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1/2021 | Produkte & Strategien
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Aktive Strategien gefragt

Lange Zeit konnte man erneuerbare Energie als Buy-and-Hold-Investment spielen. Weil nun immer mehr staatliche Förderungen auslaufen, muss auf ein aktiveres Vorgehen umgestellt werden.

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Der Staat zieht sich aus der Förderung zurück, weil Strom aus erneuerbaren Energien mittlerweile rentabel ist. Daher tritt die aktive Bewirtschaftung von operativen Assets im Bereich ­New Energy Investments stärker in den Vordergrund als früher. Optimieren lassen sich Output, Preis pro kWh, Betriebskosten und vieles mehr.

© Olivier Le Moal | stock.adobe.com

Deutschland fördert die Umstellung auf umweltschonendere Energieformen seit vielen Jahren auf breiter Front. Unternehmen werden dabei ebenso unterstützt wie Kommunen und private Haus­eigentümer. Und Deutschland steht damit keineswegs allein da. Viele andere Staaten gehen ähnlich vor, und davon profitierten auch alle Investmentprodukte, die auf erneuerbare Energiegewinnung setzen. Nun tritt dieser Markt jedoch in eine neue Phase ein, die dadurch gekennzeichnet ist, dass ­einerseits das grundsätzliche Interesse an ­Investitionen in diesem Bereich zwar steigt, parallel dazu die staatlichen Förderungen aber tendenziell abnehmen. Und diese Veränderung des Förderumfelds hat auch Einfluss auf die Renditen. „In der Vergangenheit waren New Energy Investments durch die staatlichen Unterstützungen mit weitgehend stabilen Renditen verbunden“, erklärt Ingrid Edmund, Senior-Portfoliomanagerin bei Columbia Threadneedle. „Dafür waren sie regulatorischen Risiken unterworfen, wie etwa die nachträglichen Preiskürzungen in Spanien gezeigt haben.“

„Auch die Investitionskosten waren früher deutlich höher als heute, das hat die ­gegenüber Marktpreisen hohen Garantievergütungen gerechtfertigt. Eine Investition musste sich ja über die Lebensdauer der Projekte amortisieren und darüber hinaus ­eine Eigenkapitalrendite erwirtschaften“, sagt Michael Ebner, Geschäftsführer In­frastruktur beim Real-Asset-Spezialisten KGAL. „Mit den staatlichen Incentives sollte eine Technologie gefördert werden, die damals nicht marktfähig war.“ Die Förderungen haben das Erhoffte bewirkt: mehr Investitionen und Entwicklungen, was letztlich die Technologie verbilligt hat.

„Der technische Fortschritt ermöglicht es mittlerweile, dass auch im Bereich der ­erneuerbaren Energien Strom zu wettbewerbsfähigen Kosten produziert werden kann. Entsprechend können nun die Incentives der Regierungen zurückgefahren werden“, findet Edmund. Das heißt aber, dass sich Investoren mit ihren New-Energy-Portfolios nun stärker auf den Markt einstellen müssen. „Die hohen Einspeisevergütungen früher haben dazu geführt, dass sich auch schlechte Standorte gerechnet haben. Heute müssen wir viel mehr auf den individuellen Standort schauen“, berichtet Ebner. Seine Kollegin Edmund bestätigt das: „Bislang mussten Erzeuger von regenerativ erzeugtem Strom lediglich dafür sorgen, dass sie mit ihrer Wind- oder Solaranlage auch tatsächlich Strom produzieren. Sowohl die Abnahme des produzierten Stroms als auch der Preis pro Kilowattstunde waren ja staatlich garantiert.“ Insofern brauchten Inves­toren lediglich das operationelle Risiko zu tragen.

Neue Risiken kommen hinzu

„Mittlerweile kommen weitere Risiken hinzu, die es zu managen gilt: das Vertragsrisiko und das Preisrisiko an den Spotmärkten“, so Edmund. Vertragliche Risiken ergeben sich daraus, dass nun nicht mehr eine Regierung die Preise garantiert, sondern die Stromerzeuger Abnahmeverträge mit Festpreisen mit Unternehmen verhandeln müssen, deren Bonität zu prüfen ist, beispielsweise BP oder Shell. „Diese Verträge laufen typischerweise kürzer als die früheren garantierten Einspeiseverträge, etwa sieben bis zehn Jahre“, so Edmund. Danach muss ein Anschlussvertrag geschlossen oder der Strom am Markt verkauft werden. Verkauft man flexibel an den Spotmärkten, ergibt sich ein Spotpreisrisiko.

„Wie vor einigen Jahren im Immobiliensektor sehen Investoren im Bereich erneuer­bare Energien nun eine analoge Entwicklung: Renditen im Core-Segment sind teils nicht mehr attraktiv, und es braucht ­aktives Asset Management, um eine Wertschöpfung zu erreichen. Der klassische Buy-and-Hold-Ansatz bei Renewables in reifen Märkten wie Deutschland führt zu sehr niedrigen ­Returns“, sagt Ebner. Er folgt dieser Marktlogik und mischt Core- mit Core-plus-­Assets. „Heute verfolgen wir die Ansätze Build-and-Sell, Build-and-Hold, Buy-Manage-and-Sell. Da müssen Sie schon auf der gesamten Klaviatur spielen: Repowering, Brownfield, Greenfield und aktives Asset Management“, so Ebner.

Die Verkaufserlöse sollen durch ein intelligentes Verkaufsmanagement möglichst hoch liegen, aber dennoch stabil sein. „Wir können den Strom über Börsen verkaufen oder mittels langfristiger Abnahmeverträge, der Power Purchase Agreements“, so Ebner. Auch die Betriebskosten der Anlagen will er im Griff haben. „Dazu setzen wir auf ­lokale Dienstleister, die die notwendigen Services erbringen. Dieses Outsourcing muss natürlich engmaschig und kompetent überwacht werden, um am Ende einen hochwertigen Service zu erhalten. Dazu gehört auch, dass wir dann am Markt diese Serviceverträge oft neu kalibrieren.“

Auch die Marktteilnehmer haben sich verändert. „Kleinere Auf-Dach-Anlagen werden weiterhin auch von lokalen Haus­besitzern betrieben. Die typischen Betreiber der größeren Anlagen sind Finanzinvestoren, Stadtwerke oder auch die großen Versorger wie RWE, Vattenfall oder EON. Neu in den Markt eingetreten sind die ganz großen Öl- und Gasgesellschaften wie Shell, BP oder auch Gazprom, die zwingend grüne Geschäftsfelder suchen“, erklärt Ebner. Auf dem Markt gibt es dann – ähnlich wie im Immobilienbereich – eine Vielzahl von Asset Managern. Sehr große Investoren bauen sich die entsprechende Kompetenz inhouse auf und investieren direkt in ­Renewables. Kleinere Investoren wie beispielsweise Perspektive Asset Management konzentrieren sich auch gern auf die liquide Seite des Marktes. „Die fünfte EEG-Novelle rückt zwar in den Hintergrund, aber die Vereinbarung des Pariser Klimaabkommens, der Wiedereintritt der USA und die damit einhergehenden fiskalischen Maßnahmen bieten ein gutes Investitionsumfeld“, meint Gabriele Hartmann, die dort als Fondsberaterin arbeitet und im Vorstand ist. „Beispielsweise schauen wir uns Vestas Wind an. Dieser nach Umsatz und instal­lierter Kapazität weltgrößte Hersteller von Windkraftanlagen verzeichnete in den vergangenen beiden Jahren ein Umsatzwachstum von nahezu 20 Prozent im Jahr. Auch Solarunternehmen wie die chinesische Jinko liegen auf diesem Niveau, jedoch bei deutlich niedrigeren Margen. Für die kommenden Jahre könnten die Umsätze bei börsennotierten Gesellschaften im Bereich Wind und Solar etwas niedriger ausfallen als 2019 und 2020, jedoch bei steigender Profitabi­lität“, hofft sie.

Aus den neuen Entwicklungen ergeben sich nicht nur neue Risiken, sondern auch neue Opportunitäten. Aktuell in erster Linie aus der Energiespeicherung: Wenn die Sonne scheint und der Wind weht, ist das Stromangebot groß, was den Spotpreis drückt. Kann man in einem solchen Fall die Energie zwischenspeichern, lassen sich zu einem Zeitpunkt mit weniger Angebot und gleich hoher oder höherer Energienachfrage bessere Preise erzielen. „Dieses sogenannte Power-Trading steckt noch in den Kinderschuhen“, weiß Edmund. Aber einige Kraftwerke verfügen bereits über Speicherkapazitäten. „Das meiste läuft derzeit über Batterietechnologien. Heute ist man damit zwar noch nicht sehr weit, aber der technische Fortschritt ist hier rasant“, meint die Fondsmanagerin. Die Speichertechnologie wird also wichtiger. „Insbesondere für erneuerbare Energie“, meint Tobias Huzarski, der beim Sachwertspezialisten Commerz Real den Bereich Impact Investment verantwortet. „Das liegt daran, dass es insbesondere bei regenerativen Energien zu Schwankungen bei der Stromproduktion kommt. Diese Schwankungen sind auf die Volatilität der zugrunde liegenden Energiequellen Sonne und Wind zurückzuführen.“ Daher sehen er und sein Kollege Timo Werner, der den Impact-Fonds Klimavest managt, Speicherkraftwerke als potenzielles Investment für ihren Fonds. „Speichertechnologie wird auch für die Elektromobilität immer wich­tiger, daher wollen wir mit dem Klimavest langfristig in dieses Thema investieren.“ Hier sind sogar neue Förderungen in Sicht, womöglich im Rahmen des Green New Deal der EU. „Es gibt ja bereits viele Ankündigungen zu grünem Wasserstoff, das Thema wird auch kommen, schon allein um unsere CO2-Reduktionsziele zu erreichen“, meint Ebner. „Allerdings brauchen wir hier eine Anschubfinanzierung, da sich die grüne Wasserstofftechnologie noch nicht rechnet. Auch müssen wir bessere Speichermöglichkeiten entwickeln. Bevor Wasserstoff ins klassische Gasnetz eingespeist werden kann, muss in die bestehende Infrastruktur investiert werden.“

Diversifikation

Neben der technischen Entwicklung und der Einstellung auf Marktpreisbewegungen hat auch das Thema Diversifikation nicht an Aktualität eingebüßt. Huzarski und Werner streben in ihrem Fonds eine möglichst breite Diversifizierung an, aber nicht nur wie früher durch die angestrebte Streuung über Windkraft, Solar, Bioenergie, Wasserkraft und Wärmekoppelung. „Heute ist es sinnvoll, noch breiter zu streuen. Das reicht von verschiedenen Ländern und Standorten über unterschiedliche Dienstleister mit abgestuften Wartungsintensitäten – Vollwartungs- oder Teilwartungsvertrag – bis hin zur Art des Stromverkaufs: feste Einspeisevergütung, Power Purchase Agreement oder ­direkt über die Strombörse“, erklärt Werner. Er geht mit seinem Team sogar so weit, dass sie sich damit beschäftigen, welche Turbinen und Solaranlagen sich in den ­einzelnen Kraftwerken befinden – sie streben auch hier eine Streuung über verschiedene Hersteller an.

„Obwohl es auch Projekte gibt, bei denen noch über viele Jahre mit einer festen Einspeisevergütung zu rechnen ist, muss ein Renewable-Energy-Portfolio heute intensiv gemanagt werden“, erklärt Huzarski. Als Beispiel nennt er ein Windparkinvestment in Heinsberg, bei dem es aus dem EEG von 2017 noch über die nächsten 20 Jahre eine feste Einspeisevergütung gibt. „Bei diesem Investment bleiben wir vor den Folgen von Covid-19 verschont, denn der Wind weht auch während der Pandemie, und die feste Einspeisevergütung sorgt hier für langfristig planbare Cashflows.“ Bei Projekten, die ­ihren Strom direkt über die Strombörse verkaufen, kann man aber durchaus betroffen sein, wenn die Stromnachfrage zurückgeht, weil die Unternehmen coronabedingt ihre Produktion zurückfahren und dadurch der Strompreis sinkt. „Außerdem wären die Auswirkungen der Pandemie auf Investments in erneuerbare Energien theoretisch spürbar, wenn dadurch einer unserer Dienstleister ausfällt und etwa eine defekte Windturbine nicht zeitnah repariert werden kann.“ Zum Portfoliomanagement gehöre daher auch eine gute Due Diligence der Dienstleister. „Wir wollen wissen: Wie sind die aufgestellt? Gibt es eine Fallback-Op­tion?“, führt Huzarski vor Augen. „Wenn nun nach und nach die festen Einspeisevergütungen auslaufen, planen wir, für die einzelnen Projekte rechtzeitig PPAs abzuschließen“, erklärt sein Kollege Werner. Er vergleicht das mit dem Auslaufen eines Mietvertrags. Ein PPA wird für eine bestimmte Laufzeit abgeschlossen, und während dieser Dauer gibt es eine feste Planung. „Ein Vorteil gegenüber Immobilien besteht im Leerstandsrisiko. Wenn Sie bei einer Immobilie keinen Anschlussmietvertrag haben, steht Ihre Immobilie leer. Wenn Sie aber als Stromerzeuger kein Anschluss-PPA haben, können Sie Ihren Strom weiter über ­eine Strombörse verkaufen. Beim Abschließen solcher PPAs oder beim Verkauf des Stroms über eine Börse sind wir in der Lernkurve bereits weit fortgeschritten. Renewables sind seit über zehn Jahren unser Kerngeschäft. Daher sind der Abschluss und die Verwaltung solcher Verträge nichts Neues für unser Team.“ Das sich ändernde Marktumfeld führt auch zu einer Verkürzung der Fondslaufzeiten. „Früher haben wir für ­Renewables geschlossene Spezialfonds aufgelegt, an denen sich zehn bis 30 Investoren beteiligt haben. Typischerweise haben wir die Anlagen kurz nach Inbetriebnahme ­erworben, um sie 20 bis 25 Jahre lang zu betreiben. In dieser Größenordnung war dann auch die Kapitalzusage der Investoren“, so Ebner. „Jetzt erwerben wir eine ­Anlage beispielsweise in der Entwicklungsphase und verkaufen sie nach zwei, drei oder vier Jahren Betrieb wieder.“ Daher liege eine typische Fondslaufzeit jetzt nur noch bei zehn bis zwölf Jahren. Die Renditen bleiben dabei ansprechend. „Sie liegen für einen Brownfield-Fonds, der operative Assets im Portfolio hat, vielleicht um die vier Prozent. Für risikoreichere Investments mit einem moderaten Hebel von 50 Prozent erwarten wir etwa acht Prozent“, so Ebner. Mit der Abnahme der staatlichen Förderung sei aber auch die Bereitschaft der Banken gesunken, Fremdkapital bereitzustellen. Hieraus ergibt sich ein weiteres Betätigungsfeld für Institutionelle im Bereich von Debt Investments.    

Anke Dembowski


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