De belastingbetaler was spekkoper in juli vorig jaar, toen het Deense energiebedrijf Dong de tender voor het offshore windpark van 700 MW voor de Zeeuwse kust binnensleepte voor €72 per MWh. Want het ministerie had erop gerekend dat de biedingen in de buurt van €120 per MWh zouden liggen. En aangezien de Rijksdienst voor Ondernemend Nederland (RVO) het verschil tussen de kostprijs en de marktprijs voor elektriciteit vanuit de SDE+-subsidie voor vijftien jaar bijpast (wel met inachtneming van een plafond), lopen de besparingen aardig op. Tot zo’n €2,7 mrd over de hele looptijd van de subsidie, becijferde minister Henk Kamp. En of het bod van Dong nog niet genoeg was, kwam een consortium van Shell en Eneco daar in december bij de tweede tender voor 700 MW nog eens overheen met een MWh-prijs van €54. Voor de 2.100 MW voor de Hollandse kust die de komende jaren nog getenderd worden, is dat een aardig vooruitzicht.

Goede deal
Een goede deal voor de overheid, maar een lastige ontwikkeling voor investeerders als pensioenbeheerders, zeggen Ron Boots, Hoofd Infrastructuur Europa bij APG Asset Management en Dennis van Alphen, Hoofd Investeringen Infrastructuur bij PGGM. Zij hebben zich de laatste jaren ontwikkeld van een indirecte tot een directe investeerder en hebben de afgelopen jaren het aantal windparken in hun portfolio gestaag zien groeien. Maar nu zien ze zich nu voor een dilemma geplaatst. “Iedereen is verrast door deze biedingen. Dit betekent dat iedereen in de waardeketen -bouwer, ontwikkelaar, turbineleverancier, kabellegger, de financiers én de equity components- zijn bijdrage zal moeten leveren, om in een concurrerende omgeving een winnend bod neer te kunnen leggen. Dus dat gaat waarschijnlijk ook ten koste van het rendement op eigen vermogen”, zegt Van Alphen. “Wij moeten nu de sommetjes maken en kijken of het voor ons überhaupt werkt.”

De recente prijsontwikkeling leidt ook tot zorgen bij APG, dat twee jaar geleden juist een koerswijziging inzette door na een grondige risicoanalyse te besluiten tóch te gaan investeren in windparken op de Noordzee. Boots: “Dergelijke prijzen maken het lastiger voor financiële investeerders zoals pensioenfondsen om de gewenste rendementen te behalen, die passen bij hoe wij het risico inschatten.”

Trend: grotere transacties
In principe zijn offshore windparken vanwege hun omvang en duurzame karakter interessant voor pensioenbeheerders. “De minimale investeringsomvang van een project is bij ons in een paar jaar tijd vergroot van €100 mln naar €200 mln. We zitten hier bij Infrastructuur met 25 man, en we moeten onze tijd goed gebruiken. En kleine projecten kosten net zoveel tijd als grote”, zegt Van Alphen. Hetzelfde is gaande bij APG, zegt Boots: “De trend is inderdaad om grotere transacties te doen. De hoofdreden hiervoor is efficiëntie: de tijd en kosten die wij spenderen aan het onderzoeken van een project waarin wij mogelijk investeren, is onafhankelijk van de grootte van een project. En ook nadat de investering gedaan is, vraagt een project aandacht en tijd. Liever een portefeuille met tien beleggingen van €250 mln dan een met 25 beleggingen van €100 mln.” Boots zegt er wel bij dat het binnen de duurzame energie-infrastructuur niet gemakkelijk is om dergelijke grote projecten te vinden.

Bij de twee windparken voor de Zeeuwse kust deden APG en PGGM vooralsnog geen zaken. Mogelijk dat er in een later stadium nog ingekocht kan worden, bij Dong of bij Eneco/Shell. Dat deed PGGM eerder al bij windpark Walney, voor de Britse kust. Carsten Birkeland Kjær, woordvoerder van Dong, zegt hierover: “Ons business model gaat meestal uit van een divestment van tot 50% binnen twaalf tot achttien maanden na onze final investment decision. Op dit moment hebben we echter nog niet besloten of we dat ook gaan doen bij Borssele.”

Eerste keer
Je inkopen ná de bouw vrijwaart een investeerder van het bouwrisico, maar inherent hieraan is wel dat er een lager rendement aan de investering is gekoppeld. Pensioenbeheerders zouden er daarom goed aan doen om in de toekomst wat vaker al tijdens de bouwfase in te stappen, zegt Michael van der Heijden, directeur bij financieel adviesbureau Amsterdam Capital Partners. Van der Heijden verzorgde (toen nog bij Typhoon Capital) de financiering van het 600 MW windpark Gemini ten noorden van Schiermonnikoog dat dit jaar opgeleverd wordt. “Een enorm success was dit, als je de EUR 169 per MWh van ons vergelijkt met de prijzen bij Borssele. Oké, bij ons kwam er nog het ‘stopcontact’ op zee bij dat geschat wordt op €12 per MWh, maar dan nog zit je op een enorm verschil”, zegt hij. Ook adviseerde Van der Heijden recent bij het 396 MW Merkur Offshore windpark voor de Duitse kust. Ook voor de twee tenders bij Borssele heeft Van der Heijden geprobeerd een klus binnen te slepen voor een undisclosed consortium, maar deze pogingen waren niet succesvol.

Gemini was de eerste keer in Nederland dat een pensioenfonds -het Deense PKA- instapte in een offshore windproject, zij het zonder het bouwrisico. Van der Heijden, die niets kan zeggen over het rendement dat PKA destijds bedong, kan hier in algemene zin wel iets over zeggen. “Als je het bouwrisico mijdt, loop je de kans om uitgeknepen te worden op je rendement, terwijl dat risico de laatste jaren zeer beperkt is gebleken”, zegt hij. “Bij Gemini moesten 150 monopiles de bodem in. Iedereen maakte zich daar de grootste zorgen over en velen wilden hiervoor extra tijd opnemen voor de zekerheid. De realiteit is dat Van Oord tien van die monopiles per week de bodem ingeheid heeft. De equipment in deze sector is enorm verbeterd. Neem het schip Aeolus van Van Oord. Dat zet zich met vier palen vast op de zeebodem en kan met ieder weer gewoon bouwen. En onze kennis van de zeebodem is ook toegenomen. De ervaring leert gewoon dat de bouwfase best wel oké is. Dat is allemaal niet meer zo spannend.”

Geleerd van fouten en risico’s
“PGGM kan onder bepaalde contractuele voorwaarden inderdaad het bouwrisico nemen. Wij hebben als team inmiddels veel ervaring met wind en ook de industrie heeft geleerd van de fouten en risico’s uit het verleden. Dus de interface risico’s worden steeds beter beheersbaar”, zegt Van Alphen. “En daardoor gaan de bouwpremies natuurlijk ook naar beneden.” Bij APG lijkt men op twee gedachten te hinken. Enerzijds, zegt Boots, “vinden wij dat bepaalde risico’s moeten liggen bij de partijen die deze het beste kennen en begrijpen.  Wij zijn geen bouwer, maar financiële investeerder.” Anderzijds geeft vroege participatie APG wel de mogelijkheid om te sturen. “Daarom zal APG in 2017 een meer actieve rol willen spelen in het van de grond krijgen van projecten die nog gebouwd moeten worden. Dat betekent dat APG enerzijds een groter risico neemt, doordat het een deel van het constructierisico op zich neemt. Daar staat tegenover dat APG meer druk kan uitoefenen op de kosten van de projecten.”

Een groter risico dan het bouwrisico, zegt Van der Heijden, zijn de windturbines. “Omdat zelfs de meest moderne turbines in feite een doorontwikkeling zijn van dezelfde basismodellen. En die hebben zich nog niet over heel lange tijd bewezen.” Verder hebben investeerders rekening te houden met risico’s als ‘resource risk’: of de wind in dezelfde mate waait de wind als vooraf berekend, de aansluiting met het vasteland en de onderhoudskosten. En dan is er nog het risico van de elektriciteitsprijs. Over de eerste vijftien jaar is dat risico er niet, omdat die periode gesubsidieerd wordt.

Minimumprijs
Pensioenbeheerders zijn hier ook naar op zoek: een langjarige gereguleerde en liefst ook gecontracteerde kasstroom, liefst met een inflatiecomponent. Maar na die periode zijn de inkomsten afhankelijk van de marktprijs voor elektriciteit. En hoe die zich gaat bewegen is nog niet met zekerheid te zeggen. Feit is wel dat de toename van het aandeel wind- en zonne-energie kan leiden tot lagere prijzen. Immers, eenmaal gebouwd kunnen deze installaties nagenoeg gratis leveren, terwijl gas- en kolencentrales altijd te maken hebben met de inkoopprijs van hun brandstof. Van Alphen heeft wel een suggestie, die wellicht wat meer zekerheid op de markt zou kunnen brengen. “Als er meer intermediate duurzame energie op de markt komt, dan moet je ook back-up capaciteit ontwikkelen om te zorgen dat de lichten niet uit gaan als de wind niet waait. Dan zou je kunnen gaan werken met een standaardprijs of een minimumprijs voor stroom, die het systeem in stand kan houden. Hoe hoog die prijs moet zijn hangt van veel zaken af -of de kerncentrales gaan sluiten, wat er met de kolencentrales gebeurt en de interconnectie met stroomnetten van omringende landen. Dat zullen wij de komende jaren dus allemaal in de gaten gaan houden.”

Dit artikel is ook gepubliceerd bij Pensioen Pro, net als Energeia een uitgave van FDMG.