In Erneuerbare Energien investieren5 Trends, die den Markt bis 2030 prägen

Vor fünfzehn Jahren waren Windräder und Solarparks Symbole für ein politisches Versprechen, heute liefern sie die Mehrheit des öffentlichen Stroms in Deutschland. 2025 lag der Anteil Erneuerbarer Energien an der öffentlichen Nettostromerzeugung bei 57,1 Prozent.¹ Aus Vision ist Infrastruktur geworden.

Parallel wandelt sich ihr Ansehen als Geldanlage. Clean-Energy-ETFs und thematische Aktienfonds gehören längst zum festen Inventar vieler Depots, jetzt rücken Erneuerbare Energien auch in die Nachbarschaft von Immobilien und Gold. Sie werden zum anerkannten Sachwert, hinter dem ein reales Asset steht, das laufend Strom produziert und planbare Cashflows abwirft.

Dass diese Logik trägt, belegen die ersten Fonds. klimaVest etwa startete 2020 als deutscher European Long-Term Investment Fund (ELTIF) für Privatanleger:innen und hat in fünf Jahren rund1,8 Mrd. Milliarden Euro Anlagekapital in Erneuerbare Energien investiert. Auf den Track Record sind wir stolz: Jedes Geschäftsjahr seit Auflegung schloss der Fonds im Plus.²

Und doch ist die Anlageklasse jung. Die Spielregeln, nach denen Erträge in dieser Welt entstehen, formen sich gerade erst aus. In diesem Artikel erfahren Sie, welche fünf Trends den Markt bis 2030 prägen und worauf Anleger:innen heute schon achten sollten. 

Trend 1: Die Förder-Ära läuft aus, jetzt entscheidet die Vermarktung 

Seit dem Jahr 2000 garantiert das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) den Betreibern von Wind- und Solarparks für 20 Jahre einen festen Preis pro eingespeiste Kilowattstunde. Die ersten dieser Anlagen erreichen jetzt das Ende des Förderfensters und müssen ihren Strom anschließend am freien Markt platzieren.

Hinzu hat sich auch das Gesetz selbst gewandelt. Für neue, größere Anlagen wird der Zuschlag heute über Ausschreibungen vergeben und die Vergütung folgt nicht mehr einem festen Tarif, sondern orientiert sich am Marktpreis. Damit verändert sich die Logik der Anlageklasse von Grund auf. Strom muss aktiv vermarktet werden, dabei schwankt der Spotmarkt im Stundenrhythmus. Preise sind ausgerechnet dann am tiefsten, wenn alle Solarparks gleichzeitig liefern.

„Wo früher garantierte Erlöse lockten, bestimmen heute Spotmarktpreise, Wetterdaten und Netzkapazitäten die Einnahmenseite", analysiert Timo Werner, Fondsmanager des klimaVest. „Die Vermarktung von grünem Strom wird dynamischer, damit aber auch anspruchsvoller." So rückt das Asset Management ins Zentrum, denn das entscheidet, ob ein Park seine Möglichkeiten ausschöpft oder hinter ihnen zurückbleibt. Zum Kompetenzprofil gehören unter anderem präzise Ertragsprognosen für jede einzelne Anlage, ein detailliertes Verständnis der lokalen Netzanbindungen und ihrer Engpässe, die Fähigkeit, kurzfristig auf Preissignale am Spotmarkt zu reagieren und nicht zuletzt Erfahrung am Verhandlungstisch mit großen Stromabnehmern.

Was bei oberflächlicher Betrachtung nach mehr Risiko aussieht, ist für erfahrene Asset Manager:innen ein Zugewinn an Spielraum. Dr. Nicole Arnold, Vorstandsmitglied der Commerz Real, beschreibt das so: „Die Vermarktung des erzeugten Stroms bietet verschiedene Ansätze und damit ebenfalls Diversifikationspotenzial. Der Strom kann zum einen ins öffentliche Netz eingespeist werden. Dabei spielt es eine Rolle, ob der Strom zu einem festen, staatlich garantierten Preis oder aber zu schwankenden Marktpreisen vergütet wird. Ein weiteres Modell ist der Abschluss direkter Lieferverträge mit Großabnehmern, sogenannte Power-Purchase-Agreements (PPAs)." Die Mischung dieser Ansätze entscheidet, ob ein Portfolio stabil oder chancenreich aufgestellt ist und inwieweit es sich unabhängiger von einzelnen Strommärkten macht. 

Bei diesen direkten Stromlieferverträgen kauft ein Industrieabnehmer Strom über 10 oder 15 Jahre zu einem festen Preis direkt vom Erzeuger. Das bringt die Planbarkeit zurück, die das EEG verloren hat. Großabnehmer verhandeln allerdings nicht mit hundert kleinen Parks einzeln. Sie suchen Partner mit Volumen und Bonität, die zuverlässig liefern und langfristig vertrauenswürdig sind. Fonds mit großen, breit diversifizierten Portfolios verhandeln auf Augenhöhe mit der Industrie und sichern sich in der Regel bessere Konditionen als kleinere Akteure.

Doch langfristige Planbarkeit kann auch die Rendite drücken, wenn der Strompreis unter dem liegt, was sich am Spotmarkt in lukrativen Phasen erzielen ließe. Für Anleger:innen folgen daraus konkrete Auswahlkriterien beim Erneuerbare-Energien-Investment wie breit diversifizierte Portfolios und ein belastbarer Track Record in der Stromvermarktung. Wer beides mitbringt, kann eher den Wegfall der Einspeisevergütung in einen Vorteil drehen. Wer es nicht hat, bleibt stärker dem Spotmarkt mit seinem Kannibalisierungseffekt ausgeliefert.

Mit dem Ende der festen Einspeisevergütung verschiebt sich die Ertragslogik von Wind- und Solarparks: Von garantierter Sicherheit hin zu Chancen, die kompetente Vermarktung verlangen.

Trend 2: Hybridisierung und Speicherlösungen optimieren die Erträge

Erneuerbare Energien folgen dem Wetter, nicht dem Bedarf. Daraus entstehen gleich mehrere Probleme:

• Netz-Engpass: In Stunden, in denen viel Wind und viel Sonne gleichzeitig Strom liefern, sind die Netze überlastet. Ein Teil der Anlagen muss heruntergefahren werden. Der Strom geht verloren, bevor er überhaupt verkauft werden kann.
• Preisverfall in Spitzenstunden: Wenn alle Solarparks gleichzeitig produzieren, übersteigt das Angebot kurzfristig die Nachfrage und die Strompreise am Markt fallen. Die Branche spricht vom Kannibalisierungseffekt, Erlöse können dabei gar negativ werden.
• Versorgungslücke in Flautephasen: Wenn der Wind tagelang nicht weht und die Sonne kaum scheint (sogenannte Dunkelflaute), produzieren die Anlagen zu wenig. Das drückt auch die Rendite. 

Auf diese naturbedingten Herausforderungen antwortet die Branche mit Hybridisierung und Speicherlösungen.

Hybridisierung bündelt verschiedene Erzeugungsarten oder kombiniert Erzeugung und Speicher. „Netzkapazitäten lassen sich besser und vor allem gleichmäßiger auslasten, indem man unterschiedliche Erzeugungsarten wie Wind und Photovoltaik an einem Anschlusspunkt zusammenfasst", erklärt Dr. Nicole Arnold, Vorstandsmitglied der Commerz Real. „Ein weiterer Vorteil ist eine größere Stabilität bei der Bedienung langfristiger Stromabnahmeverträge (PPAs). Auch für die Netzstabilität insgesamt sind hybride Anlagen vorteilhaft, zum Teil lässt sich nur noch so Zubau realisieren."

Hinter dem Effekt steckt eine tatsächlich ziemlich simple Idee: Der Wind weht häufig dann, wenn die Sonne nicht scheint. Wer beides am selben Anschluss vereint, glättet sein Einspeiseprofil.

Speicherlösungen gehen das Problem von der anderen Seite an. „Batteriespeicher sind das technologische Gegengewicht zum volatiler gewordenen Strommarkt", sagt Timo Werner, Fondsmanager des klimaVest. „Sie puffern Produktion und Nachfrage, reagieren binnen Sekunden auf Veränderungen in der Netzauslastung und helfen dabei, überschüssige Energie dann zu vermarkten, wenn sie gebraucht wird. Hinzu kommt die Möglichkeit, zusätzliche Einnahmen durch die Bereitstellung von Flexibilität und Netzstützung zu erzielen." 

„Die Preise für Lithium-Ionen-Akkus sind zwischen 2013 und 2023 um rund 80 Prozent gesunken", erklärt Dr. Arnold. „Damit wird ihr Einsatz vielerorts wirtschaftlich sinnvoll.“ Der Markt zeigt die Bewegung längst in harten Zahlen. Ende 2025 waren in Deutschland 16 Gigawatt Batterieleistung installiert, allein im ersten Quartal 2026 kamen über zwei Gigawattstunden neue Speicherkapazität hinzu.

Für Anleger:innen verschiebt sich damit, was ein erfolgreiches Renewable-Investment ausmacht. Reine Erzeugungsanlagen sind nicht mehr die volle Wahrheit, man muss das Drumherum mitdenken: Speicher, Hybridanschlüsse, Systemintegration (plus die in Trend 1 vorgestellte Vermarktungsstrategie). „Wer langfristig erfolgreich sein will, sollte dabei nicht nur auf einzelne Technologien, sondern auf gut abgestimmte Gesamtsysteme setzen", so Werner.⁶ 

Trend 3: Repowering als zentrale Wachstumsquelle

Deutschland will bis 2030 die installierte Windleistung an Land auf 115 Gigawatt ausbauen – wozu es das Doppelte an Zubautempo gegenüber 2025 bräuchte. Doch dabei wird der Faktor Standort immer mehr zum Engpass: Die windreichsten Flächen in Deutschland sind seit langem bebaut. Was an Restflächen bleibt, ist schwer nutzbar, denn Abstandsregelungen, Naturschutz und lokaler Widerstand verlängern Genehmigungsverfahren oft um Jahre.

Gleichzeitig erreichen die Pionieranlagen aus den frühen Jahren des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) das Ende ihres technischen Lebenszyklus von rund 20 Jahren. Etwa die Hälfte der installierten Onshore-Anlagen in Deutschland ist heute älter als 15 Jahre.

„Jetzt schlägt die Stunde des Repowering, also des Ersetzens durch neuere Anlagen, die im Durchschnitt etwa dreimal so leistungsfähig wie die Altanlagen sind", erklärt Dr. Nicole Arnold den Übergang in eine neue Marktphase.

Repowering-Potenzial wird damit zunehmend zum Wettbewerbsvorteil: Über die reine Leistungsfähigkeit hinaus öffnet sich eine Ertragsschere zwischen guten und weniger guten Lagen. Und gerade die guten Lagen sind die berechenbarsten: „Der durchschnittliche Windertrag und die Sonneneinstrahlung pro Jahr lassen sich an einem bestimmten Standort langfristig sehr gut und zuverlässig prognostizieren", ergänzt Dr. Arnold.  

Doch so lukrativ es sich in der Theorie liest, in der Praxis kann nicht jeder Anbieter Repowering-Projekte ohne Weiteres stemmen. Moderne Onshore-Anlagen erreichen heute bis zu 180 Meter Nabenhöhe, ihre Rotorblätter sind nahezu 90 Meter lang. Schon der Transport solcher Bauteile ist eine logistische Aufgabe für sich. Auch die Flächenzuschnitte der ursprünglichen Parks reichen für die größere Generation häufig nicht aus, sodass Pachtverträge mit Grundeigentümer:innen neu zu verhandeln sind. Für den Abbau und das Recycling der Altanlagen braucht es ebenfalls eigene Konzepte. All dies erfordert zusätzliches Kapital – das sich nach Wegfall der Einspeisevergütung ohne belastbare Vermarktungsstrategie schwer auftreiben lässt.

Was heißt das für Erneuerbare Energien als Geldanlage? Die neuen Anlagen leisten ein Vielfaches, ihre Erträge lassen sich an bewährten Standorten besonders gut prognostizieren. Hinzu kommt die zunehmende Konkurrenz um geeignete Flächen, die etablierte Standorte zusätzlich aufwertet. Ob ein Investment dieses Potenzial tatsächlich hebt, entscheidet sich aber am Asset Management hinter dem Produkt. Es braucht technische Kompetenz, um Anlagen über Jahrzehnte effizient zu betreiben und im richtigen Moment zu modernisieren, und kaufmännische Kompetenz, um den erzeugten Strom klug zu vermarkten. Ein ausreichend großes Fondsvolumen hilft zusätzlich, weil es die Streuung über mehrere Standorte und Projekte erst möglich macht.

Trend 4: Ohne neue Stromnetze keine Energiewende

Bei der Energiewende denkt man zuerst an Windräder und Solarparks. Dass der Strom aus diesen Anlagen aber auch zu den Verbraucher:innen kommen muss, gerät dabei leicht in den Hintergrund. Doch genau hier liegt einer der größten Engpässe, denn das deutsche Stromnetz wurde für eine andere Welt gebaut: Wenige zentrale Kraftwerke speisten Strom in eine Einbahnstraße ein, an deren Ende die Haushalte und Industriebetriebe standen.

Diese Logik gilt nicht mehr. „Stromnetze müssen immer stärker auch dezentral erzeugte Elektrizität am Anschlusspunkt aufnehmen, zum Beispiel, wenn Häuser mit Photovoltaikanlagen ausgestattet sind und den Strom ins Netz einspeisen", erklärt Dr. Nicole Arnold, Vorstandsmitglied der Commerz Real. Strom fließt heute in beide Richtungen und das Netz muss diesen Umbau tragen.

„Es braucht zum einen die ‚Stromautobahnen', die den Strom aus den Windenergieanlagen in Norddeutschland zu den industriellen Großverbrauchern in Süddeutschland leiten. Zum anderen müssen auch die mittleren und unteren Spannungsebenen aus- und umgebaut werden, um beispielsweise die vielen geplanten Schnellladesäulen oder Wärmepumpen mit ausreichend Strom zu versorgen", führt Dr. Arnold aus. Beide Ebenen sind heute Engpassthemen, beide verlangen massive Investitionen.

Damit werden Stromnetze auch als Investment innerhalb eines Portfolios interessant: „Der regulatorische Rahmen gewährleistet, dass Netzbetreiber unabhängig vom Strompreis eine kalkulierbare Verzinsung ihres eingesetzten Kapitals erzielen", erklärt Timo Werner, Fondsmanager des klimaVest. Während Wind- und Solarparks dem Wetter und dem Spotmarkt ausgesetzt sind, liefern Netze stabile Cashflows. Da immer mehr Sektoren immer mehr Strom benötigen, bleibt der Investitionsbedarf über Jahrzehnte hoch. So werden Netze zum Stabilitätsanker, den eine Erneuerbare-Energien-Strategie auf der Erzeugungsseite allein nicht liefern kann.

Bei der Auswahl spielen mehrere Kriterien eine Rolle: 

• Sachwertnähe: Wie nah Anleger:innen am eigentlichen Sachwert sein wollen.
• Diversifikation: Wie viel Streuung sich über ein einzelnes Investment hinweg erreichen lässt.
• Bandbreite: Ob das Investment nur eine Technologie abdeckt oder die ganze Energiewende von Wind- und Solarparks bis zu Speichern und Netzen.
• Transparenz: Wie nachvollziehbar das zugrundeliegende Portfolio ist.
• Anlagehorizont: Welche Bindung zur eigenen Lebensplanung und Strategie passt. 

Je größer der Anteil dieser Anlageklasse im Gesamtportfolio, desto wichtiger werden Diversifikation und Qualität des Asset Managements gegenüber reiner Verfügbarkeit.

Trend 5: ELTIFs auf dem Weg vom Geheimtipp zum Mainstream

Sachwert-Investments in Erneuerbare Energien galten lange als zu kompliziert und waren institutionellen Investoren vorbehalten, Privatanleger:innen hingegen blieb der direkte Zugang verwehrt. Doch mit dem ELTIF (European Long-Term Investment Fund) hat die EU ein Vehikel innerhalb der Alternativen Investmentfonds (AIF) geschaffen, das in der Branche oft als „Demokratisierung der Private Markets" beschrieben wird. Nach einer Reform nimmt dieser Fondstyp nun deutlich an Fahrt auf.

Ende 2025 gab es europaweit 268 ELTIFs, allein in diesem einen Jahr kamen 113 Neuauflagen hinzu. Das verwaltete Vermögen lag bei rund 34 Milliarden Euro, gut die Hälfte über dem Vorjahreswert. Deutschland gehört zu den dynamischsten Märkten: 4,4 Milliarden Euro Anlagevolumen, plus 57 Prozent gegenüber 2024 und nach Frankreich der zweitgrößte Investmentmarkt Europas.⁶

Eine deutsche Besonderheit ist auch der Anlageschwerpunkt. Während europaweit Private Debt das größte Segment ist, dominieren hier Infrastrukturfonds als ELTIF mit rund 60 Prozent, darunter Erneuerbare Energien als eine der zentralen Säulen. Für 2026 ist mit weiteren 20 bis 30 Prozent Volumenwachstum zu rechnen, bis Ende 2028 mit einer Verdoppelung auf 70 bis 80 Milliarden Euro.⁶

So sehr das Wachstum für die Anlageklasse spricht, so unübersichtlich macht es den Markt. Scope warnte im März 2026 ausdrücklich vor einem „Reputationsrisiko durch unerfahrene Anbieter".⁷ Auch die Fonds-Etiketten geben oft wenig Aufschluss über den Inhalt. Die Stiftung Warentest schrieb dazu im April 2026: „Gibt der ELTIF-Prospekt ‚Multi Asset' an, kann sich dahinter alles Mögliche verbergen, von Private Equity bis Erneuerbare Energien."⁸

Für Anleger:innen verschiebt sich damit das Auswahlkriterium. Das Label ELTIF allein sagt heute weniger über die Qualität eines Investments aus als noch vor zwei Jahren. Was zählt, ist die Substanz dahinter: Sachwert-Kompetenz des Asset Managements, Transparenz und Qualität des Portfolios, Breite der Diversifikation und ein belastbarer Track Record über mehrere Marktphasen hinweg.