private banking magazin: Herr Schreiber, Herr Svensson – Deutschland steht im Spannungsfeld zwischen ambitionierten Ausbauzielen und ausgeprägter Bürokratie. Warum bleibt der Standort für Sie dennoch attraktiv?
Detlef Schreiber: Wir profitieren grundsätzlich von einer regionalen Diversifikation in unserem Portfolio – unterschiedliche Vergütungsmechanismen, Strompreisniveaus und Erzeugungsprofile. Deutschland ist dabei ein wesentlicher Teil. Wir bauten über die vergangenen 20 Jahre gut die Hälfte unserer Standorte hier auf. Was sich in letzter Zeit verändert hat, ist der regulatorische Rahmen.
Wir sehen in unserer Projektentwicklung, dass wir deutlich zügiger zum Ziel kommen – bis hin zu Genehmigungen und Netzverfügbarkeiten. Ein konkretes Beispiel ist das Repowering: Früher musste man für jeden Standort praktisch eine komplett neue Genehmigung beantragen. Das wurde grundlegend vereinfacht. Es gibt heute quasi einen Rechtsanspruch für Betreiber, Repowering-Maßnahmen umzusetzen, mit einer massiv reduzierten Anforderungsliste. Das spüren wir täglich in unserem Portfolio.
Bengt Svensson: Aus SEB-Perspektive kann ich das nur bestätigen. Wir feiern dieses Jahr unser 50-jähriges Jubiläum in Deutschland. In unseren skandinavischen Heimatmärkten sind wir im Unternehmenskundengeschäft meist Nummer eins oder zwei – Wachstumspotenzial ist dort begrenzt. Die DACH-Region ist für uns deshalb ein sehr wichtiger Markt, auch weil die deutsche Industrie ähnliche Strukturmerkmale aufweist wie die schwedische: exportorientiert, innovationsaffin. Das passt.
Sie haben ein komplexes Restrukturierungsprojekt abgeschlossen: Drei bestehende Fonds wurden in einen neuen überführt, flankiert von einer Portfoliofinanzierung. Was steckt dahinter?
Schreiber: Wir sitzen auf einem Portfolio von rund 40 deutschen Wind- und Solarparks. Diese Anlagen sind gut 15 Jahre alt und bieten enormes Repowering-Potenzial. Im Solarbereich lässt sich die Leistung auf das Zwei- bis Zweieinhalbfache steigern, im Windbereich sogar auf das Drei- bis Vierfache. Die Wirtschaftlichkeit ist überzeugend: gleiche Fläche, deutlich mehr Strom, höhere Cashflows, bessere Rendite nach Repowering.
Das Konzept konnten wir unseren Investoren gut vermitteln – obwohl die Fonds bereits rund 15 Jahre gelaufen sind, haben sich die Bestandsinvestoren für weitere 20 Jahre in einem neuen Vehikel committet. Der nächste Schritt war die Ablösung von rund 40 Einzelfinanzierungen – von Sparkassen und Geschäftsbanken – durch eine einheitliche Portfoliofinanzierung auf Holdinggesellschaftsebene. Das schafft Flexibilität und eröffnet uns den finanziellen Handlungsspielraum für das Repowering.
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private banking magazin: Herr Schreiber, Herr Svensson – Deutschland steht im Spannungsfeld zwischen ambitionierten Ausbauzielen und ausgeprägter Bürokratie. Warum bleibt der Standort für Sie dennoch attraktiv?
Detlef Schreiber: Wir profitieren grundsätzlich von einer regionalen Diversifikation in unserem Portfolio – unterschiedliche Vergütungsmechanismen, Strompreisniveaus und Erzeugungsprofile. Deutschland ist dabei ein wesentlicher Teil. Wir bauten über die vergangenen 20 Jahre gut die Hälfte unserer Standorte hier auf. Was sich in letzter Zeit verändert hat, ist der regulatorische Rahmen.
Wir sehen in unserer Projektentwicklung, dass wir deutlich zügiger zum Ziel kommen – bis hin zu Genehmigungen und Netzverfügbarkeiten. Ein konkretes Beispiel ist das Repowering: Früher musste man für jeden Standort praktisch eine komplett neue Genehmigung beantragen. Das wurde grundlegend vereinfacht. Es gibt heute quasi einen Rechtsanspruch für Betreiber, Repowering-Maßnahmen umzusetzen, mit einer massiv reduzierten Anforderungsliste. Das spüren wir täglich in unserem Portfolio.
Bengt Svensson: Aus SEB-Perspektive kann ich das nur bestätigen. Wir feiern dieses Jahr unser 50-jähriges Jubiläum in Deutschland. In unseren skandinavischen Heimatmärkten sind wir im Unternehmenskundengeschäft meist Nummer eins oder zwei – Wachstumspotenzial ist dort begrenzt. Die DACH-Region ist für uns deshalb ein sehr wichtiger Markt, auch weil die deutsche Industrie ähnliche Strukturmerkmale aufweist wie die schwedische: exportorientiert, innovationsaffin. Das passt.
Sie haben ein komplexes Restrukturierungsprojekt abgeschlossen: Drei bestehende Fonds wurden in einen neuen überführt, flankiert von einer Portfoliofinanzierung. Was steckt dahinter?
Schreiber: Wir sitzen auf einem Portfolio von rund 40 deutschen Wind- und Solarparks. Diese Anlagen sind gut 15 Jahre alt und bieten enormes Repowering-Potenzial. Im Solarbereich lässt sich die Leistung auf das Zwei- bis Zweieinhalbfache steigern, im Windbereich sogar auf das Drei- bis Vierfache. Die Wirtschaftlichkeit ist überzeugend: gleiche Fläche, deutlich mehr Strom, höhere Cashflows, bessere Rendite nach Repowering.
Das Konzept konnten wir unseren Investoren gut vermitteln – obwohl die Fonds bereits rund 15 Jahre gelaufen sind, haben sich die Bestandsinvestoren für weitere 20 Jahre in einem neuen Vehikel committet. Der nächste Schritt war die Ablösung von rund 40 Einzelfinanzierungen – von Sparkassen und Geschäftsbanken – durch eine einheitliche Portfoliofinanzierung auf Holdinggesellschaftsebene. Das schafft Flexibilität und eröffnet uns den finanziellen Handlungsspielraum für das Repowering.
Svensson: Was dieses Projekt aus Bankensicht besonders macht, ist der Portfoliogedanke. Wir finanzieren kein einzelnes Großprojekt, sondern 40 Assets. Wenn eines davon nicht wie geplant läuft, können die anderen ausgleichen. Das ist ein erheblicher Risikopuffer. Hinzu kommt: Die Anlagen laufen während des Repowerings weiterhin unter dem EEG, generieren also stabilen Cashflow. Das ist für Fremdkapitalgeber ein sehr beruhigendes Szenario.
Herr Salic, wie haben Sie Ihre Bestandsinvestoren von diesem Schritt überzeugt?
Franjo Salic: Ein zentrales Versprechen war, dass kein frisches Eigenkapital erforderlich sein wird. Das ist für eine Fremdfinanzierung dieser Größenordnung ungewöhnlich – klassischerweise fordern Banken bei Bauprojekten immer auch Eigenkapitalpuffer. Wir haben dieses Problem durch den Portfolioeffekt gelöst: Eventuelle Kostensteigerungen bei einem Standort werden durch die Cashflows der anderen 39 Assets aufgefangen.
Auf der anderen Seite konnten wir zeigen, dass die Anlagen ihre EEG-Vergütung behalten, bis die neuen Anlagen ans Netz gehen. Das ist ein sehr stabiler Downside-Fall – und den hatten wir in der Hand, bevor die komplexen Aufwärtspotenziale überhaupt diskutiert wurden.
Repowering klingt unkompliziert. Aber bei jedem Bauprojekt gibt es Unwägbarkeiten. Wie managen Sie Kostenrisiken bei einem Investitionsvolumen von über einer Milliarde Euro?
Schreiber: Wir haben großen Respekt vor dieser Aufgabe – und bereiten uns seit über zwei Jahren strukturell darauf vor. Wir wachsen, sind heute 150 Mitarbeitende, vor drei Jahren waren es knapp über 100, und in zwei bis drei Jahren werden wir deutlich über 200 sein. Wir haben bewusst entschieden, Verantwortung nicht auszulagern: In den Bereichen Projektentwicklung, Baubegleitung und Generalunternehmersteuerung haben wir intensiv eigenes Personal aufgebaut.
Wir investieren auch stark in unsere digitalen Plattformen. Das ist keine Nebensache, sondern eine ernsthafte, detailreiche Aufgabe. Und natürlich bringen wir aus über 100 realisierten Projekten ein tiefes Netzwerk mit Anlagenherstellern, Modullieferanten und anderen Partnern in der Lieferkette mit – egal ob Europa oder China.
Wie läuft ein Repowering technisch ab – werden Windräder einfach Stück für Stück ersetzt?
Schreiber: Im Windbereich ist es etwas freier. Man kann im Radius von 1.000 Metern um die bestehende Anlage eine neue errichten. Die alte Turbine läuft weiter, bis die neue in Betrieb geht – dann wird die alte abgeschaltet. Die neuen Anlagen sind größer, aber man muss nicht exakt denselben Fleck Erde nutzen. Das ist ein enormer Vorteil, weil man das Windfeld besser ausnutzen kann. Im Solarpark läuft es reihenweise: Eine Modulreihe wird abgebaut, eine neue aufgestellt, dann die nächste. Wir versuchen, die Abbauarbeiten in die Wintermonate zu legen, wenn die Sonneneinstrahlung ohnehin minimal ist, damit wir in der ertragsstarken Jahreszeit wieder produzieren.
Sie wollen das Portfolio um Batteriespeicher ergänzen. Welche Rolle spielen die bei der Vermarktung?
Salic: Das ist ein Schlüsselelement. Unser Ziel ist ein homogenes Großportfolio aus Wind und Solar, das durch Batteriespeicher ergänzt wird. Das ergibt ein Erzeugungsprofil, das deutlich stabiler und planbarer ist als ein Einzelstandort. Zur Veranschaulichung: Gegenüber einem einzelnen 30-Megawatt-Solarpark in Brandenburg erzielen wir am Stromliefervertragsmarkt mit unserem kombinierten Portfolio einen spürbar höheren Preis. Der Stromabnehmer bekommt ein verlässlicheres Profil – besonders interessant für Hyperscaler sowie für die Elektro- und Chemieindustrie, die zuverlässig große Mengen Strom benötigen.
Sie haben einen internationalen Bankenclub für die Portfoliofinanzierung zusammengestellt. Warum klassische Banken und nicht Private Credit?
Salic: Wir haben das zu Beginn ernsthaft geprüft. Das entscheidende Argument für den Bankenclub waren letztlich die Konditionen. Die waren für unsere Investoren attraktiver als das, was Fremdkapitalfonds auf dem Markt angeboten haben. Sechs Banken sind am Ende dabei: SEB, Unicredit, CIBC aus Kanada, KfW IPEX-Bank, SMBC aus Japan und ING – ein sehr heterogener Club, auch was die Perspektive auf das Projekt angeht. Bis wir ein gemeinsames Verständnis für eine Finanzierungsstruktur hatten, die es in dieser Form bisher nicht gab, hat das Zeit gebraucht. Ein erster Termin mit 30 Bankern im selben Raum macht die Komplexität greifbar.
Schreiber: Man kann die Attraktivität des Standorts Deutschland auch daran ablesen, dass ein solch internationaler Fremdkapitalgeberkreis mit sehr hohem Interesse bereit war, in diesem Umfang zu finanzieren.
Svensson: Ich würde noch ergänzen: Die Umsetzungsrisiken in der Bauphase passen konzeptionell besser zu Projektfinanzierungsbanken. Ich könnte mir gut vorstellen, dass es zu einem späteren Zeitpunkt, wenn einzelne Projekte fertiggestellt sind, Anschlussfinanzierungen über Privatplatzierungen geben wird – das ist dann ein anderes Risikoprofil, das besser zu institutionellen Investoren passt.
Zum Europäischen Langfristinvestmentfonds: Wäre eine solche Portfoliostruktur nicht auch ein interessantes Produkt für Privatanleger?
Schreiber: Wir beschäftigen uns damit, aber wir halten uns bewusst zurück. Das Asset ist nicht einfach zu verstehen. Kleinen Anlegern transparent zu machen, wie solche Investments funktionieren, welche Risiken und Chancen damit verbunden sind – das ist eine echte Herausforderung. Wir beobachten am Markt Produkte, die das unserer Meinung nach zu stark vereinfachen. Dazu kommt die Frage der Liquidität: Ob ein Rückgabefenster von zwei bis drei Jahren wirklich ausreicht, bezweifeln wir. Was wir konkret planen, sind offene Fondsstrukturen für institutionelle Investoren mit langer Laufzeit und Ausstiegsmöglichkeiten – aber frühestens nach zehn bis zwölf Jahren. Das halten wir für den adäquaten Zeithorizont, um ein Portfolio dieser Größe zu entwickeln, das Liquidität durch Verkäufe auch realisieren kann.
Erneuerbare Energien gelten als inflationsgeschützt und wenig korreliert mit klassischen Assetklassen. Hat die Assetklasse das in der Zinswende 2022/23 tatsächlich gehalten?
Salic: Ja, hat sie. Unsere Anlagen haben produziert, die Erträge blieben stabil – unabhängig vom Zinsumfeld. Und das aktuelle Marktumfeld bestätigt die Logik der Assetklasse erneut. Infolge der geopolitischen Spannungen sind die Strompreise am Terminmarkt für die kommenden Quartale um rund 30 Prozent gestiegen. Windenergie lässt sich aktuell zu 80 bis 85 Euro je Megawattstunde absichern – ein Niveau, das für viele unserer Assets attraktiv ist. Wir haben das genutzt und sichern damit planbare Erlöse mit einem Aufschlag von rund 27 Prozent gegenüber unserer ursprünglichen Planung. Erneuerbare Energien sind nicht nur gering mit den liquiden Märkten korreliert – sie profitieren strukturell von genau den Momenten, die andere Energieträger unter Druck setzen.
Ab welchem Investitionsvolumen können Family Offices oder semiprofessionelle Anleger bei Cycap einsteigen, und welche Renditeerwartungen sind realistisch?
Salic: Die Mindestanlagesumme liegt bei fünf Millionen Euro. Die Zielrenditen unterscheiden sich je nach Strategie.
Wer heute in einen Fonds mit 40 teils repowerten, teils noch im Bau befindlichen Anlagen einsteigt, kauft ein anderes Risikoprofil als ein Investor von 2010. Wie erklären Sie neuen Investoren diesen Unterschied?
Salic: Das erklären wir sehr offen. Wer 2010 mit uns eingestiegen ist, hat in schlüsselfertige Wind- und Solaranlagen investiert – weitgehend planbare Cashflows, überschaubares Risiko, langfristige Laufzeit. Das ist unsere Kernstrategie, die wir seit 2007 betreiben. Inzwischen bieten wir zwei weitere Strategien an: Core Plus, das zusätzlich die Hybridisierung bestehender Standorte einschließt, und Value Add, das auf Repowering und Projektentwicklung setzt.
Mit steigender Renditeerwartung – bis zu zehn Prozent und mehr – geht naturgemäß auch ein anderes Risikoprofil einher. Was uns strukturell hilft: Wir arbeiten fast nie auf der grünen Wiese. Repowering und Hybridisierung finden an Standorten statt, die wir kennen – mit bestehenden Genehmigungen, vorhandener Netzinfrastruktur und langjährigen lokalen Beziehungen. Und wir denken immer auf Portfolioebene.
Cyberangriffe auf Energieinfrastruktur, physische Sabotage – wie schützen Sie Ihr Portfolio, und was bedeutet das für die Versicherungskosten?
Salic: Wir behandeln Cyber- und Sabotagerisiken als integralen Bestandteil des operativen Risikomanagements. Unser Sicherheits-Setup ist seit 2018 nach ISO 27001 zertifiziert. Hinzu kommen regulatorische Anforderungen aus Dora, NIS2 und dem Kritis-Regime.
Solche Maßnahmen erhöhen nicht nur die Widerstandsfähigkeit des Portfolios, sondern sind im Cyberbereich häufig auch Voraussetzung dafür, überhaupt Versicherungsschutz zu erhalten. Ergänzend kommt uns die Größe und Diversifikation zugute: Mit 103 Wind- und Solaranlagen können Risiken breit eingeordnet werden – was auch aus Sicht von Versicherern relevant ist.
Und zur Personalfrage: Bekommen Sie genug qualifizierte Mitarbeitende, die sowohl technisches als auch finanzielles Know-how mitbringen?
Schreiber: Der Fachkräftemangel ist real – aber wir erleben ihn weniger dramatisch als viele andere. Allein in den vergangenen zwei Jahren stellten wir über 50 neue Mitarbeitende ein. Das Thema erneuerbare Energien zieht. Unsere durchschnittliche Betriebszugehörigkeit liegt bei 9,5 Jahren – ein Wert, auf den wir stolz sind. Das beginnt früh, teilweise schon als Studierende. Franjo Salic ist selbst so bei uns gestartet und ist heute Teil des Leitungsgremiums. Und wir bieten ein modernes Arbeitsumfeld: Mit einem dedizierten KI-Team automatisieren wir repetitive Aufgaben, damit sich unsere Mitarbeitenden auf das konzentrieren können, was wirklich Mehrwert schafft.
Über die Interviewten:
Detlef Schreiber ist Geschäftsführer von Cycap (ehemals CEE) und verantwortet Strategie, Marketing und den Vertrieb der Investmentprodukte des Unternehmens.
Franjo Salic ist als Investmentchef von Cycap für Übernahmen, Asset Management und Portfoliomanagement zuständig.
Bengt Svensson arbeitet seit 1996 bei der SEB in Frankfurt im Bereich Projekt- und Infrastrukturfinanzierungen mit Schwerpunkt auf erneuerbare Energien, digitale Infrastruktur und Transport.