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title: "Im Fokus Branchen: Die deutsche Energiebranche auf dem transformativen Weg"
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updated: 2026-09-28
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# Im Fokus Branchen: Die deutsche Energiebranche auf dem transformativen Weg

Im Fokus: Branchen 25. März 2026 © Helaba | Research & Advisory | 25. März 2026 1 von 8 Research & Advisory Die deutsche Energiebranche auf dem transformativen Weg Die Energiewende ist der zentrale Baustein für die erfolgreiche Transformation zur Klimaneutralität und ener- getischen Unabhängigkeit. Klimaneutralität und Dekarbonisierung sind ohne den Umbau der Stromnetze praktisch unmöglich. Doch eine so tiefgreifende Veränderung im laufenden Betrieb ist in jeder Hinsicht – technisch, politisch und finanziell – eine enorme Herausforderung. Auch die Vielzahl an betroffenen Akteuren erhöht die zu überwindenden Hürden. Nicht zuletzt ist die Öffentliche Hand gefordert. Wo steht Deutschland in der Energiewende und was sind die größten Hindernisse? Nachhaltigkeitsansätze haben es derzeit schwer. Je konkreter der Umweltschutz, desto größer der Widerstand. Steigende Kosten und höhere regulatorische Anforderungen lassen die Zustimmung in der Bevölkerung und unter den Unternehmen sinken. Überlagert von anderen Krisen zeigt sich in Umfragen eine gewisse „Klimamüdigkeit“.1 Dies gilt auch für die Energiewende, die einen zentralen Baustein der Transformation darstellt. Dabei wären ein klarer Kurs und eine breite Zustimmung für die Energiewende nicht nur für die deutschen Klimaziele eine wesentliche Bedingung, sondern auch für die Planungssi- cherheit der Wirtschaft, die bereits hohe Summen in die Transformation investiert hat. Das chronische Spannungsfeld Nahost, das nur wenige Jahre nach der Energiekrise 2022 durch den Irankrieg erneut für steigende Energiekosten und Wachstumsrisiken sorgt, verdeut- licht zudem die Chancen der Transformation in Form energetischer Unabhängigkeit. Leitbild der Energiewende und Schlüssel für die Energieunabhängigkeit ist eine umfangrei- che Verstromung der Produktion, der Mobilität und des Heizens. Die erfolgreiche Dekarbo- nisierung der Industrie, des Verkehrs und des Gebäudesektors hängt somit von der zuver- lässigen und günstigen Verfügbarkeit von Strom aus erneuerbaren Energien (EE) ab. Dies setzt einen tiefgreifenden Umbau der Energieinfrastruktur voraus. Es stellt sich daher die Frage, wie der Stand der Energiewende gegenwärtig ist und in wel- cher Verfassung sich damit einhergehend die Energiebranche2 befindet. Zudem ist das Thema für die Öffentliche Hand – gerade für die Kommunen – von großer Bedeutung.3 Den Status quo, die wichtigsten Herausforderungen und die Auswirkungen auf die verschiedenen Marktteilnehmer wollen wir in dieser Studie beleuchten. 1 Vgl. Umweltbundesamt (2025): Umweltbewusstsein in Deutschland 2024. 2 Wir beschränken den Analyserahmen der Energiebranche auf die Elektrizitätsversorgung. 3 Siehe hierzu unseren Fokus Wo steht der öffentliche Sektor in der nachhaltigen Transformation? vom 4. Dezember 2024. Dr. Stephan Brand Öffentliche Finanzen & Nachhaltigkeit T 069/91 32-46 59 Adrian Keppler Branchenanalyse T 069/91 32-41 83 Erneuerbare Energien dominieren zunehmend den Strommix .................................................... 2 Ausbauziele sind ambitioniert und erfordern ein höheres Tempo............................................... 2 3 Große Bandbreite der geschätzten Finanzierungsbedarfe .......................................................... 3 4 Infrastrukturausbau und höhere Gaspreise treiben Kosten ........................................................ 5 5 Finanzierungskraft der Energiebranche bereits eingeschränkt ................................................... 6 6 Verschiedene Finanzierungswege stehen zur Verfügung ............................................................ 7 7 Fazit: Erfolg der Energiewende erfordert mehr Tempo, Kapital und Entschlossenheit ............... 8 Im Fokus: Branchen – Energie © Helaba | Research & Advisory | 25. März 2026 2 von 8 Erneuerbare Energien dominieren zunehmend den Strommix Der durchschnittliche Anteil erneuerbarer Energie (insbesondere aus Wind und Solar) an der Gesamtstromproduk- tion von ca. 1,25 TWh pro Tag in Deutschland konnte 2025 auf rund 58 % gesteigert werden (vgl. Grafik). Weitere 22 % entfallen auf Braun- und Steinkohle und müssen bis zum beabsichtigten Kohleausstieg 2038 ersetzt werden. Weil eine Renaissance der Nuklearkraftwerke nach dem Atomausstieg derzeit politisch sowie seitens der Erzeuger ausgeschlossen und eine ausreichende Hochskalierung von Biomasse, Wasserkraft oder anderen Energieträgern unrealistisch ist, verbleiben neben dem weiteren Ausbau der erneuerbaren Energien nur Gaskraftwerke, die der- zeit knapp 16 % zum Strommix beitragen. Die Erzeugung von Strom aus Gas ist aber im Hinblick auf die Klimabilanz, die Abhängigkeit von ausländischen Zulieferern sowie die Kosten nur eine sub- optimale Lösung. Die Stromge- stehungskosten aus Erdgas be- wegen sich in einer Spanne von knapp 11 bis 19 Cent je kWh.4 Zum Vergleich liegen die Kosten bei Photovoltaik (PV) in einer Bandbreite von 4 bis 15 Cent je kWh, bei Windkraft von 4 bis 11 Cent je kWh.5 Trotzdem braucht es Gas für eine Stromerzeugung, die schnell einspringen kann, wenn Sonnen- und Windenergie während einer „Dunkelflaute“ nicht im ausreichenden Maße zur Verfügung stehen. Perspektivisch können Spei- cherungsmöglichkeiten des aus erneuerbaren Energien erzeugten Stroms und bessere Übertragungsmöglich- keiten diesen Bedarf spürbar verringern. Die Gaskraftwerke werden nur an wenigen Tagen im Jahr unter wirt- schaftlichen Bedingungen laufen. Der Bau und die Finanzierung dieser Reservekraftwerke werden deshalb nicht aus dem Markt heraus erfolgen, sondern sind Teil der Kraftwerkstrategie der Bundesregierung, die sich Anfang dieses Jahres mit der EU-Kommission auf eine Kapazität von insgesamt 12 GW geeinigt hat.6 Ausbauziele sind ambitioniert und erfordern ein höheres Tempo Der lange Weg bis zur Einigung auf die Kraftwerkstrategie zeigt, wie komplex Fragen der Energieinfrastruktur aus technischer, rechtlicher und finanzieller Sicht sein können. Dabei steht ein großer Teil der Aus- und Umbaubedarfe noch bevor. Schon die bisherigen Ausbauziele konnten nicht erreicht werden, sodass das Tempo erhöht werden muss. Bei der Windkraft wurden 2025 nur 3,9 GW statt der angestrebten 7,8 GW erreicht, bei Solar etwas mehr als 14 GW statt 18 GW. Doch es mehren sich die Zweifel, ob das jetzige Ausbautempo beibehalten werden kann. Denn neue Anlagen müssen auch an das Netz angeschlossen werden, und schon heute fehlen vielerorts die Anschluss- und Transportkapazitäten. Insbesondere wenn PV- und Windanlagen unter Volllast fahren, kann die erzeugte Strommenge zu groß sein, sodass Anlagen abgeschaltet werden müssen. Das Bundeswirtschaftsministerium plant daher ein Netzpaket, um die priorisierte Anschlusspflicht von EE-Anlagen aufzuweichen und die Entschädigung von Anlagenbetreibern bei kapazitätsbedingten Abschaltungen zu reduzieren. Die Kosten für das Netzengpassma- nagement (Redispatch), die 2024 laut Bundesnetzagentur bei 2,7 Mrd. Euro lagen, könnten auf diesem Wege ge- senkt werden. Aus Perspektive der Netzstabilität scheinen diese Maßnahmen nachvollziehbar, allerdings gibt es Befürchtungen, dass damit das Ausbautempo der erneuerbaren Energien nachhaltig verringert wird. 4 Hier nur Gas- und Dampfkraftwerke, Gasturbinen lägen mit 15 bis 33 Cent je kWh deutlich höher. 5 Die Bandbreiten ergeben sich aus der installierten Anlageform: große Freiflächenphotovoltaik-Anlagen produzieren tendenziell güns- tiger als kleine Dachanlagen, Onshore-Windkraftanlagen günstiger als Offshore-Anlagen. Vgl. Fraunhofer ISE (2024): Stromgeste- hungskosten erneuerbarer Energien. 6 Vgl. Bundeswirtschaftsministerium (2026): Grundsatzeinigung mit der Europäischen Kommission über Eckpunkte der Kraftwerks- strategie. Erneuerbare Energien dominieren Strommix Bruttostromerzeugung Deutschland, Anteile in % Quellen: AG Energiebilanzen, Helaba Research & Advisory 0 10 20 30 40 50 60 0 10 20 30 40 50 60 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 Kernenergie Erneuerbare Kohle Sonstige Erdgas Im Fokus: Branchen – Energie © Helaba | Research & Advisory | 25. März 2026 3 von 8 Mit Erhöhung des EE-Anteils führt am beschleunigten Ausbau der Stromleitungen kein Weg vorbei.7 Die Energiewende bedeutet, dass das bisherige Netz mit recht wenigen, großen Erzeugern auf viele kleinere, dezentrale Einspeiser umgestellt werden muss. Dyna- mik ist hier immerhin vorhanden: laut Statistischem Bundesamt waren Ende 2025 etwa 4,8 Millionen PV- Anlagen auf Dächern und Grundstücken mit einer Nennleistung von ca. 106.200 MW installiert – ein Leistungszuwachs von 11,8 % gegenüber dem Vor- jahr.8 Nicht nur die Vielzahl neuer Einspeiser erzwingt eine Veränderung des bisherigen Stromnetzes. Den Netz- ausbau braucht es allein schon deshalb, da mehr Windenergie im Norden des Landes erzeugt wird, während viele industrielle Stromverbraucher im Süden sitzen. Derzeit umfasst das Höchstspannungsnetz in Deutschland eine Länge von über 35.000 km. Als Zielgröße im Bun- desbedarfsplangesetz wird ein Bedarf an zusätzlichen „Stromautobahnen“ von 16.800 km genannt. Davon sind über 8.900 km bereits gebaut, derzeit im Bau oder genehmigt. Jedoch gestaltet sich der weitere Ausbau schwie- rig. Zum Teil scheuen die Übertragungsnetzbetreiber in Deutschland die hohen Kosten. Der Staat hat sich daher über die KfW mittlerweile an drei der vier Unternehmen beteiligt. Zum einen erhält der Bund über diesen Weg mehr Kontrolle über die kritische Infrastruktur, zum anderen stärkt der Bund die Eigenkapitalbasis der Übertra- gungsnetzbetreiber und somit deren Finanzierungskraft. Eine Kombination aus verstärkter Einbindung privaten Kapitals und staatlicher Beteiligung schlägt auch der Thinktank Dezernat Zukunft vor, dem zufolge hierdurch die Eigenkapitalkosten insgesamt gesenkt werden könnten. Für die zeitweise auftretenden EE-Überkapazitäten braucht es zudem weit mehr Speichermöglichkeiten. Schät- zungen des Fraunhofer ISE sehen bis 2030 einen Bedarf von über 100 GWh an Batteriespeichern, wovon bisher rund ein Viertel realisiert wurde. Danach dürfte der Speicherbedarf weiter deutlich steigen. Die Kosten hängen stark von der Preisentwicklung der Batterien ab, wobei der technische Fortschritt zu immer günstigeren Speichern führt. Derzeitige Schätzungen liegen in einem Rahmen von 30 bis 50 Mrd. Euro, könnten sich aber gesamtwirt- schaftlich über verringerte Netzausbaubedarfe amortisieren. Zudem würden geringere Ausschläge den teuren Stromimport oder den Stromexport (teilweise zu Negativpreisen) in die europäischen Nachbarländer verringern. Dies wäre ein Beitrag zur Stabilisierung des Europäischen Stromverbundes, denn derzeit werden auch die Nach- barstaaten durch den Umbau im deutschen Stromnetz tangiert, was beispielsweise mit Frankreich, Polen oder Schweden zu Unstimmigkeiten führt. Große Bandbreite der geschätzten Finanzierungsbedarfe Mittlerweile gibt es eine breite Studienlage zu den Investitions- und Finanzierungsbedarfen für den Netzausbau, sodass auch die Schätzungen der Kosten eine große Bandbreite aufweisen. Eine der belastbarsten Quellen dürf- ten die Netzausbaupläne sein, die größere Verteilnetzbetreiber der Bundesnetzagentur melden müssen. Betrof- fen sind jedoch nur Unternehmen, die mehr als 100.000 Kunden haben. Dies sind von den erfassten gut 860 Ver- teilnetzbetreibern gerade einmal 82. Für den „netzdimensionierenden Ausbau“ – was Neubau, Verstärkung und Optimierung beinhaltet – meldeten diese 2024 einen Investitionsbedarf von über 200 Mrd. Euro bis 2045.9 Hinzu kommen Ersatzinvestitionen für die vorhandene Infrastruktur von ca. 30 Mrd. Euro. 7 Um die deutschen Klimaziele zu erreichen, hat die Bundesregierung ein neues Klimaschutzprogramm beschlossen. Dieses sieht u.a. die Ausschreibung von 2.000 neuen Windrädern mit 12 GW vor, sodass in Deutschland bis 2030 insgesamt eine Leistung von 115 GW Strom aus Windkraft an Land produziert werden soll. 8 Erfasst sind Anlagen, die in die öffentliche Versorgung einspeisen und über einen Stromzähler verfügen. Dadurch sind Balkonkraft- werke hier nicht berücksichtigt. 9 Vgl. IMK (2024): Ausbau der Stromnetze: Investitionsbedarfe. PV-Anlagenausbau nimmt zu Anzahl (Millionen) GW \*Umfasst Anlagen, die öffentlich einspeisen und einen Stromzähler beinhalten. Quellen: Statistisches Bundesamt, Macrobond, Helaba Research & Advisory 0 20 40 60 80 100 120 0 1 2 3 4 5 6 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Installierte PV- Leistung (rechts) Anzahl PV- Anlagen\* (links) Im Fokus: Branchen – Energie © Helaba | Research & Advisory | 25. März 2026 4 von 8 In leicht abweichenden Größenordnungen liegen die Schätzungen des Bundesverbands der Energie- und Was- serwirtschaft (BDEW), des Verbands kommunaler Unternehmen (VKU) und Deloitte, die bis zum Jahr 2030 ei- nen Investitionsbedarf in die Verteilnetze von mehr als 60 Mrd. Euro und über 130 Mrd. Euro für die Übertra- gungsnetze sehen. Auf diesen Zahlen baut PwC im Auftrag der KfW auf und ermittelt wiederum ein Gesamtinves- titionsvolumen für die Stromnetze von ca. 250 Mrd. Euro bis 2045. Ein Großteil der Gesamtinvestitionen im Energiesektor entfällt unserer Schätzung nach mit ca. 140–160 Mrd. Euro auf kommunale Energieversorger.10 Neben dem Ausbau der überregionalen Übertragungsnetze müssen nämlich auch die lokalen Verteilnetze ertüchtigt werden. Durch die Vielzahl an neuen, kleinen Stromeinspeisern sowie eine insgesamt eher dezentrale Stromnetzgestaltung werden vor Ort erhebliche Umbaubedarfe ausgelöst. Das Gesamtnetz muss, damit es weiterhin funktioniert, mehr smarte Steuerung erhalten, was es zwar resilienter auf- stellt, zugleich aber die Netze auch komplexer macht und mehr Abstimmung der beteiligten Akteure erfordert. Hierbei sind vor allem die örtlichen Versorger („Stadtwerke“) gefordert. Die Zahl der involvierten Energieversorgungsunternehmen weist eine beachtliche Spreizung auf. So erfasst das Statistische Bundesamt in der Jahresabschlussstatistik für 2023 auf der gemeindlichen Ebene rund 2.900 Einhei- ten im Wirtschaftsabschnitt Energieversorgung. In der engeren Definition des öffentlichen Aufgabenbereichs Energieversorgung sind es noch fast 1.800 Fonds, Einrichtungen und Unternehmen (FEU).11 Die Anzahl der Strom- netzbetreiber auf der kommunalen Ebene dürfte deutlich niedriger sein. Hier nennt der VKU eine Zahl von 1.000 kommunalen Energieversorgern, wovon rund 700 die Aufgaben eines Grundversorgers übernehmen, mit einer Länge des Stromleitungsnetzes von 858.000 km. Herausgestellt wird in fast allen Studien, dass die In- vestitionsbedarfe auf der Zeitachse nicht gleichver- teilt sind, sondern ungefähr bis 2035 steigen, um da- nach abzufallen. So erreichen laut PwC die Investitio- nen in die Stromverteilnetze ihren Höchstwert im Jahr 2032 mit rd. 22 Mrd. Euro. Dies betrifft auch den Fi- nanzierungsbedarf. PwC schätzt die Eigenfinanzie- rungskraft der Energieversorgungsunternehmen auf ca. 35 %. Das heißt im Umkehrschluss, dass 65 % der Investitionen entweder aus Fördermitteln oder über Fremdkapital finanziert werden müssen. Derzeit ist also eine der drängendsten Herausforderungen, wie die Energieversorger Investitionen stemmen können, 10 Vgl. zeb (2024): Finanzierung der deutschen Energiewende. 11 Nicht betrachtet sind hier FEU in der Kombinierten Versorgung oder solche, die unter den Sonstigen erfasst wurden. Investitionsbedarfe ändern sich im Zeitverlauf Investitionsbedarfe Stromverteilnetze, Mrd. Euro Quellen: PwC/KfW, Helaba Research & Advisory 0 5 10 15 20 25 0 5 10 15 20 25 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 Öffentliche Unternehmen\* häufig kommunal Energieversorger zweithäufigster Bereich %-Anteile nach föderaler Ebene, 2023 Anzahl öffentlicher Unternehmen nach Aufgabenbereich\*, 2023 \*Öffentliche Fonds, Einrichtungen und Unternehmen (FEU). Quellen: Statistisches Bundesamt, Helaba Research & Advisory \*ohne Sonstige. Quellen: Statistisches Bundesamt, Helaba Research & Advisory 2% 10% 88% Bund Länder Kommunen 0 500 1.000 1.500 2.000 2.500 3.000 0 500 1.000 1.500 2.000 2.500 3.000 Wasser Strom Wohnen Komb.vers. Wirtschaftsf. Verkehr Sport Abfall Gesundheit Kultur Gas Übr. Vers. Im Fokus: Branchen – Energie © Helaba | Research & Advisory | 25. März 2026 5 von 8 die in dieser Größenordnung alles Bisherige übersteigen. Die Dena geht davon aus, dass die durchschnittlichen jährlichen Investitionen bis 2045 um 85 bis 123 % über denen des Jahres 2024 liegen. Zudem treffen diese Ausbaubedarfe auf einen ohnehin vorhandenen Instandhaltungs- und Erneuerungsbedarf der bestehenden Infrastruktur. Schon jetzt zeigen sich Engpässe bei Material und Personal sowie steigende Bau- preise und komplexe Genehmigungsverfahren, die Investitionsvorhaben in die Länge ziehen und teurer machen als ursprünglich geplant. So geht Prognos in einer Studie für die DIHK davon aus, dass in rund 250 für den Ausbau von Solar, Wind und Wasserstoff wichtigen Berufen bis 2035 ca. 560.000 Mitarbeitende fehlen. Selbst wenn sich die erforderlichen Arbeitskräfte finden ließen, dürften die Kosten des Ausbaus durch die Knappheit weiter steigen. Infrastrukturausbau und höhere Gaspreise treiben Kosten Derartige Kostensteigerungen lassen sich – schon aus sozialen und politischen Gründen – nicht ohne weiteres im bestehenden Finanzierungssystem auffangen. Der Infrastrukturausbau ist bereits heute ein großer Kostenblock beim Strompreis. Von den 39,8 Cent je kWh, die ein Privathaushalt 2025 im Durchschnitt für Strom zahlen musste, entfallen 32 % auf Steuern und Abgaben sowie 40,5 % auf die Stromerzeugung. Bei diesen Kosten spielen auch die höheren Gaspreise eine Rolle, die aufgrund der Merit-Order-Preissetzung einen starken Einfluss auf die Groß- handelspreissetzung haben.12 Auf die Netzentgelte, die für die Durchleitung des Stroms durch die Netze erhoben werden, entfallen 27,5 %. Davon werden die Kosten für den Ausbau, den Betrieb und die Instandhaltung des Stromnetzes bezahlt.13 Doch auch in den anderen Positionen können sich Kosten für die Transformation verstecken. So erhalten stromin- tensive Unternehmen eine Ermäßigung bei den Netzentgelten, die per Umlage finanziert wird und unter die Ab- gaben fällt. Auch die Anbindung von Offshore-Windparks wird über eine Netzumlage kofinanziert. Dies traf ebenso auf die EEG-Umlage zu, die zur Finanzierung des Ausbaus der erneuerbaren Energien diente und 2023 abgeschafft wurde. Um den Strompreis für Privathaushalte und Unternehmen nicht weiter zu erhöhen, diskutiert die Politik verschiedene Entlastungsmaßnahmen wie den „Industriestrompreis“.14 Finanzierungskraft der Energiebranche bereits eingeschränkt Damit die Branche möglichst viele Investitionen in die energetische Transformation aus eigener Kraft bewältigen kann, braucht sie eine ausreichende Finanzierungskraft. 12 Der Strommarktpreis wird von der Merit-Order bestimmt, d.h. der Reihenfolge der Kraftwerke beginnend mit den niedrigsten Grenz- kosten, wobei das letzte Kraftwerk, das benötigt wird, um die Stromlast zu decken, den Preis für alle Anbieter setzt. Die Erzeugungs- komponente des Strompreises wird also dann teuer, wenn kostenintensive Erzeuger wie Gas-Kraftwerke zum Zuge kommen. 13 Um den Preisanstieg zu dämpfen subventioniert der Bund die Netzentgelte derzeit mit 6,5 Mrd. Euro. 14 Vgl. Sparkassen-Finanzgruppe: Bundesregierung führt ab 2026 subventionierten Industriestrompreis ein. Gestiegene Stromkosten\* Preisschub vor allem durch Entstehungskosten Cent pro Kilowattstunde Cent pro Kilowattstunde, Haushalte bzw. Nicht-Haushalte\* (schraffiert) \*Inkl. Steuern, Abgaben, Umlagen (Haushalte), ohne abz. Steuern (Nicht-HH). Quellen: Destatis, Helaba Research & Advisory \*Kosten für Nicht-HH aufgrund abz. Steuern effektiv geringer als hier abgebildet. Quellen: Destatis, Helaba Research & Advisory 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 2019 (H2) 2020 2021 2022 2023 2024 2025 (H1) Haushalte Nicht- Haushalte 2019 2020 2021 2022 2023 2024 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 Netzentgelte Abgaben Entstehung Im Fokus: Branchen – Energie © Helaba | Research & Advisory | 25. März 2026 6 von 8 Für die Finanzierungskraft be- trachten wir die operative Cash-Flow-Rate, die die Fähig- keit zur Finanzierung großer Infrastrukturinvestitionen wi- derspiegelt. Die nebenste- hende Grafik verdeutlicht, dass von diesem vorhandenen Po- tenzial bereits ein nennenswer- ter Anteil für Investitionen auf- gebracht wird: die freie Cash- Flow-Rate – hier berechnet als operativer Cash-Flow abzüglich der Investitionen – betrug 2025 nur noch 2,6 % der Gesamtleis- tung der Branche. Weitere In- vestitionsmöglichkeiten aus eigener Kraft sind daher eng begrenzt. Beide Kennzahlen folgen langfristig den Bewegungen des Börsenstrompreises, da dieser die Deckungsbeiträge von Erzeugungsanlagen mitbestimmt (vgl. Grafik S. 7). In den 2010er Jahren war die Branche durch rückläufige Großhandelspreise belastet. Mehrere Faktoren wirkten gleichzeitig preisdämpfend: Der rasch wachsende Anteil erneuerbarer Energien mit niedrigen Grenzkosten drückte über den Merit-Order-Effekt die Marktpreise; dazu kam ab 2014 ein fallender Ölpreis. Gleichzeitig stagnierte bzw. sank der Bruttostromverbrauch, was die Auslastung konventioneller Kraftwerke minderte. In dieser Phase sank die Cash-Flow-Rate – ein Hinweis darauf, dass niedrigere Preise bei gleichbleibenden bis steigenden Fixkosten (für Personal, Netzbetrieb, Instandhaltung) die Liquidität der Branche beeinträchtigten. Ab 2017 kam es zu einer Erholung des Strompreises. Die Cash-Flow-Rate stieg aber nur moderat, da auch die Kosten der Branche durch den Beginn des nennenswerten CO2-Preiszuwachses stiegen. Eine deutliche Auswei- tung der Cash-Flow-Rate gab es 2022 und 2023, als die Energiekrise infolge des Angriffskriegs Russlands gegen die Ukraine die Börsenstrompreise auf historische Höchststände trieb. Das gegenwärtige, wieder moderate Cash-Flow-Ni- veau erklärt sich durch mehrere gegenläufige Kräfte. Zwar blieb das Preisniveau an den Strombörsen hoch, jedoch stiegen zugleich die Kosten der Erzeuger: Die CO2-Zertifikatspreise erhöhten die variablen Kosten konventioneller Kraftwerke, während gestiegene Gas- und Kohlepreise die Produktionskosten verteuerten. Hinzu kamen Investitionen in Flexibilität, Netzintegra- tion und Modernisierung, die über Abschreibungen und erhöhte Kapitalkosten auf die Gewinn- und Ver- lustrechnung wirkten. Die schwache industrielle Ent- wicklung in Deutschland dämpfte zudem die Strom- nachfrage, wodurch die Auslastung – insbesondere im Grundlastsegment – unter Druck blieb und die Margen wieder schrumpften. Mit Blick nach vorn wird die Rentabilität der Branche in absehbarer Zukunft von zwei übergeordneten Entwick- lungen bestimmt: Einerseits dürfte der weitere Ausbau erneuerbarer Energien – bei gleichzeitig sinkenden Tech- nologie- und Finanzierungskosten – die Grenzkosten der Stromerzeugung langfristig senken. Dies spricht per- spektivisch für niedrigere Großhandelspreise und tendenziell geringere Erzeugungsmargen. Gleichzeitig dürfte die zunehmende Elektrifizierung von Industrie, Gebäuden und Mobilität die Stromnachfrage beleben und den Investitionskosten belasten Rendite und Cash-Flow Elektrizitätsversorgung, % der Gesamtleistung (links) bzw. Mio. Euro (rechts) \*Wir nutzen näherungsweise den EBITDA für den operativen Cash-Flow und den EBITDA abzüglich der Investitionen für den Free-Cash-Flow. Für 2025 Schätzungen von Feri. Quellen: Feri, Helaba Research & Advisory. 0 5 10 15 20 25 30 35 0 5 10 15 20 25 2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025 Abschreibungen (rechts) Investitionen (rechts) Cash-Flow (operativ)\* (links) Cash-Flow\* (Frei) (links) Bruttostromverbrauch vor erneuter Trendwende? Index: 1991 = 100 Quellen: Macrobond, Helaba Research & Advisory Im Fokus: Branchen – Energie © Helaba | Research & Advisory | 25. März 2026 7 von 8 Börsenstrompreisen – zumindest phasenweise – Auftrieb geben. Für die Verbraucher wird der Endpreis aufgrund der Umlegung der Transformationskosten seitens der Energiebranche jedoch erhöht bleiben. Ob die Branche die Transformation finanzieren kann, hängt folglich nicht nur von den Marktpreisen, sondern ebenso von dem Regulierungsrahmen, Refinanzierungsbedingungen und der Fähigkeit zur effizienten Umsetzung ihrer Investitionsprogramme ab. Verschiedene Finanzierungswege stehen zur Verfügung Die Möglichkeiten der Finanzierung aus eigener Kraft sind begrenzt, denn diese müsste direkt aus dem Cash- Flow und damit den Preisen bezahlt und folglich dem Kunden in Rechnung gestellt werden. Als Alternative ver- bleibt eine zusätzliche Zuführung der jeweiligen Eigentümer, die das Eigenkapital der Energieversorger erhöht. Doch die Bereitschaft und die Fähigkeit der Eigentümer dazu scheinen begrenzt. Insbesondere im Hinblick auf die angespannte Finanzlage der Kommunen und die eingeschränkte Finanzierungskraft der kommunalen Energie- versorger werden alternative Finanzierungswege benötigt. Um die Investitionen in die Strominfrastruktur zu finanzieren und die finanzielle Belastung auf der Zeitachse zu entzerren, sind daher verschiedene Fremdkapital-Lösungen in der Diskussion. Neben der Fremdkapitalfinanzie- rung über Bankkredite oder den Kapitalmarkt stehen auch mezzanine Kapitalfinanzierungen sowie „Off-Balance- Sheet-Lösungen“ wie Projektfinanzierungen zur Verfügung.15 Welche Lösung benötigt und vorteilhaft wäre, hängt von der jeweiligen Ausgangslage der sehr unterschiedlichen Energieversorgungsunternehmen ab. Im ganzen Bündel an Maßnahmen erscheint die Eigenkapitalzuführung an die Netzbetreiber als zentraler Baustein. Dies würde deren Bonität und damit die Möglichkeiten der Fremdfinanzierung verbessern.16 Ganz ohne öffentliche Förderung dürfte die Fremdkapitalfinanzierung jedoch nicht funktionieren. Zu groß sind die Unsicherheit und damit die Risiken sowie die Renditevorstellungen der Investoren.17 Der öffentlichen Hand kommt daher die Rolle zu, in Vorleistung zu gehen und privaten Investoren den Einstieg zu erleichtern. In der De- batte sind Ideen, einen staatlichen „Energiewende-Fonds“ aufzulegen, über den öffentliche Mittel mit privatem Kapital kombiniert und Energieunternehmen in Form von stillen Einlagen, Genussrechten oder Unternehmensbe- teiligungen bereitgestellt werden. Erste Beispiele gibt es: Das Land Hessen stellt über den HessenFonds 1 Mrd. Euro für zinsverbilligte Kredite der WIBank oder für Beteiligungen zur Verfügung. Speziell für Stadtwerke bzw. kommunale Energieversorger will das Land Hessen aus einem EnergieFonds ein verbürgtes Nachrangdarlehen anbieten, das als mezzanines Finanzierungsinstrument Eigenkapitalcharakter hat. 15 Vgl. Agora Energiewende (2025): Investitionen in eine zukunftsfähige Daseinsvorsorge. 16 Vgl. Dezernat Zukunft (2025): Kapitalbedarfe und Finanzierung von Energieverteilnetzen. 17 Vgl. BDEW, VKU und Deloitte (2023): Kapital für die Energiewende. Börsenstrompreis steigt wieder Euro pro Megawattstunde \*Gehandelt an der EEX. Für eine bessere Übersichtlichkeit sind die enormen Preisausschläge 2022 abgeschnitten. Quellen: Macrobond, Helaba Research & Advisory 0 50 100 150 200 250 0 50 100 150 200 250 2005 2009 2013 2017 2021 2025 Börsenstrompreis\* (Grundlast) CO2-Preis (EUA) 50 € / MWh Im Fokus: Branchen – Energie © Helaba | Research & Advisory | 25. März 2026 8 von 8 Die Stärkung der Kreditwürdigkeit kann auch direkt über die Eigentümer erfolgen. Beispielsweise können in Nie- dersachsen Kommunen dank ihrer hervorragenden Bonität günstig Kredite aufnehmen und diese als sog. „Kon- zernkredite“ (im Rahmen des Beihilferechts) an kommunale Unternehmen weiterleiten. Voraussetzung für eine derartige Lösung ist jedoch, dass die Kommunen selbst überhaupt weitere Kredite aufnehmen können bzw. wol- len.18 Auch die Banken müssen wirtschaftlich und regulatorisch in der Lage sein, die zusätzliche Kreditnachfrage zu bedienen. Hieran knüpfen weitere Reformvorschläge an, im Rahmen einer grünen Regulatorik die Kredit- vergabe oder die Refinanzierung (z.B. mittels Verbriefung) für transformative Vorhaben zu begünstigen.19 Fazit: Erfolg der Energiewende erfordert mehr Tempo, Kapital und Entschlossenheit Die Transformation der Energiebranche ist im vollen Gange. Angesichts einer großen Bandbreite an Schätzungen über die erforderlichen Um- und Ausbauten der Infrastruktur und die schwer zu quantifizierbaren, damit einherge- henden Investitions- und Finanzierungsbedarfe ist eine Bewertung nur begrenzt möglich. Entscheidend ist vor die- sem Hintergrund eine möglichst hohe Planungssicherheit für alle involvierten Akteure. Klar ist, dass sich das Investitionsniveau weiter steigern muss und die Finanzierungsbedarfe der Branche zuneh- men werden. Manche der lokalen Energieversorger und Verteilnetzbetreiber wird dies an die Grenzen der finanziel- len Leistungsfähigkeit führen. Dies gilt auch für solche Unternehmen, hinter denen die öffentliche Hand in Gestalt der Kommunen steht. Hier erschwert die angespannte Lage der öffentlichen Kassen eine effektive Unterstützung. Ohne zusätzliches Fremdkapital wird die Transformation nicht zu stemmen sein. Doch ohne unterstützende Struk- turen und Beteiligung des Staates werden private Kapitalgeber kaum bereit sein, in die öffentliche Infrastruktur zu investieren. Es bleibt daher ein erheblicher Reformbedarf, dem sich die Politik stellen muss. Zumindest mangelt es nicht an Vorschlägen, wie diese Reformen aussehen könnten. Herausgeber und Redaktion Helaba Research & Advisory Redaktion: Dr. Stefan Mitropoulos Verantwortlich: Dr. Gertrud Rosa Traud Chefvolkswirtin/ Head of Research & Advisory Neue Mainzer Str. 52-58 60311 Frankfurt am Main T +49 69 / 91 32 – 20 24 Internet: www.helaba.com Disclaimer Die Publikation ist mit größter Sorgfalt be- arbeitet worden. Sie enthält jedoch lediglich unverbindliche Analysen und Prognosen zu den gegenwärtigen und zukünftigen Markt- verhältnissen. Die Angaben beruhen auf Quellen, die wir für zuverlässig halten, für deren Richtigkeit, Vollständigkeit oder Ak- tualität wir aber keine Gewähr übernehmen können. Sämtliche in dieser Publikation ge- troffenen Angaben dienen der Information. Sie dürfen nicht als Angebot oder Empfeh- lung für Anlageentscheidungen verstanden werden. 18 Siehe hierzu unseren Fokus Können Kommunen die Transformation kreditfinanzieren vom 25. September 2025. 19 Vgl. BDEW, VKU und Deloitte (2023): Kapital für die Energiewende. Hier können Sie sich für unsere Newsletter anmelden: https://news.helaba.de/research/

Die Energiewende geht voran, aber das Ausbautempo reicht noch nicht aus. Der große Investitions- und Finanzierungsbedarf der Energiebranche wächst weiter. Eine erfolgreiche Transformation braucht zusätzliche Finanzierungsoptionen und Planungssicherheit.