In Kürze:
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Windkraft wird in Deutschland weiter ausgebaut, doch neue Anlagen bedeuten nicht automatisch stabile Geschäftsmodelle für Projektentwickler und Betreiber.
- Gestiegende Bau- und Finanzierungskosten, Netzengpässe und unsichere Erlöse erschweren die Kalkulation neuer Projekte.
- Bei Offshore-Wind zeigen fehlende Gebote für vorbereitete Flächen, dass Investoren nicht jedes Projekt unter den aktuellen Bedingungen übernehmen.
Laut einer
Statistik der Bundesnetzagentur wächst die Stromerzeugungskapazität aus erneuerbaren Energien in Deutschland weiter. Diese beschreibt dabei die maximale elektrische Leistung, die eine Anlage technisch erbringen kann.
Auch bei Windenergie an Land nimmt die Zahl der Anlagen weiter zu. Laut einer
Auswertung des unabhängigen Dienstleisters für die Windenergiebranche Deutsche WindGuard wurden im ersten Halbjahr 2026 an Land 423 Windenergieanlagen mit 2.365 Megawatt (MW) Leistung errichtet. Das Unternehmen beruft sich hier vor allem auf Daten der Bundesnetzagentur. Da zugleich ältere Anlagen vom Netz gingen, betrug der Nettozubau von Januar bis Juni 1.928 Megawatt.
Gleichzeitig zeigen einzelne Insolvenzen, dass der Ausbau erneuerbarer Energien nicht automatisch stabile Geschäftsmodelle bedeutet. Die SOWITEC group GmbH, ein Projektentwickler für Wind- und Solarenergie,
teilte im Juli 2026 mit, dass sie und mehrere Gesellschaften der Gruppe Insolvenzanträge gestellt hätten. Als Gründe nannte die Geschäftsführung Zahlungsunfähigkeit und insolvenzrechtliche Überschuldung.
Der Fall zeigt, dass zwischen Ausbauzahlen und Unternehmenslage unterschieden werden muss. Was heute ans Netz geht, wurde meist schon vor Jahren geplant, genehmigt und finanziert. Für neue Projekte gelten andere Bedingungen. Baukosten, Zinsen, Netzanschlüsse und erwartete Stromerlöse entscheiden darüber, ob aus einer Genehmigung tatsächlich ein Windpark wird.
An
Land deuten Genehmigungen und Ausschreibungen auf eine weitere rege Entwicklung der Windkraft hin. Bei Windkraft auf See (offshore) hingegen sind Warnzeichen zu erkennen.
Die
WindGuard-Auswertung zum Offshore-Windenergieausbau nennt 1.764 Anlagen mit 10,8 Gigawatt Leistung, die Ende Juni 2026 in Betrieb waren. Im ersten Halbjahr ging davon 84 Anlagen mit 1.077 Megawatt erstmals ans Netz.
Zugleich verweist die Studie darauf, dass nachdem für zwei Nordsee-Flächen in der Ausschreibung vom August 2025 keine Gebote abgegeben wurde, die geplante erneute Ausschreibung auf nächstes Jahr verschoben wurde.
Förderung als Teil der Finanzplanung
Wenn über Windkraft gesprochen wird, fällt schnell das Wort Subvention. Gemeint ist dabei nicht nur ein direkter Zuschuss. Die Förderung sollen Unternehmen halbwegs verlässliche Einnahmen sichern. Früher geschah das über feste Einspeisevergütungen. Später wurde das System stärker an den Strommarkt gekoppelt: über Marktprämien und Ausschreibungen.
Wie viel Geld über das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) fließt, dokumentieren die Übertragungsnetzbetreiber in ihren
EEG-Jahresabrechnungen. Die
Marktwertübersicht erklärt zudem, wie Marktwerte und Marktprämien berechnet werden. Vereinfacht gesagt: Betreiber verkaufen ihren Strom am Markt. Liegt der Marktpreis unter einem festgelegten Wert, kann eine Prämie die Differenz ausgleichen.
Für Investoren heißt das: Der Staat nimmt ihnen einen Teil des Preisrisikos ab. Ohne diese Absicherung müssten Betreiber darauf vertrauen, dass der Strompreis über viele Jahre hoch genug bleibt.
Die jüngsten Ausschreibungen in diesem Jahr deuten darauf hin, dass es an Land noch ausreichend Interessenten gibt. Bei der
Ausschreibung der Bundesnetzagentur vom August standen rund 2.520 MW Ausschreibungsvolumen Gebote über 5.250 MW gegenüber. Der durchschnittliche Zuschlagswert lag bei 4,79 Cent. je Kilowattstunde. Bei der Ausschreibung im Februar betrug er noch 5,54 Cent.
Diese sinkenden Zuschlagswerte zeigen Wettbewerbsdruck. Für die Unternehmen ist der Zuschlag Teil der Finanzplanung: Er gibt ihnen über viele Jahre eine verlässlichere Einnahmebasis und erleichtert damit die Finanzierung.
Ohne diese Absicherung hängt die Wirtschaftlichkeit stärker von Standort, Baukosten, Zinsen und langfristigen Stromverträgen ab. Gute Standorte können mit wenig staatlicher Hilfe auskommen. Bei schwächeren Standorten oder höheren Kosten kann ein Projekt dagegen unwirtschaftlich werden.
Der Druck entsteht damit von zwei Seiten. Einerseits sinken die Zuschlagswerte in den Ausschreibungen. Das begrenzt die möglichen Erlöse. Andererseits sind Bau- und Finanzierungskosten gestiegen. Für Unternehmen bedeutet das: Die Marge kann kleiner werden, obwohl der Markt politisch gewollt wächst. Genau darin liegt der Unterschied zwischen Ausbauzahlen und Unternehmenslage. Ein Land kann mehr Windkraft bekommen, während einzelne Projektentwickler, Zulieferer oder Betreiber wirtschaftlich unter Druck geraten.
Warum Geld teurer geworden ist
Windkraft erfordert hohe Investitionen, bevor überhaupt Strom verkauft wird. Projektierer müssen Flächen sichern, Gutachten bezahlen, Genehmigungen durchlaufen, Anlagen bestellen und den Netzanschluss vorbereiten. Steigen die Zinsen, wird dieser Vorlauf teurer.
Eine im Zusammenhang mit dem EEG-Erfahrungsbericht erstellte
Studie der Deutschen WindGuard aus dem vergangenen Jahr zeigt, dass Material-, Transport- und Finanzierungskosten seit 2020 deutlich gestiegen sind. Das Zinsniveau lag 2025 zwar unter dem des Vorjahres, aber über dem der Jahre vor 2022. Damit wird die Frage wichtiger, wie sicher künftige Erlöse sind.
Offshore-Wind als Warnsignal
Offshore-Wind zeigt das Investitionsproblem besonders deutlich. Anlagen auf See sind größer, teurer und technisch anspruchsvoller als Anlagen an Land. Sie benötigen Fundamente im Meeresboden, Spezialschiffe, Seekabel und Netzanschlüsse. Dadurch sind die Anfangsinvestitionen hoch, und Verzögerungen können besonders teuer werden.
Die oben erwähnte WindGuard-Studie verweist nicht nur auf den laufenden Ausbau, sondern auch auf eine Schwachstelle: Die Nordsee-Flächen mit den Bezeichnungen N-10.1 und N-10.2, für die in der Ausschreibung vom August 2025 keine Gebote abgegeben wurden, waren sogar
zentral voruntersucht.
Das zeigt, dass mögliche Investoren die Risiken, Kosten und erwarteten Erlöse unter den damaligen Bedingungen nicht für ausreichend attraktiv hielten.
Das Bundeskabinett reagiert mit einem Gesetzentwurf zur Reform des Windenergie-auf-See-Gesetzes. In dem Entwurf
von Anfang September 2026 sieht sie Differenzverträge, längere Laufzeiten und Resilienzkriterien vor.
Differenzverträge sollen Einnahmen stabilisieren: Liegt der Marktpreis unter einem vereinbarten Wert, wird ausgeglichen; liegt er darüber, zahlen Betreiber zurück. Das soll Planungssicherheit schaffen und begrenzt zugleich mögliche Zusatzgewinne in Hochpreisphasen.
Zölle und Lieferketten
Neben Förderung und Zinsen spielt die Lieferkette eine große Rolle. Windkraftanlagen bestehen aus Stahl, Beton, Elektronik, Kabeln und Spezialtechnik. Viele Teile werden international gehandelt. Zölle können deshalb Kosten verschieben.
Belegbar ist der wirtschaftliche Mechanismus: Wenn europäische Hersteller Vorprodukte teurer einkaufen müssen, als ausländische Anbieter fertige Komponenten liefern können, kann das deutsche Zulieferer schwächen. Die Bundesregierung greift diese Sorge indirekt auf. Im Entwurf zur Reform des Windenergie-auf-See-Gesetzes nennt sie Kriterien zur Begrenzung einseitiger Abhängigkeiten von Drittstaaten.
Das Netz wird zum Standortfaktor
Ein weiterer Investitionsfaktor ist das Stromnetz. Windräder produzieren oft dort viel Strom, wo nicht immer genug Leitungskapazität vorhanden ist. Dann werden Anlagen abgeregelt. Für das System entstehen Kosten, auch wenn kein Strom beim Verbraucher ankommt.
Die Bundesregierung beabsichtigt deshalb, Ausbau und Netze stärker aufeinander abzustimmen. In ihrer
Mitteilung zur EEG-Novelle und zum Netzpaket vom Juli 2026 begründet sie die Reform mit dem Ziel, Kosten zu senken und den Ausbau netzverträglicher zu machen.
Mit der
Stromsektorreform sollen neu angeschlossene Anlagen in bestimmten überlasteten Netzgebieten für einen Teil ihres Stroms keine Entschädigung mehr erhalten, wenn sie abgeregelt werden. Zugleich sollen die Ausschreibungsmengen um 12 GW für Wind an Land steigen.
Für Investoren zählt deshalb nicht nur, wie stark der Wind an einem Standort weht. Wichtig ist auch, ob der erzeugte Strom zuverlässig ins Netz eingespeist werden kann. Ist das Netz überlastet, müssen Windräder zeitweise abgeschaltet werden. Dann kann weniger Strom verkauft werden. Ein sehr windreicher Standort kann dadurch wirtschaftlich weniger attraktiv sein. Ein Standort mit etwas weniger Wind kann sich dagegen eher rechnen, wenn der Strom dort leichter ins Netz gelangt oder näher an großen Verbrauchern erzeugt wird.
Die Windkraft wächst also weiter, aber ihr Ausbau ist kein Selbstläufer. Entscheidend wird sein, ob politische Ziele, Netze, Förderung und Finanzierung zusammenpassen. Für Deutschland zählt am Ende nicht die angekündigte Leistung, sondern die gebaute Anlage, die Strom liefert und sich wirtschaftlich trägt.