Wind- und Solarparks: Warum Projekte kippen

Deine Stromrechnung hängt längst nicht mehr nur vom Gaspreis oder vom Wetter ab. Sie hängt auch davon ab, ob neue Wind- und Solarparks gebaut werden – oder ob Projekte wegen roter Zahlen gestoppt werden. Genau das passiert 2024 und 2025 spürbar häufiger. Entwickler berichten von knappen Kalkulationen, Banken verlangen höhere Zinsen und in manchen Regionen wird erzeugter Strom immer öfter abgeregelt.

Laut Bundesnetzagentur wurden 2024 rund 1.389 Gigawattstunden Solarstrom abgeregelt. Das sind 97 Prozent mehr als im Jahr zuvor. Gleichzeitig lagen die Kosten für Engpassmanagement und Redispatch bei rund 2,776 Milliarden Euro. Das sind keine abstrakten Systemwerte. Sie schlagen sich indirekt in Netzentgelten und Investitionsentscheidungen nieder.

Wenn Wind- und Solarparks rechnen sich nicht mehr, hat das zwei Folgen: Es werden weniger neue Anlagen gebaut und bestehende Projekte brauchen höhere Erlöse. Beides wirkt auf die Strompreise – über die Börse und über deine monatliche Rechnung.

Ein Wind- oder Solarpark finanziert sich über viele Jahre. Entscheidend sind Baukosten, Finanzierungskosten und die Erlöse aus dem Stromverkauf. Seit 2022 sind die Zinsen deutlich gestiegen. Das erhöht die Kapitalkosten und damit die Schwelle, ab der sich ein Projekt rechnet.

Hinzu kommen Netzengpässe. 2024 mussten laut Bundesnetzagentur rund 1.389 Gigawattstunden Solarstrom abgeregelt werden. Abregelung bedeutet, dass Anlagen Strom produzieren könnten, ihn aber nicht einspeisen dürfen, weil Leitungen überlastet sind. Für Betreiber heißt das weniger verkaufte Kilowattstunden.

2024 erreichten die Kosten für Engpassmanagement und Redispatch rund 2,776 Milliarden Euro.

Redispatch beschreibt Eingriffe der Netzbetreiber, bei denen Kraftwerke hoch- oder heruntergefahren werden, um das Netz stabil zu halten. Diese Eingriffe kosten Geld und zeigen, dass Erzeugung und Netz nicht im Gleichgewicht sind. Besonders in Süddeutschland mit viel Photovoltaik trat 2024 verstärkt Abregelung auf.

Neben diesen Systemkosten drücken längere Genehmigungsverfahren und höhere Materialpreise auf die Kalkulation. Ein Projekt, das vor wenigen Jahren solide erschien, kann unter neuen Annahmen schnell kippen.

Auf den ersten Blick klingt viel Solarstrom nach sinkenden Preisen. Tatsächlich fallen die Börsenpreise oft stark, wenn mittags sehr viel Photovoltaik einspeist. Dieses Phänomen wird als Kannibalisierung bezeichnet. Je mehr Anlagen gleichzeitig produzieren, desto stärker drücken sie selbst den Marktpreis.

Für Betreiber heißt das geringere Erlöse pro Megawattstunde. Für Verbraucher kann es kurzfristig günstige Stundenpreise geben. Langfristig entsteht jedoch ein anderes Risiko: Wenn Projekte wegen niedriger Durchschnittserlöse nicht gebaut werden, fehlt später gesicherte Erzeugung.

Gleichzeitig müssen Engpass- und Redispatchkosten finanziert werden. Die 2,776 Milliarden Euro aus 2024 verschwinden nicht. Sie fließen über Netzentgelte und Umlagen in das System zurück. Damit steigt der Druck auf die Endkundenpreise, selbst wenn einzelne Börsenstunden sehr billig sind.

Weniger neue Anlagen bedeuten zudem mehr Importabhängigkeit in wind- und sonnenarmen Phasen. In solchen Stunden können Preise stark ausschlagen. Preisspitzen sind für Haushalte mit dynamischen Tarifen direkt spürbar.

Besonders anfällig sind große Photovoltaik-Freiflächenanlagen ohne Speicher in Regionen mit Netzengpässen. Wenn viele Anlagen zur gleichen Zeit einspeisen und Leitungen fehlen, steigt das Risiko von Abregelung.

Auch Onshore-Windparks in Engpassregionen geraten unter Druck, wenn Netzanschlüsse verzögert werden. Jede Verschiebung der Inbetriebnahme verteuert die Finanzierung, weil Zinsen weiterlaufen.

Offshore-Projekte kämpfen zusätzlich mit höheren Bau- und Lieferkettenkosten. Wenn dann die erwarteten Marktpreise unter den ursprünglichen Annahmen liegen, schrumpft die Marge weiter.

Studien mit Strommarktmodellen wie ELMOD und DIETER zeigen zudem, dass das Marktdesign eine Rolle spielt. Einheitliche Strompreise über große Zonen können lokale Engpässe verdecken. Die Folge sind mehr Redispatch-Eingriffe im Nachgang. Für Investoren ist das ein zusätzliches Risiko, weil die tatsächlichen Erlöse stärker schwanken.

Ein Hebel sind Speicher. Wenn Solarparks Batteriespeicher integrieren, können sie Strom in teurere Stunden verschieben. Das reduziert Abregelung und erhöht die erzielbaren Preise.

Ebenso wichtig ist der Netzausbau. Jede zusätzliche Leitung senkt das Risiko, dass fertige Anlagen stillstehen müssen. Schnellere Netzanschlüsse verkürzen zudem die Phase, in der Kapital gebunden ist, ohne Erlöse zu bringen.

Vertragsmodelle spielen ebenfalls eine Rolle. Langfristige Stromabnahmeverträge können stabile Einnahmen sichern, wenn sie realistisch kalkuliert sind. Staatliche Ausschreibungsdesigns beeinflussen, wie viel Risiko bei den Betreibern verbleibt.

Am Ende entscheidet eine Mischung aus Technik, Finanzierung und Marktregeln. Ohne Anpassungen besteht die Gefahr, dass weniger neue Leistung ans Netz geht, obwohl der Bedarf an klimafreundlichem Strom weiter steigt.

Wind- und Solarparks stehen 2024 bis 2026 unter wirtschaftlichem Druck. 1.389 Gigawattstunden abgeregelter Solarstrom und 2,776 Milliarden Euro Engpasskosten zeigen, dass Ausbau und Netzinfrastruktur nicht im Gleichschritt laufen. Steigende Zinsen verschärfen die Lage. Wenn Projekte deshalb verschoben oder gestrichen werden, kann das mittelfristig höhere Strompreise und stärkere Preisschwankungen bedeuten.

Für dich heißt das: Günstige Stundenpreise sind möglich, aber das System bleibt angespannt. Entscheidend wird sein, ob Netzausbau, Speicher und verlässliche Rahmenbedingungen schneller vorankommen als die wirtschaftlichen Risiken wachsen.