Strukturelles zu Infrastruktur

Von großer Relevanz sind hierzulande für Kapitalgeber und Kapitalsuchende die Felder Energie- und Verkehrsinfrastruktur. Diese wurden dem Publikum von Prof. Peter Birkner vom Energieversorger Mainova beziehungsweise Ex-Bundesverkehrsminister Prof. Kurt Bodewig nähergebracht. Einen Blick durch die Investorenbrille gewährten Holger Kerzel und Armin Beerwart sowie Mike Rieder.

Herr Rieder, Sie haben die Ergebnisse ­unserer gemeinschaftlichen Infrastrukturstudie „Öffentliche Aufgaben und private ­Investitionen“ [Januar-Ausgabe, Seiten 38 ff.] unter deutschen Investoren in Berlin vorgestellt. Wurde man denn bezüglich des Interesses der Anleger an PPPs (Private Public Partnerships) hellhörig?
Michael Rieder: Jeder Gesprächspartner, den wir in Berlin getroffen haben, hatte inter­essanterweise zu dem PPP-Thema eine Meinung. Allerdings bestehen zwei Lager. Eines steht PPPs sehr offen gegenüber und macht sich für einen Ausbau dieser Kooperationen stark. Das andere Lager ist zurückhaltend. Dies hängt sowohl mit vergangenen negativen Erfahrungen in Einzelfällen als auch zum Teil mit der schlechten Reputation ­privaten Kapitals aufgrund der Finanzkrise zusammen. Aus unserer Sicht ist es daher ­eine wichtige Aufgabe des privaten Kapitals, über das eigene Selbstverständnis und Tun aufzuklären. Die öffentliche Hand muss die Ziele der Investoren verstehen. Dann kann bei der öffentlichen Hand das Vertrauen wachsen, dass es sich bei den institutionellen Anlegern aus Deutschland nicht um Heuschrecken, sondern um verlässliche, langfristige Partner handelt.

Herr Bodewig, in dieser Runde kennen Sie den Politikbetrieb am besten. Wie ist es dort aus Ihrer Sicht um die Einstellung zu PPPs bestellt?
Prof. Kurt Bodewig: Ich kann die gerade beschriebenen Erfahrungen nachvollziehen. In der ersten großen Koalition Merkels war das Feedback in den Arbeitskreisen auch ­wegen der ersten Erfahrungen mit den A-Modellen, also den sogenannten Ausbaumodellen, in dem ein privater Partner den Ausbau von Autobahnabschnitten und deren Erhalt übernimmt, sehr positiv. Dann hat sich mit der Finanzkrise die Wahrnehmung des ­Finanzmarkts allgemein zum Schlechten ­gewendet.
Ich glaube aber, dass sich mit Blick auf die Finanzausstattung der öffentlichen Hand die Zeiten auch wieder ändern werden. Insbesondere auf kommunaler oder regionaler Ebene wird sich die Debatte neu entwickeln. Dort wird es zu einer Suche nach neuen Möglichkeiten kommen. Der Bund ist dagegen materiell in einer günstigen Situation.

Die Renditeerwartungen der Investoren sind nicht exorbitant, liegen aber weit über den Zinszahlungen des Bundes für seine Anleihen. Gilt dies wegen der Haftungskaskaden nicht auch für die Kommunen?
Bodewig: Die Zahl der Kommunen, ­denen eine weitere Kreditaufnahme versagt ist, steigt. Diese müssen neue Finanzierungs­lösungen suchen. Ich gehe davon aus, dass die Konfliktlinien künftig das Projekt selbst betreffen und nicht mehr die grundsätzliche Einstellung gegenüber öffentlich privaten Partnerschaften selbst.

Weitere wichtige Umfrageergebnisse waren, dass die Zielallokation von Infrastruktur deutlich über der Ist-Allokation liegt und dass Direktinvestments als attraktiv eingeschätzt werden. Ist dies auch die Sicht der W&W, Herr Beerwart?
Armin Beerwart: Ich sehe uns hier im Marktdurchschnitt. Die Württembergische hat bisher konzernweit 350 Millionen Euro in Infrastruktur, hauptsächlich in Erneuerbare Energien, sowohl über Fonds, Mandate als auch direkt investiert. 2012 und 2013 kauften wir zum Beispiel vier operativ tätige deutsche Windparks. Nun stehen wir bei der Lebensversicherung bei einer Quote von rund 0,8 Prozent der gesamten Kapitalanlagen. Die Auswirkungen auf die Gesamtbilanz sind ­also begrenzt. Solche Quoten helfen weder der Versicherungswirtschaft noch dem Thema „Infrastruktur“. Beide Seiten bräuchten ­höhere Quoten – beispielsweise vergleichbar mit denen im Immobilienbereich.
Die Lebensversicherungen kommen auf Kapitalanlagen von über 700 ­Milliarden ­Euro. Jeder Prozentpunkt mehr in Infrastruktur würde also allein seitens der Lebensver­sicherungen sieben Milliarden Euro mehr für den Infrastrukturbereich bedeuten.

Wie hilfreich ist denn für den weiteren Quoten­ausbau Solvency II?
Beerwart: Wenn das Standardmodell so kommt, wie aktuell vorgesehen, dann kann sich die Infrastrukturquote unseres Konzerns nur noch wenig erhöhen. Schließlich ist Infrastruktur Teil des „Other-Equity-Moduls“­, wird also gestresst wie Schwellenländeraktien, Private Equity oder Hedgefonds. Ein solcher Stressfaktor erschwert natürlich­ konservative Infrastrukturinvestments mit Zielrenditen von circa 6,5 bis ­sieben Prozent enorm. Das ist intern schwer zu rechtfertigen.
Beim Thema Infrastrukturinvestments nach Solvency II noch Verbesserungen hinzubekommen, ist eigentlich das große ­Thema für die Versicherungswirtschaft. Bei einer ­fairen Berücksichtigung von Infrastruktur ­gehe ich davon aus, dass dann Quoten aufgebaut werden, die für beide Seiten interessant sind. Ohne Verbesserungen kann sich das Thema Infrastrukturinvestments für Versich­erungen aber auch schnell erledigt haben.

Munich Re und Ergo nutzen ­interne Modelle. Fällt da der Infrastrukturaufbau leichter?
Holger Kerzel: Der relevanteste Faktor für den Ausbau von Infrastrukturengagements ist für mich derzeit, geeignete Objekte zu ­finden. Wir wollen relativ stabile Cashflows und ein stabiles regulatorisches Umfeld.
Aber natürlich ist für die Branche auch Solvency II ein großes Thema. Solvency II ist geradezu prohibitiv. Wenn die Politik tatsächlich wünscht, dass sich private Investoren stärker in Infrastruktur engagieren, dann sollte es auch regulatorische Verbesserungen geben. Aus meiner Sicht ist es nicht gerade sinnvoll, für die in einem regulierten Umfeld erziel­baren stabilen Infrastruktur-Cashflows 49 Prozent anzusetzen. Damit wird Infrastruktur wie ein volatiles Aktieninvestment behandelt. Für Immobilien werden dagegen nur 25 Prozent angesetzt.

Um zur Energieinfrastruktur zu kommen: Herr Kerzel, wie sind denn die Erfahrungen mit den Netzen „Amprion“ und „Open Grid Europe“?
Kerzel: Die Erfahrungen sind gut und entsprechen den Erwartungen. Beim Betrieb von Strom- und Gasnetzen treffen wir auf klar geregelte und regulierte Rahmenbedingungen. Deswegen sollte das Überraschungspotenzial auch gering sein.
Interessant wird es immer dann werden, wenn die Rahmenbedingungen überarbeitet werden. Hier kann ich nur das Studienergebnis unterstreichen, dass 97 Prozent in einer Änderung des regulatorisches Umfelds das größte Risiko sehen.­

Herr Professor Birkner, bei der Energiewende dreht sich die öffentliche Diskussion derzeit fast nur darum, wie der im Norden ­erzeugte Windstrom über zusätzliche Nord-Süd-­Trassen in die ­Industriezentren des Südens gelangt. Sie ­propagieren dagegen bis 2050 ­einen umfassenden Ansatz mit den drei ­Renewables-Ausbauphasen „Energietransport und -ergänzung“, „Energieabsorption und -ausgleich“ und drittens die „reversible Speicher­ung und Energieeffizienz“. Alles aufgehängt an der Frage, wie man die Volatilität von ­Renewables glättet. Im ­Einzelnen stehen ­dabei der Ausbau und die Flexibilisierung von Netzen und thermischen Kraftwerken, die ­indirekte und direkte Stromspeicherung mittels Wärme beziehungsweise Kälte und Wasserstoff, die Energieeffizienz sowie neue regenerative Stromquellen, wie die gebäudeinte­grierte Solartechnik im Vordergrund [Mehr hierzu in der März-Ausgabe auf den Seiten 14ff.]. Wo wird es hier für Fixed-­Income-orientierte Investoren interessant?
Prof. Peter Birkner: Momentan bei den Netzen. Allerdings stellt sich hier die Frage nach den Opportunitäten. Ich bezweifle, dass es in absehbarer Zeit wieder eine Gelegenheit wie zum Beispiel Amprion gibt. Denn schließlich ist auch die ­Energiebranche an konstanten ­Kapitalflüssen interessiert und entdeckt daher den Wert der Netze neu.
Hier möchte ich aber auch mit Blick auf die Regulierung davor warnen, davon auszugehen, dass bei einem Netz alles risikolos läuft. Die Bundesnetzagentur könnte beispielsweise in der nächsten Regulierungs­periode den Kostensenkungspfad mit entsprechend negativen Auswirkungen auf die Renditen erneut verschärfen.
Was für Finanzinvestoren weiter interessant sein wird, ist die regenerative Energie­erzeugung unter dem EEG. Dies gilt auch für die Neufassung. Es wird aber auch hier schwieriger. Zum Beispiel kann der Bürgerwille für Projektverzögerungen und damit für geringere Renditen sorgen. Auch zu beachten ist, dass einem die eingeholten Windprognosen nicht sagen, ob man mit einem Windpark in einem windschwachen Jahr startet. Wegen des Abzinsungseffektes ist eine Wertaufholung auch im Fall von darauf folgenden guten Windjahren schwierig. Aufgrund der reduzierten Vergütungssätze spielen diese Effekte eine immer größere Rolle.
Drittens sehe ich beim Thema Energie­effizienz, also bei der Heizungsmodernisierung mittels Contracting-Modellen, Chancen auf relativ konstante Cashflows. Dies ist aber ein sehr kleinteiliges Geschäft. Hier könnte eine Rolle des Energieversorgers darin bestehen, dass er für den Investor eine Bündelungsfunktion übernimmt. Wegen ihrer Expertise und regionalen Verankerung sehe ich hierfür vor allem Stadtwerke als geeignet an.

Herr Rieder, wo liegen für Sie Chancen für Fixed-Income-orientierte ­Investoren?
Rieder: Infrastruktur und Erneuerbare Energien auf der Eigenkapitalseite sind mit der Anlageklasse Fixed Income nicht zu ­vergleichen. Auch wenn in der Regel stabile, stetige Erträge zu erwarten sind, handelt es sich um unternehmerische Beteiligungen mit operativen Risiken.
Sowohl bei Erneuerbare- Energien-Projekte als auch bei Investitionen in Netzinfrastruktur ist ein ausgewiesenes fachliches Know-how notwendig. Das neue EEG zum Beispiel beinhaltet mehr „Markt“ und damit Verständnis für den Stromhandel, während zum Beispiel bei Netzinvestitionen hohe ­Anforderungen der Regulierungs­behörden an das laufende Management bestehen.­ Ist man in der Lage, das fachliche Know-how mitzubringen, sind die risiko­adjustierten Renditen in den Segmenten „Infrastruktur“ und ­„Erneuerbare Energien“ nach wie vor inter­essant.
Beerwart: Grundsätzlich bleiben für uns Erneuerbare Energien, in Deutschland und international, interessant. Derzeit ist unser Erneuerbare-Energien-Portfolio zu 40 Prozent in Deutschland allokiert. Rechnet man die offenen Commitments hinzu, liegt die Quote bei etwa 25 Prozent. Ziel ist es, noch weiter zu internationalisieren. Direktinvestments haben wir aber bislang nur in Deutschland gemacht.
Bei den Netzen sehe ich auf kommunaler Ebene Potenziale. Hier ist es möglich, sehr schnell Cashflows zu vereinnahmen, und es bestehen keine Greenfield-Risiken wie beim Straßenbau. Das ist ideal. Aber aus eigenen Gesprächen wissen wir, dass es durchaus ­Bedenken in der Politik über die Reaktionen in der betroffenen Bevölkerung gibt. Aber ­gegenüber welchem Finanzinvestor soll denn dann Akzeptanz in der Bevölkerung ­bestehen, wenn diese nicht einmal gegenüber einer Württembergischen Versicherung gegeben ist? Eine regional verankerte Versicherung und ein kommunales Netz ist eigentlich eine ideale Kombination!

So würde die Bevölkerung auch ihrer ­Altersversorgung etwas Gutes tun.
Bodewig: Ein ganz wichtiger Punkt bei der Infrastrukturfinanzierung ist die dafür nötige politische Kultur und gesellschaftliche Akzeptanz. Beides sehe ich übrigens bei der Verkehrsinfrastruktur-Finanzierung bei ­einer personenbezogenen Maut in Deutschland als nicht gegeben an. Aber auch beim bayer­ischen Sonderweg würden die Erhebungskosten, um bei denjenigen zu kassieren, die nur ­ge­legentlich die Straßen hierzulande nutzen, die zusätzlichen Transiteinnahmen überwiegen. 
Birkner: Die Beteiligung an regionalen Netzen ist in der Theorie ein guter Ansatz. In der Praxis ist aber der gegenläufige Prozess der ­Re-Kommunalisierung zu beobachten. Selbst kleine Gemein­den wollen nicht notwendigerweise an das benachbarte Stadtwerk eine Konzession vergeben. Emotionale Gründe sind hier stärker als rationale.
Eine Lösung könnten Minderheitsanteile kompetenter Partner sein. Gemischte Eigentümerstrukturen ­ermöglichen auch wieder Know-how-Gewinn und Bündelungen sowie Steigerungen bei der operativen Effizienz.

Inwieweit können Finanzinvestor und ­Energieversorger gemeinsam Anteile an ­einem Asset halten und der Versorger quasi als Asset­ Manager fungieren?
Rieder: Solche Kooperationen sind schon Realität. Energieversorger müssen sich aufgrund von bestimmten Themen, wie zum Beispiel Bilanzbereinigung oder hohen Eigen­kapitalanforderungen, zum Teil von ­interessanten Projekten trennen und verkaufen Anteile. Aufgrund der technischen Expertise hingegen bleibt die laufende Betreuung oft beim Energieversorger. Hierzu gehört ­beispielsweise auch die Erfahrung im ­Umgang mit den Regulierungsbehörden.
Ein anderer wichtiger Aspekt besteht ­darin, die „unterschiedliche Sprache“, die Finanz­investoren und Energieversorgungsunternehmen sprechen, zu überwinden. Wichtig hierbei ist für den Finanzinvestor, eine­ saubere Aufbereitung der Investmentmöglichkeit zur Verfügung zu stellen. Diese beinhaltet Themen wie Szenarioanalysen und Stresstests. Der Finanzinvestor muss einen­ möglichen Worst-Case-Effekt und die Auswirkung auf eine IRR transparent erkennen können.
Kerzel: Grundsätzlich macht eine solche ­Zusammenarbeit sehr viel Sinn. Schließlich hat ein Finanzinvestor nicht das Know-how eines Betreibers. Für eine gemeinschaftliche Umsetzung gibt es mehrere Modelle.
Die eigentlichen Probleme sind aber ganz anderer Art. In Deutschland wird zu viel über die Finanzierung der Energiewende diskutiert. Auch Re-Kommunalisierungen sind für das Gesamtbild nicht förderlich. Deutschland ist zwar als Investitionsstandort sehr ­attraktiv, es fällt der Politik aber schwer, private Investoren einzuladen. Andere Länder, wie Großbritannien, machen das besser. Zu diesen steht Deutschland in ­Konkurrenz. Das sehen nicht nur wir so, sondern auch viele andere internationale Investoren.

Zur Verkehrsinfrastruktur: Wie erfolgreich sind denn die A-Modelle, also der Ausbau von deutschen Autobahnen durch private Investoren? Stimmt das Klischee, dass ein Privater zwar schneller baut, aber im Endeffekt nicht unbedingt wirtschaftlicher? Hierzu gibt es auch Kritik vom Bundesrechnungshof.
Bodewig: Dass die Wirtschaftlichkeit nicht gegeben sein soll, ist Unsinn. Die ­Strategie, billig zu bauen, um schnelle ­Gewinne abzusahnen, geht nicht auf, da der Betrieb der Autobahn auf 30 Jahre gewährleistet sein muss. Richtig ist, dass ein ­Privater schneller bauen kann. Das A-Modell ­zwischen Hamburg und Bremen war beispielsweise drei Monate früher als geplant fertig. Das ­A-Modell zielt ja auch darauf ab, dass Verkehrsengpässe schnell beseitigt werden. Der Bundesrechnungshof betrachtet aber das ­Gesamtbild und moniert, dass 30 Jahre lang die Einnahmen aus der Lkw-Maut nicht mehr in den ­öffentlichen Haushalt fließen. Das ist die Konsequenz des A-Modells.
Schlussendlich sind solche Modelle eine Frage des politischen Willens. Und um nochmal auf meine Ausgangsthese zurückzukommen: Der politische Wille wird sich mit dem wachsenden Problemdruck neu formieren.

Ihr Nachfolger Dobrindt will die LKW-Maut auch für 7,5-Tonner und auf Bundesstraßen einführen. Ist somit ein Schub für A-Modelle zu erwarten?
Bodewig: Je mehr bemautet wird, desto attraktiver. Für die bestehenden A-Modelle ändert sich aber nichts.

Wie interessant ist Verkehrsinfrastruktur für Investoren? Wie interessant ist umsatz­abhängige Infrastruktur?
Kerzel: Verkehrsinfrastruktur ist grundsätzlich sehr interessant. Nach meinem ­Gefühl diskutieren wir zu viel über Energie. Teil von Infrastruktur sind aber auch Telekommunikationsnetze, soziale Einrichtungen und eben der Sektor Verkehr/Transport. Und wenn man sich stabile Cashflows wünscht, heißt das nicht automatisch, dass man nur streng regulierte Infrastruktur sucht und jedes Marktrisiko scheut. Mautstraßen sind also­ ganz klar ein Thema.
Beerwart: Dem kann ich mich anschließen. Direktbeteiligungen würde ich aber für die meisten Versicherer als eine zu große Heraus­forderung einschätzen.

Wie attraktiv ist denn das Thema „Infrastructure Debt“? Gibt es hier mehr Möglichkeiten, sind die Renditen ausreichend?
Kerzel: Wir haben auf der Eigenkapitalseite angefangen und sind dort seit ein paar Jahren aktiv. Nun starten wir auch auf der Fremdkapitalseite. Pauschale Antworten zu Renditen kann ich weder für die EK- noch die FK-Seite machen. Entscheidend ist ­immer das konkrete Objekt. Anders als in den liquiden Asset-Klassen baut sich ein Infrastrukturportfolio erst über die Zeit auf. Mit Blick auf den gesamten Investitionshorizont ist es noch zu früh, über tatsächlich erzielte Renditen zu reden.
Beerwart: Ich gehe davon aus, dass ­alternative Zinsquellen in der gesamten Versicherungswirtschaft derzeit ein Thema sind. Infrastructure Debt ist interessant, weil sich durch die Besicherung ein schönes Risikoprofil ergibt. Wer aber im ungelisteten ­Bereich unterwegs ist, benötigt ein entsprechend ­großes Team. Den Dealflow muss man sich erkämpfen, die Finanzierungen mit den ­Projektpartnern oft individuell verhandeln. Wir diskutieren derzeit, ob wir zusammen mit einem Partner ein Mandat hierzu aufsetzen. Mittlerweile beginnt sich für dieses noch recht junge Thema eine Anbieterseite zu etablieren. Ein eigenes Team aufzubauen, fällt einer mittelgroßen Versicherung schwer.

Infrastruktur bietet ein breites Spektrum, aber auch allgemein ist das Segment der alternativen Anlagen in den vergangenen Jahren sehr gewachsen. Ist denn auch die Größe des W&W-Teams mitgewachsen?
Beerwart: Das Team ist gewachsen. ­Zudem gibt es auch mehr abteilungsübergreifendes Zusammenarbeiten. PPP-­Projekte mit Immobilienbezug würden wir beispielsweise mit der Immobilienabteilung zusammen umsetzen. Da kommt es dann also zum interdisziplinären ­Zusammenarbeiten. Für Themen, die wir selbst nicht bearbeiten ­können, nutzen wir natürlich auch externe Partner. Hierbei kann es sich um Fonds­manager oder einen Managed-Account-­Anbieter, wie zum Beispiel eine andere Ver­sicherung oder auch eine Bank, handeln.

portfolio institutionell, Ausgabe 4/2014