Deutschland und Europa erleben 2026 eine neue Schwächephase der Energiewende, während Windkraft, Photovoltaik, Wasserstoff und Großspeicher wirtschaftlich an Halt verlieren. 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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