Rendite bei Wind und Wetter

Von Kristoffer Schröder bekommt Patrick Eisele Wind zu den Renewables der Volksbank.

Herr Schröder, wie kam die Volksbank Mittelhessen zu Investments in Erneuerbare Energien?

Ausgehend von der Überlegung, welche Bedürfnisse die Region hat, haben wir als gesellschaftlich relevante Themen bezahlbaren Wohnraum – Gießen ist eine Unistadt –, Gesundheit und eben Erneuerbare Energien identifiziert. Wir sind bereits seit über zehn Jahren in diesem Sektor als Kreditgeber unterwegs, teilweise auch in angrenzenden Regionen. Dabei haben wir festgestellt, dass dem einen oder anderen Projektierer eine wesentliche Komponente fehlt – nämlich Eigenkapital. Darum haben wir den strategischen Beschluss gefasst, auch Eigenkapital zu geben.

Dabei haben wir natürlich auch die Erwartung, durch das Vorantreiben der Energiewende sowohl mit der Projektierung als auch nachher im Betrieb, einen Erlösbeitrag zu erzielen. Auch wegen des Kriegs in der Ukraine sehen wir in Erneuerbaren Energie nach wie vor ein Zukunftsthema.

Aber sind Renewables auch für Investoren ein Zukunftsthema? Mit zehnjährigen europäischen Staatsanleihen sind wieder Renditen von über drei Prozent möglich.

Regulatorisch sind Staatsanleihen attraktiv, da keine Eigenmittelunterlegung nötig ist und bei Investments in Windparks und Photovoltaik-Parks das Eigenkapital mit 250 Prozent zu hinterlegen ist. Mit dem Betrieb von Windparks erzielen wir aber dank der EEG-Förderung mit Renditen von weit mehr als fünf Prozent deutlich mehr als mit Staatsanleihen.

Nicht vernachlässigen sollte man auch das Thema Diversifikation. Schließlich weiß niemand, auf welchem Niveau die Zinsen in fünf Jahren liegen. Dagegen bieten uns Investments in Erneuerbare Energien langfristig stabile Cashflows mit Potenzial nach oben. Renewables bieten uns also auch langfristig Sicherheit.

Gibt es für eine Bank noch einen besonderen Grund für Renewables? Der Clean Industrial Deal der EBA, also die Europäische Bankenaufsicht, will, dass Banken ihre Kreditkunden über Green Bonds transformieren – und an Grünstromnutzer kann man einfacher Kredite geben.

Grünstrom für die Region ist unser langfristiges Ziel. Die Nachhaltigkeit der Unternehmen mit grünem Strom zu verbessern ist aber nicht unser Hauptziel. Das wäre auch technisch sehr komplex. Würden wir Unternehmen direkt mit Grünstrom versorgen, wären wir wohl außerhalb des EEG unterwegs, hätten Netzentgelte zu entrichten und müssten PPAs (Power Purchase Agreements) vereinbaren. Hierfür haben wir bisher auch noch nicht den passenden Anbieter gefunden.

Derzeit nutzen auch wir selbst unseren Strom nicht. Die großen Anlagen stehen zu weit entfernt von unseren Gebäuden. Die Netzentgelte würden den Strom zu teuer machen. Auf vielen Bankgebäuden haben wir natürlich PV-Anlagen installiert.

Ist Mittelhessen attraktiv für Windparks?

Die Region weist nur wenige wirklich attraktive Windstandorte auf. Da sind die EEG-Ausgleichszahlungen eine echte Hilfe. Was die Zahl möglicher Standorte in Hessen auch einschränkt, ist, wie auch in anderen Bundesländern, der Artenschutz. Wir haben in Nordhessen vier Parks in der Pipeline, von denen einer bereits genehmigt wurde. Im besten Fall sollen in den nächsten 24 Monaten auch die anderen Bundes-Immissionsschutzgesetz-Genehmigungen bekommen.

Wäre es meteorologisch zu riskant, nur in Hessen zu investieren?

Ja. Woanders gibt es attraktivere Standorte. Auch regulatorisch ist es ratsam, sich nicht nur auf Hessen zu fokussieren. Die verschiedenen Länder haben unterschiedliche Regelungen. Mit unseren Partnern sind wir bewusst deutschlandweit unterwegs.

Wie investiert die Bank in Renewables?

Im Moment haben wir mehr Kapital in der Projektierung. Da starten wir – immer zusammen mit einem Joint Venture Partner – bei der Flächensicherung. Der andere Teil ist unser Brownfield-Portfolio. Für dieses nutzen wir überwiegend unseren mit Union Investment selbst aufgelegten Fonds Energy Invest Mittelhessen, der von Pacifico Energy Partners bezüglich der Anlagen beraten wird. Pacifico unterstützt uns auch bei Verhandlungen mit Vertragspartnern und steht uns zudem für die Betriebsführung zur Verfügung.

Dieser Dienstleister ist auch einer unserer Joint Venture Partner in unserem Greenfield-Portfolio. Hier haben wir im Moment fünf Solarparks in der Pipeline, von denen der größte auf bis zu 80 Megawatt kommt. Bei jedem Park haben wir die Option, diesen in den Fonds zu übernehmen.

Der Fonds Energy Invest Mittelhessen investiert in baureife oder bereits in Betrieb befindliche Erneuerbare-Energie-Anlagen in verschiedenen europäischen Ländern mit dem Schwerpunkt Deutschland. Der Fonds hat ein Zielvolumen von 150 Millionen Euro, wobei durch Leverage ein Asset under Management von über 500 Millionen angestrebt wird. Ziel ist, ein diversifiziertes Portfolio mit einem Fokus auf Solar- und Windparks sowie Batteriespeichern aufzubauen, um hieraus stabile, laufende Erträge zu erzielen. Wünschenswert wäre aus meiner Sicht – Stand heute – eine Aufteilung zwischen Wind und Solar von 75:25. Aber das hängt auch von der Marktsituation ab.

Diese 150 Millionen Euro wären etwa ein Prozent der Bilanzsumme. Das trägt noch nicht wirklich zur Diversifikation bei.

Wir diversifizieren nicht nur über Erneuerbare Energien, sondern auch über Immobilien. Unsere Eigenanlagen sind recht gut gestreut.

Wie groß sollen die einzelnen Parks sein?

Die einzelnen Assets sollten nicht mehr als circa zehn Millionen Euro kosten. Dadurch können wir besser diversifizieren. Außerdem bleiben wir unter dem Radar von beispielsweise großen Versicherungen, die 20 bis 30 Millionen Euro pro Park ausgeben wollen und dabei vielleicht nicht ganz so konservativ wie wir als Volksbank rechnen.

Attraktive Wind- und PV-Parks sind rar. Wie kommt die Volksbank zum Zuge?

Natürlich will jeder Projekte möglichst günstig einkaufen und wir wissen, dass wir konservativer als andere kalkulieren. Unser Pfund ist der regionale Aspekt und der genossenschaftliche Gedanke. Wir können dem Bürgermeister und den Menschen vor Ort glaubwürdig versprechen, dass wir auch in 20 Jahren noch da sind. Auch müssen wir unsere Rendite nicht mit allen Mitteln optimieren.

Unser regionaler Fokus zeigt sich übrigens auch in unserem Angebot für die Genossen der Volksbank Mittelhessen, sich über unsere Tochtergesellschaft VBMH Energy in acht Wochen zum Festpreis eine Dach-PV-Anlage installieren zu lassen. Zinsgünstige Finanzierungen können wir auch bieten. Das ist ein Teil unseres Ökosystems.

Bei um die zehn Millionen Euro für eigene Investments besteht auch keine Gefahr, begüterte Genossen zu verärgern, die nicht nur auf ihrem Dach in Renewables investieren wollen?

Nein, wir sind da nicht im Wettbewerb mit unseren Privat- und Firmenkunden. Wir konkurrieren auch nicht mit unseren bestehenden Projektierern. Die wollen wir ja unterstützen. Grundsätzlich glaube ich auch, dass der Markt groß genug ist.

Und die Bank gibt für die Investments in Erneuerbare Energien immer Eigenkapital?

Für die Joint Ventures können es aus Strukturierungsgründen auch Darlehen sein. Da der Partner der Know-how-Geber ist und wir meist der Hauptgeldgeber sind, macht es eigentlich keinen Unterschied, ob es Eigen- oder Fremdkapital ist. Für den Betrieb suchen wir, um die einzelnen Losgrößen zu reduzieren, andere Banken als Finanzierungspartner.

Aber auch bei der Projektierung suchen wir vereinzelt Finanzpartner. So haben wir vergangenes Jahr beispielsweise über ein Joint Venture ein großes Portfolio mit 17 Parks angekauft, an denen wir jeweils zwischen 25 und 50 Prozent beteiligt sind. Diese Summe ist relativ groß und die wollten wir nicht alleine stemmen. Wir haben mit befreundeten Banken ein Konsortium gebildet. Die waren auch gern dabei.

Warum gibt es in Ihrem Portfolio mehr Wind als Sonne?

Die EEG-Vergütung ist, auch wegen Ausgleichsregelungen bei schlechteren Windverhältnissen, derzeit für Wind attraktiver als für PV. Das sorgt für die von uns gesuchten stabilen Cashflows.

Die EEG-Vergütung liegt im Moment in einer Range von um die fünf Cent bei PV und sieben Cent bei Wind je Kilowattstunde, bei Wind bezogen auf den Referenz-Standort gemäß EEG. Für Wind ist das auskömmlich. Zumal Wind stabiler ist. Bei PV sind die Strompreise, gerade an sonnigen Tagen zur Mittagszeit, auch einmal negativ.

Wirkte sich der Zinsanstieg negativ aus? Zum Beispiel auf die Bewertungen?

Das erste Asset im Fonds haben wir erst Anfang dieses Jahres gekauft und in der Projektierung spielt der Zinsanstieg dank der Gewinnspannen bei guten Standorten erstmal keine große Rolle. Aber natürlich wirkt sich das Zinsniveau auf die Kreditvergabe und somit den Leverage aus.

Wäre es nun nicht attraktiver, selbst Kredite zu vergeben als Eigenkapital zu investieren?

Wir sind – strikt getrennt – auf beiden Seiten unterwegs. Dafür ist der Markt groß genug. Die Finanzierungsmargen sind auskömmlich, was gerade große Banken als interessantes Geschäftsmodell entdeckt haben. Eigenkapitalvergabe hat mehr Risiko aber auch eine größere Belohnung, wobei die Erträge stabil und somit berechenbar sind, und Sicherheitspuffer bestehen. Beide Wege sind attraktiv und schlussendlich ist es eine Frage der Risikoabwägung.

Entwicklern macht der Zins- und Inflationsanstieg zu schaffen. Als Kreditgeber könnte man doch günstig Eigentümer werden.

Auf keinen Fall! Wir als Volksbank würden nie auf einen Ausfall hoffen. Das machen wir auch bei Immobilien nie. Es ist immer besser, wenn ein Kredit wie vereinbart zurückgezahlt wird. Alles andere ist mit sehr viel Aufwand verbunden. Außerdem haben wir, wie gesagt, eine klare Trennung.

Gab es unliebsame Überraschungen?

Dinge wie Eisbefall, Vogel- oder Fledermausflug, die zu Abschaltungen führen, sind einkalkuliert. Totalausfälle aus technischen Gründen gibt es aber auch. Aber dafür gibt es eine Verfügbarkeitsgarantie des Herstellers der Anlage. Er zahlt zwar nicht immer sofort und nicht immer gerne, aber die Entschädigung kommt.

Allerdings sind wir erst seit etwas mehr als drei Jahren mit Eigenkapital investiert und haben noch nicht viele Parks im Betrieb. Aus unserer Sicht ist aber, wenn sich die Windräder einmal drehen, dank der Garantien das größte Risiko vom Tisch.

Und in der Projektierung? Was ist mit Bürgerbegehren, Naturschutz oder Inflation?

In der Projektierung muss man damit rechnen, dass alles länger dauert als man einmal geplant hat – und das frisst Rendite. Allerdings sind die Renditen bei Projektierungen so auskömmlich, dass Verzögerungen nicht besonders ins Gewicht fallen. Lange Lieferzeiten für Umspannwerke sind allerdings zu beachten. Dazu kommen gegebenenfalls höhere Kosten für den Bau. Bürgerbegehren nehmen wir natürlich ernst und versuchen eine gemeinsame Lösung zu finden. Ich glaube durch das Thema Ukraine haben Erneuerbare Energien eine deutlich stärkere Akzeptanz erfahren. Wir wollen auf jeden Fall Bürgerbeteiligungen ermöglichen, damit auch die Menschen vor Ort profitieren können. Viele Kommunen sehen auch die Gewerbesteuereinnahmen als Chance für die Region.

Sinnvoll, um Akzeptanzprobleme der Bevölkerung zu vermeiden, sind Repowerings bestehender Parks. Einer der Parks in unserer Pipeline ist ein Repowering-Projekt. Auf den Umbau bestehender Parks mit leistungsstärkeren Windrädern und Modulen wollen wir uns künftig stärker fokussieren. Repowerings sind auch in der Projektierung oft einfacher als ein neuer Park.

Bei mehr Power in der Energieproduktion, braucht es aber ein größeres Umspannwerk.

Genau. Eines der Nadelöhre der Zukunft sind Umspannwerke. Deren Installation ist zeit- und kapitalintensiv.

Repowerings verlängern die Laufzeit eines Parks. Mit welchen Laufzeiten rechnen Sie und wie golden wird das Ende sein?

Manche Marktteilnehmer wetten auf Laufzeiten von weit über 25 Jahren und auf ein goldenes Ende. Wir nicht. Bei Wind rechnen wir mit 25 Jahren. Nach 20 Jahren läuft die EEG-Vergütung aus, aber nach allen Erfahrungen kann ein Park technisch gesehen weiterlaufen. Ein Abbau nach 20 Jahren erfolgt eigentlich nur, wenn ein Repowering möglich ist. Auf ein goldenes Ende wetten wir ebenfalls nicht. Wir kalkulieren konservativ zum Laufzeitende mit einem Wert von null. Eine Upside-Chance halten wir aber für möglich.

Der Strompreis ist volatil. Wie kann man im Bestand Cashflows stabilisieren? Mit PPAs, Batterien oder über ein gut diversifiziertes Gesamtportfolio?

PPAs sind eine Möglichkeit zur Stabilisierung. Derzeit liegen die Renditen dieser Abnahmevereinbarungen aber deutlich unter den EEG-Renditen. Interessant wäre, direkt neben einem Gewerbepark einen Erneuerbare-Energien-Park zu haben. Dann könnte man nämlich eine direkte Leitung legen und sich die Netzentgelte sowie die Kosten für die Netzverlegung sparen.

Wir überlegen gerade bei Batterien in die Projektierung einzusteigen. Aus meiner Sicht liegt die Zukunft bei Stand-alone-Batterien. Wenn man nämlich einen bestehenden Park mit einer Batterie koppelt, kann es sein, dass der Netzbetreiber einen größeren Einspeisepunkt will – für den eigentlich unrealistischen Fall, dass der Park am Peak arbeitet und zusätzlich noch die Batterie entlädt. Das macht die Aufrüstung eines Parks mit einer Batterie regulatorisch anspruchsvoll beziehungsweise teuer, weil Umspannwerke knapp und somit teuer sind. Einen separaten Batteriepark zu projektieren ist einfacher, weil dann durch das Speichervolumen klar ist, wie groß der Einspeisepunkt sein muss.

Also besser einen neuen Einspeisepunkt als einen bestehenden auszubauen.

Das kann ich so pauschal nicht beantworten. Es hängt sicherlich an den Begebenheiten vor Ort. Wir haben einen Park kurz vor Fertigstellung, der auf 24 Megawatt kommen wird. Für diesen bauen wir ein Umspannwerk mit 63 Megawatt. Perspektivisch sehen wir Umspannwerke per se als Investment.

Mit welchen Laufzeiten rechnen Sie für Batterien?

Je mehr Ladezyklen, desto geringer die Laufzeit – aber desto mehr Geld verdient man vermutlich. Wir selbst haben noch keine Batterien. Wahrscheinlich liegen die Laufzeiten bei fünf bis maximal zehn Jahren. Für die Stabilität der Netze und eine Glättung der Preise sind Batterien in jedem Fall wichtig. Gerade um die Peaks in der Mittagszeit auszugleichen.

Wenn alle PV-Parks eine Batterie haben, dann gibt es negative Strompreise am Abend.

Davon sind wir noch sehr weit entfernt. Außerdem muss man die Batterien ja nicht abends entladen und die Speicherkapazität einer Batterie wird auch zunehmen. Die weiteren technischen Entwicklungen werden spannend. Vielleicht wird es normal, dass ein Haushalt mit der Autobatterie die Waschmaschine betreibt.

Es gibt viele Unwägbarkeiten. Wie kann man da den künftigen Strompreis kalkulieren?

Wir nutzen die Strompreisprognosen von verschiedenen namhaften und am Markt akzeptierten Anbietern und bekommen so eine grobe Orientierung. Schlussendlich geht das aber stark in Richtung Spekulation. Daher fahren wir einen sehr konservativen Ansatz und deswegen ist uns die EEG-Vergütung so wichtig. Wir geben ein Angebot ab, und wenn wir zum Zuge kommen, ist diese Vergütung für 20 Jahre staatlich gesichert.

Mittelhessen ist auch landwirtschaftlich geprägt. Bietet Agri-PV kalkulierbarere Erträge?

Damit beschäftigen wir uns. Das Interesse an Agri-PV scheint mir bei Entwicklern und Landwirten noch nicht so ausgeprägt zu sein. Die Entwickler müssen bestimmte Auflagen erfüllen, um die zusätzliche EEG-Vergütung zu bekommen. Erst diese macht Agri-PV aus unserer Sicht interessant. Die Landwirte müssen eventuell ihre Maschinen anpassen, beispielsweise auf eine kleinere Spurweite.

Ist die Volksbank Mittelhessen ein Impact Investor? Ja, weil man Grünstrom produziert? Oder nein, weil es für das Klima egal ist, wer der Eigentümer des Parks ist?

Für uns ist es ein Strategiethema. Zu Ihrer Frage: Aus meiner Sicht ist es zu kurz gesprungen, schlicht zu sagen, dass, wenn es A nicht macht, dann eben B macht. Je mehr Marktteilnehmer, desto größer und effizienter ist der Markt und umso besser für den Stromnutzer. Gäbe es nur zwei, drei Marktteilnehmer, wäre der Strompreis sicher viel höher. Auch unterstützen wir lokale Projektentwickler, die andernfalls schlechtere Chancen im Wettbewerb hätten. Deshalb würde ich von einem Impact Investment sprechen. Wir sind beispielsweise auch für Kommunen ein gern gesehener Partner, weil wir Flexibilität bringen und man uns besser kennt als einen anonymen Dritten aus dem Ausland.

Kann die genossenschaftliche Mitgliedschaft an der Volksbank Mittelhessen in der Zukunft ein effizienter Zugangsweg zu Investments in Erneuerbaren Energien sein?

Derzeit nur indirekt, über den Vorteil, den unsere rund 200.000 Mitglieder erhalten, wenn wir erfolgreich sind. Aber wir arbeiten immer daran, dass sich unsere Mitglieder, Kunden und die Bürger vor Ort an unseren Projekten beteiligen können. Das ist ein Teil unseres Purpose.

Zum Hintergrund: Als Abteilungsleiter Beteiligungsmanagement und Ökosysteme der Volksbank Mittelhessen ist Kristoffer Schröder gut ausgelastet. Dies liegt einmal an den Ambitionen der Volksbank im Bereich der Erneuerbaren Energien, derzeit aber auch stark an möglichen Fusionen im genossenschaftlichen Banksektor. Allein seit Oktober wurden Gespräche der Volksbank Mittelhessen zu eventuellen Zusammenschlüssen mit dem VR-Bankverein Bad Hersfeld-Rotenburg, der Volksbank Schupbach, der Volksbank Feldatal und der Raiffeisenbank im Hochtaunus bekannt. Aber auch ohne Fusionen rangiert die in Gießen ansässige Volksbank Mittelhessen Ende 2024 beim Bundesverband der Deutschen Volksbanken und Raiffeisenbanken mit einer Bilanzsumme von 11,7 Milliarden Euro immerhin auf Platz 11.

Wie im Kreditgeschäft fährt die Volksbank auch bei Investments in Wind- und PV-Anlagen einen konservativen Ansatz und legt darum großen Wert auf die EEG-Vergütung. So wird ein Kreditversorger ein Stück weit zum Stromversorger.

Schlagworte: Erneuerbare Energien / Renewables | Investoreninterview | Wind- und Photovoltaikparks