Institutional Money, Ausgabe 1 | 2021

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 Kinder- schuhen“, weiß Edmund. Aber einige Kraft- werke verfügen bereits über Speicherkapa- zitäten. „Das meiste läuft derzeit über Bat- terietechnologien. Heute ist man damit zwar noch nicht sehr weit, aber der technische Fortschritt ist hier rasant“, meint die Fondsmanagerin. Die Speichertechnolo- gie wird also wichtiger. „Insbesondere für erneuerbare Energie“, meint Tobias Huzarski, der beim Sachwertspezialis- ten Commerz Real den Bereich Impact Investment verantwortet. „Das liegt da- ran, dass es insbesondere bei regenera- tiven 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, Spei- cherkraftwerke als potenzielles Investment für ihren Fonds. „Speichertechnologie wird auch für die Elektromobilität immer wich- tiger, 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 An- kündigungen zu grünem Wasserstoff, das Thema wird auch kommen, schon allein um unsere CO 2 -Reduktionsziele zu erreichen“, meint Ebner. „Allerdings brauchen wir hier eine Anschubfinanzierung, da sich die grüne Wasserstofftechnologie noch nicht rechnet. Auch müssen wir bessere Speichermöglich- keiten 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 brei- te Diversifizierung an, aber nicht nur wie früher durch die angestrebte Streuung über Windkraft, Solar, Bioenergie, Wasserkraft und Wärmekoppelung. „Heute ist es sinn- voll, noch breiter zu streuen. Das reicht von verschiedenen Ländern und Standorten über unterschiedliche Dienstleister mit abgestuf- ten Wartungsintensitäten – Vollwartungs- oder Teilwartungsvertrag – bis hin zur Art des Stromverkaufs: feste Einspeisevergü- tung, 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 stre- ben auch hier eine Streuung über verschie- dene Hersteller an. „Obwohl es auch Projekte gibt, bei denen noch über viele Jahre mit einer festen Ein- speisevergütung 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 ver- kaufen, 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 Invest- ments in erneuerbare Energien theoretisch spürbar, wenn dadurch einer unserer Dienst- leister ausfällt und etwa eine defekte Wind- turbine 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-Op- tion?“, führt Huzarski vor Augen. „Wenn nun nach und nach die festen Einspeisever- gütungen auslaufen, planen wir, für die ein- zelnen Projekte rechtzeitig PPAs abzuschlie- ßen“, erklärt sein Kollege Werner. Er ver- gleicht das mit dem Auslaufen eines Miet- vertrags. Ein PPA wird für eine bestimmte Laufzeit abgeschlossen, und während dieser Dauer gibt es eine feste Planung. „Ein Vor- teil gegenüber Immobilien besteht im Leer- standsrisiko. 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 Kernge- schäft. Daher sind der Abschluss und die Verwaltung solcher Verträge nichts Neues für unser Team.“ Das sich ändernde Markt- umfeld führt auch zu einer Verkürzung der Fondslaufzeiten. „Früher haben wir für Renewables geschlossene Spezialfonds auf- gelegt, 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 Investo- ren“, so Ebner. „Jetzt erwerben wir eine Anlage beispielsweise in der Entwicklungs- phase und verkaufen sie nach zwei, drei oder vier Jahren Betrieb wieder.“ Daher lie- ge eine typische Fondslaufzeit jetzt nur noch bei zehn bis zwölf Jahren. Die Rendi- ten 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 Betätigungs- feld für Institutionelle im Bereich von Debt Investments. ANKE DEMBOWSKI » Mit den staatlichen Incentives sollte eine Technologie gefördert werden, die damals nicht marktfähig war. « Michael Ebner, Geschäftsführer Infrastruktur beim Real-Asset-Spezialisten KGAL 224 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 : © KGA L