Die Lieferengpässe und Transportrisiken durch die Straße von Hormus haben die strategische Bedeutung von sauberer Energie in Europa weiter gestärkt. Angesichts der zunehmenden Unterschiede zwischen Märkten, Technologien und Ertragsstrukturen bleiben jedoch die gezielte Auswahl der Anlagen und eine fachkundige Risikoprüfung von entscheidender Bedeutung.

Dieser Wandel führt zu einer zunehmenden Verknüpfung von Energiewende und Energiesicherheit. Der Electrification Action Plan der Europäischen Kommission, der als Reaktion auf die Ereignisse im Nahen Osten angekündigt wurde, sieht vor, den Elektrifizierungsgrad der Europäischen Union von derzeit etwa 23% bis 2040 auf 46% zu steigern.¹ Die Umsetzung dieses ehrgeizigen Plans erfordert erhebliche Investitionen nicht nur in die Erzeugung erneuerbarer Energien, sondern auch in Speicher und Technologien zur Netzstabilität sowie Elektrofahrzeuge und Wärmepumpen.

Für Investoren bedeutet das: Die strukturelle Nachfrage steigt zwar, gleichzeitig driften aber auch die risikobereinigten Renditen weiter auseinander. Daher sind unserer Ansicht nach die gezielte Auswahl und breite Streuung der Investments entscheidend.

Höhere Strompreise, aber ungleiche Vorteile
Die Zahl der LNG-Tanker, die die Straße von Hormus passieren, ist stark zurückgegangen – und das zu einem Zeitpunkt, an dem die europäischen Gasspeicherbestände im Vergleich zu den letzten Jahren relativ niedrig sind. Infolgedessen sind die Preise gestiegen – dies gilt auch für langfristige Terminkontrakte, was darauf hindeutet, dass die Märkte eher von anhaltenden Auswirkungen als von einer kurzzeitigen Störung ausgehen.²

Höhere Gaspreise haben das Potenzial, in vielen Märkten auch die Strompreise steigen zu lassen. Davon können die Markterlöse erneuerbarer Energien profitieren, wenn die Stromerzeugung aus erneuerbaren Quellen in Zeiten höherer Preise erfolgt. Allerdings profitieren nicht alle Anlagen gleichermaßen davon.

Wir haben den Zeitraum von März bis Juli 2026 mit dem gleichen Zeitraum im Jahr 2025 verglichen und sind zu folgendem Ergebnis gekommen:
•        Der Anstieg der tatsächlich erzielten Strompreise war in Märkten mit einer stärkeren Abhängigkeit von Gas größer.
•        Im Durchschnitt stiegen die erzielten Solarstrompreise³ um 13 Euro/MWh, während die Preise für Onshore- und Offshore-Windenergie um 16 Euro/MWh⁴ zulegten.
•        Allerdings gab es große Unterschiede zwischen den einzelnen Märkten: In Märkten mit hoher Photovoltaik-Leistung – und damit ausgeprägter Preis-Kannibalisierung⁵ – fiel der Preisanstieg für Solarstrom geringer aus. Dieses Kannibalisierungsrisiko unterstreicht, wie wichtig Standort, Einspeiseprofil und Vermarktungsweg für die Projektrentabilität sind.
•        Diese Märkte mit hohem Solaranteil schufen unserer Ansicht nach potenziell attraktive Bedingungen für Batteriespeicher: günstiges Laden in Zeiten niedriger Preise aufgrund hoher Solarstromerzeugung und profitables Entladen, wenn die Strompreise durch die gasbasierte Stromerzeugung wieder steigen.

Die erzielten Preise für Solarstrom sind in Märkten wie Italien, Großbritannien und Dänemark relativ stabil geblieben. In Spanien und Frankreich hingegen sank der Marktwert für Solarstrom 2025 und über weite Teile des Jahres 2026 erheblich, da die steigende Erzeugung während der Mittagsstunden die Preise drückte. Der jüngste Anstieg der Gaspreise hat dazu beigetragen, diesen Trend vorerst abzufedern, ohne jedoch das zugrunde liegende Kannibalisierungsrisiko zu beseitigen.

Die Onshore-Windenergie hat sich im Allgemeinen widerstandsfähiger gezeigt, mit vergleichsweise starken Erlöspreisen in Italien, Deutschland, Großbritannien und den Niederlanden, aber schwächeren Bedingungen in Finnland und Frankreich.⁶ Das breiter über den Tag verteilte Erzeugungsprofil von Onshore-Wind reduziert zudem das Risiko, Strom zu Zeiten negativer Preise zu erzeugen.

Auf der Grundlage einer Modellrechnung, bei der die Einnahmen pro MW im Januar 2025 auf einen Basiswert von 100 indexiert wurden, stieg der gewichtete europäische Wertindex bis August 2026 auf 102,7 für Solarenergie, 111,7 für Onshore-Windenergie, 130,4 für Offshore-Windenergie. Ein Zwei-Stunden-Batteriespeichersystem (BESS) erreichte auf reiner Arbitrage-Basis einen Wert von 126,5.

Die Solarkapazität wuchs erheblich, gleichzeitig sank jedoch der Anteil des tatsächlich erzielten Strompreises am durchschnittlichen Marktpreis⁷ um 8,6%.

Offshore-Wind profitierte dagegen von einem Anstieg der erzielten Strompreise um 22% und einer höheren Stromerzeugung im Verhältnis zur installierten Leistung.Auch die Arbitrage-Erlöse aus Batteriespeichern entwickelten sich gut, angetrieben durch die zunehmende Volatilität der Strompreise.⁸ Batterien und Hybridanlagen können im Vergleich zu reinen Ökostromanlagen zusätzliche Einnahmen generieren. Die Rentabilität hängt jedoch stark von den Einsatzstrategien, den Annahmen zu den Lade- und Entladezyklen sowie vom jeweiligen Marktdesign ab.

Cashflows bleiben entscheidend
Trotz der zuletzt höheren Erlöspotenziale am freien Strommarkt zeigen die Ergebnisse von Ausschreibungen, dass Projektentwickler stabilen, langfristig planbaren Cashflows weiterhin einen hohen Wert beimessen.

Bei der deutschen Onshore-Windkraft-Ausschreibung im Mai gingen Gebote in Höhe von 6,4 GW für eine verfügbare Kapazität von 2,5 GW ein, was einer mehr als 156%-igen Überzeichnung entspricht. Bei dieser wettbewerbsorientierten Ausschreibungsrunde lagen die erfolgreichen Gebote im Durchschnitt bei 50,6 Euro/MWh und damit 9% unter dem Wert der vorherigen Runde sowie 30% unter dem gesetzlichen Höchstpreis.⁹ Auch wenn die Wirtschaftlichkeit der eingereichten Angebote größtenteils bereits vor der Sperrung der Straße von Hormus feststand, wurden die offiziellen Gebote erst nach Beginn der Eskalation im Nahen Osten abgegeben.

Das zeigt uns, dass Projektentwickler trotz hoher Großhandelspreise niedrigere Zuschlagspreise akzeptieren, um sich langfristig stabile Einnahmen zu sichern.

Aus Investorensicht können vertraglich abgesicherte Erlöse Verlustrisiken begrenzen und die Stabilität der Bewertungen unterstützen.

Wer stattdessen auf den freien Stromhandel setzt, hat zwar höhere Ertragschancen, muss aber auch mit stärker schwankenden Einnahmen leben.

Die hohe Nachfrage bei den Ausschreibungen zeigt deutlich: Nach den volatilen Strompreisen des Jahres 2025 ist die Absicherung gegen Preisstürze durch feste Verträge wertvoller als die vollständige Abhängigkeit von kurzfristigen Marktpreisen.

Umso wichtiger ist eine sorgfältige Beurteilung der Qualität einzelner Projekte und entsprechend hohe technische Expertise. Denn niedrigere Zuschlagspreise begünstigen insbesondere Projekte, die gemessen an ihrer installierten Leistung viel Strom erzeugen, ihre Baukosten im Griff haben und sich zu attraktiven Konditionen finanzieren können.

Was bedeutet das für Anleger?
Die Energiesicherheit und die Notwendigkeit für Europa, die Abhängigkeit von russischem Gas zu verringern, stärken die langfristige Nachfrage nach erneuerbaren Energiequellen, Speicherkapazitäten und der dafür erforderlichen Infrastruktur. Die Anlagerenditen werden jedoch je nach Markt, Technologie und Ertragsstruktur erheblich variieren.

Für Investoren sind daher eine disziplinierte Preisgestaltung beim Markteintritt, eine konsequente Risikoabwägung und eine fachkundige Projektprüfung von besonderer Bedeutung.

Die Renditen privater Investitionen in erneuerbare Energien und Speicher blieben zwar positiv, gingen jedoch im schwierigeren Marktumfeld des Jahres 2025 leicht zurück. Höhere Ausschüttungsrenditen und leicht gestiegene Abzinsungssätze (Diskontsätze) signalisieren gleichzeitig, dass sich die Bewertungen ein Stück weit nach unten angepasst haben. Unserer Ansicht nach schafft dies ein attraktiveres Einstiegsumfeld, da Betriebs- und Marktrisiken nun angemessener in den Preisen berücksichtigt sind.

Märkte, in denen Gas einen stärkeren Einfluss auf die Strompreise hat, können zusätzliches Ertragspotenzial durch höhere Marktpreise bieten. Dieses kann jedoch durch einen steigenden Solarstromanteil und die damit verbundenen Kannibalisierungseffekte geschmälert werden, wie dies in Spanien und Frankreich zu beobachten war.

Kombinierte bzw. hybride Projekte beispielsweise die Verbindung von erneuerbarer Stromerzeugung und Batteriespeichern am selben Standort, können dazu beitragen, beide Risiken abzufedern und gleichzeitig von den Erlösen aus Stromerzeugung und -speicherung zu profitieren.

Gemeinsame Netzanschlüsse und betriebliche Synergien verbessern dabei die Wirtschaftlichkeit. Letztendlich hat das durch geopolitische Krisen getriebene Hochpreisumfeld Investitionen in saubere Energien genau zur rechten Zeit gestärkt.

Um die sich bietenden Chancen zu nutzen, müssen Investoren unseres Erachtens künftig deutlich selektiver vorgehen. Der Schlüssel zum Erfolg liegt in einer breiten Diversifizierung und einer fundierten Projektprüfung über verschiedene Märkte, Technologien und Erlösmodelle hinweg.

¹Aktionsplan zur Elektrifizierung, Europäische Kommission, Juli 2026
²Bloomberg, Stand: September 2026.
³Während die Großhandelsstrompreise Marktdurchschnitte widerspiegeln, spiegeln die Erlöse die Preise wider, die Anlagen zur Erzeugung erneuerbarer Energien bei der Stromerzeugung erzielen. Die Erlöse für bestimmte Erzeuger weichen vom Großhandelsdurchschnitt ab, wenn die Preise in den Zeiträumen, in denen der Erzeuger Strom produziert, systematisch niedriger sind.
⁴Die Analyse schließt die nordischen Märkte aus, L&G Research, August 2026.
⁵Eine „Solar-Kannibalisierung“ tritt auf, wenn wachsende Solarkapazitäten das Stromangebot in sonnigen Zeiträumen erhöhen und dadurch die Strompreise genau dann senken, wenn Solaranlagen Strom erzeugen, was zu geringeren Erlösen für alle Solaranlagen führt.
⁶L&G Research, August 2026.
⁷Erfassungspreis (siehe Fußnote 3) als Anteil am Großhandelspreis
⁸L&G Research, August 2026
⁹BloombergNEF, Stand: Juli 2026.

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*) Dr. James Tyrrell, Infrastructure Research Manager, und Miriam Uebel, Deputy Head of Europe, Institutional, bei L&G Asset Management