Trend 1: Die Förder-Ära läuft aus, jetzt entscheidet die Vermarktung
Seit dem Jahr 2000 garantiert das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) den Betreibern von Wind- und Solarparks für 20 Jahre einen festen Preis pro eingespeiste Kilowattstunde. Die ersten dieser Anlagen erreichen jetzt das Ende des Förderfensters und müssen ihren Strom anschließend am freien Markt platzieren.
Hinzu hat sich auch das Gesetz selbst gewandelt. Für neue, größere Anlagen wird der Zuschlag heute über Ausschreibungen vergeben und die Vergütung folgt nicht mehr einem festen Tarif, sondern orientiert sich am Marktpreis. Damit verändert sich die Logik der Anlageklasse von Grund auf. Strom muss aktiv vermarktet werden, dabei schwankt der Spotmarkt im Stundenrhythmus. Preise sind ausgerechnet dann am tiefsten, wenn alle Solarparks gleichzeitig liefern.
„Wo früher garantierte Erlöse lockten, bestimmen heute Spotmarktpreise, Wetterdaten und Netzkapazitäten die Einnahmenseite", analysiert Timo Werner, Fondsmanager des klimaVest. „Die Vermarktung von grünem Strom wird dynamischer, damit aber auch anspruchsvoller." So rückt das Asset Management ins Zentrum, denn das entscheidet, ob ein Park seine Möglichkeiten ausschöpft oder hinter ihnen zurückbleibt. Zum Kompetenzprofil gehören unter anderem präzise Ertragsprognosen für jede einzelne Anlage, ein detailliertes Verständnis der lokalen Netzanbindungen und ihrer Engpässe, die Fähigkeit, kurzfristig auf Preissignale am Spotmarkt zu reagieren und nicht zuletzt Erfahrung am Verhandlungstisch mit großen Stromabnehmern.
Was bei oberflächlicher Betrachtung nach mehr Risiko aussieht, ist für erfahrene Asset Manager:innen ein Zugewinn an Spielraum. Dr. Nicole Arnold, Vorstandsmitglied der Commerz Real, beschreibt das so: „Die Vermarktung des erzeugten Stroms bietet verschiedene Ansätze und damit ebenfalls Diversifikationspotenzial. Der Strom kann zum einen ins öffentliche Netz eingespeist werden. Dabei spielt es eine Rolle, ob der Strom zu einem festen, staatlich garantierten Preis oder aber zu schwankenden Marktpreisen vergütet wird. Ein weiteres Modell ist der Abschluss direkter Lieferverträge mit Großabnehmern, sogenannte Power-Purchase-Agreements (PPAs)." Die Mischung dieser Ansätze entscheidet, ob ein Portfolio stabil oder chancenreich aufgestellt ist und inwieweit es sich unabhängiger von einzelnen Strommärkten macht.
Bei diesen direkten Stromlieferverträgen kauft ein Industrieabnehmer Strom über 10 oder 15 Jahre zu einem festen Preis direkt vom Erzeuger. Das bringt die Planbarkeit zurück, die das EEG verloren hat. Großabnehmer verhandeln allerdings nicht mit hundert kleinen Parks einzeln. Sie suchen Partner mit Volumen und Bonität, die zuverlässig liefern und langfristig vertrauenswürdig sind. Fonds mit großen, breit diversifizierten Portfolios verhandeln auf Augenhöhe mit der Industrie und sichern sich in der Regel bessere Konditionen als kleinere Akteure.
Doch langfristige Planbarkeit kann auch die Rendite drücken, wenn der Strompreis unter dem liegt, was sich am Spotmarkt in lukrativen Phasen erzielen ließe. Für Anleger:innen folgen daraus konkrete Auswahlkriterien beim Erneuerbare-Energien-Investment wie breit diversifizierte Portfolios und ein belastbarer Track Record in der Stromvermarktung. Wer beides mitbringt, kann eher den Wegfall der Einspeisevergütung in einen Vorteil drehen. Wer es nicht hat, bleibt stärker dem Spotmarkt mit seinem Kannibalisierungseffekt ausgeliefert.
Mit dem Ende der festen Einspeisevergütung verschiebt sich die Ertragslogik von Wind- und Solarparks: Von garantierter Sicherheit hin zu Chancen, die kompetente Vermarktung verlangen.
