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Sonne und Wind bezahlen keine RechnungenDie neuesten Ausschreibungsergebnisse der Bundesnetzagentur (BNetzA) vom Februar 2026 für Windenergieanlagen an Land zeigen ein klares Bild: Der Zubau von Windrädern wird für viele Investoren immer unattraktiver. Bei der Ausschreibung sank der durchschnittliche Zuschlagswert auf nur noch 5,54 Cent pro Kilowattstunde – ein Rückgang von rund 25 Prozent im Vergleich zu den Werten vor zwei Jahren und der niedrigste Stand seit 2018. Der Wind selbst produziert Strom, aber er bezahlt keine Rechnungen – und bei diesen Preisen rechnen sich viele Projekte schlicht nicht mehr. Stark überzeichnet – und trotzdem immer billigerDie Ausschreibung für Wind an Land war wie in den vorherigen Runden stark überzeichnet. Bei einem ausgeschriebenen Volumen von 3.445 Megawatt (MW) gingen 924 Gebote mit einer Gesamtmenge von rund 7.858 MW ein. Letztlich erhielten 439 Gebote den Zuschlag – genau das ausgeschriebene Volumen. Die Zuschlagswerte lagen zwischen 5,19 und 5,64 Cent/kWh, der mengengewichtete Durchschnitt bei 5,54 Cent/kWh. Zum Vergleich: Vor zwei Jahren lagen die Werte noch bei etwa 7,35 Cent/kWh, in der Vorrunde bei 6,06 Cent/kWh. Jedes Mal wird es günstiger, weil nur die billigsten Gebote zum Zuge kommen.Besonders auffällig: In den südlichen Bundesländern wie Bayern und Baden-Württemberg entfielen lediglich rund zwei Prozent des Zuschlagsvolumens. Dort herrschen schwächere Windverhältnisse. Der Höchstwert für solche Standorte liegt höher (früher bis zu 11,39 Cent/kWh), doch bei nur 5,54 Cent im Schnitt rentieren sich Anlagen dort kaum noch. Windräder brauchen eben Wind – und in Schwachwindgebieten liefert er einfach zu wenig Ertrag, um die hohen Investitions- und Betriebskosten zu decken. Ein reales Rechenbeispiel: Von Rendite zu VerlustEin konkretes Beispiel einer Bürgerwindanlage (basierend auf einem früheren Verkaufsprospekt) von Stefan Spiegelsperger im Video verdeutlicht das Problem. Bei früheren Annahmen von rund 20 Millionen Euro Umsatz über 20 Jahre und nach Abzug von Betriebskosten, Zinsen und Tilgung ergab sich eine Rendite von etwa 4,16 Prozent für die Investoren – bei einem eingesetzten Kapital von rund 2,1 Millionen Euro. Viele Anleger würden ein solches Angebot ablehnen: Das Geld ist 20 Jahre lang gebunden, die Rendite mager.Nun kommen weitere Belastungen hinzu. Seit April 2025 werden Negativstunden nicht mehr vergütet. Im Vorjahr hätte das bereits zu einem Minus von etwa 7 Prozent bei den Auszahlungen geführt. Experten rechnen für 2026 mit einem Anstieg auf 700–900 Negativstunden – Tendenz stark steigend, da immer mehr Erneuerbare-Energien-Anlagen ans Netz gehen und das Angebot bei schwacher Nachfrage die Preise in den Keller drückt. Die verlorenen Stunden werden zwar am Ende der 20-jährigen Förderlaufzeit nachgeholt, aber das hilft nur begrenzt. Im Beispiel der Bürgerwindanlage sinkt der Gesamterlös dadurch deutlich. Die Kosten bleiben jedoch gleich. Das Ergebnis: Statt einer kleinen Rendite muss der Investor über 20 Jahre hinweg Geld nachschießen. Selbst in guten Windgebieten wird es eng, in schwächeren Regionen nahezu unmöglich. Solar zum Vergleich: Ähnliches System, aber höhere Preise – vorerstZum Kontrast: Bei der parallel laufenden Ausschreibung für Aufdach-Solaranlagen und Anlagen an Lärmschutzwänden war die Gebotsmenge sogar unterzeichnet. Die Zuschlagswerte lagen zwischen 7,88 und 10,00 Cent/kWh, der Durchschnitt bei 9,56 Cent/kWh (leicht unter dem Vorwert). Solar bleibt also vergleichsweise attraktiv – der Wettbewerb ist geringer als bei Wind.Bei Solar funktioniert das Fördersystem grundsätzlich genauso wie bei Wind: Es gibt keinen festen garantierten Einspeisetarif mehr, sondern einen anzulegenden Wert (Zuschlagswert), der als Referenz für die gleitende Marktprämie dient. Der Betreiber verkauft den Strom an der Börse und erhält den tatsächlichen Spotmarktpreis plus Prämie (bis maximal zum anzulegenden Wert, wenn der Börsenpreis darunter liegt). Bei höheren Börsenpreisen behält er den Mehrerlös. Bei Null- oder Negativpreisen entfällt die Prämie komplett – der Betreiber trägt den negativen Preis selbst oder regelt ab. Die reinen Gestehungskosten (LCOE) für neue Solaranlagen liegen für große Freiflächenanlagen oft bei 4–7 Cent/kWh, Aufdach-Anlagen etwas höher. Die Differenz zum anzulegenden Wert von 9,56 Cent deckt nicht einfach „Profit“, sondern vor allem Risiken (Negativpreise, Abregelung, Ertragsunsicherheit), Finanzierungskosten und eine angemessene Rendite für Investoren ab. Der Kannibalisierungseffekt: Sonne scheint „überall oder gar nicht“Genau hier liegt der wachsende Schwachpunkt des Solar-Geschäftsmodells. Solarstrom wird vor allem mittags und an sonnigen Tagen erzeugt – hoch korreliert und gleichzeitig. Je mehr Anlagen gleichzeitig einspeisen, desto stärker drücken sie die Börsenpreise in diesen Stunden nach unten (Kannibalisierungseffekt). 2025 gab es bereits rund 575 Negativstunden, für 2026 werden 700–900 Stunden erwartet, vor allem in den Sommermonaten.Das alte Modell „viel Solar bauen und alles einspeisen“ wird durch den eigenen Erfolg kannibalisiert. Der Marktwert von Solarstrom sinkt, und der Puffer durch die Marktprämie schrumpft. Reine Volleinspeisung wird riskanter. Robuster bleiben Modelle mit hohem Eigenverbrauch, Speichern (Batterien), Sektorkopplung (z.B. E-Auto-Laden oder Power-to-Heat) oder langfristigen Lieferverträgen (PPAs). Ohne ausreichenden Ausbau von Speichern, Netzen und Flexibilität wird der wirtschaftliche Anreiz für neue Anlagen trotz niedriger Gestehungskosten sinken. Für 2026 beträgt der prognostizierte EEG-Finanzierungsbedarf rund 16,2 Mrd. Euro. Diese Kosten trägt die Allgemeinheit, also der Steuerzahler. Ein großer Teil davon entfällt auf Solaranlagen. Gute Nachrichten für Wald, Natur und Steuerzahler?Der YouTuber und Energieanalyst Stefan Spiegelsperger sieht in den sinkenden Zuschlagswerten „gute Neuigkeiten“. Viele Windprojekte, besonders in Wäldern oder sensiblen Regionen, dürften nun wirtschaftlich uninteressant werden. Der „Goldregen“ für Windkraftinvestoren sei vorbei.Auch bei Solar wächst der Druck durch steigende Negativstunden. Die Förderkosten (Marktprämien) werden aus dem Bundeshaushalt (Steuermitteln) finanziert – nicht mehr direkt über die EEG-Umlage auf der Stromrechnung, aber dennoch auf Kosten der Allgemeinheit. Kritiker der Energiewende betonen seit Jahren: Es geht nicht nur um Klimaziele, sondern auch um harte ökonomische Fakten. Wenn Projekte dauerhaft Verluste einfahren oder massive Subventionen und Nachschüsse erfordern, leiden am Ende die Steuerzahler, die Verbraucher durch höhere Netzentgelte und die betroffenen Regionen durch Eingriffe in die Natur. Wer Wind- oder Solaranlagen plant, sollte die neuen Zahlen genau prüfen – nicht nur den optimistischen Prospekt des Planers, sondern auch Szenarien mit vielen Negativstunden und sinkenden Marktwerten. Die aktuelle Entwicklung zeigt: Der Markt für Wind an Land wird selektiver. Nur die allerbesten Standorte mit starkem Wind und niedrigen Kosten haben noch Chancen. Bei Solar muss das Geschäftsmodell „intelligenter“ werden – mehr Flexibilität statt reiner Volleinspeisung. Der Wind (und die Sonne) produziert Strom – aber er bezahlt keine Rechnungen. Und bei den aktuellen Bedingungen reicht das für viele Projekte einfach nicht mehr aus. Zum Vergleich die Erzeugungskosten von Braunkohle, Steinkohle, Erdgas und Kernkraft ohne eine CO2-Bepreisung: Braunkohle: In früheren Studien lagen die Kosten ohne CO₂-Bepreisung oft im unteren Bereich von 4,6–8 ct/kWh bei hohen Volllaststunden. Steinkohle: Ähnlich wie Braunkohle lagen die Kosten ohne CO₂-Bepreisung in älteren Berechnungen oft bei 6–10 ct/kWh. Erdgas (GuD-Kombikraftwerke, effizient): Die Kosten liegen bei Gas-und-Dampf-Kombikraftwerke ohne CO₂-Preis bei ca. 8 – 13 ct/kWh, vor allem bei mittleren Volllaststunden. Gasturbinen für Spitzenlast liegen höher: 12–25 ct/kWh. Kernkraft: Kernkraft hat sehr hohe Investitions- und Bauzeitkosten, aber extrem niedrige Brennstoffkosten. Für bestehende, bereits abgeschriebene Anlagen liegen die reinen Betriebskosten oft bei 2–5 ct/kWh. Würde die CO₂-Bepreisung und die Förderung von Wind und Solar wegfallen, hätten Wind und Solar keine wirklichen Vorteile. Denn das Problem ist die instabile Verfügbarkeit. Es bedarf der zusätzlichen Investition in Speicher, was die Kosten für solche Anlagen nach oben treibt. Die hohen Energiepreise sind ein Ergebnis der politischen Vorgaben und nicht der tatsächlichen Betriebskosten. Gesamte Systemkosten der EnergiewendeStudien sprechen von jährlich ca. 90 Mrd. Euro bis 2035, unabhängig von Fördermodellen. Langfristig (bis 2049) können die kumulierten Kosten der Energiewende (inkl. Importe, Netze, Erzeugung) auf 4,8–5,4 Billionen Euro steigen.Verfasser: АИИ | 02.04.2026 |
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