In Deutschland ist die Goldgräberstimmung bei Solar- und Windparks seit 2025 vorbei. Sinkende Strompreise drücken die Erlöse, während Zinsen und Baukosten steigen. Zugleich bremsen lange Netzanschluss-Wartezeiten Projekte aus, weshalb sich Budgets und Zeitpläne verschieben. Zusätzlich sorgt ein Referentenentwurf zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) für Unruhe, weil Neuanlagen bei Abregelungen wegen Netzüberlastung keine Entschädigung mehr erhalten sollen und somit zum Minusgeschäft werden könnten (handelsblatt: 20.02.26).
Goldgräberstimmung endet im Kostenschock – Solarparks rechnen sich kaum noch
Die Branche kam aus Jahren hoher Gewinne, jedoch kippt die Kalkulation jetzt schnell. Vor einigen Jahren lagen die LCOE (Levelized Costs of Electricity) – also die gesamten Stromerzeugungskosten einer Anlage über ihre Laufzeit – bei 3,5 bis vier Cent je Kilowattstunde.. Entwickler berichten aktuell von fünf Cent und mehr, während die Erlösseite nicht Schritt hält. Die EEG-Vergütung für große Photovoltaik-Parks lag 2025 bei 5,23 Cent, außerdem liegen direkte Stromlieferverträge laut Enervis teils deutlich darunter. Damit werden neue Investitionen schnell zum Minusgeschäft.
Das trifft auch die Finanzierung, weil Banken vorsichtiger bewerten. Fabian Schlüter von der Commerzbank sagt: „Vor 18 Monaten waren … noch 80 Prozent Fremdkapital möglich.“ Projektentwickler berichten inzwischen von deutlich niedrigeren Quoten, deshalb müssen sie mehr Eigenkapital einbringen. Investoren zögern zugleich häufiger, während Projekte in der Warteschleife landen.
Entlassungen und Standortentscheidungen – Projekte werden wählerisch
Die Folgen zeigen sich im Personal und zwar quer durch den Markt. André Steinau von GP Joule aus Nordfriesland, einem Solarparkentwickler, sagt: „Viele Projekte werden ausgesetzt oder können gar nicht umgesetzt werden.“ GP Joule entließ im vergangenen Jahr 140 Beschäftigte, während neue Vorhaben stocken. Dadurch steigt der Druck auf kleinere Entwickler besonders schnell, zugleich schrumpft die Zahl der aktiven Anbieter.
Auch RWE reagiert, obwohl der Konzern mehrere Standbeine hat. Nach Handelsblatt-Informationen schloss RWE zwei Entwicklerbüros von insgesamt neun in Deutschland und versucht Projekte zu verkaufen. RWE erklärt jedoch, man habe Büros aus „organisatorischen und effizienzbezogenen Gründen“ zusammengelegt. Ende Januar verkaufte RWE außerdem seine schwedische Erneuerbaren-Sparte mit einer Pipeline von 1,8 Gigawatt und elf Bestandswindparks an den norwegischen Aneo-Konzern.
In der Windbranche zeigt sich der Trend ebenfalls, jedoch mit unterschiedlichen Schweregraden. PNE, ein Windparkprojektierer aus Cuxhaven, gab eine Gewinnwarnung heraus. CEO Heiko Wuttke sagt: „Es wird eine Konsolidierung kommen“. PNE erwartet nur noch 45 bis 60 Millionen Euro Gewinn statt 70 bis 110 Millionen, weil Wertberichtigungen Projekte belasten.
Abo Energy kämpft ums Überleben: Gläubigerentscheid und EnWG-Streit
Für Abo Energy spitzt sich die Lage zu, deshalb rückt Anfang März in den Fokus. Abo Energy ist ein seit rund 30 Jahren aktiver deutscher Projektierer von Wind- und Solarparks. Das Unternehmen meldete im November für 2025 ein Minus von 95 Millionen Euro, jedoch folgte Mitte Januar die nächste Prognose auf minus 170 Millionen Euro. Der Aktienkurs fiel in nur drei Monaten um mehr als 88 Prozent, und aus Unternehmenskreisen heißt es: „Wir haben die Geschwindigkeit und den Umfang der Marktveränderung unterschätzt“.
Am 9. März sollen in Wiesbaden Tausende Gläubiger über Änderungen bei Anleihen von über 120 Millionen Euro abstimmen. Weil die Mindestanlage nur 1000 Euro betrug, betrifft die Krise viele Privatanleger. Abo Energy will die Negativverpflichtung aussetzen, um neuen Geldgebern Sicherheiten bieten zu können. Gleichzeitig versucht die Firma häufiger Projekte zu verkaufen, doch deren Wert liegt niedriger als früher.
Für die Branche wirkt der EnWG-Referentenentwurf wie ein zusätzlicher Risikotreiber, weil er Erlöse noch unsicherer macht. Vorgesehen ist ein „Redispatchvorbehalt“, und Entschädigungen sollen für Neuanlagen bei Abregelungen entfallen. Redispatch bedeutet Eingriffe bei Netzengpässen, weil Windstrom aus dem Norden nicht in den Süden gelangt, während der Netzausbau hinterherhinkt. RWE-Chef Markus Krebber nennt den Entwurf „absurd“ und sagte auf der E-World in Essen, schneller Netzausbau und Digitalisierung seien die Lösung. Er fordert außerdem: „Wenn man die Redispatch-Kosten … geben will, dann müssen die Netzbetreiber diese tragen“, und in der Branche gilt die frühere Goldgräberstimmung endgültig als Geschichte.
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