Aktuell erhöhte Prognoseunsicherheit bei der Bewertung

Aktuell: Grundsätzlich wird der Wert von Energieverteilnetzen oder Netzgesellschaften als Ertragswert auf Basis ihrer erwarteten Nettoausschüttungen ermittelt. Die erwarteten Nettoausschüttungen werden dabei durch die regulatorischen Vorgaben der Anreizregulierungsverordnung (ARegV) und der Netzentgeltverordnungen Strom und Gas bestimmt. Die Erlöse setzen sich im Wesentlichen zusammen aus der Erstattung operativer Kosten und einer regulatorisch zugestandenen Verzinsung der regulierten Anlagenbasis. Die Prognoseschwierigkeit, der jede Unternehmensplanung unterliegt, wird somit einerseits dadurch gemindert, dass die Regulierung insoweit kurzfristig ein klares Prognosekorsett vorgibt, andererseits aber dadurch erhöht, dass langfristig unklar ist, wie sich die Regulierung in Deutschland entwickeln wird. Im Rahmen der Bewertung von Energieverteilnetzen und Netzgesellschaften wirkt sich das insbesondere auf die Frage nach den langfristig anzusetzenden Eigenkapitalzinssätzen bei Strom- und Gasversorgungsnetzen aus. Der Fachausschuss für Unternehmensbewertung des IDW hat hier zuletzt klarstellende Erörterungen zur Konsistenz dieser Zinssätze im Zähler und im Nenner des Bewertungskalküls vorgenommen. Die mit dem europäischen „Grünen Deal“ verbundenen Klimaschutzziele der EU für 2030 und 2050 sorgen darüber hinaus bereits jetzt für eine erhöhte Prognoseunsicherheit der langfristigen Auslastung von Strom- und Gasnetzen. Die Ziele des „Grünen Deals“ sind unter anderem eine Versorgung mit sauberer, sicherer und erschwinglicher Energie, aber auch eine konsequente CO2-Reduktion in den kommenden Jahren. Auswirkungen des „Grünen Deals“ zeigen sich in Deutschland unter anderem in der Einführung des nationalen Brennstoffemissionshandels mit dem Brennstoffemissionshandelsgesetz (BEHG) seit Beginn dieses Jahres sowie in der Verabschiedung einer nationalen Wasserstoffstrategie mit dem Ziel, eine internationale Führungsrolle bei Wasserstofftechnologien einzunehmen und einen Markthochlauf mit vornehmlich grünem - also durch Elektrolyse aus erneuerbarem Strom hergestellten Wasserstoff - zu fördern.

Das bedeutet: Insbesondere hinsichtlich der langfristigen Prognose der Ertragsaussichten von Verteilnetzen und Netzgesellschaften stellen sich somit völlig neue Herausforderungen. Für die Erdgasnetze wird die angestrebte CO2-Reduktion zu Änderungen im Hinblick auf ihre zukünftige Nutzung führen, die unter Umständen existenzielle Bedeutung haben. Einerseits stellt sich die Frage nach Geschwindigkeit und Umfang des zukünftigen Rückgangs der Nutzung von Erdgas vor allem zur Wärmegewinnung. Zum anderen beschäftigt sich die Bundesnetzagentur aktuell intensiv mit der Regulierung der zukünftig benötigten Infrastruktur für den Wasserstofftransport. Für die Gasnetzbetreiber ist es hierbei von entscheidender Bedeutung, inwieweit der Wasserstofftransport durch Neuaufbau (Greenfield) oder durch eine kostengünstigere Umnutzung bestehender Gasnetzinfrastruktur, die beispielsweise durch die Umstellung von „L-Gas“ auf „H-Gas“ frei würde, erfolgen soll. So ist ein denkbares pessimistisches Szenario, dass im Rahmen der Bewertung zukünftig von einem endlichen Verlauf des Gasnetzbetriebs auszugehen ist, inklusive etwaiger Abschätzung von Kosten für Rückbau und Stilllegung. Andererseits können die künftigen Entwicklungen auch dazu führen, dass weiterhin von der langfristigen Fortsetzung eines regulierten Geschäftsbetriebs auch im Rahmen des Transports von Wasserstoff oder von Beimischungen ausgegangen werden kann. Bei der Bewertung von Stromnetzen wiederum ist daher langfristig abzuschätzen, inwieweit die Nutzung aufgrund zunehmender Elektrifizierung sowie punktuell hinzukommender Lasten durch stromintensive Elektrolyseure und dezentrale Einspeisepunkte erneuerbarer Energien zunimmt und dadurch ein steigender Investitionsbedarf resultiert. Zu beachten sind hierbei jedoch gegenläufig auch die aktuellen Fragestellungen zu regulierungs- und netzentgeltfreien Quartierslösungen.

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