Marktbericht Erneuerbare Energien 2026/2027

Vorwort

Thomas Lehmann MRICS

Sophie Nieder

Benjamin Lehnig-Veit

Der Ausbau der erneu­er­baren Energien in Deutschland schreitet weiter voran. Wind- und Solarenergie prägen zunehmend die Stromerzeugung und haben sich zu einem festen Bestandteil des Energiemarktes entwi­ckelt. Im 3. Quartal 2026 lag der Anteil erneu­er­barer Energien an der Nettostromerzeugung erneut bei mehr als 60 %. Im europäi­schen Vergleich zeigt sich ein diffe­ren­ziertes Bild: Sowohl beim bishe­rigen Ausbau erneu­er­barer Energien als auch bei der aktuellen Ausbaudynamik bestehen deutliche Unterschiede zwischen den einzelnen Ländern.

Mit dem fortschrei­tenden Ausbau erneu­er­barer Energien verschiebt sich jedoch der Blick auf die Energiewende. Der Ausbau der Erzeugungskapazitäten bleibt zentral, reicht für sich genommen aber nicht aus. Es kommt zunehmend darauf an, Erzeugung, Infrastruktur und Verbrauch besser aufein­ander abzustimmen und die notwen­digen Rahmenbedingungen für ein leistungs­fä­higes Energiesystem zu schaffen. Damit gewinnt auch die verfügbare Infrastruktur für die Entwicklung von Standorten und Projekten an Bedeutung.

Der langfristig steigende Strombedarf, die zuneh­mende Elektrifizierung sowie der wachsende Energiebedarf von Rechenzentren und Industrie schaffen Perspektiven für Wind- und Solarparks, Netze, Speicher und integrierte Energielösungen. Mit den verän­derten Markt- und Infrastrukturbedingungen steigen zugleich die Anforderungen an die Beurteilung einzelner Projekte.

Die dritte Ausgabe unseres Renewables Report greift diese Entwicklungen auf und ordnet sie aus Markt‑, Infrastruktur- und Bewertungsperspektive ein. Im Mittelpunkt steht die Frage, wie sich der Markt weiter­ent­wi­ckelt und welche Faktoren für zukunfts­fähige Standorte und Projekte entscheidend werden. Ergänzt werden unsere Analysen durch eine Einschätzung aus der Praxis, die zusätz­liche Einblicke in die aktuellen Entwicklungen gibt.

Wir wünschen Ihnen eine anregende Lektüre.

Energieinfrastruktur umfasst Erzeugungsanlagen, Netze, Speicher und die zunehmend elektri­fi­zierten Verbraucher. Ihr koordi­nierter Ausbau entscheidet über Versorgungssicherheit, Energiepreise und Wettbewerbsfähigkeit. Neben Wind- und Solarparks gewinnen steuerbare Erzeugung, Batteriespeicher, Wasserstoffinfrastruktur und digitale Steuerungssysteme an Bedeutung. Für die EU erwartet die Internationale Energieagentur bis 2030 einen Anstieg des Stromverbrauchs um rund 300 TWh bezie­hungs­weise durch­schnittlich 2,3 % pro Jahr.

Der Ausbau erfordert das Zusammenspiel von Erzeugung, Netzen und Speichern

Bei den Erzeugungsanlagen bleibt der weitere Ausbau von Photovoltaik sowie Windenergie an Land und auf See zentral. Gleichzeitig gewinnt der Austausch bestehender Anlagen durch moderne, leistungs­stärkere Anlagen (= Repowering) an Bedeutung. Der Ausbau verläuft jedoch je nach Technologie unter­schiedlich schnell: Während Photovoltaik derzeit besonders dynamisch wächst, besteht bei der Windenergie an Land weiterhin Aufholbedarf.

Auch Offshore-Wind spielt für den weiteren Ausbau eine wichtige Rolle, ist jedoch von langen Planungszeiten, hohen Investitionskosten, Netzanschlüssen und einem verläss­lichen Ausschreibungsdesign abhängig.

Mit dem steigenden Anteil wetter­ab­hän­giger Erzeugung rückt zunehmend die Integration in das Energiesystem in den Fokus. Entscheidend ist nicht mehr allein die instal­lierte Leistung, sondern wann, wo und zu welchem Marktwert Strom produ­ziert wird. Gefragt sind daher system­dienliche Standorte, steuerbare Anlagen, Direktvermarktung und Kombinationen mit Speichern oder flexiblen Verbrauchern. Parallel müssen Stromnetze und Speicher mit der Erzeugung wachsen. Die EU beziffert den Investitionsbedarf in die europäi­schen Stromnetze bis 2030 auf 584 Milliarden Euro; rund 40 % der Verteilnetze sind älter als 40 Jahre.

Die fehlende Synchronisierung wird zum Engpass der Energiewende

Die zentrale Herausforderung ist die Synchronisierung von Erzeugung, Netzen, Speichern und Verbrauch. Neue Wind- und Solarparks entstehen teilweise schneller als die erfor­der­lichen Netzkapazitäten. Gleichzeitig verzögern fehlende Anschlüsse Investitionen in Industrie, Rechenzentren und Immobilien. Die Folge sind Abregelungen, Redispatch-Kosten und regional stark unter­schied­liche Standortbedingungen.
Erzeugungsanlagen sind darüber hinaus mit Flächenkonkurrenz, langen Genehmigungsverfahren, Akzeptanzfragen und Lieferkettenrisiken konfron­tiert. Bei Offshore-Wind kommen hohe Vorlaufkosten und komplexe Bau- und Netzrisiken hinzu. Für steuerbare Kraftwerke besteht dagegen Unsicherheit, ob und wie ihre Bereitstellung von Leistung vergütet wird, wenn sie nur wenige Stunden im Jahr produ­zieren.
Der DIW-Energiewende-Monitor zeigt, dass das Photovoltaik-Ausbautempo zuletzt nur knapp 80 % des künftig erfor­der­lichen Tempos erreichte. Gleichzeitig müssen Speicher und flexible Verbraucher mit dem Ausbau der erneu­er­baren Stromerzeugung Schritt halten. Der dynamische Ausbau von Batteriespeichern zeigt zwar eine zuneh­mende Investitionstätigkeit, Netzanschlüsse bleiben jedoch ein wesent­licher Engpass.

Hoher Investitionsbedarf trifft auf begrenzte Projektverfügbarkeit

In Deutschland und Europa besteht bis 2030 und darüber hinaus ein erheb­licher Investitionsbedarf. Für Deutschland veran­schlagen BDEW und EY rund 721 Milliarden Euro, davon knapp die Hälfte für den Ausbau der Stromerzeugung und 41 % für Energienetze. Daraus entstehen langfristige Chancen für Investitionen in Wind- und Solarenergie, Netze, Speicher und Fernwärme. Voraussetzung sind jedoch geneh­migte Projekte, verfügbare Netzanschlüsse und verläss­liche regula­to­rische Rahmenbedingungen.
Besonders attraktive Perspektiven bestehen für Wind- und Solarprojekte, Netze, Speicher und integrierte Energielösungen. Wind- und Solarparks profi­tieren von niedrigen Betriebskosten und dem langfristig steigenden Strombedarf. Ihre Erlöse werden jedoch stärker durch Erzeugungsprofil, negative Preise, Abregelungen und Vermarktungsstrategien beein­flusst.
Netzinvestitionen bieten vergleichs­weise planbare, regulierte Erträge, unter­liegen aber regula­to­ri­schen Rendite- und Kostenanerkennungsrisiken. Batteriespeicher können mehrere Erlösquellen erschließen, sind zugleich jedoch von Preisvolatilität, techni­scher Degradation und Veränderungen der Markt- und Netzentgeltregeln abhängig.

Energie gilt daher als einer der wichtigsten Wachstumsbereiche der europäi­schen Infrastruktur. Künstliche Intelligenz (KI), Rechenzentren und die fortschrei­tende Elektrifizierung erhöhen die Nachfrage nach erneu­er­barer Erzeugung, Speichern und gesicherter Netzkapazität.
Chancen entstehen insbe­sondere für Projekte mit geneh­migten Flächen, verfüg­barem Netzanschluss und langfristig abgesi­cherten Erlösen. Die wesent­lichen Risiken liegen dagegen in verzö­gerten Genehmigungen, steigenden Bau- und Finanzierungskosten, Netzengpässen sowie regula­to­ri­schen Änderungen. Kapital ist grund­sätzlich vorhanden; knapp sind vor allem anschluss­fähige und wirtschaftlich belastbare Projekte.

Regulierung macht Systemdienlichkeit zum Investitionskriterium

Das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) bleibt das zentrale Instrument für Investitionen in Wind‑, Solar- und Bioenergieanlagen. Mit der im Juli 2026 vom Bundeskabinett beschlos­senen EEG-Novelle 2027 soll die Förderung stärker markt‑, system- und netzdienlich ausge­richtet werden. Vorgesehen sind zusätz­liche Ausschreibungen von 12 Gigawatt (GW) für Windenergie an Land sowie eine stärkere regionale Steuerung des Zubaus.
Bei Solarenergie sollen Direktvermarktung und technische Steuerbarkeit ausgebaut werden. Die geplante Begrenzung der Einspeiseleistung kleiner und mittlerer Dachanlagen auf 50 % soll Mittagsspitzen reduzieren und Investitionen in Eigenverbrauch und Speicher anreizen. Bioenergie soll Wind- und Solarstrom künftig stärker flexibel ergänzen.
Das Netzanschlusspaket soll den Anlagenzubau besser mit den verfüg­baren Netzkapazitäten synchro­ni­sieren. Erzeugungsanlagen und Großspeicher sollen bevorzugt an netzseitig geeig­neten Standorten entstehen. Für neue Projekte könnten an bereits stark belas­teten Standorten Entschädigungen bei Abregelung teilweise entfallen. Netzsituation, Anschlussbedingungen und erwartete Abregelungen werden damit für Standortwahl und Cashflowmodellierung wichtiger.
Parallel refor­miert die Bundesnetzagentur mit dem Verfahren „Allgemeine Netzentgeltsystematik Strom“ (AgNes) die Netzentgeltsystematik. Die neuen Regeln sollen ab 2029 gelten und unter anderem Anschlusskapazität, Flexibilität und netzdien­liches Verhalten stärker berück­sich­tigen. Für Speicher, Ladeinfrastruktur, Hybridprojekte und indus­trielle Verbraucher können sich dadurch Kosten und Betriebsstrategien verändern.

Energieinfrastruktur wird zum Werttreiber der Immobilie

Immobilien werden zunehmend selbst zu Erzeugungs‑, Speicher- und Verbrauchsstandorten. Photovoltaikanlagen, Batteriespeicher, Wärmepumpen, Ladepunkte und Energiemanagementsysteme entwi­ckeln sich zu funktio­nalen Bestandteilen des Gebäudes. Vor-Ort-Erzeugung kann Betriebskosten und Netzbezug reduzieren, während Speicher und flexible Lasten den Eigenverbrauch erhöhen. Bei entspre­chender techni­scher Auslegung stärken dezen­trale Versorgung, Speicher und Notstromkonzepte zudem die Resilienz gegenüber Preissteigerungen und Versorgungsunterbrechungen.
Ein leistungs­fä­higer Netzanschluss kann künftig ähnlich wichtig sein wie Lage oder bauliche Qualität. Fehlende Anschlusskapazität oder eine geringe Versorgungssicherheit können Nutzung, Vermietbarkeit und Marktwert begrenzen. Das 2026 in Kraft getretene Standortfördergesetz erweitert zugleich die Möglichkeiten von Fonds, REITs und Immobilien-Sondervermögen, Erneuerbare-Energien-Anlagen und Ladeinfrastruktur zu halten und zu betreiben. Damit nähern sich Immobilien- und Infrastrukturinvestments regula­to­risch und wirtschaftlich an.

Sinkende Zuschlagswerte erhöhen den Bewertungsdruck – Hybridkonzepte gewinnen an Bedeutung

Die jüngsten Ausschreibungen der Bundesnetzagentur zeigen einen hohen Wettbewerb. Bei Windenergie an Land traf im August 2026 ein Ausschreibungsvolumen von rund 2,5 GW auf Gebote über 5,2 GW. Der durch­schnitt­liche Zuschlagswert sank damit weiter von 5,54 ct/kWh zu Jahresbeginn auf 4,79 ct/kWh. Auch die Ausschreibung für PV-Freiflächenanlagen war deutlich überzeichnet: Für ein Volumen von rund 2,1 GW wurden Gebote über 3,2 GW einge­reicht. Der durch­schnitt­liche Zuschlagswert lag ebenfalls bei 4,79 ct/kWh. Somit liegen die durch­schnitt­lichen Zuschlagswerte für Windenergie an Land und Photovoltaik aktuell auf dem gleichen Niveau.
Die niedrigen Zuschlagswerte reduzieren den Puffer gegenüber Baukosten, Zinsen und Verzögerungen. Gleichzeitig erhöht die wachsende Zahl von Stunden mit sehr niedrigen oder negativen Preisen das Erlösrisiko insbe­sondere für Solaranlagen. Für Cashflowmodelle ist daher nicht der durch­schnitt­liche Strompreis entscheidend, sondern der während der tatsäch­lichen Erzeugungsstunden erzielte Capture Price (Marktwert).

Hybridprojekte aus Solar- oder Windenergie und Batteriespeichern können dieses Profilrisiko reduzieren. Sie ermög­lichen eine zeitliche Verschiebung der Einspeisung, eine bessere Auslastung gemein­samer Netzanschlüsse und zusätz­liche Erlöse aus Regelenergie oder kurzfris­tigem Stromhandel. Auch die Kombination von Wind und Solar kann durch unter­schied­liche Erzeugungsprofile die Nutzung des Standorts und des Netzanschlusses verbessern. Damit steigt jedoch die Modellierungskomplexität. Zu berück­sich­tigen sind Speichergröße und ‑dauer, Ladequelle, Wirkungsgrad, Degradation, Zyklenzahl, Netzrestriktionen sowie die Konkurrenz verschie­dener Vermarktungsstrategien. Hinzu kommen negative Preise, Abregelung, Prognose- und Ausgleichsenergiekosten, PPA-Regelungen und mögliche Änderungen bei Netzentgelten oder Speicherprivilegien. Der Investitionsfokus verschiebt sich somit von einzelnen Erzeugungsanlagen hin zu integrierten Energiesystemen.

Ausblick

Der weitere Ausbau von Wind- und Solarenergie bildet die Grundlage für die Transformation des Energiesystems, muss jedoch zunehmend mit Netzen, Speichern, steuer­barer Leistung und flexibler Nachfrage zusam­men­ge­dacht werden. Damit gewinnen neben Erzeugungsanlagen auch hybride Projekte, Stromnetze, Batteriespeicher und digitale Steuerungssysteme an Bedeutung.
Für die Realisierung zusätz­licher Investitionen sind insbe­sondere geeignete Flächen, Genehmigungen, verfügbare Netzkapazitäten und verläss­liche Erlösmodelle entscheidend. Langfristige und trans­pa­rente regula­to­rische Rahmenbedingungen sind dabei eine wesent­liche Voraussetzung, um privates Kapital für den weiteren Ausbau von Erzeugung und Infrastruktur zu mobili­sieren.
Die Ausgangslage für den weiteren Ausbau ist dabei nicht überall gleich. In Deutschland sind die erneu­er­baren Erzeugungskapazitäten in den vergan­genen Jahren konti­nu­ierlich gewachsen. Bis 2030 soll der Ausbau weiter deutlich voran­schreiten. Auch im europäi­schen Vergleich zeigen sich erheb­liche Unterschiede bei Ausbaustand, Dynamik und politi­schen Zielsetzungen.

Erneuerbare Energien in Deutschland und Europa

Erneuerbare Energien decken inzwi­schen einen Großteil der Stromerzeugung in Deutschland. Im Jahr 2025 wurden rund 258,5 Terawattstunden (TWh) Strom aus erneu­er­baren Energien erzeugt. Der Anteil der erneu­er­baren Energien an der Nettostromerzeugung lag mit 62,2 % erneut über der 60 %-Marke, trotz eines leichten Rückgangs um 0,8 Prozentpunkte gegenüber dem Vorjahr.

Auch Ende des 3. Quartals 2026 bleibt der Anteil erneu­er­barer Energien mit 64,2 % auf einem hohen Niveau. Insgesamt wurden in den ersten drei Quartalen 215,0 TWh aus erneu­er­baren Energien erzeugt. Windenergie (Onshore und Offshore) bleibt der wichtigste erneu­erbare Energieträger (45,7 %). Gleichzeitig gewinnt Photovoltaik weiter an Bedeutung: Ihr Anteil an der erneu­er­baren Stromerzeugung lag bei 35,4 %.

Das in Deutschland erreichte Niveau ist auch im europäi­schen Vergleich bemer­kenswert: Deutschland lag 2025 deutlich über dem EU-Durchschnitt von 45,3 % und bewegte sich auf einem ähnlichen Niveau wie die Schweiz (65,4 %). Noch deutlich weiter fortge­schritten ist der Ausbau in einzelnen Ländern wie Norwegen, Dänemark, Österreich oder Portugal, wo erneu­erbare Energien bereits mehr als 80 % der öffent­lichen Stromerzeugung ausmachen.

Frankreich lag mit 25,6 % dagegen deutlich unter dem europäi­schen Durchschnitt, wobei die Kernenergie dort weiterhin eine zentrale Rolle in der Stromerzeugung spielt. Insgesamt zeigt sich, dass Deutschland im europäi­schen Vergleich inzwi­schen eine starke Position einnimmt, auch wenn zu den führenden Ländern weiterhin ein spürbarer Abstand besteht.

Entwicklung im europäi­schen Vergleich

Der Blick auf die vergan­genen zehn Jahre verdeut­licht, dass der Anteil erneu­er­barer Energien an der öffent­lichen Stromerzeugung in Europa zwar einer ähnlichen Aufwärtstendenz folgt, sich die Dynamik regional jedoch deutlich unter­scheidet. In Deutschland verlief die Entwicklung besonders dynamisch: Seit 2016 hat sich der Anteil erneu­er­barer Energien nahezu verdoppelt. Der Zuwachs fiel damit deutlich stärker aus als im EU-Durchschnitt.

Dänemark nimmt weiterhin eine Spitzenposition ein. Der Anteil erneu­er­barer Energien stieg dort von rund 48 % im Jahr 2016 auf knapp 90 % im Jahr 2025. Die Schweiz bewegt sich ebenfalls seit Jahren auf einem vergleichs­weise hohen, aber deutlich stabi­leren Niveau. Eine zentrale Rolle spielt dabei die Wasserkraft, die tradi­tionell einen großen Teil der Schweizer Stromproduktion ausmacht. Weniger dynamisch verlief die Entwicklung in Frankreich und Italien: Zwar nahm der Anteil erneu­er­barer Energien auch dort über die vergan­genen zehn Jahre insgesamt zu, 2025 lagen beide Länder jedoch weiterhin deutlich unter dem deutschen Niveau. Insgesamt zeigt sich damit, dass Deutschland bei der Transformation seines Strommixes innerhalb Europas in den vergan­genen Jahren besonders große Fortschritte erzielt hat und seinen Rückstand gegenüber Ländern mit tradi­tionell hohen Anteilen erneu­er­barer Stromerzeugung spürbar verringert hat.

Bewertung von Einzelliegenschaften und Portfolios

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