Finanzierung der Energiewende: Erneuerbare Energien und Speichersysteme

Skaleneffekte beim Ausbau von Solar-PV und Windenergie haben zu massiven Kostenreduktionen bei den Stromgestehungskosten geführt. Der dritte Artikel der Beitragsreihe zeigt, dass insbesondere die Industrieländer die Energiewende vorantreiben. Ein Grund hierfür sind vor allem die Länderrisikoprämien, die zu erhöhten Kapitalkosten führen, welche in Entwicklungsländern bezahlt werden müssen. Zur Beschleunigung der Ausbauzahlen in Entwicklungsländern können Entwicklungsbanken durch ihren besonderen Mechanismus eine tragende Rolle spielen.

Im Vergleich dazu stehen Großbatteriespeicher – gemessen an den Ausbauzahlen – noch am Anfang. Jedoch zeigt die aktuelle Dynamik, dass in den kommenden Jahren mit massiven Zuwächsen zu rechnen ist, bedingt durch rapide Kostenreduktionen bei den Zellen und hohe Erlöspotenziale. Neue Finanzierungsmodelle für Großbatteriespeicher beginnen sich aufgrund der besonderen Risiken zu etablieren und werden ebenfalls im folgenden Beitrag betrachtet.

Erneuerbare Energien und großskalige Batteriespeicher stehen am Anfang jeder emissionsarmen Wertschöpfungskette. Die Umstellung von fossilen Energieträgern auf erneuerbare Energieträger benötigt deshalb einen dauerhaft hohen Grundstock an jährlichen Investitionen in diese Technologien. Die Höhe aktueller globaler jährlicher Investitionen muss mehr als verdoppelt werden, um die angestrebten Klimaziele zu erreichen. Dabei fließen von aktuell ca. 670 Milliarden Euro 80 % in den Ausbau erneuerbarer Energien und 20 % in Speichersysteme. Künftig sind für den Energiesektor jährliche Investitionen von insgesamt 1.425 Milliarden Euro erforderlich. Davon entfallen rund 1.225 Milliarden Euro auf den Ausbau von emissionsfreier Stromerzeugungskapazität und 200 Milliarden Euro auf die Verbesserung der Netzflexibilität durch Batteriespeicher und saisonaler Speichersysteme. [1]

In den letzten Jahren ist der Ausbau der erneuerbaren Energien erheblich vorangeschritten. Besonders bemerkenswert ist der mit 585 Gigawatt stärkste Zuwachs der Kapazität erneuerbarer Energien im Jahr 2024. Dieser stellt ein Rekordwachstum von 15,1 % im Vergleich zum Vorjahr und das größte jährliche Wachstum seit dem Jahr 2000 dar. [4]

Im Vergleich dazu steht der Ausbau von großen Batteriespeichern mit einem globalen Zuwachs von 41 GW (60 GWh) im Jahr 2023 noch am Anfang. Jedoch bewegt sich die durchschnittliche jährliche Wachstumsrate seit dem Start der Datenerfassung im Jahr 2010 mit ca. 46 % auf hohem Niveau. [5]

Die global installierte Leistung von erneuerbaren Energien betrug 2024 insgesamt 4.442 GW. Davon sind die wichtigsten Technologien Wasserkraft mit 1.427 GW installierter Leistung (Zubau 2024: 17 GW), Windkraft mit 1133 GW installierter Leistung (Zubau 2024: 125 GW) und Solar mit 1866 GW installierter Leistung (Zubau 2024: 475 GW). In den letzten Jahren wurde, gemessen an der installierten Leistung, durch den starken Ausbau der Solarkapazitäten weltweit die Wasserkraft als wichtigste erneuerbare Energiequelle abgelöst. [6]

Allerdings entwickeln sich die Märkte für die verschiedenen Technologien weltweit sehr unterschiedlich, was auf variierende Kostenstrukturen, Marktgegebenheiten und Förderprogramme zurückzuführen ist. Wasserkraft als bewährte Technologie der erneuerbaren Energien, verliert jedoch durch den starken Ausbau von Wind- und Solarenergie, gemessen an den Ausbauzahlen, an Bedeutung.

Kostenentwicklungen erneuerbarer Energien

Die Stromgestehungskosten für erneuerbare Energien sind in den letzten Jahren stark gesunken (siehe Abbildung 3). Beispielsweise lagen die Gestehungskosten für eine Kilowattstunde Onshore-Wind im Jahr 2000 in Deutschland noch bei gut 20 Cent und die von Solar-PV im Jahr 2010 sogar noch bei ca. 50 Cent. [5]

Photovoltaik- und Windkraftanlagen weisen mittlerweile die niedrigsten Stromgestehungskosten aller Technologien auf und haben in den letzten Jahren somit in weiten Teilen der Welt die Stromgestehungskosten von fossilen Energien unterschritten.

Insbesondere im Vergleich zu den konventionellen Kraftwerken ist ein deutlicher Unterschied in den Stromgestehungskosten zu erkennen (Abbildung 4). Der CO₂-Preis spielt bei der Entwicklung der Stromentstehungskosten der fossilen Energiequellen eine zentrale Rolle und soll als marktlicher Mechanismus genutzt werden, um den Umstieg von fossilen Energieträgern auf erneuerbare Energien volkswirtschaftlich kosteneffizient zu gestalten. Dies ist notwendig, da die Folgen und Risiken des CO₂-Ausstoßes durch Firmen externalisiert wurden, während Gewinne internalisiert wurden. Durch den kontinuierlichen Anstieg des CO₂-Preises wird die Generation von Strom aus fossilen Brennstoffen zunehmend unwirtschaftlich, während die Einnahmen aus dem ETS in Deutschland direkt in den Klima- und Transformationsfonds fließen. [7]

Rahmenbedingungen zur Finanzierung von erneuerbaren Energien

Technologische Entwicklungen und Skaleneffekte erneuerbarer Energien wurden insbesondere durch die Schaffung des EEG (Erneuerbare-Energien-Gesetz) in Deutschland begünstigt [8]. Das EEG regelt die verpflichtende und vorrangige Einspeisung und kostenangepasste Vergütung erneuerbarer Energien über die Projektlaufzeit und stellt somit die wichtigste Investitionsgrundlage für erneuerbare Energien dar. Dies stellt einen zentralen Faktor für die Schaffung investitionsfreundlicher Rahmenbedingungen im Bereich der erneuerbaren Energien dar und hat wesentlich zur Reduktion investitionsbezogener Risiken beigetragen.

Mittlerweile wurde es international in über 80 Staaten adaptiert [9]. Da die Entwicklung erneuerbarer Energien mit hohen Vorabkosten und langen Projektlaufzeiten verbunden ist, müssen Umsatzerlöse zukünftiger Jahre vorhersehbar sein, um eine möglichst genaue Wirtschaftlichkeitsbetrachtung zu möglichst niedrigen Finanzierungskosten zu gewährleisten. Dies kann entweder durch die im EEG gesetzlich geregelte Einspeisevergütung, sogenannte PPAs (Power Purchase Agreements), Steuererleichterungen oder Klimaschutzverträge mit Differenzmechanismus abgesichert sein [10]. PPAs sind individuelle und bilateral verhandelte langfristige Strombezugsverträge zur Gegenfinanzierung von erneuerbaren Energien. Im Vergleich dazu geben Klimaschutzverträge einen festen Referenzwert als Marktpreis für den produzierten Strom aus erneuerbaren Energien vor. Liegt der Preis unter dem Referenzwert, wird die Differenz gefördert, liegt der Preis über dem Referenzwert, so werden Übergewinne abgeschöpft und dem Staat zugeführt. Alle drei Mechanismen haben die Gemeinsamkeit, dass sie langfristige Planungen zu stabilen Cashflows ermöglichen und somit das Risiko eines Zahlungsausfalls abfangen.

Grundsätzlich gilt: Je besser die Risiken einer Investition einzuordnen sind, desto geringer fällt die Risikoprämie auf die Kapitalkosten aus und desto höher fällt der Fremdkapitalanteil bei Investitionen aus, den Banken zur Verfügung stellen. Das heißt, die Risiken und die Wahrscheinlichkeit zukünftig eintretender Cashflows stehen in direkter Abhängigkeit zu den Kapitalkosten. Kapitalkosten sind ein entscheidender Kostenfaktor, die die Stromgestehungskosten neuer Anlagen beeinflussen, was wiederum deren Wettbewerbsfähigkeit gegenüber anderen Elektrizitätserzeugungstechnologien beeinflusst. In Deutschland wurden vor dem Zinsanstieg im Jahr 2022 sehr niedrige Kapitalkosten von ca. 2 bis 3 % bei einem Fremdkapitalanteil von 80 %  und mehr für neue Solarprojekte in Deutschland aufgerufen [11].

Durch die aktive Abmilderung der oben genannten Risiken einhergehend mit ausgereiften und liquiden Finanzmärkten, wie es in Europa, China und den USA der Fall ist, und der technologischen Ausgereiftheit der Erzeugungs- und Speichertechnologien, belaufen sich Kapitalkosten, bedingt durch den Zinsanstieg (siehe Grundlagen und Grundbegriffe), aktuell auf 3 bis 7 % für neue Anlagen. Somit weisen erneuerbare Energien unter aktuellem Rechtsrahmen im Vergleich zu produzierenden Industrien wie der Zement-, Stahl- und Chemieindustrie um 2 bis 5 % niedrigere Kapitalkosten auf [12].

Im Gegensatz zu Industrieländern weisen Entwicklungsländer oftmals deutlich höhere EE-Potenziale auf, scheitern aber an der Realisierbarkeit durch fehlende finanzielle Mittel, rechtliche Rahmenbedingungen oder eine geeignete Einbindung in das lokale Stromsystem. Die Risikoaufschläge für Investitionen in Entwicklungsländern führen zu signifikant erhöhten Kapitalkosten, die im Vergleich zu Industrieländern teilweise mehr als das Dreifache betragen. Diese erhöhten Finanzierungskosten können eine Steigerung der gesamten Projektkosten um über 80 % zur Folge haben [11].

Abbildung 5 zeigt dabei die Länder mit kumuliert mehr als 90 % der installierten Solar-PV Kapazität. Auffällig ist dabei, dass ein Großteil der installierten Kapazität in Ländern installiert wurde, die unterhalb der Mediane für die jährliche Globalstrahlung und der Länderrisikoprämie (CRP) liegen. Das bestätigt, dass der Ausbau von Solar-PV insbesondere von Ländern mit vergleichsweise schlechten Solar-PV-Potenzialen und starken Finanzmärkten getragen wurde. Im Vergleich dazu weist der afrikanische Kontinent ein durchschnittliches CRP von 7.3 % und Durchschnittswerte für die jährliche Globalstrahlung von 2250 kWh/m2 auf. Gleichzeitig befindet sich weniger als 1 % der global installierten Solar-PV Kapazität in Afrika.

Dahingehend wird auch der Ausbau überwiegend von Industriestaaten vorangetrieben. Jedoch ist es von besonderer Bedeutung, dass die Defossilisierung nicht nur in Industriestaaten stattfindet. Da in Entwicklungsländern viele junge Kohlekraftwerke Strom erzeugen, muss der Ausbau der Erneuerbaren auch dort vorangetrieben werden und die Kohlekraftwerke müssten vor dem Ende ihres wirtschaftlichen Lebenszyklus abgeschaltet werden.

Um die Defossilisierung in diesen Ländern zu beschleunigen und die Hürden für den Zugang von privatem Kapital abzubauen, spielen Entwicklungsfinanzierungsinstitutionen (DFI) eine entscheidende Rolle. Diese können, oftmals gefördert durch Industriestaaten, vergünstigte Kredite vergeben. Durch das niedrigere Zinsniveau, das die Entwicklungsbank bieten kann, können für risikoreiche Projekte in Entwicklungsländern ähnliche Zinsniveaus wie in Industrieländern erreicht werden, die die Attraktivität für den Ausbau von günstiger erneuerbarer Energie erhöhen.

Vor allem Entwicklungsbanken nehmen daher eine Schlüsselrolle ein, um den globalen Defossilisierungsprozess zu beschleunigen. Ihr bereitgestelltes Kapital und Garantien dienen dazu, Rahmenbedingungen und Expertise für den Hochlauf erneuerbarer Energien in Entwicklungsländern zu etablieren, um die Hürden für den Zufluss von privatem Kapital abzubauen. Somit tragen Entwicklungsbanken aktiv zur Marktöffnung und Risikominimierung bei. Aktuell betragen die von Entwicklungsbanken bereitgestellten Finanzinstrumente ca. 24 Milliarden Euro, wobei für die Erreichung der Ausbauziele erneuerbarer Energien in Entwicklungsländern eine deutlich höhere Summe benötigt wird, um Expertise, Rechtsrahmen und einen funktionierenden Markt schnell zu etablieren [16]. Insbesondere viele Entwicklungsländer im südamerikanischen und afrikanischen Raum verfügen über exzellente EE-Potenziale, die dem Markt zugänglich gemacht werden müssen.

Kostenentwicklungen Batterien

Auch im Bereich der Lithium-basierten Batteriespeichersysteme sind, ähnlich wie bei erneuerbaren Energien, in den letzten Jahren erhebliche Kostenreduktionen eingetreten. Zwischen 2010 und 2023 sanken die Kosten für Batterie-Speicherprojekte um 89 %, von 800 €/kWh auf 140 €/kWh  [15]. Vereinzelt werden auch Preise für Batteriesysteme aufgerufen, die unter 100€/kWh liegen [17]. Dies entspricht einer Kostenreduktion von mehr als 90 % innerhalb von 10 Jahren. Diese Reduktion wurde durch die Skalierung der Produktion, einer verbesserten Materialeffizienz, optimierte Fertigungsprozesse, den Aufbau massiven Fertigungskapazitäten und die Etablierung stabiler Lieferketten erzielt. Dadurch wurde der Ausbau von lediglich 0,1 GWh installierter Bruttokapazität im Jahr 2010 auf 95,9 GWh im Jahr 2023 vorangetrieben [5].

Treiber hinter dieser Entwicklung sind Wechselwirkungen mit dem Ausbau von Heimspeichersystemen, Großspeichersystemen und vor allem Batterien für die Automobilindustrie. Im Jahr 2023 wurden 90 % aller Kapazitäten für Lithium-basierten Batterien in Elektrofahrzeugen verbaut [15]. EV-Batterien müssen energieeffizient, klein und leicht sein, während Batterien für Energiespeicher auf geringe Kosten und Langlebigkeit setzen. Forschungs- und Entwicklungsfortschritte bei EV-Batterien begünstigen durch ihr modulares Design oftmals auch die Entwicklung von stationären Großspeichertechnologien.

Der rapide Zuwachs der jährlichen Batteriespeicherkapazitäten in den letzten fünf Jahren wurde überwiegend von China, der EU und den USA vorangetrieben, die im Jahr 2023 gemeinsam nahezu 90 %  der neu installierten Kapazitäten stellten. China ist führend im Batteriespeichermarkt und steigerte seinen Anteil an globalen Kapazitätszuwächsen von 20 % (2019) auf 55 % (2023). Die Ursache hinter den Wachstumszahlen in China liegt vor allem am Zugang und der Sicherstellung benötigter Rohstoffe für die Fertigung von Batterien und zugehörigen Komponenten. Mit 90 % des globalen Graphitabbaus, 85 % der globalen Zellherstellungskapazität und der Kontrolle von 90 % bis 98 % verschiedener Zellkomponenten dominiert China die Wertschöpfungskette von Lithium-basierten Batteriespeichern. Trotz der starken Konzentration in der Batterie-Wertschöpfungskette wurden in den letzten Jahren kaum Fortschritte zur Steigerung der Diversifizierung in den Lieferketten erzielt. [15]

Finanzierungsbedingungen Batterie

In Deutschland wird aktuell ein massiv steigender Ausbau an Großspeichern erwartet. So lagen den Netzbetreibern zum Jahreswechsel 2025 650 Anschlussanfragen mit einer Kapazität von 226 Gigawatt vor [18]. Im Vergleich dazu sind aktuell etwa 1,8 Gigawatt in Deutschland im Betrieb [19]. Es ist jedoch zu beachten, dass nur ein Bruchteil der angefragten Kapazitäten als Projekt realisiert werden kann. Wie viele GW insgesamt installiert werden, bleibt abzuwarten. Der aktuelle Netzentwicklungsplan der Bundesnetzagentur geht von 40 bis 95 GW Großbatteriespeicher aus, die bis 2045 installiert werden könnten [20]. Insbesondere die flexible Fahrweise mit vernachlässigbaren Reaktionszeiten der Batterie eigenen sich perfekt, um Primärregelleistung und Sekundärregelleistung anzubieten und somit für die Stabilisierung der Netzfrequenz zu sorgen. Darüber hinaus bietet sich der Einsatz als Arbitragewerkzeug an. Durch den zunehmenden Ausbau erneuerbarer Energien, vor allem Solar-PV, entsteht ein bedeutendes Gefälle der Strompreise zwischen Mittags- und Abendstunden, deren Differenz durch Batteriespeicher abgeschöpft werden kann. Um die Erlöse der Batterien zu maximieren, ist eine tägliche Optimierung der angebotenen Regelleistung und Stromhandel vorteilhaft (siehe Abbildung 7). Vor allem in Deutschland, wo der Ausbau der Solarenergie weltweit führend voranschreitet, gekoppelt mit hohen Strompreisen, stellt sich für Batteriespeicher aktuell ein gutes Marktumfeld ein, mit dem positiven Effekt, die volatilen Strompreise, die durch die Einspeisung variabler erneuerbarer Energien verursacht werden, zu glätten.

Da Batteriespeicher durch den Einsatz von Optimierungsmodellen am wirtschaftlichsten betrieben werden können, stellt dies insbesondere für Investoren eine Herausforderung dar. Durch die tägliche Optimierung und die Möglichkeit, mehrere Erlösströme zu generieren, ergibt sich eine erhöhte Komplexität für Investoren zur Bewertung der Investments, die klassische Cashflow-Modelle unzureichend abbilden können. Außerdem steht der Ausbau der Batterien in starken Wechselwirkungen mit dem Stromnetzausbau und der Integration weiterer flexibler Lasten. Für Batterien gibt es keinen gesicherten Abnahmepreis und Wechselwirkungen zu Kannibalisierungs- und Substitutionseffekten können langfristig noch nicht final eingeordnet werden. Der flächendeckende Zugang zu Kapital von institutionellen Investoren mit einem ‚Low-Risk/Low-Return‘-Profil ist bislang nicht vollständig realisiert. Gleichwohl stellt dieser Zugang eine zentrale Voraussetzung dar, um kosteneffiziente und anwenderfreundliche Finanzierungslösungen in großem Maßstab implementieren zu können. Folglich muss zur Risikominimierung der Anteil von Eigenkapital in der Regel größer als der von erneuerbaren Energien Projekten sein. Auch die Kapitalkosten können um 1 bis 2 % über denen von erneuerbaren Energien liegen [12].

Zur Erleichterung des Zugangs risikoaverser Investoren zu Investitionen in Batteriespeicher und zur Optimierung der Kapitalkosten rückt das Tolling-Modell zunehmend in den Mittelpunkt der vertraglichen Ausgestaltung. Im Rahmen dieses Modells wird ein Vertrag zwischen dem Eigentümer des Batteriespeichers und einem kommerziellen Betreiber beziehungsweise Optimierer geschlossen. Der Eigentümer erhält vom Betreiber eine feste Vergütung, während der Betreiber das Risiko sowie das Ertragspotenzial aus der Volatilität des Energiemarktes übernimmt. Die Wirksamkeit dieses Instruments ist insbesondere dann ausgeprägt, wenn der Betreiber oder Optimierer selbst über eine hohe Bonität verfügt und somit ein geringes Ausfallrisiko aufweist. [22]

Zusammenfassung und Ausblick

Insbesondere zeigen die in Anbetracht der Kapazitätserweiterungen kürzlich erreichten Rekorde, dass weiterhin ein positives Marktumfeld für den Ausbau erneuerbarer Energien und Speicher besteht, welches nicht von COVID-19 und der einhergehenden Inflation sowie steigenden Kapitalkosten gebremst werden konnte. Die Ausweisung von erneuerbarer Stromerzeugung als überragendes öffentliches Interesse hat insbesondere der Windenergie in Deutschland ein neues Momentum verschafft.

Jedoch treten zunehmend auch geopolitische Spannungen auf, die die Lieferketten erneuerbarer Energietechnologien stören können. Unterbieten sich aktuell noch Hersteller von Solarmodulen und Speichersystemen aufgrund von Überkapazitäten auf den Märkten, hat China öffentlich zur Debatte gestellt, kartellähnliche Strukturen einzuführen, um die Margen der heimischen Solarindustrie auf Kosten des globalen Ausbautempos zu stabilisieren  [23]. Aufgrund der Marktmacht von China in der Herstellung von Solarmodulen und Lithium-Ionen-Batteriespeichern wird nicht zuletzt die geopolitische Situation rund um China der Schlüssel sein, inwieweit die vollumfängliche globale Marktdurchdringung und Skalierung dieser Technologien gelingen wird.

Literatur

[1] Energy Transitions Comission. Financing the Transition: How to Make the Money Flow for Net-Zero Economy; 2023.

[2] International Renewable Energy Agency (IRENA). World Energy Transitions Outlook 2024: 1.5°C pathway; 2024.

[3] BloombergNEF. Energy Transition Investment Trends 2024: Tracking global investment in the low-carbon transition; 2024.

[4] International Renewable Energy Agency (IRENA). Renewable Energy Capacity Statistics 2025; 2025.

[5] International Renewable Energy Agency (IRENA). Renewable power generation costs in 2023; 2024.

[6] International Renewable Energy Agency (IRENA). Renewable Energy Statistics 2025; 2025.

[7] Fraunhofer Institute for Solar Energy Systems (ISE). Stromgestehungskosten Erneuerbare Energien; 2024.

[8] Umweltbundesamt. Erneuerbare-Energien-Gesetz. 2023. https://www.umweltbundesamt.de/themen/klima-energie/erneuerbare-energien/erneuerbare-energien-gesetz#erfolg. Accessed 3 Sep 2025.

[9] Agentur für Erneuerbare Energien e.V. 20 Jahre EEG: weltweites Vorbild und Instrument für den Klimaschutz; 01.04.2020.

[10] The International Renewable Energy Agency (IRENA). The cost of financing for renewable power. Abu Dhabi; 2023.

[11] The International Renewable Energy Agency (IRENA). The cost of financing for renewable power; 2023.

[12] IEA. The Cost of Capital in Clean Energy Transitions: Better access to low-cost capital is critical to improve the affordability of clean energy transitions. 2021. https://www.iea.org/articles/the-cost-of-capital-in-clean-energy-transitions. Accessed 14 Aug 2025.

[13] Damodaran A. Country Default Spreads and Risk Premiums. 2025. https://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/New_Home_Page/datafile/ctryprem.html. Accessed 4 Sep 2025.

[14] World Bank Group, Solargis s.r.o. Global Solar Atlas 2.0: a free, web-based application. 2025. https://globalsolaratlas.info/map?c=40.178873,-8.789063,2. Accessed 4 Sep 2025.

[15] International Energy Agency. Batteries and Secure Energy Transitions.

[16] International Energy Agency (IEA). The role of development finance institutions in energy transitions. 25.07.2024. https://www.iea.org/commentaries/the-role-of-development-finance-institutions-in-energy-transitions. Accessed 5 Sep 2025.

[17] Bloomberg. China’s Batteries Are Now Cheap Enough to Power Huge Shifts. 2024. https://www.bloomberg.com/news/newsletters/2024-07-09/china-s-batteries-are-now-cheap-enough-to-power-huge-shifts. Accessed 5 Sep 2025.

[18] Enkhardt S. Übertragungsnetzbetreibern liegen zum Jahreswechsel 650 Anschlussanfragen für große Batteriespeicher mit 226 Gigawatt vor; 13.01.2025.

[19] Enkhardt S. BSW-Solar erwartet Verfünffachung der Kapazität großer Batteriespeicher bis 2026; 02.10.2024.

[20] Bundesnetzagentur. Genehmigung Netzentwicklung Stromübertragungsnetz des Szenariorahmens für den Netzentwicklungsplan Strom 2025-2037/2045; 2025.

[21] Schäfer C. Einführung eines Indexes für Energiespeichererlöse in Deutschland; 04.11.2024.

[22] Bundesverband Energiespeicher Systeme e.V. Tolling Agreements im Fokus: BVES initiiert neue Taskforce. 2025. https://www.bves.de/2025/06/25/tolling-agreements-bess-bves-task-force/. Accessed 22 Sep 2025.

[23] Spiegel. Chinesische Solarhersteller sollen Kartell verabredet haben; 11.12.2024.