Erneuerbare Energien: Die Party ist vorbei – jetzt kommt der Katzenjammer / Die Energiewende verliert ihr Geschäftsmodell – die Wirtschaftlichkeit vieler Projekte kippt
Volker Fuchs 22.9.2026
Nachfolgend in Ergänzung der vier untenstehenden Berichte auf meiner Webseite über das Scheitern der Energiewende
folgen zwei weitere Berichte über das krachende Scheitern des weltweiten Klimavorreiters Deutschland (CO2-Anteil weltweit = 0,00000034) mit seiner Abermiliarden verschlingenden Energiewende. Hohe Zinsen, weniger staatlicher Subventionen und schwache Erlöse gefährden das Geschäftsmodell von Windkraft, Solar, Wasserstoff und Speichern.
Kapitelübersicht:
1.) Erneuerbare Energien: Die Party ist vorbei – jetzt kommt der Katzenjammer
2.) Die Energiewende verliert ihr Geschäftsmodell – die Wirtschaftlichkeit vieler Projekte kippt
In Deutschland werden 2026 mehrere Projekte für erneuerbare Energien aufgegeben, gestoppt oder neu kalkuliert, weil sich die wirtschaftlichen Bedingungen verschlechtern.
- Bei Windkraft sinken die Zuschlagswerte drastisch, während Solarparks unter niedrigen Marktpreisen, höheren Zusatzkosten und fehlenden Skaleneffekten leiden.
- Im September gab ABO Energy deshalb den Windpark Märkerwald-Dierdorf auf. Bereits im Frühjahr strichen Statkraft sowie RheinEnergie und AggerEnergie zwei geplante Solarparks.
- Politische Ausbauziele bleiben zwar bestehen, jedoch reicht der politische Wille nicht aus, wenn die erwarteten Einnahmen die Investitionen nicht mehr tragen.
Erneuerbare Energien geraten in die wirtschaftliche Auslese
Besonders deutlich zeigt sich die Entwicklung bei Windkraft an Land.
- Im Mai 2026 konkurrierten Gebote über 6.409 Megawatt um ein Ausschreibungsvolumen von knapp 2.500 Megawatt. Deshalb sank der durchschnittliche Zuschlagswert auf nur noch 5,06 Cent je Kilowattstunde. Im Mai 2025 hatte er noch bei 6,83 Cent gelegen.
- Damit fiel die durchschnittliche Vergütung binnen eines Jahres um rund 26 Prozent. Für Verbraucher klingt dieser Wettbewerb zunächst erfreulich, weil neue Anlagen mit weniger Förderung auskommen sollen.
- Jedoch funktionieren längst nicht alle Standorte zu diesen Preisen. Hohe Pachten, Finanzierungskosten und aufwendige Erschließung bleiben bestehen, während die kalkulierbaren Einnahmen sinken.
Windparks verschwinden trotz politischer Ausbauziele
ABO Energy zog deshalb im September beim Windpark Märkerwald-Dierdorf die Reißleine.
- Acht Anlagen mit zusammen 54,4 Megawatt waren vorgesehen. Der Projektierer zog sogar den bereits laufenden Genehmigungsantrag zurück. Unter den aktuellen Bedingungen sei das Projekt wirtschaftlich nicht mehr darstellbar.
- Ähnliche Entscheidungen fielen zuvor in Baden-Württemberg. Die Planungen für Renningen wurden gestoppt, während das Verfahren für Öhningen mit bis zu 35 Megawatt ruht.
- Auch andere Standorte werden neu kalkuliert. Deshalb geraten inzwischen Anlagenzahl, Technik, Baukosten und sogar die Pachten für Grundstückseigentümer unter den Rotstift.
Auch Solarparks rechnen sich plötzlich nicht mehr
Doch der Katzenjammer betrifft nicht allein die Windkraft. Statkraft stellte im Mai die Planung eines großen Solarparks mit Batteriespeicher in Niederlauken im Hochtaunuskreis ein.
- Ursprünglich waren bis zu 43 Hektar mit rund 57 Megawatt Spitzenleistung vorgesehen. Die Gemeinde begrenzte mögliche Photovoltaikflächen jedoch auf zehn Hektar.
- Gleichzeitig hätte Statkraft weiterhin ein eigenes Umspannwerk finanzieren müssen. Die hohen Fixkosten standen deshalb nur noch deutlich geringeren Stromerträgen gegenüber.
- Der Konzern erklärte das Projekt unter diesen Bedingungen für wirtschaftlich unmöglich. Gerade große Projekte für erneuerbare Energien leben damit stärker von Skaleneffekten, als politische Ausbauzahlen erkennen lassen.
Solarstrom wird zum Opfer seines eigenen Erfolgs
Ein ähnliches Bild zeigte sich im nordrhein-westfälischen Morsbach. RheinEnergie und AggerEnergie gaben den geplanten Solarpark Asbachtal im April auf, nachdem der Gemeinderat die Fläche erheblich verkleinert hatte.
- Dadurch sank nicht nur die mögliche Stromproduktion. Gleichzeitig gingen wirtschaftliche Synergien verloren. Hinzu kamen Investitionen in Speichertechnik, die für Netzanforderungen und eine besser steuerbare Einspeisung zunehmend wichtiger werden. Bei der kleineren Anlage standen diese Kosten jedoch nicht mehr in einem vernünftigen Verhältnis zu den Erlösen.
- Europaweit verschärft zusätzlich ein anderes Problem die Situation: Immer mehr Solarstrom drückt ausgerechnet während sonniger Stunden die Börsenpreise nach unten.
Wenn mehr Solarstrom weniger Erlös bedeutet
Der Solarboom beginnt damit seine eigene Wirtschaftlichkeit zu verändern. Reuters berichtete im Juli, dass die sogenannten Capture Rates von Solarparks in Teilen Europas gegenüber 2023 um durchschnittlich bis zu 42 Prozent gefallen sind.
- Produzenten erhalten also für ihren Strom deutlich weniger als der durchschnittliche Marktpreis erwarten lässt. Außerdem treten immer häufiger negative Strompreise und Abregelungen auf.
- Damit entsteht ein Widerspruch, den die bisherige Ausbaupolitik gern verdrängt hat. Mehr installierte Leistung bedeutet nicht automatisch mehr wirtschaftlich verwertbare Stromproduktion.
- Ohne Speicher, flexible Verbraucher und ausreichende Netze verliert zusätzlicher Solarstrom gerade dann an Wert, wenn besonders viel davon vorhanden ist. Deshalb werden Batteriespeicher vom Zusatzgeschäft immer stärker zur Voraussetzung für rentable Solarprojekte.
Die Party endet dort, wo die Rendite verschwindet
Das bedeutet nicht, dass Wind- und Solarenergie vor dem Ende stehen. Der Ausbau läuft weiter, und zahlreiche Projekte bleiben wirtschaftlich erfolgreich.
- Doch erneuerbare Energien müssen sich zunehmend unter Bedingungen behaupten, die ihre eigenen Ausbau-Erfolge geschaffen haben. Mehr Wettbewerb senkt bei Windkraft die Vergütung, während mehr Solarleistung die Erlöse während der Produktionsspitzen drückt.
- Genau deshalb beginnt jetzt der Katzenjammer nach Jahren immer größerer Ausbauversprechen. Genehmigte Megawatt sind noch keine gebauten Megawatt, und installierte Leistung garantiert keine auskömmlichen Einnahmen.
- Politik kann Ausbauziele beschließen, Flächen ausweisen und Ausschreibungsvolumen erhöhen. Sie kann jedoch eine einfache wirtschaftliche Regel nicht außer Kraft setzen: Wenn Erlöse und Kosten dauerhaft nicht zusammenpassen, wird ein Projekt nicht gebaut.
Verfasser: Klaus Bastian – Blackout News
Verwendete Quellen:
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- Das Geschäftsmodell vieler Projekte bricht an höheren Zinsen, teuren Netzen, sinkenden Strompreisen und geringeren Subventionen.
- Besonders hart trifft es Vorhaben, die hohe Investitionen brauchen, aber keine verlässlichen Erlöse mehr erzielen. Dadurch geraten Stromkunden, Industrie, Investoren und Staatshaushalte stärker in die Kostenlinie.
Offshore-Wind verliert die alte Kalkulation
Offshore-Wind sollte große Strommengen für Industrie und Haushalte liefern. Doch die Finanzierung vieler Projekte wird schwieriger.
- EnBW zog sich aus den britischen Offshore-Projekten Mona und Morgan zurück, nachdem die Vorhaben keine staatliche Förderung erhielten. Der Konzern schrieb deshalb 1,2 Milliarden Euro ab. Außerdem nannte EnBW höhere Lieferkosten, schwächere Strompreise und steigende Zinsen als Gründe.
Auch deutsche Ausschreibungen zeigen neue Schwächen.
- Zwei Offshore-Flächen mit zusammen 2,5 Gigawatt fanden 2025 keinen Bieter. Während die Politik hohe Ausbauziele setzt, verlangen Investoren mehr Planungssicherheit. Ohne stabile Erlöse reichen technische Fortschritte allein nicht mehr aus. Deshalb rückt die Frage der Förderung wieder ins Zentrum.
Das Geschäftsmodell der Energiewende verliert seine Stützen
Die Energiewende beruhte lange auf drei Säulen. Technikpreise sollten fallen, Subventionen sollten den Ausbau beschleunigen und wachsende Nachfrage sollte stabile Erlöse sichern.
- Dieses Geschäftsmodell trägt jedoch nicht mehr automatisch. Windparks brauchen Netze, Solarparks brauchen Speicher, Wasserstoff braucht Käufer, und Speicher brauchen bezahlbare Anschlüsse.
- Die Politik senkt zudem Teile der Förderung. Bei neuen Photovoltaikanlagen entfällt seit 2025 die Vergütung in Phasen negativer Strompreise. Dadurch verlieren Betreiber Einnahmen genau dann, wenn viele Anlagen Strom liefern.
- Außerdem sollen neue Anlagen stärker in den Markt gedrängt werden. Das verbessert die Systemlogik, verschlechtert aber die Kalkulation vieler Projekte.
Wasserstoff kommt ohne Käufer nicht voran
Wasserstoff sollte Stahl, Chemie, Verkehr und Kraftwerke klimafreundlicher machen. Doch die Nachfrage bleibt schwach, während die Produktion teuer bleibt.
- Mehrere Projekte in Europa wurden verschoben oder gestrichen. Besonders problematisch ist die Lücke zwischen politischem Ziel und industrieller Zahlungsbereitschaft.
- Auch in Deutschland schrumpft die Dynamik. Unternehmen wollen grünen Wasserstoff nur kaufen, wenn Preis, Versorgung und Regulierung passen. Gleichzeitig wirken geringere Subventionen auf neue Vorhaben bremsend.
- Deshalb verschieben manche Betreiber ihre Investitionen. Andere prüfen Importe, weil heimische Produktion zu teuer ausfallen kann.
Speicher und Solar geraten in dieselbe Kostenfalle
Großspeicher sollen Solarspitzen aufnehmen und Strom später abgeben. Doch auch sie kämpfen mit höheren Anschlusskosten und unsicheren Erlösen.
- Netzbetreiber dürfen Baukostenzuschüsse verlangen. Dadurch steigen die Anfangskosten vieler Speicherprojekte. Außerdem bleibt unklar, welche Einnahmen Arbitrage, Regelenergie und Netzdienstleistungen dauerhaft bringen.
Die Photovoltaik zeigt bereits, wie schnell ein Erfolg zum Preisproblem wird.
- An sonnigen Tagen drückt viel Solarstrom die Börsenpreise nach unten. In negativen Preisphasen verlieren neue Anlagen Förderansprüche.
- Damit verschiebt sich das Geschäftsmodell von reiner Einspeisung zu Eigenverbrauch, Speicher und Direktvermarktung. Wer diese Bausteine nicht finanzieren kann, streicht Projekte oder baut später.
Die Energiewende braucht deshalb mehr als Ausbauziele.
- Sie braucht tragfähige Erlöse, bezahlbare Netze und klare Förderregeln. Weniger Subventionen können den Markt disziplinieren, aber sie decken auch schwache Projekte auf.
- Wenn Kapital aus Wind, Wasserstoff, Solar und Speichern abzieht, steigen die Systemkosten an anderer Stelle. Dann zahlen am Ende Verbraucher, Industrie oder Staat. (KOB)
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