Wind- und Solarertrag: Was Europas Stromjahr 2024 für Ihr Portfolio bedeutet

Wenn Sie Wind- oder Solarparks betreiben, klingt eine steigende europäische Stromproduktion zunächst erfreulich. Sie beantwortet aber noch nicht Ihre wichtigste Frage: Wie entwickelt sich der wirtschaftliche Ertrag Ihrer eigenen Anlagen? Ein wachsender Strommix kann mit schwächeren Erzeugungsjahren an einzelnen Standorten zusammenfallen. Zusätzliche Solarleistung kann die Produktion erhöhen, ohne dass jede zusätzliche Megawattstunde denselben Erlös erzielt. Wetter, Technik, Netz und Vermarktung müssen deshalb getrennt betrachtet und anschließend zusammengeführt werden.

Dieser Beitrag blickt ausdrücklich auf das Stromjahr 2024 zurück. Anlass ist der am 23. Januar 2025 veröffentlichte European Electricity Review 2025 von Ember. Wir veröffentlichen diese Einordnung am 5. Oktober 2026. Die historischen Zahlen sind keine Beschreibung des aktuellen Stromjahres und keine Prognose für Ihren Park. Sie zeigen vielmehr, weshalb eine standortbezogene Ertragsanalyse für Wind und Photovoltaik über europäische Ausbauzahlen hinausgehen muss.

Was Ember für 2024 tatsächlich festgestellt hat

Ember untersucht die Stromerzeugung und Stromnachfrage aller 27 EU-Mitgliedstaaten für das vollständige Jahr 2024. Nach dem Bericht erzeugte Solarenergie 304 Terawattstunden und erreichte einen Anteil von elf Prozent am EU-Strommix. Kohle lag bei 269 Terawattstunden beziehungsweise zehn Prozent. Damit überholte Solarenergie erstmals Kohle. Die Solarstromerzeugung stieg gegenüber 2023 um 22 Prozent. Wind blieb die zweitgrößte Stromquelle, hinter Kernenergie und vor Gas. Diese Aussagen beziehen sich auf die EU, nicht auf Deutschland allein.

Der Bericht von Ember nennt außerdem einen Anstieg des erneuerbaren Anteils von 34 Prozent im Jahr 2019 auf 47 Prozent im Jahr 2024. Das ist eine Veränderung des gesamten Erzeugungssystems. Daraus lässt sich nicht ableiten, dass eine bestehende Windturbine oder ein bestehendes Solarmodul entsprechend mehr Strom produziert hätte. Neue Anlagen, ihre Inbetriebnahmezeitpunkte und das Wetter wirken gemeinsam auf die Gesamtbilanz. Für Entscheidungen über Bestandsparks müssen Sie diese Faktoren auseinanderhalten.

Warum Ausbau und Anlagenertrag verschiedene Größen sind

Installierte Leistung beschreibt, welche Leistung eine Anlage unter definierten Bedingungen bereitstellen kann. Energieertrag beschreibt dagegen, wie viel Strom über einen Zeitraum entsteht. Der Kapazitätsfaktor setzt diese Strommenge ins Verhältnis zu einer durchgehenden Erzeugung mit Nennleistung. Er hilft Ihnen, verschiedene Jahre oder Standorte zu vergleichen. Er ist jedoch keine vollständige wirtschaftliche Kennzahl. Zwei Parks mit ähnlichem Kapazitätsfaktor können unterschiedliche Kosten, Ausfallzeiten, Netzbegrenzungen und Vergütungsbedingungen haben.

Prüfen Sie daher zunächst die Bezugsgröße jeder Aussage. Bezieht sich ein Wachstum auf zusätzliche Megawatt, erzeugte Megawattstunden oder den Erlös? Wurde ein ganzes Kalenderjahr betrachtet oder nur der Zeitraum seit Inbetriebnahme? Sind elektrische Verluste und Abschaltungen bereits abgezogen? Ohne diese Abgrenzung wirkt eine Portfolioentwicklung besser oder schlechter, als sie tatsächlich ist. Ein nachvollziehbares Ertragsmodell beginnt mit einer sauberen Anlagenliste und einer eindeutigen Definition des Ergebnisses.

Windenergie: Die stündliche Verteilung entscheidet

Bei Wind reicht die durchschnittliche Windgeschwindigkeit nicht aus. Eine Turbine wandelt verschiedene Windgeschwindigkeiten unterschiedlich in Leistung um. Die Leistungskurve beschreibt diese Beziehung. Stunden mit wenig Wind, Stunden im produktiven Bereich und Stunden oberhalb betrieblicher Grenzen dürfen deshalb nicht zu einem einzigen Mittelwert verschmolzen werden. Auch Nabenhöhe und Rotorbereich sind relevant. Für eine erste Ertragseinschätzung sollten Sie Standortwetter und die Eigenschaften des konkreten Turbinenmodells miteinander verbinden.

EnviroTrust berechnet den Windenergieertrag je Turbine aus stündlichem Standortwetter und ihrer Leistungskurve. Der Katalog umfasst etwa 900 Turbinenmodelle. Wind wird über den Rotorbereich auf Nabenhöhe extrapoliert, also rechnerisch auf die passende Höhe übertragen. Die Ergebnisse enthalten eine Verlustübersicht und P90/P50/P10-Bänder. Diese Bänder ordnen modellierte Erträge nach Überschreitungswahrscheinlichkeiten ein. Sie sind keine Zusage, dass eine Anlage einen bestimmten Ertrag im nächsten Jahr erreicht.

Die Einschränkung ist entscheidend: Verluste und Unsicherheit orientieren sich an der Struktur der FGW TR 6. Das Ergebnis ist aber keine Ertragsermittlung nach FGW TR 6. Es fehlen Standortbesichtigung, lokale Windmessung und Windfeldmodellierung. Sie erhalten Näherungswerte für eine erste Prüfung, kein zertifiziertes Ertragsgutachten. Gerade Banken und Projektfinanzierer sollten diese zweite Sicht als Ergänzung verwenden und die für ihre Entscheidung erforderlichen Gutachten gesondert einholen.

Solarenergie: Mehr Einstrahlung ist nicht die ganze Rechnung

Für einen Solarpark sind Einstrahlung und Temperatur gemeinsam zu betrachten. Ein sonniger, heißer Zeitraum kann eine andere elektrische Ausbeute liefern als ein ähnlich sonniger, kühler Zeitraum. Hinzu kommen Anlagenkonfiguration, Verschmutzung, Wechselrichtergrenzen und Alterung. Wenn Sie zwei Standorte vergleichen, sollten Sie deshalb nicht nur auf die jährliche Sonnensumme schauen. Wichtig ist, wann Einstrahlung anfällt und wie die gewählte Technik unter den jeweiligen Bedingungen reagiert.

Die Solarberechnung von EnviroTrust nutzt eine pvlib/PVWatts-Modellkette mit stündlicher Einstrahlung und Temperatur. Sie berücksichtigt Verschmutzung, temperaturbedingte Leistungsreduzierung, Begrenzung durch den Wechselrichter und Degradation, also die altersbedingte Veränderung der Leistung. Damit können Sie Annahmen zur PV-Ertragsentwicklung nachvollziehbar nebeneinanderstellen. Eine solche Rechnung ersetzt weder die Prüfung der konkreten Auslegung noch eine technische Untersuchung auffälliger Komponenten. Bei einer Abweichung vom Betriebsergebnis bleiben Messdaten und Anlagenkenntnis notwendig.

Wetterrückblick und Klimaszenario getrennt lesen

Ein einzelnes gutes Wetterjahr ist keine belastbare Grundlage für einen langen Investitionshorizont. EnviroTrust verwendet als Wetterbasis die letzten 20 vollständigen Jahre am Standort über das Open-Meteo-Archiv. Bis einschließlich 2016 basiert diese Reihe auf der ERA5-Reanalyse, einer rechnerischen Rekonstruktion vergangenen Wetters. Ab 2017 kommt ein feiner aufgelöstes Wettermodell zum Einsatz. Dieser Wechsel der Datengrundlage gehört zur Interpretation und sollte nicht als reale Klimaveränderung missverstanden werden.

Für die Zukunft nutzt die Plattform EURO-CORDEX auf einem Raster von etwa 25 Kilometern. Die Szenarien RCP 2.6, RCP 4.5 und RCP 8.5 beschreiben unterschiedliche Emissionspfade; RCP 4.5 steht hier für einen mittleren Emissionspfad. Sie zeigen, wie sich der Kapazitätsfaktor eines Standorts unter diesen Annahmen verschieben kann. Die räumliche Auflösung erlaubt jedoch keine Aussage über jedes lokale Gelände- oder Abschattungselement. Ein Klimaszenario ist zudem keine Wettervorhersage für ein bestimmtes zukünftiges Jahr.

Vom erzeugten Strom zum Erlös

Die europäische Entwicklung macht die Erlösseite besonders wichtig. Die Europäische Umweltagentur beschreibt in ihrem Bericht vom 25. Juni 2025 erneuerbare Erzeugung, Elektrifizierung und Flexibilität als zusammenhängende Aufgaben. Ihr Strommarktmodell für 2030 arbeitet mit definierten Ausbau- und Nachfrageannahmen. Es ist ein Szenario, keine verbindliche Preisprognose. Für Ihr Portfolio heißt das: Selbst wenn Sie eine technische Ertragsänderung nachvollziehen können, dürfen Sie daraus nicht ohne Weiteres eine gleich große Erlösänderung ableiten.

Verwenden Sie für wirtschaftliche Vergleiche Ihre eigenen Vertragsbedingungen. EEG bezeichnet die Vergütung im deutschen Förderrahmen. Ein PPA ist ein Stromabnahmevertrag. Bei einer Vermarktung am Markt können stündliche Preise des Folgetagsmarkts relevant sein. Entscheidend ist, welche Erlöse die betroffenen Erzeugungsstunden unter Ihrem Vertrag tatsächlich auslösen. Zusätzlicher Strom in ohnehin schwach vergüteten Stunden kann wirtschaftlich weniger beitragen als eine kleinere Verbesserung in gut vergüteten Stunden. Das sollte Ihre Maßnahmenbewertung ausdrücklich berücksichtigen.

Verluste erklären, bevor Sie Technik austauschen

Wenn Ihr Windpark unter der Planung bleibt, ist eine Nachrüstung nicht automatisch die richtige Antwort. Prüfen Sie zuerst, ob Wetter, Verfügbarkeit, Vereisung, Netzbegrenzung oder eine technische Störung die Differenz erklären. Bei Solarparks sollten Sie unter anderem Temperaturverluste, Verschmutzung und Wechselrichterbegrenzung auseinanderhalten. Ein gemeinsamer Jahreswert verdeckt diese Ursachen. Erst eine verständliche Verlustübersicht zeigt, an welcher Stelle ein vertiefender technischer Blick sinnvoll sein könnte.

EnviroTrust verknüpft Risiken wie Vereisung, Blitzschlag, Hagel, Extremwind, Bauteilermüdung und einen alternden Rotor mit möglichen Maßnahmen. Dazu gehören Blattenteisung, Verbesserungen des Blitzschutzes, zustandsbasierte Wartung und Rotorwechsel beziehungsweise Repowering, also die Erneuerung einer Anlage. Ob eine solche Maßnahme sinnvoll ist, hängt von Ihrem Preis, den Investitions- und Betriebskosten, dem Planungshorizont und dem Diskontsatz ab. Wir berechnen diese Abwägung gemeinsam mit Ihnen. Die Ergebnisse sind Planungswerte, keine Angebote und keine garantierten Einsparungen.

Eine gemeinsame Sicht für gemischte Portfolios

Stadtwerke und Versorger sollten Wind und Solar weder isoliert noch pauschal zusammenrechnen. Beginnen Sie mit vergleichbaren Standort- und Zeitreihen. Ordnen Sie anschließend die Anlagen ihren gemeinsamen Anschlüssen zu. So erkennen Sie, welche Fragen auf Komponentenebene liegen und welche den Anschluss oder das gesamte Portfolio betreffen. Eine hohe Summe einzelner Anlagenerträge ist nicht gleichbedeutend mit einer ebenso hohen einspeisbaren Energiemenge an einem begrenzten gemeinsamen Netzanschluss.

Die Portfoliohierarchie von EnviroTrust lautet Anlage, Asset und Komponente. Eine Komponente kann beispielsweise eine Turbine, eine PV-Komponente oder ein gemeinsamer Netzanschluss sein. Batteriespeicher und Netzanschlüsse sind ebenfalls Anlagentypen im Portfolio. Sie werden über das Risiko- und Maßnahmenregister beurteilt. Für diese beiden Typen gibt es kein separates physikalisches Ertragsmodell. Diese Grenze sollte in jeder Präsentation sichtbar bleiben, damit aus einer Portfolioübersicht keine weitergehende Simulationsleistung abgeleitet wird.

Welche Unterlagen Sie für eine erste Prüfung brauchen

Sie müssen nicht mit einem vollständig bereinigten Datenraum beginnen. Eine Anlagenliste, ein konkreter Park oder eine Nummer aus dem Marktstammdatenregister kann den Einstieg ermöglichen. Hilfreich sind außerdem Turbinenmodell, Nabenhöhe, PV-Konfiguration, dokumentierte Betriebsabweichungen und Vergütungsbedingungen. Trennen Sie bekannte Angaben von Annahmen. Für fehlende Angaben sollte feststehen, wer sie beschafft und wie stark sie das Ergebnis beeinflussen können. Damit wird die erste Prüfung zu einer geordneten Arbeitsgrundlage statt zu einer scheinbar fertigen Investitionsentscheidung.

Für deutsche Anlagen lässt sich der Registerbezug mit der Netzsicht verbinden. Wetter und Klimaprojektionen decken mehr als 30 europäische Länder ab. MaStR-Import, Umspannwerke, Engpassanalyse und flexible Anschlussmöglichkeiten sind dagegen auf Deutschland beschränkt. Diese Unterscheidung hilft Ihnen, ein grenzüberschreitendes Portfolio richtig aufzusetzen. Sie können die Klima- und Ertragsseite europaweit betrachten, sollten aber für die Anschlussprüfung außerhalb Deutschlands die jeweiligen nationalen Informationen und zuständigen Netzbetreiber einbeziehen.

Der nächste Schritt für Ihren Park

Das Stromjahr 2024 zeigt den Fortschritt der Energiewende. Für Ihr Unternehmen entsteht daraus eine konkrete Prüfaufgabe: Welche Erträge sind wetterbedingt, welche Verluste technisch oder netzbedingt und welche Maßnahmen rechnen sich mit Ihrer Vergütung? Eine gute erste Einschätzung beantwortet nicht jede Frage abschließend. Sie macht die offenen Fragen sichtbar und hilft Ihnen, die nächste Untersuchung sinnvoll einzugrenzen. Das ist für Betreiber, Projektentwickler und Kreditgeber gleichermaßen nützlich.

In einem 30-minütigen Gespräch nennen Sie uns einen Park, eine MaStR-Nummer oder senden eine Anlagenliste. Wir zeigen Ihnen im Gespräch Ihre eigene Anlage mit Ertrag, Klimaverschiebung und Risiken. Anschließend entscheiden Sie, ob ein Pilot mit Ihrem Portfolio sinnvoll ist. Unsere Ergebnisse ersetzen kein Ertragsgutachten und sind keine Finanz- oder Anlageberatung. Die wirtschaftliche Bewertung möglicher Maßnahmen erfolgt mit Ihren Preisen und Kosten, nicht mit einem pauschalen Renditeversprechen.

Quellen und historische Einordnung

• Ember: European Electricity Review 2025, veröffentlicht am 23. Januar 2025; Stromerzeugung der EU-27 im Kalenderjahr 2024, insbesondere Zusammenfassung und zentrale Ergebnisse.
• Europäische Umweltagentur: Renewables, electrification and flexibility, veröffentlicht am 25. Juni 2025. Vollständiger Bericht, Zusammenfassung und Abschnitt 1.1 zu Modellannahmen.

Die europäischen Quellen begründen die historische Markteinordnung. Die Beschreibung der EnviroTrust-Funktionen benennt den angebotenen Leistungsumfang und seine Grenzen; sie ist keine Aussage dieser Institutionen über unser Produkt.