M&A FORUM HVB FORUM, MÜNCHEN M&A IN REGULIERTEN MÄRKTEN - November 2014 - Dr. Holger Schmitz, Noerr LLP Dr. Christoph Spiering, Noerr LLP Jan ...
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4. November 2014 M&A FORUM HVB FORUM, MÜNCHEN M&A IN REGULIERTEN MÄRKTEN Dr. Holger Schmitz, Noerr LLP Dr. Christoph Spiering, Noerr LLP Jan Strobel, Finadvice - FAA Financial Advisory AG
Agenda
1. Einleitung
a. M&A in Regulierten Industrien
b. Besonderheiten im Bereich des EEG
c. Bewertung von Energiekosten
2. Anwendungsbeispiele
a. Beispiel 1: Eigenstromversorgung
b. Beispiel 2: Industrierabatte
c. Beispiel 3: Künftige Biomethananlage
3. Fazit / Ausblick
2
M&A in Regulierten Industrien
Auf einen Blick: Eingriffsverwaltung vs. Regulierung
einfache und seit Jahrzehnten komplexe Regeln, die sich durch
gleichbleibende Regeln Ergänzungspacks ständig erweitern
3M&A in Regulierten Industrien
Alle Branchen, die verstärkt öffentlicher Regulierung unterliegen
Energie
Stromintensive Unternehmen
Unternehmen mit Eigenstromversorgung
Projektentwicklung bei Erneuerbaren Energien
Finanzsektor
Gesundheit und Pharmazeutika
Lebensmittel
Medien
Telekommunikation
Versicherungen
Wasserversorgung
4M&A in Regulierten Industrien
Regulatorischer Rahmen
Verkäufer Käufer
Target:
Produktion
mit Eigenversorgung
Fertigung
Strom
Rechtsrahmen
5M&A in Regulierten Industrien
Regulierter Rechtsrahmen ist relevant in allen Transaktionsphasen
LoI
Due
Diligence
Akquisitions-
strukturierung
Vertragsver-
handlungen
Pre-Closing
Handlungen
Signing
Closing
Post-Closing
Integration
Earn-Out
Phase
6Agenda
1. Einleitung
a. M&A in Regulierten Industrien
b. Besonderheiten im Bereich des EEG
c. Bewertung von Energiekosten
2. Anwendungsbeispiele
a. Beispiel 1: Eigenstromversorgung
b. Beispiel 2: Industrierabatte
c. Beispiel 3: Künftige Biomethananlage
3. Fazit / Ausblick
7Besonderheiten im Bereich des EEG
EEG 2000, 2004, 2009, 2012, 2014, 2016
Wirtschaftliche Auswirkungen des seit August 2014 geltenden EEG auf M&A-
Transaktionen
Stetige Änderung der regulatorischen Rahmenbedingungen,
nächste Änderung zum Jahr 2016 bereits festlegt (!)
Illustration am Beispiel: Zielgesellschaft (energieintensives Unternehmen der
Schmiedeindustrie, die Strom teilweise selbst produziert)
a. Bestandsschutz für Eigenstromversorger
b. Erhalt von Industrierabatten
c. Prognoseunsicherheiten in der Projektentwicklung bei Erneuerbaren Energien
8Besonderheiten im Bereich des EEG
Anwendungsbeispiel
50 MW
KWK
Schmiede
AG 60 %
> 100 km Strom
40 %
10 MW
Biomethan
Schmiede
GmbH 100 %
9Agenda
1. Einleitung
a. M&A in Regulierten Industrien
b. Besonderheiten im Bereich des EEG
c. Bewertung von Energiekosten
2. Anwendungsbeispiele
a. Beispiel 1: Eigenstromversorgung
b. Beispiel 2: Industrierabatte
c. Beispiel 3: Künftige Biomethananlage
3. Fazit / Ausblick
10Bewertung von Energiekosten
Bestandsschutz, Härtefallregelung und Übergangsvorschriften
Seit EEG 2014 schrittweise Überführung von Einspeisetarifen zu Marktpreisen
Weitere Änderungen des regulatorischen Umfelds erforderlich, da EEG 2014 nur ein
„Baustein“ in der Energiepolitik ist (Kapazitätsmarkt, u.a.)
Finanzkrise hat großen Einfluss auf die Bewertung von KWK- und EEG-Projekten
Negative Strompreisentwicklung seit 2008
Nachfrage nach «risikolosen» Anlagen ist hoch
Herausforderung Preisprognose
Hohe Volatilität der Futures mindert Prognosegenauigkeit
Unterschiedliche Methoden
Geringe Liquidität an der Strombörse
Gegenparteienrisiko: Hohe Insolvenzrate wegen Leverage sowie geringe historische
Erfahrungswerte machen Vertragsgestaltung und Absicherung entscheidend
11Euro/MWh
30
50
60
70
80
90
40
100
02.01.2008
02.02.2008
02.03.2008
02.04.2008
02.05.2008
02.06.2008
02.07.2008
02.08.2008
02.09.2008
02.10.2008
02.11.2008
02.12.2008
02.01.2009
02.02.2009
02.03.2009
02.04.2009
02.05.2009
02.06.2009
02.07.2009
02.08.2009
02.09.2009
02.10.2009
02.11.2009
02.12.2009
02.01.2010
02.02.2010
02.03.2010
02.04.2010
02.05.2010
02.06.2010
02.07.2010
02.08.2010
02.09.2010
02.10.2010
02.11.2010
02.12.2010
02.01.2011
02.02.2011
02.03.2011
02.04.2011
02.05.2011
12
02.06.2011
02.07.2011
Bewertung von Energiekosten
02.08.2011
02.09.2011
zum Zeitpunkt
02.10.2011
02.11.2011
02.12.2011
02.01.2012
02.02.2012
02.03.2012
02.04.2012
02.05.2012
02.06.2012
Futurepreis Base
02.07.2012
02.08.2012
02.09.2012
02.10.2012
02.11.2012
02.12.2012
02.01.2013
02.02.2013
02.03.2013
02.04.2013
02.05.2013
02.06.2013
02.07.2013
02.08.2013
02.09.2013
02.10.2013
02.11.2013
02.12.2013
02.01.2014
02.02.2014
02.03.2014
02.04.2014
02.05.2014
02.06.2014
02.07.2014
02.08.2014
02.09.2014
2018
2017
2016
2015
2014
2013
2012
2011Bewertung von Energiekosten
Notierung Futurepreis(1) Base jeweils am 1. April
Zum jeweiligen Zeitpunkt
Euro/MWh
sind die Notierungen am 70
Terminmarkt die Anstieg i.H.v. ca. 20 Euro
bestmögliche Prognose der 60
Preisentwicklung. Sie sind das
Ergebnis aller am Markt zu 50
diesem Zeitpunkt getätigten
Handelsgeschäfte. 40
Änderungen können aber
sehr schnell eintreten und 30
auch zukünftig sind große
Schwankungen von plus (2)
20
minus zehn Euro nicht
ungewöhnlich
10
In 2005 hat der Markt für das
Jahr 2007 einen Base-Preis 0
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
i.H.v. ca. 35 Euro/MWh
erwartet. Ein Jahr später lag 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
die Erwartung für das Jahr
2007 bei ca. 55 Euro/MWh Veränderungen der kurzfristigen
Preiserwartung der Börse in 12 Monaten
(1) Phelix Stromfutures der EEX
(2) In 2003 waren an der EEX nur drei Folgejahre handelbar. Erst ab 2004 wurden sechs Folgejahre handelbar,
wobei eine ausreichende Liquidität nur in den ersten drei Jahren gegeben ist
13Bewertung von Energiekosten
Bloomberg Prognosewerte bis 2019, danach 2% inflationiert
50,0
47,1
46,2
45,2
44,4
45,0 43,5
43,1
42,5 42,6
41,4 41,4
40,0
Euro/MWh
36,6
35,9
35,2
34,3 34,5
35,0 33,8
33,3 33,2
32,3 32,1
30,8
30,2
29,4 29,6
30,0 29,0
28,2 28,5
27,9
27,2 26,9
25,0
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024
BASELOAD PEAKLOAD OFFPEAK
14Agenda
1. Einleitung
a. M&A in Regulierten Industrien
b. Besonderheiten im Bereich des EEG
c. Bewertung von Energiekosten
2. Anwendungsbeispiele
a. Beispiel 1: Eigenstromversorgung
b. Beispiel 2: Industrierabatte
c. Beispiel 3: Künftige Biomethananlage
3. Fazit / Ausblick
15Beispiel 1: „Eigenstromversorgung“
Werterhalt durch Akquisitionsstrukturierung
LoI
Due
Diligence
Akquisitions-
strukturierung
Vertragsver-
handlungen
Pre-Closing
Handlungen
Signing
Closing
Post-Closing
Integration
Earn-Out
Phase
16Beispiel 1: „Eigenstromversorgung“
Werterhalt durch Akquisitionsstrukturierung
Käufer
50 MW
KWK
Schmiede
AG
> 100 km Strom
Konventionelle gasbetriebene KWK-Anlage mit 50 MW installierter Leistung
7’500 Volllastbenutzungsstunden = 375 GWh Stromerzeugung
Anlage ist Teil der Produktion und versorgt zwei Standorte
17Beispiel 1: „Eigenstromversorgung“
Fallbeispiel
Käufer will vom Verkäufer Fabrik A erwerben
Der CFO bewertet Fabrik A mit 500 MEuro
Verkäufer bietet den Verkauf von Fabrik A im Wege des Asset Deal an (verkaufen soll
die Schmiede AG)
Verkäufer behält Fabrik B
Fabrik A produziert den benötigten Strom seit 30 Jahren selbst und muss dadurch
keine EEG-Umlage zahlen (Ersparnis: 23,1 MEuro für 2015).
Voraussetzung für die Fortführung der Ersparnis: Fortbestand des
Eigenversorgerprivilegs, d.h. Befreiung von der EEG-Umlage (= Bestandsschutz)
Risiko: Wegfall der Privilegierung durch Betreiberwechsel
Auswirkungen auf den Kaufpreis?
362 MEuro 500 MEuro
18Beispiel 1: „Eigenstromversorgung“
Berechnungsgrundlage
Wegfall der EEG-Privilegierung wegen Asset Deal
Umfang 50 MW x 7‘500 Volllaststunden = 375 GWh
EEG-Umlage für 2015 6,17 ct/kWh (ab 2016 eigene Annahmen)
Restlaufzeit KWK-Anlage 5 Jahre
2015 2016 2017 2018 2019
6.17 6.87 7.47 7.97 8.37
23'137'500 25'762'500 28'012'500 29'887'500 31'387'500
Kumulierte, nicht diskontierte EEG-Umlage 138 MEuro, je nach WACC-Diskontierung
82-110 MEuro Risiko
19Beispiel 1: „Eigenstromversorgung“
Gestaltungsvor- Erhalt des Verlust des Auswirkungen
schläge des Käufers Bestandsschutzes Bestandsschutzes auf Kaufpreis
Schmiede AG: Kaufpreis
Verlust der 362 - 420 MEuro
Verkauf der Assets Eigenversorgung für
von Standort A aus Standort B
der AG an den Käufer: Kein
Käufer Bestandsschutz für
Standort A, da
Betreiberwechsel
Käufer: Schmiede AG: Kaufpreis
Bestandsschutz für Verlust der 500 MEuro
Verkauf Aktien an
Standort A (mit Eigenversorgung für
der AG an den
Kraftwerk) bleibt Standort B (wäre
Käufer (vorherige
erhalten mangels auch bei Asset-Deal
Ausgliederung von
Betreiberwechsels eingetreten)
Standort B)
(nur Gesellschafter-
wechsel)
20Agenda
1. Einleitung
a. M&A in Regulierten Industrien
b. Besonderheiten im Bereich des EEG
c. Bewertung von Energiekosten
2. Anwendungsbeispiele
a. Beispiel 1: Eigenstromversorgung
b. Beispiel 2: Industrierabatte
c. Beispiel 3: Künftige Biomethananlage
3. Fazit / Ausblick
21Beispiel 2: „Industrierabatte“
Wertsteigerung durch Umstrukturierung
LoI
Due
Diligence
Akquisitions-
strukturierung
Vertragsver-
handlungen
Pre-Closing
Handlungen
Signing
Closing
Post-Closing
Integration
Earn-Out
Phase
22Beispiel 2: „Industrierabatte“
Wertsteigerung durch Umstrukturierung
Verkäufer Käufer
50 MW
KWK
Schmiede
AG 60 %
> 100 km Strom
40 %
Fremdstrombezug 200 GWh/a mit «Industrierabatt» für Fabrik A und B
Verkauf der Standorte und weiterer Strombezug für zehn Jahre
Wachstumsrate EEG-Umlage positiv bis 2022 (Zubau Offshore & PV), danach
Rückgang wegen Wegfall teurer alter EEG-Anlagen
23Beispiel 2: „Industrierabatte“
Fallbeispiel
Käufer will vom Verkäufer Fabriken A und B erwerben
Beide Fabriken sind sog. „energieintensive Unternehmen“
Der CFO bewertet die Fabrik A mit 500 und B mit 100 MEuro;
nach neuem EEG 80% Rabatt auf EEG-Umlage:
Fabrik A („Schmiederohlinge“) muss nur 20% EEG-Umlage zahlen (120 GWh/a)
Fabrik B („Automobilveredelung“) muss aufgrund der gemeinsamen Betrachtung
mit Fabrik A und dem größeren Bruttowertschöpfungsanteil von Fabrik A ebenfalls
20% EEG-Umlage zahlen (80 GWh/a), bräuchte isoliert aber nur 12% EEG-Umlage
zahlen
Der CFO fragt, ob eine Strukturierung möglich ist, bei der ein höherer Gesamtkaufpreis
angeboten werden kann (Nutzbarmachen des Potentials der Senkung der EEG-Umlage
für Fabrik B Kostenersparnis 5 MEuro)
Auswirkungen auf den Kaufpreis?
Fabrik B 100 MEuro 105 MEuro
(sowie unverändert 500 MEuro für Fabrik A)
24Beispiel 2: „Industrierabatte“
Berechnungsgrundlage
200 GWh Fremdstrombezug für weitere zehn Jahre (davon 80 GWh für Fabrik B)
Beschaffung über Strommarkt
Wachstumsrate EEG-Umlage positiv bis 2022 (Zubau Offshore & PV), danach Rückgang
wegen Wegfall teurer alter EEG-Anlagen
EEG-Umlage 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024
6.17 6.87 7.47 7.97 8.37 8.67 8.87 8.97 8.97 8.87
12% 592'320 659'520 717'120 765'120 803'520 832'320 851'520 861'120 861'120 851'520
20% 987'200 1'099'200 1'195'200 1'275'200 1'339'200 1'387'200 1'419'200 1'435'200 1'435'200 1'419'200
100% 4'936'000 5'496'000 5'976'000 6'376'000 6'696'000 6'936'000 7'096'000 7'176'000 7'176'000 7'096'000
Summe EEG-Umlage i.H.v. 12% Summe: 8 MEuro
Summe EEG-Umlage i.H.v. 20% Summe: 13 MEuro (+5 MEuro)
Der vollständige Wegfall des Industrierabatts für die Fabriken A und B ist ein
Dealbreaker, da 159 MEuro Kosten anfallen
25Beispiel 2: „Industrierabatte“
Strukturierungs- 20 % EEG-Umlage 12 % EEG-Umlage Auswirkungen
varianten (Härtefallregelung) (Regelverfahren) auf Kaufpreis
Schmiede AG:
Beibehaltung des Standort A:
Härtefallregelung für
Status Quo (Schmiede 500 MEuro
Standort A und B
AG wird erworben
zusammen, da
und bleibt Standort B:
überwiegend (60/40%)
unverändert) 100 MEuro
„falsche Branche“
Schmiede AG wird Schmiede AG (Standort NewCo für
erworben, A): Härtefallregelung, da Standort B: Standort A:
anschließend 100% „falsche Branche“ Regelverfahren, da 500 MEuro
Ausgliederung von 100% „richtige
Standort B auf Branche“ Standort B:
NewCo (Standort A 105 MEuro
bleibt in AG)
Keine Zusammenlegung von Standort B mit bestehenden Geschäftsbetrieben (statt in
NewCo) – Ansonsten droht Wegfall des Rabatts (Dealbreaker)!
26Agenda
1. Einleitung
a. M&A in Regulierten Industrien
b. Besonderheiten im Bereich des EEG
c. Bewertung von Energiekosten
2. Anwendungsbeispiele
a. Beispiel 1: Eigenstromversorgung
b. Beispiel 2: Industrierabatte
c. Beispiel 3: Künftige Biomethananlage
3. Fazit / Ausblick
27Beispiel 3: „Künftige Biomethananlage“
Earn-Out-Struktur
LoI
Due
Diligence
Akquisitions-
strukturierung
Vertragsver-
handlungen
Pre-Closing
Handlungen
Signing
Closing
Post-Closing
Integration
Earn-Out
Phase
28Beispiel 3: „Künftige Biomethananlage“
Earn-Out-Struktur
Verkäufer Käufer
10 MW
Biomethan
Schmiede
GmbH
Biomethanlieferung
Lieferant
Biomethan gefeuerte KWK-Anlage 10 MWel mit 75 GWh/a geplantem Output
Langfristiger Biomethan-Bezugsvertrag
29Beispiel 3: „Künftige Biomethananlage“
Fallbeispiel
Käufer will vom Verkäufer Fabrik C erwerben
Der CFO bewertet Fabrik C mit 100 MEuro
Fabrik C beabsichtigt, künftig durch ein Biomethan-BHKW Strom teilweise selbst zu
produzieren
Das Biomethan-BHKW ist genehmigt und im Bau, Fertigstellungszeitpunkt unklar
Wenn es vor dem 31.12.2014 in Betrieb genommen wird, greift die EEG-Privilegierung
2012, die (gerechnet auf 20 Jahre/ Zeitraum der EEG-Privilegierung) zu einer
Kostenersparnis i.H.v. 32 MEuro führen kann (Wertsteigerung)
Weitere Voraussetzung für verlässlichen Businessplan: Langfristiger
Biomethanliefervertrag (Preisrisiko)
Auswirkungen auf den Kaufpreis?
100 MEuro 132 MEuro
30Beispiel 3: „Künftige Biomethananlage“
Berechnungsgrundlage
Verspätete Inbetriebnahme mit EEG 2014 statt EEG 2012
Abdiskontierter Verlust von ca. 32 MEuro
Differenz von ca. 4 ct/kWh ggü. EEG 2012 über 21 Jahre
Umstellung auf Erdgas-BHKW erfordert Prüfung von
EEG-Rabatt für Eigenstrom
KWK-Förderung
Wegfall von Netzentgelten sowie Netzumlagen für Eigenstrom
Prognose Spark Spread (Gaspreis zu Strompreis inkl. Berücksichtigung Wirkungsgrad
der Anlage) ist zur Zeit für gasgefeuerte GuDs & KWK-Anlage negativ. Anlagen mit
hoher Volllaststundenbenutzung und grossem Eigenverbrauch könnten sich rechnen
Preisrisiko Strom & Gas
31Beispiel 3: „Künftige Biomethananlage“
Regulatorischer Rahmen Kaufpreis Lösung im SPA
Kaufpreisberechnung nur Fabrik C
(ohne Berücksichtigung Biomethan- 100 MEuro Base Case (Kaufpreis)
BHKW)
Risiko: Verspätete Inbetriebnahme, 132 MEuro Vereinbarung eines Earn-Out, wenn
dadurch Förderung nach dem EEG • die Inbetriebnahme vor dem
2014 anstatt nach dem EEG 2012, 01.01.2015 stattfindet,
dadurch Wegfall der Wertsteigerung • die langfristige Substratlieferung zu
angemessenen Preisen
sichergestellt ist.
32Agenda
1. Einleitung
a. M&A in Regulierten Industrien
b. Besonderheiten im Bereich des EEG
c. Bewertung von Energiekosten
2. Anwendungsbeispiele
a. Beispiel 1: Eigenstromversorgung
b. Beispiel 2: Industrierabatte
c. Beispiel 3: Künftige Biomethananlage
3. Fazit / Ausblick
33Ausblick / Fazit aus M&A Sicht
Regulierung setzt Anreize für Nutzung von Optimierungspotential
Jedes EEG bringt seine eigenen Herausforderungen
Dem Beispiel der Industrierabatte (Beispiel 2) vorgelagert war eine Änderung des
Rabattsystems zwischen EEG 2012 und EEG 2014, das (auch ohne M&A-
Transaktion) zu einer geringfügigen Anpassung der Rabatte und damit der Ein- und
Ausgaben führte. Das neue EEG 2014 hat aber gleichzeitig die Möglichkeit
geschaffen, im Zusammenhang mit einer Umstrukturierung Werte zu heben.
Am Beispiel der Biomethananlage (Beispiel 3) zeigt sich, wie
Übergangsvorschriften in der M&A-Transaktion Strukturierungsspielräume
schaffen (hier über Earn-Out-Potentiale)
Die nächsten Anpassungen stehen bevor (EEG 2016 bereits angekündigt; KWKG-
Novelle 2015, …)
neue Regelungen werden zu wirtschaftlichen Risiken führen, aber auch gleichzeitig
Chancen eröffnen
dynamisches Anpassen von Transaktionen / Umstrukturierungen laufend
erforderlich
34Ausblick / Fazit aus Finance-Sicht
Vor allem Märkte und Regulierung erfordern besondere Aufmerksamkeit
Regulierte Märkte hängen ab von politischen Entscheidung. Das erschwert Prognosen
und Entscheidungen
Veränderungen der Rahmenbedingungen führen zu Unsicherheit in der Bewertung
Eventuell ist ein Aufschlag auf den Diskontierungsfaktor erforderlich
Alternativ sind Sicherheitszuschläge im Businessplan möglich
Marktpreisentwicklungen werden von der Regulierung beeinflusst, z.B.:
Diskussion Kapazitätsmarkt. Dieser würde zu zusätzlichen Erlösen führen, aber
auch den Strommarktpreis reduzieren wegen mehr Angebot
EEG-Zuschlag und Wert der Befreiung
Marktpreisprognosen sind wegen mangelnder Lagermöglichkeit gerade beim Strom
besonders heikel
35Ausblick / Regulatory-Sicht
Regulatorische Chancen und Risiken erkennen, um Mehrwerte zu schaffen
Das Regulierungsrecht bietet – zu relativ präzise formulierten Spielregeln –
Investmentmöglichkeiten, die mehr Sicherheit bieten als Investments in nicht
regulierten Industrien, z.B.:
20jährige EEG-Vergütung langfristige Einnahmegarantie
Garantierte Eigenkapitalverzinsung bei Investitionen in Energienetze
geringes Risiko von rückwirkenden Änderungen (Vertrauens- / Bestandsschutz)
Kurz- , mittel- und langfristige Entwicklungstrends in der Regulierung müssen bei
Transaktionen berücksichtigt werden, um entstehende regulatorische Chancen und
Risiken angemessen einschätzen zu können, z.B.:
Verschärfung technischer Anforderungen auch für Bestandsanlagen
Entwicklung neuer „Betätigungsfelder“ (z.B. Ausschreibungen nach EEG, Teilnahme
an Kapazitätsmärkten)
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