Wie erneuerbare Energie profitabel wird

Viele Menschen erleben erneuerbare Energien heute vor allem durch Solarmodule auf Dächern oder Windräder in der Landschaft. Für die Frage, ob solche Anlagen sich rechnen, zählen mehr als die Anschaffungskosten: Standort, Finanzierungsbedingungen, Einspeise- und Abnahmepreise sowie Speicherlösungen beeinflussen den Ertrag. Vor allem Unternehmen und Kommunen müssen verstehen, wie sie Marktrisiken absichern. Dieser Beitrag zeigt Schritt für Schritt, welche Faktoren Renditen bestimmen und wie sich Anlagen so planen lassen, dass sie auch langfristig Profit abwerfen.

Die folgenden Kapitel ordnen zuerst die wichtigsten Kostenbegriffe, geben dann konkrete Instrumente zur Absicherung und zeigen Praxisbeispiele. Quellen sind aktuelle Studien von Fraunhofer ISE, der Internationalen Energieagentur (IEA) und Analysen aus der deutschen Energiepolitik.

Bei der wirtschaftlichen Bewertung erneuerbarer Anlagen ist der Begriff LCOE (Levelized Cost of Electricity) zentral. LCOE sagt aus, wie viel eine Kilowattstunde Strom über die Lebensdauer einer Anlage durchschnittlich kostet. Für Photovoltaik und Onshore-Wind liegen die aktuellen LCOE-Bereiche in Europa deutlich unter den Kosten für neue fossile Kraftwerke: Fraunhofer ISE benennt für Ground-mounted PV etwa 4,1–6,9 €ct/kWh und für Onshore-Wind 4,3–9,2 €ct/kWh (Stand 2024). Diese Spannen zeigen, wie stark Standort, Volllaststunden und Investkosten wirken.

Günstige Standorte und niedrige Kapitalkosten drücken die durchschnittlichen Stromkosten deutlich.

Wesentliche Bestandteile der Kostenrechnung sind:

• CAPEX: Anschaffungs- und Installationskosten;
• OPEX: laufende Betriebs- und Wartungskosten;
• WACC oder Zinssatz: Finanzierung beeinflusst LCOE stark;
• Volllaststunden: mehr nutzbare Stunden senken die Stückkosten.

In der Praxis bedeutet das: Zwei identische Solaranlagen können sehr unterschiedliche Erträge liefern, wenn die eine in Süddeutschland auf optimiertem Gelände steht und die andere an einem schattigeren Standort mit schlechterer Anbindung.

Eine kleine Tabelle fasst typische Werte zusammen:

Diese Zahlen stammen aus aktuellen Studien und zeigen das ökonomische Potenzial. Zur Einordnung: Preise und Zinsen können kurzfristig schwanken; Längerfristig hingegen bleibt der Lernkurveneffekt für PV und Wind relevant.

Profit entsteht, wenn Erzeugungskosten, Marktpreise und Finanzierungsbedingungen so zusammenkommen, dass ein positiver Cashflow bleibt. Drei Hebel sind dafür entscheidend: Standortwahl, Vertragsgestaltung und Flexibilität durch Speicher.

1) Standortwahl: Gute Standorte liefern höhere Volllaststunden. Höhere Ausbeute senkt die Stückkosten und verbessert die Kapitalrendite. Studien zeigen, dass Standortunterschiede die LCOE um deutlich zweistellige Prozentwerte verändern können.

2) Vertragsgestaltung: Lange Abnahmeverträge wie Power Purchase Agreements (PPAs) oder staatsnahe Modelle wie Contracts for Difference (CfD) stabilisieren Erlöse. In Märkten mit vielen Stunden negativer Preise (in Deutschland 2024 gab es hunderte Stunden mit negativen Preisen) reduziert ein PPA die Unsicherheit und macht Projekte für Fremdkapitalgeber kreditwürdiger.

3) Flexibilität durch Speicher: Batterie- und Hybridlösungen erhöhen Eigenverbrauch und ermöglichen die Bereitstellung von Flexibilität am Markt. Fraunhofer weist nach, dass groß angelegte PV‑Batterie-Systeme in Deutschland heute oft günstiger sind als neue fossile Kraftwerke — das verbessert die wirtschaftliche Bilanz deutlich.

Für Investoren bedeutet das konkret: Eine Kombination aus gutem Standort, einem PPA mit Industrie- oder Kommune als Abnehmer und einer Batterie zur Steuerung der Einspeisung reduziert Preisrisiken und verbessert die Kapitaldienstfähigkeit. Für kleinere Akteure, etwa Wohnungsbaugesellschaften oder Energiegenossenschaften, sind Mieterstrommodelle oder Direktlieferungen praktische Umsetzungswege.

Risiken bestehen auf mehreren Ebenen: Marktpreisvolatilität, regulatorische Änderungen, Genehmigungsrisiken und Finanzierungskosten. Ein zentrales Marktproblem ist die Kannibalisierung: Wenn viele Anlagen gleichzeitig Strom erzeugen, fallen die Marktpreise in diesen Stunden und der erzielbare Verkaufspreis pro Kilowattstunde sinkt.

Praktische Beispiele zeigen Lösungswege: In einem kommunalen Projekt kombinierten eine Stadtwerkegruppe und ein Industrieunternehmen eine Solaranlage mit einem Langzeit-PPA. Die Kommune übernahm einen Teil der Finanzierung, das Unternehmen sicherte einen festen Teil der Erzeugung ab. Durch die Batterie reduzierte das Projekt die eigentliche Einspeisungsspitze und verbesserte so den Capture Price — also den tatsächlich erzielten Marktpreis.

Für Privathaushalte ist das Bild anders: Hier ist die Wirtschaftlichkeit oft vom Selbstverbrauch abhängig. Eine Dachanlage mit Batterie kann die Stromrechnung deutlich senken und hat in vielen Fällen eine attraktive Amortisationszeit, besonders wenn Förderprogramme genutzt werden. Genauere Zahlen hängen von Strompreis, Einspeisevergütung und Förderkonditionen ab.

Ein weiterer Punkt: Zinsen und Kapitalkosten. Höhere Zinssätze erhöhen die LCOE spürbar. Deshalb sind stabile Förder- oder Garantieinstrumente für Investoren so wichtig, weil sie den Fremdkapitalkostensatz senken können.

Langfristig bestimmt die Politik die Rahmenbedingungen. Modelle wie CfDs, die Preisrisiken zwischen Staat und Betreiber teilen, können Ausbau und Investitionen fördern. Agora-Analysen empfehlen hybride Instrumente, die PPAs mit staatlichen Sicherungsmechanismen kombinieren, um die Finanzierbarkeit zu erhöhen.

Technisch ist zu erwarten, dass Speicherpreise weiter sinken und hybride Anlagen (Wind/PV + Batterie) zunehmen. Das reduziert die Abhängigkeit von kurzfristigen Marktpreisen und ermöglicht neue Geschäftsmodelle: Saisonal gespeicherter Strom oder sektorübergreifende Verwendungen (z. B. Power-to-Heat oder Power-to-X) schaffen zusätzliche Erlösquellen.

Wichtig bleibt der Netzausbau. Ohne ausreichende Transportkapazitäten können Engpässe die wirtschaftliche Nutzung von erneuerbaren Anlagen begrenzen. Investitionen in Netze, digitalisierte Flexibilitätsmärkte und ein einfacheres Genehmigungsrecht sind deshalb wirtschaftspolitische Hebel.

Für private Anleger und Kommunen heißt das: Projekte mit klaren Abnahmevereinbarungen, guter Systemintegration und realistischer Kostenplanung haben die besten Chancen auf nachhaltige Erträge.

Erneuerbare Energien sind heute in vielen Fällen ökonomisch konkurrenzfähig. Entscheidend ist nicht allein die Technologie, sondern die Kombination aus Standortqualität, Finanzierung und Marktabsicherung. Speicher und langfristige Abnahmeverträge verschieben Projekte von spekulativen Marktwetten zu planbaren Cashflows. Wer Rendite erzielen will, sollte Anlagen so planen, dass sie Volllaststunden maximieren, Erlösrisiken über PPAs oder ähnliche Verträge reduzieren und Flexibilität durch Speicher oder Hybridkonzepte schaffen. Politik und Infrastruktur müssen parallel laufen, damit rentable Projekte in ausreichender Zahl entstehen.