Ist Deutschland damit der Renewables-Vorzeigemarkt schlechthin? Auf den ersten Blick ja: groß, liquide, regulatorisch etabliert und mit hoher industrieller Stromnachfrage. Der hohe Anteil der stromintensiven Industrie an der Bruttowertschöpfung schafft eine strukturell robuste Nachfrage nach verlässlich verfügbarer Energie. Gleichzeitig erhöhen Elektrifizierung, Wärmewende, Rechenzentren und der weitere Umbau industrieller Prozesse den Bedarf an erneuerbarem Strom.

Auf den zweiten Blick zeigt sich: Ein Selbstläufer ist er dennoch nicht. Gerade seine Reife führt dazu, dass neue Herausforderungen hier früher sichtbar werden als andernorts. Je höher der Anteil Erneuerbarer im System steigt, desto stärker treten Fragen von Netzkapazität, Preisvolatilität, Redispatch, Vermarktung und Förderdesign in den Vordergrund. Darauf reagiert die Energiepolitik. Deutschland ist damit ein Markt mit hoher und dynamischer Regulierungsdichte. Für Investoren bedeutet das: Chancen entstehen nicht allein durch Ausbauziele, sondern durch das Verständnis regulatorischer Übergangsphasen.

Reifer Markt, komplexere Spielregeln
Ein Beispiel dafür ist die geplante Weiterentwicklung des EEG hin zu zweiseitigen Contracts for Difference (CfDs). Diese Konstellation beeinflusst mehrere Bereiche des Marktes gleichzeitig. Das zeigt sich bei der Photovoltaik. Die Branche wartet weiterhin auf die Freigabe der EU-Kommission zur Erhöhung der EEG-Ausschreibungsgrenze von 20 auf 50 Megawatt. Diese Erhöhung ist an die Einführung eines zweiseitigen CfD-Systems im Rahmen der EEG-2027-Novelle gekoppelt. Bis dahin warten viele größere Solarprojekte auf eine Teilnahme an der EEG-Ausschreibung und dem Baubeginn.

Das ist jedoch kein Grund, den Markt grundsätzlich zu vernachlässigen. Die mittel- und langfristigen Perspektiven für Photovoltaik bleiben gemäß dem aktuellen Entwurf der EEG-2027-Novelle intakt. Die installierte PV-Leistung ist in Deutschland in den vergangenen Jahren stark gestiegen; bis 2030 soll die installierte Leistung auf 215 Gigawatt steigen. Kurzfristig sind jedoch Abwarten und Sondieren von Projektpipelines, Entwicklern und Standorten gefragt, um dann schnell wieder aktiv werden zu können, wenn dieser regulatorische Knoten platzt.

Solar im Wartemodus, Wind mit Rückenwind
Der Entwurf der EEG-2027-Novelle deutet auf eine veränderte Gewichtung im Solarmarkt hin. Feste Einspeisevergütungen, Netzkapazität und Ausschreibungsvolumina für relativ kleinteilige Dachanlagen sollen eingeschränkt werden. Gleichzeitig soll das Ausschreibungsvolumen für die in der Regel größeren Freiflächenanlagen auf jährlich 14 Gigawatt steigen. Der Fokus verschiebt sich damit stärker in Richtung Skaleneffekte und Kosteneffizienz, was aus Investorensicht zu begrüßen ist.

Beim Onshore-Wind gilt aktuell noch ein einseitiger CfD über die Zahlung einer Marktprämie. Sie bietet einen Floor-Preis und lässt bei steigenden Strompreisen zusätzliches Upside-Potenzial zu. Der Entwurf der EEG-2027-Novelle sieht hier ebenfalls die Umstellung auf einen zweiseitigen CfD über die Einführung eines Refinanzierungsbeitrags vor. Der deutsche Onshore-Wind-Markt bleibt auch mit der EEG-2027-Novelle für Investoren einer der interessantesten in ganz Europa. In keinem anderen Land gibt es die Kombination aus 20-jähriger Preisabsicherung, teilweiser Absicherung der Windertragsrisiken während der Betriebszeit und einer vergleichsweise großzügigen Entschädigung der Abregelungsrisiken (Redispatch).

Dies in Kombination mit den Vereinfachungen und Beschleunigungen der Genehmigungsverfahren schafft ein enormes Investitionspotenzial für institutionelle Investoren. Im Jahr 2025 wurde zwar nur gut fünf Gigawatt neue Onshore-Windleistung installiert, die genehmigte Leistung lag jedoch bei mehr als 20 Gigawatt. Genau diese Projekte kommen jetzt an den Markt; die Zahl genehmigter Projekte übersteigt inzwischen die Ausschreibungsvolumina. Die Folge sind sinkende Zuschlagswerte: Innerhalb von rund eineinhalb Jahren sind die Ausschreibungsergebnisse für Onshore-Wind um etwa 30% gefallen.

Niedrigere Zuschläge bedeuten zwar geringere garantierte Erlöse. Entscheidend ist aber die Gesamtkonstellation: Durch das große Angebot genehmigter Projekte, das auf eine noch nicht vollständig nachgezogene Investorennachfrage trifft, entsteht ein Käufermarkt mit attraktiven Einstiegsmöglichkeiten.

Parallel entsteht eine Lenkungswirkung bei den Netzkapazitäten. Der Entwurf des Netzpakets macht Investitionen in überlasteten Netzgebieten unattraktiver. Das vorrangige Anschlussprivileg für erneuerbare Energien soll erhalten bleiben. An kapazitätslimitierten Netzknotenpunkten ist jedoch ein befristeter und teilweiser Verzicht auf EEG-Förderung bei Abregelung (Redispatch) vorgesehen. Das schafft einen Anreiz, neue Projekte in nicht überlasteten Netzgebieten zu realisieren. Dies wird bei Onshore-Wind zusätzlich durch die Beibehaltung des Referenzertragsmodells flankiert, welches eine höhere Vergütung in windschwachen Regionen vorsieht.

Flexibilität wird zum entscheidenden Marktfaktor
Warum das wichtig ist, zeigt die Marktpraxis. Mit steigendem Anteil erneuerbarer Energien treten Überangebote häufiger auf. Im Jahr 2025 fielen die Spotpreise über 573 Stunden in den negativen Bereich – ein neuer Rekordwert, der in erster Linie auf Produktionsspitzen bei gleichzeitig überlasteten Netzen und nicht vorhandenen Speicherkapazitäten zurückzuführen ist. Für die nächste Phase der Energiewende spielen daher Flexibilität, Netz- und Speicherkapazitäten sowie Systemintegration die entscheidende Rolle.

Damit schlägt die Stunde für Batteriespeicher. Großbatterien (BESS) können Strom kurzfristig aufnehmen und wieder abgeben, Preisvolatilität glätten und Netzungleichgewichte über Zeiträume von Sekunden bis zu mehreren Stunden ausbalancieren. Für Investoren eröffnen sich dadurch zusätzliche Geschäftsmodelle: Arbitrage, Regelenergie, Kapazitätsmodelle oder Kombinationen mit Wind- und Solarprojekten. Deutschland ist bereits heute einer der führenden europäischen Märkte für BESS, Tendenz steigend.

Der deutsche Renewables-Markt ist attraktiv, aber nicht einfach. Er zeichnet sich nicht nur durch Größe, Industrienachfrage und etablierte Förderstrukturen aus, sondern durch die Möglichkeit, regulatorische Übergänge richtig einzuordnen und daraus konkrete Investitionsfenster abzuleiten. Bei Solar spricht derzeit vieles für Vorbereitung und selektive Positionierung, bei Onshore-Wind besteht kurzfristig ein besonders günstiges Marktfenster. Und bei Batteriespeichern entsteht insbesondere bei Co-Location mit PV-Anlagen ein neues Segment, das für die nächste Phase der Energiewende zentral werden dürfte. Deutschland zeigt damit beispielhaft, wie sich reife Renewables-Märkte in Europa verändern können.

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*) Hauke Sievers, Head of Acquisitions, KGAL