Institutional Money, Ausgabe 1 | 2021

sächlich Strom produzieren. Sowohl die Abnahme des produzierten Stroms als auch der Preis pro Kilowattstunde waren ja staat- lich garantiert.“ Insofern brauchten Inves- toren lediglich das operationelle Risiko zu tragen. Neue Risiken kommen hinzu „Mittlerweile kommen weitere Risiken hinzu, die es zu managen gilt: das Ver- tragsrisiko 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 typi- scherweise kürzer als die früheren ga- rantierten 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 Immobilien- sektor sehen Investoren im Bereich erneuer- bare Energien nun eine analoge Entwick- lung: 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 Markt- logik und mischt Core- mit Core-plus- Assets. „Heute verfolgen wir die Ansätze Build-and-Sell, Build-and-Hold, Buy-Ma- nage-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 intel- ligentes 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 ge- hört 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 Haus- besitzern betrieben. Die typischen Betreiber der größeren Anlagen sind Finanzinvesto- ren, Stadtwerke oder auch die großen Ver- sorger wie RWE, Vattenfall oder EON. Neu in den Markt eingetreten sind die ganz gro- ßen Öl- und Gasgesellschaften wie Shell, BP oder auch Gazprom, die zwingend grü- ne 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 bei- spielsweise Perspektive Asset Management konzentrieren sich auch gern auf die liquide Seite des Marktes. „Die fünfte EEG-Novel- le rückt zwar in den Hintergrund, aber die Vereinbarung des Pariser Klimaabkom- mens, der Wiedereintritt der USA und die damit einhergehenden fiskalischen Maßnah- men 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 instal- lierter Kapazität weltgrößte Hersteller von Windkraftanlagen verzeichnete in den ver- gangenen beiden Jahren ein Umsatzwachs- tum von nahezu 20 Prozent im Jahr. Auch Solarunternehmen wie die chinesische Jinko liegen auf diesem Niveau, jedoch bei deut- lich niedrigeren Margen. Für die kommen- den Jahre könnten die Umsätze bei börsen- notierten Gesellschaften im Bereich Wind und Solar etwas niedriger ausfallen als 2019 und 2020, jedoch bei steigender Profitabi- lität“, 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 Son- ne scheint und der Wind weht, ist das Stromangebot groß, was den Spotpreis drückt. Kann man in einem solchen Fall die Die festen Einspeisevergütungen laufen nach und nach aus Bis 2030 werden in Deutschland bis zu 51,6 GW installierter Leistung aus der Vergütung herausfallen. In den ersten Jahren wird die Entwicklung vor allem von Windanlagen bestimmt. Nach 2030 macht sich der stärker geförderte Ausbau von Photovoltaik und Wind bemerkbar. Von 2031 bis 2037 fallen bei beiden Technologien Anlagen mit einer Kapazität von über 47 GW aus der Förderung. Dies entspricht einem Anteil von über 85 Prozent. Quelle: Bundesnetzagentur, dena-Marktmonitor 0 20 40 60 80 100 2037 2035 2030 2025 2021 2030: 51,6 GW Kumulierte installierte Leistung in GigaWatt Gesamt Wind Solar Biomasse Sonstige » Speichertechnologie wird auch für die Elektromobilität immer wichtiger. Daher wollen wir darin investieren. « Timo Werner, Fondsmanager bei Commerz Real 222 N o. 1/2021 | www.institutional-money.com P R O D U K T E & S T R A T E G I E N | E RNEUE RBAR E ENE RG I EN FOTO : © CHR I S TOF MAT T E S