremente. Insgesamt waren das aber alles Kleinigkeiten, die Risiken sind vergleichsweise gering", blickt Gert Waltenbauer auf die nun fünfjährige Solarparks-Historie der KGAL zurück, die 2005 den ersten Solarpark in Deutschland errichtet hat. Alle Photovoltaik-Fonds seien Outperformer. ­Diebstahlrisiken werden durch Zäune und Kameras deutlich gemindert. Auch ­Sicherheitsdienste helfen, die Diebstahlrate zu senken. Sicherheitspersonal ist ­praktischerweise dort billig, wo die Sonnenausbeute hoch ist: in Südeuropa. Dort wo die meiste Sonne scheint, dürften aufgrund der sinkenden Einspeisevergütungen künftig die meisten ­Solarparks erstellt werden. "Der Trend geht nach Südeuropa", erwartet Hermann Klughardt von Voigt & Collegen. Der Wachdienst arbeitet bei dem Fondsanbieter, der bereits 2006 Solarparks als Private Placement offerierte, performanceorientiert. "Dessen Gehalt ist abhängig von der ­erzeugten Strommenge", so Klughardt. Da in der Regel dort viel ­Sonne scheint, wo es wenig regnet, fallen in Südeuropa auch eher geringfügige Reinigungskosten für die Module an. Das ­Diebstahlrisiko lässt sich aber auch durch die Akzeptanz vor Ort erhöhen. Diese ist insbesondere dann gegeben, wenn Arbeitsplätze geschaffen werden.

Relevanter als das Diebstahlrisiko ist das Counterpart-Risk. ­Dieses besteht einmal gegenüber dem Wartungsdienst beziehungsweise den Technikern des Parkerstellers. Noch stärker ist dieses ­Risiko aber ­gegenüber dem Modulhersteller ausgeprägt. Der vorsichtige ­Investor baut in seine Kalkulation eine gewisse Degradation, also eine Verringerung des Effizienzgrades der Module, ein. Dank des technischen Fortschritts geht die Degradation aber mittlerweile gegen null. Gutachten kursieren, dass es bei den heutigen Modulen faktisch zu keinem Leistungsverlust mehr kommt. Die günstigeren chinesischen Module gelten heute als mindestens so gut wie deutsche Fabrikate. "Die Hersteller geben auch Garantien über die komplette Laufzeit", sagt Michael Rieder von Altira, wohlwissend, dass im Falle eines Falles möglicherweise mancher Hersteller in Bonitätsschwierigkeiten käme. Dass ein Hersteller trotzdem ­eine solche Garantie ausspricht, kann auch ­vertrauensbildend sein. "Um aber auf der sicheren Seite zu sein, nehmen wir eine jährliche Degradation von 0,2 Prozent an", so ­Rieder, der das technische Risiko bei Solarparks insgesamt für überschaubar hält. Die Fondsinitiatoren differenzieren beim Counterpart-Risiko die Lieferanten in "bankable" und "non-bankable". Diese Unterscheidung ist auch in der Windbranche stark verbreitet. Dort drehen nun ­Konzerne wie General Electric und Siemens ein großes Rad und können Finanzierungslösungen gleich im Paket mitanbieten. ­Kleinere Spezialisten haben dagegen einen schweren Stand.

Gegen alle technischen Risiken, aber auch gegen Naturrisiken wie Erdbeben oder eine geringere Sonnenausbeutung im Falle eines Vulkanausbruchs, lassen sich zudem Versicherungen abschließen. Bei Geothermieprojekten können auch Fündigkeitsversicherungen abgeschlossen werden. Interessiert verfolgt von der Bankbranche, bevorzugt Altira übrigens anstatt eines umfangreichen Versicherungstopfes lieber eine Bankreserve, um Misslichkeiten zu meistern. Ein weiteres Counterpart-Risiko besteht zumindest in den USA gegenüber den Stromabnehmern. Zwar sind die Preise fixiert und indexiert, was aber, wenn der Energieversorger zahlungsunfähig wird? Die Bonität eines Versorgungsunternehmens lässt sich aber über ein Rating ­abschätzen. Außerdem wird das Default-Risiko entgolten: "Wir haben das gleiche Risiko wie ein Bondholder, unser Return ist aber höher", sagt David Scaysbrook, Leiter Clean Energy bei Capital Dynamics. Für den US-Solarfonds peilt Capital Dynamics Barrenditen von acht bis zwölf Prozent bei einer Kapitalbindung von nur sechs bis zwölf Jahren an.

Viel höher als in der Vergangenheit wird aber aufgrund der Schuldenproblematik der Staaten das regulatorische Risiko eingeschätzt. Dummerweise scheint mit Ausnahme Irlands dort die Sonne besonders stark, wo die Finanznöte am größten sind. Sind nun die Einspeise­vergütungen noch stärker ausfallgefährdet als die Anleihen des ­Abnahmegarantiegebers? Unter dem EU-Rettungsschirm sind Erstere auf jeden Fall nicht, und die Sparziele der Piigs sind gewaltig. In Spanien, einem Vorreiter der Photovoltaik, ist derzeit jede Projektentwicklung auf "hold". Die Umstände von Zapateros Sonnenfinsternis sind ­jedoch mit anderen Staaten nicht vergleichbar. In Deutschland und anderen europäischen Staaten wird aus nachhaltigen Energiequellen erzeugter Strom zu Garantiepreisen ins Netz eingespeist. Für dieses Procedere hat sich nun auch Israel entschieden. Die israelische Regierung will in zehn Jahren zehn Prozent des Stroms aus erneuerbaren Energien beziehen. Israel könnte angesichts der Kürzungen in ­Europa zu einem neuen Mekka der Solarparkbetreiber werden. Die höheren Einkaufspreise geben die Energieversorger dann an den Endkunden weiter. In den USA, Großbritannien und Australien gibt es keine Preissubventionen, dafür aber Zertifikate. Diese Renewable Energy Credits brauchen wiederum die "schmutzigen" Energien als Ablassbrief für ihre Produktion. In Spanien aber waren die höheren Preise nicht gedeckt, sondern gingen zulasten des Staates. Das Stromtarif­defizit dürfte laut FAZ insbesondere wegen der Zuschüsse für die ­erneuerbaren Energien zum Jahresende fast die Fünf-Milliarden-Grenze erreichen. Überhöhte Preisgarantien und leere Kassen zwingen nun zu Subventionskürzungen. Für neue Solarfelder stehen Kürzungen um 45 Prozent an. Bis zum Jahr 2008 errichtete Solarparks dürfen sich jedoch über 25 Jahre lang über Abnahmen zu 45 Cent pro Kilowattstunde, also zum zehnfachen (!) Marktpreis freuen.

Nun hat das Solar-Eldorado geschlossen. Aber: Es kam bislang nicht zu rückwirkenden Kürzungen, Rechtssicherheit ist also weiterhin gegeben. Dass rückwirkend gekürzt wird, ist auch weiterhin ­unwahrscheinlich. An den Renewables hängen Arbeitsplätze, weltweit vereinbarte Klimaziele und nicht zuletzt das hohe Gut der Rechts­sicherheit. Die Liste lässt sich um weitere Argumente contra rückwirkenden Kürzungen verlängern: Weltmarktführer der heimischen ­Industrie sollen geschützt werden, Investoren sollen mit Sicherheit nicht auf Dauer vergrault werden, und von Gaslieferungen aus Russland und Öllieferungen aus Saudi-Arabien will man unabhängiger werden. Nicht zuletzt sollte den Staaten auch klar sein, dass trotz ­aller Subventionsleistungen die Vollkosten bei einem atomaren ­Supergau unbezahlbar wären.

_Photovoltaik geht, Wind kommt

Die Möglichkeit von rückwirkenden Kürzungen ist bei allen Sparbemühungen der Staaten also eher gering. Wie in jeder Asset-Klasse empfiehlt sich aber auch bei Renewables eine Streuung des regulatorischen Risikos. "Wir diversifizieren dieses unkontrollierbare Risiko, in dem wir in fünf bis sechs US-Staaten investieren", sagt Scaysbrook. Was jedoch möglich ist, ist die Einführung von Ertragsbesteuerungen. Manche Investoren kalkulieren dies in einem Stress-Test ein. Eine ­solche Strafsteuer wird offenbar derzeit in Tschechien diskutiert. Zwei Versicherer, die zusammen mit der Altira Group deren Fonds entwickelt haben, haben eine Strafsteuer einkalkuliert - und trotzdem ­investiert. Etwas geringere als die in der besten aller Welten ­kalkulierten Renditen sollten in die Kalkulation einbezogen sein, beziehungsweise sollten die Renditeerwartungen auch die technischen und regulatorischen Risiken widerspiegeln. "Wir erwarten für Wind und Solar in ­Abhängigkeit vom spezifischen Risiko tendenziell eine Rendite im ­hohen einstelligen Bereich und damit deutlich mehr als für eine deutsche Staatsanleihe", sagt Robert Pottmann von der Meag. Bleibt die Frage, wann Renewables ohne Subventionen und damit Regulierungsrisiko auskommen. Wind ist bereits an der Grid Parity, Photovoltaik ­jedoch noch weit davon entfernt. Das Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg erwartet, dass die Netzparität wegen der zunehmenden Massenproduktion von ­Modulen und Windrädern für Privatleute voraussichtlich in zwei bis drei Jahren gegeben ist, für Industriestrom in rund acht Jahren und für den Börsen­strompreis noch ein paar Jahre später. "Dass Photovoltaik-Fenster dürfte noch drei Jahre offen stehen", schätzt Klughardt. "Dann sind wegen der fallenden Subventionen keine neun Prozent mehr möglich." Solar, da sind sich die Branchenexperten einig, wird ­zugunsten von Wind an Bedeutung verlieren - zumindest aus deutscher Sicht. In anderen Regionen, wie China, gewinnt die Sonnenenergie ­jedoch an Bedeutung. Mehr und mehr wird die Energiegewinnung aus Sonnenkraft in die besonders sonnenreichen Regionen aus­weichen. Israel und Desertec sind dafür Beispiele. Aber auch in ­sonnenärmeren Regionen sollte die Photovoltaik nicht abgeschrieben werden. Im Rückwärtsgang sind nämlich nicht nur Subventionen, sondern auch die Kosten für die Energiegewinnung. "Es könnte sein, dass die Modulpreise im Vergleich zu Subventionen stärker sinken", sagt Klughardt. Trotz der langen Laufzeit wird gerade bei Solarparks der Gewinn im Einkauf gemacht. Letzten Endes müssen Renewables sich aber auch ohne staatliche Unterstützung tragen. Röckle erwartet, dass dank technischem Fortschritt und Nachfrage jede alternative Energieform einmal ohne Fördermittel auskommt. Mittelfristig will man ein Portfolio kreieren, das von Subventionen nicht mehr ­abhängig ist. Zu Beginn sollten Subventionen aber den Investoren, indirekt aber auch der Gesamtgesellschaft, helfen, die ­J-Curve zu glätten.

_M&A statt AM

Ab kommendem Jahr werden Solarparks vom deutschen Staat nicht mehr bezuschusst. Wie steht Photovoltaik aber ohne Subventionen da? Völlig auszuschließen ist nicht, dass die Rendite von Solarpark-Investments wegen Übernachfragen und Strafsteuern von ­sieben bis neun Prozent auf fünf Prozent sinkt und der Restwert tatsächlich einmal bei null liegt. Es sind auch nicht wenige, die davon ausgehen, dass Photovoltaik in Mitteleuropa niemals den Break-even schaffen wird. Fünf Prozent wären zwar immer noch etwa doppelt so viel wie zehnjährige Bundesanleihen und damit erträglich. Der endgültige Spaßverderber könnte aber Solvency II sein. In der Regel handelt es sich um Beteiligungen, die dem Paragrafen 2 Absatz 1 Nummer 13 der Anlageverordnung, sprich der Beteiligungsquote unterliegen. Gemäß Qis 5 muss im Standardansatz jeder in "Global Equity" investierte ­Euro mit 39 Cent und in "Other Equity" - worunter sich Private ­Equity, Schwellenländeraktien und Hedgefonds subsumieren - investierte Euro mit 49 Cent Eigenkapital unterlegt werden. "Die Kategorie ­"Global" ist einschlägig, wenn es sich bei der Beteiligung um Anteile handelt die an einem regulierten Markt in den EEA-Staaten oder der OECD gehandelt werden. Die Kategorie "Other" gilt für alle anderen Anteile. Es kommt somit auf den zu betrachtenden Einzelfall an, wo das Investment einzuordnen ist", teilt die Bafin mit. Renditen von fünf Prozent ­schrumpfen bei diesen Unterlegungen weiter auf etwa das Niveau der fungiblen und weniger betreuungs­intensiven Bundesanleihen und Pfandbriefe. Auch in den Stresstests werden Renewables als riskant eingeschätzt. Die Bafin teilt mit, dass diese Teil des Aktien­szenarios sind. "Weitere Investments hängen unter anderem von Solvency II ab", so Frank Sievert, Leiter Kapitalanlage bei der Barmenia. "Derzeit plant die Barmenia mit dem Standardmodell. Wir ­beschäftigen uns aber auch bereits mit möglichen Partialmodellen für einzelne Asset-Klassen."

Es gibt Anleger, ­denen mit Blick auf ein solches Szenario die oben geschilderten ­Ansätze zu konservativ sind. Faros Consulting berichtet über Kunden, die die Pioniergewinne von Offshore-Windparks vereinnahmen ­wollen und dafür bereit sind, die technischen Risiken zu ­tragen. "Für größere Investoren beziehungsweise Investoren mit Infra­strukturprojekterfahrung halten wir anstatt Fonds, die eher reine Finanzprodukte darstellen, ein Co-Investment mit einem Energieversorger beziehungsweise einem Industriepartner für sinn­voller. Diese verfügen über das Knowhow, um die nicht unerheblichen technischen Risiken zu managen", erklärt Joachim Fröhlich. Der Faros-Berater, zuvor Leiter ­Kapitalmarkt und Zinsbuchsteuerung bei der Wüstenrotbank, hält im Hinblick auf den von der Bundesrepublik angestrebte Energiemix insbesondere Offshore-Windparks für zukunftsträchtig. Faros hat von zwei Mandanten Suchaufträge für Renewables. Die hinter einem solchen Co-Investment stehende Logik ist, dass die auf die ­hohe See ziehenden Energieversorger ihre Investitions­ausgaben ­(Capital Expenditures, Capex) für längerfristige Anlagegüter senken wollen. ­Versicherer oder Versorgungswerke können diese Kapital­anschubhilfe leisten und so den Capex senken. Der Versorger hat die Wertsteigerung der gemeinsamen Unternehmung im Blick, der ­Investor attraktive, weitgehend stabile und langfristige Cashflows. Nur: Statt der ihm bekannten Welt der Asset- Manager-Selektion ­begibt sich der Investor bei einem solchen Projekt in ein Merger & Acquisitions-Umfeld. Statt um Hurdle Rates und Catch Ups geht es hier um einen Unternehmenserwerb. Dies impliziert auch, dass keine vorab vereinbarten Zinsen fließen, sondern Dividenden, die erst jährlich auf der Eigentümerversammlung beschlossen werden müssen. Unter Vorbehalt eventuell auftretender technischer Probleme sollten die ­Dividenden der Natur der Sache gemäß aber recht konstant fließen.

Bei Co-Investments ist das Problem von Club-Deals gelöst, dass trotz homogener Anlegergruppen bei unerwartet auftretenden Widrigkeiten die Interessen heterogen werden können. "Je komplexer, desto weniger Beteiligte sollten involviert sein", rät Fröhlich. Während die für Windanlagen an Land zur Verfügung stehenden Flächen ­begrenzt und kleinteilig sind, erstreckt sich zum Beispiel das Joint Venture Dan Tysk Offshore Wind GmbH, an dem Vattenfall 51 und die Stadtwerke München 49 Prozent halten, auf rund 70 Quadratkilometern. Fernab der Küste ist auch die "Stuttgart-21-Problematik" gelöst. Last but not least hat ein Versorger auch ein längerfristiges ­Interesse an einer solchen Anlage als ein Fondsanbieter. Für ­diese Vorteile müssen jedoch die Ökonomen und Juristen in den Versicherungen bereit sein, dem Wissen der federführenden Physiker und Geologen zu ­vertrauen. Sehr ärgerlich, aber nicht ausschließbar ist auch, dass die Aufsicht analog zu Staatsanleihen für mit staatlich ­garantierten ­Abnahmepreisen subventionierte Solarparks keine Eigenkapitalunterlegung verlangt, die unternehmerische Beteiligung an einem Offshore-Windpark aber Private Equity gleichsetzt.
"Die Asset-Klasse entwickelt sich viel schneller als gedacht. Die Musik spielt nun bei Offshore-Wind und Geothermie", stellt Sven Röckle fest. Die nächsten Schritte des VWDA auf Investitionsebene sind noch nicht beschlossen, die Risikotragfähigkeit durch ein Core-Investment in den Green Utility Fonds der Samag und dessen flexibler administrative Rahmen - der Luxemburger Sicav ist zu einem Feederfonds erweitert worden, an den die verschiedensten Projekte und Tranchen angedockt werden können - bieten aber verschiedene Möglichkeiten, die Renditen des Gesamtexposures in der Asset-Klasse hochzuschrauben. Derzeit steht ein gemeinsames Projekt der Samag mit einer US-Investorengruppe zur Debatte, mit anderen deutschen Investoren plant die Samag weitere Compartments in einzelnen Energie­arten, in diesen kann gegebenenfalls die Wertschöpfungskette erweitert werden. "An diesem Ausbau des Sicav bis hin zu Beteiligungen mit mehr Risiko und Debt-Financing arbeiten die Samag und ­ihre Netzwerkpartner mit Hochtouren", erklärt Röckle. Insbesondere für einige regulierte Investoren werde durch neue Eigenmittelvorschriften die Abbildung über Schuldpapiere zunehmend interessant.

Wer das künftige Potenzial von deutschen Solarparks als gering einstuft, aber zu Seekrankheit neigt, kann sich auch richtung der ­zukunftsträchtigeren Solarthermie orientieren. Diese macht aber nur in sonnenverwöhnteren und wegen ihrer Energiespeicherfähigkeit nur in weniger besiedelten Regionen Sinn. Auch bei Solarthermieprojekten werden technische, aber auch regulatorisch-­politische Risiken sowie das Wechselkursrisiko mit Pioniergewinnen abgegolten. In der Nord- oder Ostsee sind letztere beiden Risiken aber geringer (siehe auch Tabelle). Offenkundig ist, dass man mit solchen Investitionsthemen und einer solchen Investitionsform unbekanntes Terrain betritt und eine strategische Grundsatzentscheidung erforderlich ist. "Andererseits darf man aber auch nicht zu wählerisch sein, weil nicht viele Angebote auf den Tisch kommen. Der geringe Dealflow kann aber auch erfordern, sofern die Mindestanforderungen aktuell nicht erfüllt werden, sich ein bis zwei Jahren zu gedulden", so Fröhlich. Doch nur zuzuschauen ist falsch. Die staatlichen Vergütungen sind rückläufig, Pioniergewinne gehen verloren und mit zunehmenden Secondarys gehen auch die Illiquiditätsprämien verloren.

Mit Renewables holen sich Investoren einen Diversifikationsbaustein in das Portfolio. Wenn für Timber gilt, dass Bäume keine Financial Times lesen, gilt dies auch für die Sonne und den Wind. ­Anders als für Holz gibt es aber für erneuerbare Energie staatlich festgelegte Abnahmepreise, die die Auswirkungen eines Konjunktureinbruchs abfedern. Ein Staatsanleihenersatz können Renewables aber vom ­Volumen und der Fungibilität her nicht sein, höchstens ein kleines Substitut für die versiegenden ordentlichen Erträge von Staatsanleihen. Für sechs Prozent nimmt man gerne die ­hohe Bindungsdauer in Kauf. Am Ende geht es um den Kauf von Cashflows. "Nach der Laufzeit von 25 Jahren muss der Cashflow ­neben der Rendite den Kaufpreis amortisiert haben. Wenn nach zehn Jahren ein Exit geplant ist, muss der Verkaufserlös die noch fehlenden 15 ­Jahre einspielen", kalkuliert Wolfgang Kubatzki von Feri. Renewables sind also ein ­rentenähnliches Investment, wobei der Unterschied zu Anleihen darin besteht, dass die Rückzahlung eine unbekannte Größe darstellt. Wer auf der sicheren Seite sein möchte, sollte die Restwerte mit null kalkulieren. In anderen Regionen würden Investoren lieber eine ­Bindungsdauer über vielleicht nur acht Jahre und einen hohen Restwert bevorzugen, in Deutschland stehen wegen der jährlichen Bedeck­ung der Verbindlichkeiten planbare Cashflows im Vordergrund. Bei der kommenden Renewable-Generation ist jedoch der Projekt­entwicklungscharakter stark ausgeprägt.

Abseits von abstrakten Kalkulationen ist aber vor allem eines wichtig: Vertrauen. Dieses muss erarbeitet werden. "Der Aufbau erfolgte auf der grünen Wiese. Wir haben Bücher ­gewälzt, Internet-Recherche betrieben, uns mit Anbietern getroffen, um die unterschiedlichen ­Investitionsformen abzuwägen. Dieser Prozess lief über mehrere ­Monate", blickt Sievert zurück (siehe auch Interview auf der folgenden Seite). Gefordert sind aber auch die Anbieter. "Es ist erst mal leicht, mit dem Thema einen Fuß in die Tür zu bekommen. Bei Renewables und deren Ertragsstabilisatoren besteht aber noch großer Nachholbedarf bezüglich der Expertise. Da müssen wir noch Basis­arbeit leisten", sagt Waltenbauer. Den Kunden kurzfristig zu ­überreden, ist mittelfristig falsch. Basisarbeit sind vertrauensbildende Maßnahmen. Gemeinsam ist allen Anbietern, dass sie im Gegensatz zu ihren Pendants in den klassischen Asset-Klassen in Vorleistung ­gehen. Seed Money muss bereitgestellt und ein Expertennetzwerk aufgebaut werden. "Honoriert werden sollte, dass in diesem Segment der Anbieter mit ­einer Fondsauflage in Vorleistung geht, also ein unternehmerisches Risiko eingeht", sagt Sievert. Ansonsten: "Die Anbieter sind extrem gefragt, bei neuen Themen Aufklärungsarbeit zu leisten", so Wunderlich.

Diversifikationsgesichtspunkte, der wachsende Energiebedarf und die Planbarkeit von Sonne und Wind machen Renewables attraktiv. Dass besonders deutsche Investoren dem Thema zugeneigt scheinen, ist kein Ausdruck von Naivität und Nachlässigkeit, sondern des langfristigen Verbindlichkeitenprofils von VAG-Anlegern. Aus dem Liability-Blickwinkel ist auch die Illiquidität kein Hindernis. Die größten Gefahren drohen eher aus Risikounterlegungsvorschriften und ­unpassenden Stresstests. Das Hauptproblem ist für Institutionelle in dieser Asset-Klasse nicht die Illiquidität und damit der 31.12. sondern Solvency II. Gerade wenn der Regulator die Renditen schrumpft, darf das anzusetzende Risikounterlegungskapital nicht zu hoch ausfallen.