Erneuerbare Energien bei Google bevorzugen
Die von der Bundesregierung am 29. Juli 2026 beschlossenen Entwürfe für die EEG-Novelle 2027 und das Netzanschlusspaket deuten – vorbehaltlich des parlamentarischen Verfahrens – auf einen strukturellen Wandel in der Entwicklung von Windprojekten hin. Neben möglichst vielen Megawatt gewinnt die Fähigkeit an Bedeutung, wirtschaftlich tragfähige, netzkompatible und vermarktbare Energieassets zu entwickeln. Für Projektentwickler bedeutet dies, technische, regulatorische und kommerzielle Faktoren früher integriert zu steuern.
Die Projektentwicklung ist interdisziplinär, viele Prozesse sind jedoch weiterhin entlang einzelner Fachdisziplinen organisiert. Künftig wird entscheidender, diese Kompetenzen bereits in frühen Entwicklungsphasen zusammenzuführen. Dabei geht es nicht darum, dass Projektentwickler die Aufgaben von Netzbetreibern oder Energiehändlern übernehmen. Vielmehr müssen sie deren Perspektiven früher in die eigene Projektentwicklung integrieren und die Auswirkungen ihrer Entscheidungen auf Gesamtsystem und Projektwert besser verstehen. Die Qualität eines Projekts wird sich damit künftig weniger an Größe oder Entwicklungsstand messen lassen als an wirtschaftlichem Wert, Vermarktungsfähigkeit, Finanzierbarkeit und Robustheit gegenüber regulatorischen und netzseitigen Restriktionen. Besonders an Bedeutung gewinnt die Netzkompetenz. Schon bei der Standortbewertung zählt, welche Anschlusskapazität verfügbar ist, welche Kosten entstehen und welche netzseitigen Einschränkungen bestehen. Netzfragen werden damit früher zu einer strategischen Entwicklungsaufgabe. Auch die technische Optimierung wird stärker mit der Wirtschaftlichkeit verknüpft. Die im Entwurf vorgesehene Begrenzung der Netzanschlusswirkleistung neuer Windenergieanlagen auf 280 Watt je Quadratmeter Rotorfläche ist dafür ein Beispiel. Sollte die Regelung in dieser Form umgesetzt werden, gewinnt die integrierte Betrachtung von Anlagenkonfiguration, Anschlussleistung, Ertrag und Wirtschaftlichkeit weiter an Bedeutung.
Lesen Sie hier einen weiteren Expertentipp von Volker Schulz.
Die technisch größte Anlage ist damit nicht automatisch die wirtschaftlich attraktivste. Parallel dazu werden Commercial- und Energy-Market-Kompetenzen wichtiger. Der Wert eines Projekts ergibt sich zunehmend nicht nur aus dem Energieertrag, sondern auch aus dessen Marktwert: Erzeugungsprofil, Capture Prices, Vermarktungsstrategie, PPA und Speicheroptionen müssen früher in die Entwicklung einfließen. Pacht, Capex, Turbinenauswahl, Layout, Netzrisiken und Finanzierung werden damit noch stärker zu Stellhebeln eines integrierten Optimierungsprozesses.
Neue Schnittstellenkompetenzen
Die größte Veränderung betrifft deshalb die Arbeitsweise. Eine Änderung des Parklayouts wird in den meisten Fällen Energieertrag, Pacht, Kabelkosten, Capex, Netzanschluss und Finanzierung verändern. Projektentwickler benötigen daher integrierte Prozesse und digitale Systeme, die solche Wechselwirkungen abbilden und den Einfluss von Entscheidungen auf Projektwert, Rendite und Risiko sichtbar machen.
Dafür braucht es nicht zwingend viele neue Abteilungen. Entscheidend sind neue Schnittstellenkompetenzen: Grid & Energy Systems, Energy Markets, Commercial Project Development, Storage sowie datenbasierte Projektsteuerung müssen enger mit der klassischen Projektentwicklung verbunden werden. Gesucht werden Mitarbeiter, die nicht nur ihre eigene Disziplin beherrschen, sondern auch deren Auswirkungen auf Netz, Markt und Projektwirtschaftlichkeit verstehen. Damit verändert sich auch die Steuerung der Pipeline. Nicht die Zahl der Megawatt allein entscheidet über die Qualität eines Entwicklers. Entscheidend sind Wert, Risiko, Netzkompatibilität, Vermarktungsfähigkeit und Finanzierbarkeit. Wettbewerbsfähig wird künftig sein, wer technische, regulatorische und kommerzielle Entwicklungen frühzeitig zusammenführt und daraus fundierte strategische Entscheidungen ableitet.
Expertentipp von
Volker Schulz,
Partner & Director
von Mercuri Urval
sowie als Teamleiter in Hamburg tätig
