5 Fragen zu... Offshore-Portfoliomanagement

Für welchen Offshore-Windpark startet Vattenfall mit dem Portfoliomanagement?

Vattenfall macht das Portfoliomanagement für Hollandse Kust Zuid in den Niederlanden. Der weltweit größte subventionsfreie Offshore-Windpark hat eine Gesamtkapazität von mehr als 1.500 Megawatt – aufgeteilt auf 140 Anlagen mit je 11 Megawatt.

Wie bereiten sich die Portfoliomanager vor?

Seit Anfang Mai befindet sich der Windpark in einer Commissioning Phase: Die ersten Turbinen werden in Betrieb genommen und es fließt der erste Strom. Im Herbst wird der Park seinen offiziellen Betrieb aufnehmen. Vattenfall hat die Tools und Infrastruktur entwickelt, die Production Forecasts erstellt, den Marktzugang für Strom und Herkunftszertifikate sichergestellt. Die Optimierung wird auch mit Algo Trading laufen und wir führen natürlich das Bilanzkreismanagement durch. Oberste Priorität haben dabei die Optimierung nach einer vereinbarten Strategie sowie die Transparenz durch professionelles Berichtswesen.

Was sind die Besonderheiten von Offshore-Portfoliomanagement?

Es gibt viele Herausforderungen. Zunächst einmal hat Hollandse Kust Zuid eine wesentlich höhere Leistung als bisherige Parks. Daher wird die Inbetriebnahme Auswirkungen auf den holländischen Strommarkt haben. Wir müssen uns Stück für Stück annähern und testen, wie sich der Park und der Markt verhalten. Außerdem müssen wir die Energiemengen aus dem Park bilanziell dort hinbringen, wo sie gebraucht werden, Hedgingstrategien entwickeln, die weit über die im Handel gut abbildbaren zwei bis drei Jahre hinausgehen, und das Bilanzierungsrisiko aus der immer noch schwer zu prognostizierenden Winderzeugung managen. Und schließlich müssen wir das alles in die bestehende Nachfrage beim Kunden integrieren. Hier spielen Flexibilitäten eine große Rolle, die auf die volatile Produktion aus Erneuerbaren schnell reagieren können. Wir möchten sicherstellen, dass wir die Erzeugung und Nutzung erneuerbarer Energien – unter Berücksichtigung der Integrationen eines so großen Parks in das bestehende TenneT-Verteilnetz – maximieren.

Was ist daran anders als bei herkömmlichem Portfoliomanagement?

In der herkömmlichen Welt ist das Risiko geringer: Da setzt man auf Standardprodukte, die man für einen Zeitraum von etwa zwei bis drei Jahren handeln kann und muss nicht so langfristig hedgen. Zudem ist die Leistung aus den standardisierten Hedgingprodukten konstant und nicht so volatil wie bei Erneuerbaren. Auch wenn Kunden eigene Erzeugungsanlagen haben, kann man diese so steuern, dass sie entsprechend dem Bedarf des Kunden gefahren werden.

Inwiefern kann das Projekt Vorbild für künftige Projekte sein?

Wir werden sicherlich einiges daraus lernen. Vieles hängt davon ab, wie man neue Parks bauen möchte – ob man zum Beispiel Investoren einbindet oder die Mengen als Power Purchase Agreements abbildet. Dann muss man überlegen, welche Strukturen man aus dem Park verkauft, etwa, ob man as produced oder as forecasted vereinbart. Das hängt natürlich auch von den Anforderungen des Kunden ab. Fest steht: Der Strombedarf wird zukünftig weiter steigen. Zum Beispiel auch dadurch, dass der Einsatz von Erdgas aus Sicht des Klimaschutzes und aus politischen Gründen zurückgehen muss – und ein Ersatz dafür grüner Wasserstoff sein kann, für den wir wiederum grünen Strom brauchen. Vorteilhaft ist, dass Elektrolyseanlagen in der Regel so flexibel sind, dass sie perfekt zur Erzeugung mit Wind und Sonne passen. Zum grünen Wasserstoff wird Mitte Mai ein Delegated Act erwartet, der die Anforderungen beschreibt, die erfüllt sein müssen, um Wasserstoff als „grün“ bezeichnen zu können. Wir werden dies analysieren und daraus werden sich zusätzliche Möglichkeiten für das und Anforderungen an das Portfoliomanagement ergeben.

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