Für die Branche der Erneuerbaren Energien scheinen die Zeiten schwer zu sein. Nicht nur, dass die Unterstützung aus der Politik nachgelassen hat. In den vergangenen Monaten sind zudem mehrere etablierte Unternehmen in wirtschaftliche Schwierigkeiten geraten. „Doch handelt es sich hier nicht um eine Krise der Technologie, sondern um eine Bereinigung bestimmter Finanzierungs- und Geschäftsmodelle“, sagt Markus W. Voigt, Executive Chairman der aream Group. „Investoren, die nicht den Hype, sondern die Realität gekauft haben, stehen gut da und ihnen eröffnen sich jetzt neue Chancen.“

Die Schwierigkeiten einzelner Unternehmen haben vor allem drei Gründe. Das erste Muster betrifft Unternehmen, deren Geschäftsmodell auf dem Verkauf entwickelter Projekte beruht. „Hier entstehen über Jahre Kosten für Flächensicherung, Gutachten und Genehmigungen, die Einnahmen entstehen erst beim Verkauf des fertigen Projekts“, sagt Voigt. „Wegen der Zinswende sinken die erzielbaren Preise, und Käufer entscheiden langsamer. Kosten laufen weiter, Erlöse verschieben sich in die Zukunft.“ Manche Unternehmen sind auch zu breit aufgestellt, sie setzen auf PV, Wind, H2, Wärme, Speicher, was mit sehr hohen Vorleistungskosten und teils überforderten Organisationen einhergeht.

Das zweite Muster betrifft Unternehmen, die Bestände an Solar- und Windparks in der eigenen Bilanz halten und diese überwiegend mit Fremdkapital finanzieren. Steigen die Zinsen und sinken gleichzeitig die Erlöse pro erzeugter Kilowattstunde, reicht der Cashflow der Anlagen nicht mehr für den Schuldendienst. „Zusätzliches Fremdkapital verschafft in solchen Fällen oft nur einen zeitlich begrenzten Aufschub, wenn es nicht zu einer strukturellen Verbesserung der Assets genutzt werden kann wie zum Beispiel bei der Hybridisierung“, so Voigt. „Auch können die falschen Kapitalquellen problematisch sein: Offene Fonds mit Rückgabeversprechen oder Retail-Nachrangkapital auf Holding Level können in der Korrektur zum Brandbeschleuniger werden.“

Das dritte Muster betrifft Solarparks ohne Speicher, die nach Februar 2025 ans Netz gegangen sind und keinen längerfristigen Stromabnahmevertrag haben. Alle Solarparks produzieren zur gleichen Zeit, wenn die Sonne scheint. Der an der Börse erzielte Preis für Solarstrom, gemessen an der Capture Rate, ist in Deutschland von rund 58 Prozent des Durchschnittspreises im Jahr 2024 auf rund 50 Prozent im Jahr 2025 gesunken, mit weiterem Rückgang im Frühjahr 2026. In mehr als sieben Prozent der Stunden lag der Preis im laufenden Jahr bereits unter Null. Zugleich setzen in rund 40 Prozent der Stunden weiterhin Gaskraftwerke den Preis zu Grenzkosten zwischen 101 und 144 Euro pro Megawattstunde. „Solarstrom ohne Speicher verliert damit an Wert, während der Strompreis am Abend hoch bleibt“, sagt Voigt.

Wesentlich besser aufgestellt sind Investment- und Asset-Manager im Bereich Erneuerbare Energien, die eben nicht nur vom Projektverkauf leben, sondern auf der gesamten Wertschöpfungskette auch mit langfristigem Kapital unterwegs sind. „Die Anlagen der betroffenen Unternehmen produzieren weiter und speisen Strom ins Netz ein“, sagt Lemcke-Braselmann. „Die Verwaltung dieser Anlagen liefert laufende Erträge, genau wie der Verkauf des Stroms, erst recht, wenn er in Speichern zwischengelagert und damit in die Abend- oder frühen Morgenstunden verschoben werden kann.“ 

Langfristig orientierte Investoren können von den Marktgegebenheiten jetzt durchaus profitieren: „Die Einstiegspreise für bereits teilentwickelte Projekte sinken“, so Voigt. „Wer 2026/27 diszipliniert einkauft, kauft die Korrektur, nicht die überzogenen Preise von gestern.“ Dazu ist auf der Entwicklungsseite in Deutschland mit weniger Wettbewerb zu rechnen, bis sich der Markt sortiert hat. Zudem brauchen Bestandsparks weiterhin professionelle Betriebsführung, was für laufende Erträge sorgt. „Das trifft auf einen Markt, bei dem die institutionelle Nachfrage nach erneuerbaren Erzeugungs-Assets hoch bleibt, getragen vom erwarteten Stromverbrauchswachstum über mindestens die nächsten fünf bis zehn Jahre“, so Voigt. 

Gerade Fonds, die sich auf Erneuerbare und deren Hybridisierung mit Speichern beschäftigen, sind jetzt ausgezeichnete Vehikel. „Fondsrenditen werden im Einkauf verdient“, sagt Voigt. „Viele Verkäufer stehen unter Druck, das bedeutet weniger Wettbewerber, korrigierte Preise und ein Strommarkt, in dem der Spread zwischen billigen Mittags- und teuren Abendstunden wächst.“ Anders sehe es hingegen bei fertig entwickelten und damit baureifen hybridisierten Projekten aus, da herrsche aktuell ein Nachfrageüberhang. „Krisenjahrgänge waren historisch die besten Jahrgänge“, so Voigt. „Nun profitieren diejenigen, die vermeidbare Fehler nicht gemacht und das richtige Timing erwischt haben.“ Das jetzt einsteigende Kapital betreibt die Parks weiter und baut die Projekte aus den Pipelines fertig, wenn andere ausfallen. „Eine Konsolidierung stabilisiert die Energiewende – sie beendet sie nicht“, so Voigt.