Wie funktioniert Projektfinanzierung für erneuerbare Energien?

Projektfinanzierung für erneuerbare Energien bedeutet, dass eine eigens gegründete Projektgesellschaft das Fremdkapital aufnimmt und der Kredit ausschließlich aus dem künftigen Cashflow des Projekts bedient wird. Sicherheit ist nicht die Bonität des Sponsors, sondern das Projekt selbst. Entscheidend ist deshalb, wie belastbar die Erlöse über die gesamte Kreditlaufzeit sind.

Der deutsche Markt ist groß und wächst weiter. Nach der Auswertung des Umweltbundesamtes und der Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien-Statistik wurden 2025 in Deutschland 37,6 Milliarden Euro in die Errichtung von Anlagen zur Nutzung erneuerbarer Energien investiert, nach 33,8 Milliarden Euro im Jahr 2024. Auf Photovoltaik entfielen davon rund 15,0 Milliarden Euro, auf Wind an Land 8,8 Milliarden Euro, auf Wind auf See 2,5 Milliarden Euro. Diese Zahl umfasst ausdrücklich nur die Errichtung von Erzeugungs- und Wärmeanlagen — Stromnetze, Batteriespeicher und Wasserstoffinfrastruktur sind nicht enthalten.

Gemessen an den gesetzlichen Zielen ist der Weg dennoch weit. § 4 EEG schreibt für 2030 eine installierte Leistung von 115 Gigawatt bei Wind an Land und 215 Gigawatt bei Photovoltaik vor. Ende 2025 lag der Bestand nach Angaben der Bundesnetzagentur bei 68,1 Gigawatt Wind an Land und 117 Gigawatt Photovoltaik. Der Engpass ist dabei längst nicht mehr die Genehmigung: Zum 30. Juni 2026 waren bei Wind an Land nach der Halbjahresauswertung der Fachagentur Wind und Solar rund 7.800 Anlagen mit 48,1 Gigawatt genehmigt, für die noch keine Inbetriebnahme angezeigt war; davon besaßen 28,7 Gigawatt einen gültigen Ausschreibungszuschlag — 19,4 Gigawatt genehmigte Leistung warten noch auf einen Zuschlag. Zwischen Genehmigung und Realisierung steht heute vor allem eine Frage — die der Finanzierung.

Wann lohnt sich Projektfinanzierung gegenüber einer Bilanzfinanzierung?

Projektfinanzierung lohnt sich, wenn das Projektvolumen die Transaktionskosten der Struktur trägt und der Sponsor sein Bilanzrisiko begrenzen will.

Was ist Projektfinanzierung? Bei einer Projektfinanzierung nimmt eine eigens gegründete Projektgesellschaft — ein Special Purpose Vehicle — das Fremdkapital auf. Den Kreditgebern steht außer dem eingebrachten Eigenkapital, den Genehmigungen und den zu errichtenden Anlagen keine weitere Haftungsmasse zur Verfügung als die künftig erwarteten Cashflows. Der Rückgriff auf den Sponsor ist ausgeschlossen oder stark begrenzt.

Einen allgemeingültigen Schwellenwert gibt es nicht, wohl aber veröffentlichte Mindestlosgrößen einzelner Häuser. Die Commerzbank nennt für Standard-EEG-Projekte in Deutschland ein Mindestvolumen von 15 Millionen Euro, für sonstige Projekte 25 Millionen Euro. Die HypoVereinsbank setzt bei Non-Recourse-Strukturen ein Fremdkapitalvolumen ab 20 Millionen Euro voraus. Die UmweltBank finanziert Photovoltaik-Freiflächen ab 10 Megawattpeak und Windenergieanlagen ab einem Megawatt je Anlage. Unterhalb dieser Größen dominieren Bilanz- und Förderkreditfinanzierungen, weil der Aufwand für Gutachten, Dokumentation und Sicherheitenbestellung in keinem Verhältnis zum Volumen steht.

Oberhalb dieser Schwellen verschiebt sich die Frage. Sie lautet dann nicht mehr, ob eine Projektfinanzierung darstellbar ist, sondern wie die Gesamtstruktur aussieht: welche Kapitalgeber kombiniert werden, in welchem Rang sie stehen und wie sich klassische Bankfinanzierung und alternative Bausteine ergänzen. In dieser Größenordnung arbeitet DICAMA AG als Arrangeur und kombiniert Senior-Fremdkapital, nachrangige Tranchen und Kapitalmarktbausteine zu einer Gesamtstruktur.

Welche Projektphasen gibt es — und wer finanziert welche?

Ein Erneuerbaren-Projekt durchläuft fünf Phasen mit völlig unterschiedlichen Risikoprofilen — und jede Phase hat andere Kapitalgeber.

In der Entwicklungsphase werden Flächen gesichert, Gutachten beauftragt und Genehmigungen betrieben. Das Kapital ist vollständig risikobehaftet, weil das Projekt scheitern kann. Es folgt die Genehmigungs- und Ausschreibungsphase: Bei Wind an Land ist die immissionsschutzrechtliche Genehmigung Voraussetzung für die Gebotsabgabe und muss mindestens vier Wochen vor dem Gebotstermin vorliegen. In der Bauphase fließt der größte Teil des Kapitals, ohne dass Erlöse entstehen. Nach Inbetriebnahme beginnt die Betriebsphase mit planbaren Cashflows, und am Ende der Förderdauer steht die Refinanzierungsphase. Dass die Betriebsphase zugleich eine Kapitalquelle sein kann — über Refinanzierung, Sale & Lease Back oder eine Finanzierung auf Holdingebene —, zeigt der Beitrag dazu, wie Betreiber Kapital aus laufenden Wind- und Solarparks freisetzen.

Der regulatorische Fahrplan gibt dabei die Zeitachse hart vor. Nach einem Zuschlag in der Wind-an-Land-Ausschreibung beginnt der Förderanspruch spätestens 30 Monate nach Zuschlagsmitteilung, und der Zuschlag erlischt 36 Monate nach Bekanntgabe. Verzögerungen sind nach § 55 Absatz 1 EEG mit gestaffelten Pönalen von 10 bis 30 Euro je Kilowatt belegt. Wie schnell es bei guter Vorbereitung gehen kann, zeigt ein Praxisfall: Energiekontor meldete im November 2025 den Financial Close für drei Windparks mit zusammen rund 73 Megawatt, geplante Inbetriebnahme 2027.

Warum ist die Entwicklungsphase die schwierigste Finanzierungsphase?

Klassische Projektfinanzierung ist für die Entwicklungsphase strukturell schlecht geeignet — sie setzt genau das voraus, was in dieser Phase noch fehlt.

Die Kanzlei Jones Day beschreibt das Grundproblem in einer Analyse vom Juli 2026 präzise: Projektfinanzierung bemisst die Verschuldungskapazität am prognostizierten Cashflow eines konkreten Assets und stützt sich auf Sicherheiten an dessen Vermögenswerten. Sie sei bewusst assetspezifisch angelegt und damit für breitere Portfoliobedarfe wie Investitionen in neue Technologien oder Frühphasen-Engagements weniger geeignet. Vor Baureife existiert weder ein Asset noch ein Cashflow — nur Rechte, Gutachten und Optionen.

Geschlossen wird die Lücke über Development Capital, Equity-Bridge-Strukturen und Mezzanine auf Holdingebene. Ein aktuelles Beispiel aus dem deutschen Markt: Harmony Energy sicherte sich im April 2026 eine dreijährige Development-Financing-Fazilität von Navigator Energy Debt Finance für eine Batteriespeicher-Pipeline von drei Gigawatt in Deutschland — ausdrücklich für Projekte in der späten Entwicklungsphase, also vor Financial Close und damit vor jedem projektfinanzierbaren Cashflow. Besichert wird in solchen Strukturen nicht die Anlage, sondern die Beteiligung: über die Verpfändung von Anteilen an Zwischenholdings und Projektgesellschaften sowie über Rechte an künftigen Ausschüttungen und Exit-Erlösen. Wie diese Instrumente — Development Capital, Equity Bridge und Mezzanine auf Holdingebene — im Einzelnen strukturiert werden und welche Kapitalgeber sie stellen, beschreibt der Beitrag dazu, wie die Entwicklungsphase eines Energieprojekts finanziert wird.

Welche Kennzahlen entscheiden über die Finanzierbarkeit?

Im Zentrum steht der Kapitaldienstdeckungsgrad — wie oft der operative Cashflow den Schuldendienst deckt. Öffentliche Benchmarks dafür existieren im deutschen Markt allerdings nicht.

Was ist der DSCR? Der Debt Service Coverage Ratio setzt den für den Schuldendienst verfügbaren Cashflow ins Verhältnis zum tatsächlichen Kapitaldienst aus Zins und Tilgung. Ein Wert von 1,3 bedeutet, dass der Cashflow den Kapitaldienst um 30 Prozent übersteigt. Der Puffer ist die Sicherheitsmarge des Kreditgebers gegen Ertrags- und Preisschwankungen.

Deutsche Banken veröffentlichen dazu praktisch keine Zahlen, und das ist keine Lücke, sondern Methode. Die GLS Bank formuliert es ausdrücklich: Es gebe keine festgelegte Eigenkapitalquote, der Eigenkapitalanteil hänge von der Kapitaldienstdeckung des einzelnen Projektes ab und könne stark variieren. Belastbare Ankerpunkte gibt es nur wenige. Die UmweltBank nennt für PPA-Projekte eine Mindesteigenkapitalquote von zehn Prozent bei Kreditlaufzeiten bis 25 Jahre. Wer mit fremden Bandbreiten aus dem Internet kalkuliert, rechnet an der Realität vorbei — die Strukturparameter entstehen im Einzelfall aus dem Finanzmodell.

Die zweite zentrale Größe ist die Ertragsprognose. Ertragsgutachten weisen Wahrscheinlichkeitsniveaus aus: P50 ist der Erwartungswert, P75 und P90 sind konservativere Szenarien. In einem auf den Windenergietagen 2024 vorgestellten Vergleich dreier Ertragsgutachten für denselben Windpark lag der Nettoenergieertrag in einer der Varianten bei P50 bei 129.266 Megawattstunden jährlich und bei P90 nur noch bei 111.540 Megawattstunden, bei einer Gesamtunsicherheit von rund 10,7 Prozent. Dass sich die drei Gutachten deutlich unterschieden, ist dabei die eigentliche Botschaft: Die Wahl des Gutachters verändert die finanzierbare Verschuldungskapazität.

Woraus besteht das Sicherheitenpaket?

Gesichert wird alles, was das Projekt ausmacht — die Anlage, die Erlöse, die Fläche und die Verträge.

Die UmweltBank veröffentlicht als eine der wenigen deutschen Banken ihr Standardpaket. Es umfasst die Sicherungsübereignung der Anlagen, die Abtretung der Einspeisevergütung, eine erstrangige beschränkt persönliche Dienstbarkeit im Grundbuch, zwei Vormerkungen für Anlagenstandort und Übergabepunkt, Eintrittsrechte in sämtliche relevanten Verträge sowie die Sicherung der Leitungswege einschließlich des Netzverknüpfungspunkts. Bei PPA-Projekten kommt das Eintrittsrecht in den Stromliefervertrag hinzu; zusätzliche Sicherheiten gegenüber EEG-Projekten verlangt die Bank ausdrücklich nicht.

Besondere Aufmerksamkeit verdient die Flächensicherung, weil sie über die gesamte Projektlaufzeit tragen muss. Nutzungs- und Pachtverträge unterlagen bis Ende 2024 dem Schriftformerfordernis des § 550 BGB, das über § 581 Absatz 2 BGB auch für Pachtverträge gilt; mit dem Vierten Bürokratieentlastungsgesetz genügt seit dem 1. Januar 2025 die Textform, für Altverträge seit dem 1. Januar 2026. Unverändert gilt jedoch: Der Vertrag muss die wesentlichen Bedingungen — Parteien, Fläche, Laufzeit und Entgelt — vollständig und bestimmbar enthalten; fehlt das, bleibt er vorzeitig kündbar und damit nicht bankfähig. Solange höchstrichterliche Rechtsprechung zur Textform fehlt, orientiert sich die Praxis weiterhin an den strengen Grundsätzen zur Schriftform. Beschränkt persönliche Dienstbarkeiten sind nach § 1092 Absatz 1 BGB grundsätzlich nicht übertragbar. Übertragbar sind sie nur unter zwei kumulativen Voraussetzungen: Berechtigter ist eine juristische Person oder rechtsfähige Personengesellschaft, und die Dienstbarkeit dient einer der in § 1092 Absatz 3 BGB genannten Anlagen. Dazu zählen seit dem 17. Oktober 2024 ausdrücklich auch Anlagen zur Nutzung von Windenergie und solarer Strahlungsenergie — allerdings nur für Dienstbarkeiten, deren Eintragungsbewilligung nach diesem Stichtag beurkundet oder beglaubigt wurde (Art. 229 § 69 EGBGB). Für Altbestände und für Batteriespeicher, die die Aufzählung nicht ausdrücklich erfasst, bleiben Vormerkungen das Mittel der Wahl, um die Rangstelle für einen künftigen Betreiber zu sichern.

Welche Gutachten und Unterlagen verlangen Kapitalgeber?

Ohne belastbare Due Diligence gibt es kein Term Sheet — und die Qualität des Datenraums bestimmt das Tempo bis zum Financial Close.

Zum Standardpaket gehören die technische Due Diligence mit Ertragsgutachten, die rechtliche Prüfung von Genehmigungen, Flächenrechten und Projektverträgen, die Versicherungsprüfung sowie ein vollständiges Finanzmodell über die Projektlaufzeit, das die Einhaltung des geforderten Kapitaldienstdeckungsgrades nachweist. Die technische Prüfung erstreckt sich auf Anlagen und Fundamente, Netzanbindung, Standorteignung, Betriebshistorie und Vertragswerk.

An die Gutachter werden formale Anforderungen gestellt. Die UmweltBank verlangt bei Photovoltaik ab fünf Megawattpeak ein verpflichtendes Ertragsgutachten und bei Windenergie Gutachten nach den Technischen Richtlinien der FGW, erstellt von nach DIN EN ISO IEC 17025 akkreditierten Sachverständigen. Bei der Ertragsprognose sind sechs Verlustquellen zu berücksichtigen: Verfügbarkeit, elektrische Effizienz, Performance und Degradation, Umwelteinflüsse, betriebliche Beschränkungen sowie Abschattungseffekte innerhalb des Parks.

Wie verändert der Rückgang der EEG-Förderung die Finanzierung?

Der staatlich garantierte Cashflow, der zwei Jahrzehnte lang die Grundlage jeder EE-Projektfinanzierung war, verliert an Bedeutung — und damit verschiebt sich das Risiko vom Staat zum Markt.

Wie weit dieser Prozess bereits fortgeschritten ist, zeigt der EEG-Finanzierungsbedarf für 2026. Von den prognostizierten Zahlungen entfallen auf Solar 8,03 Milliarden Euro und auf Wind auf See 1,73 Milliarden Euro — auf Wind an Land dagegen nur noch 645 Millionen Euro. Bei den aktuellen Marktwerten läuft Onshore-Wind damit weitgehend förderneutral. Parallel sind die Zuschlagswerte gefallen: Im Gebotstermin vom 1. Mai 2026 lag der durchschnittliche Zuschlagswert für Wind an Land bei 5,06 Cent je Kilowattstunde, bei einer rund 2,6-fachen Überzeichnung der ausgeschriebenen Menge.

An die Stelle der Vergütungsgarantie treten Stromlieferverträge und Merchant-Erlöse — mit anderen Anforderungen. Kreditgeber prüfen die Bonität des Abnehmers deshalb eigenständig; in der Praxis wird bei Senior-Finanzierungen regelmäßig ein Investment-Grade-Abnehmer oder eine gleichwertige Besicherung erwartet, dazu eine Vertragslaufzeit, die den überwiegenden Teil der Kreditlaufzeit abdeckt. Verbindliche Marktstandards sind auch hier nicht veröffentlicht — die Anforderung entsteht im Einzelfall. Welche Kriterien dabei im Einzelnen geprüft werden, behandelt der Beitrag dazu, wann ein PPA bankfähig ist und was Kapitalgeber wirklich prüfen. Für Bestandsanlagen, deren Förderzeitraum ausläuft, stellt sich dieselbe Frage in verschärfter Form — dazu, wie ein Windpark nach dem EEG-Förderende refinanziert wird, gibt es einen eigenen Leitfaden.

Der Kabinettsentwurf zum EEG 2027 vom 29. Juli 2026 verstärkt diese Richtung: Er sieht eine verpflichtende Direktvermarktung und einen als zweiseitigen Differenzvertrag ausgestalteten Refinanzierungsbeitrag für geförderte Anlagen ab 100 Kilowatt installierter Leistung vor: Betreiber erhalten eine Ausgleichszahlung, wenn der Jahresmarktwert unter dem Referenzwert liegt, und zahlen zurück, wenn er ihn übersteigt. Parallel sollen die Ausschreibungsvolumina für Wind an Land auf 15.000 Megawatt in den Jahren 2027 und 2028, 12.000 Megawatt 2029 und je 10.000 Megawatt von 2030 bis 2032 steigen. Es handelt sich um einen Regierungsentwurf, nicht um geltendes Recht — das parlamentarische Verfahren beginnt im September 2026. Was der Gesetzentwurf für Kapitaldienst, Erlösmodellierung und Bankfähigkeit konkret bedeuten würde, analysiert der Beitrag dazu, was das EEG 2027 für die Projektfinanzierung bedeutet.

Wie unterscheiden sich Photovoltaik, Wind, Speicher und Wasserstoff?

Die vier Technologien unterscheiden sich weniger in der Finanzierungsmechanik als in der Belastbarkeit ihrer Erlösseite.

• Photovoltaik-Freifläche: technisch ausgereift, geringes Betriebsrisiko, aber stark fallende Capture Rates durch die Gleichzeitigkeit der Erzeugung. Nach der Kostenstudie des Fraunhofer ISE (Ausgabe Juli 2024, weiterhin die aktuellste Fassung) lagen die Stromgestehungskosten in Süddeutschland bei 4,1 bis 5,0 und in Norddeutschland bei 5,7 bis 6,9 Cent je Kilowattstunde, bei Investitionskosten von 700 bis 900 Euro je Kilowatt. Die Besonderheiten der Freiflächenfinanzierung — von der Flächensicherung über den Netzanschluss bis zur Erlösstruktur aus EEG-Zuschlag oder PPA — erläutert ein eigener Leitfaden dazu, wie ein Solarpark finanziert wird.
• Wind an Land: höhere Investitionskosten von 1.300 bis 1.900 Euro je Kilowatt und Stromgestehungskosten von 4,3 bis 9,2 Cent je Kilowattstunde, dafür ein deutlich günstigeres Erzeugungsprofil. Das Genehmigungsrisiko liegt vollständig vor der Ausschreibung.
• Batteriespeicher: keine Einspeisevergütung, dafür Erlöse aus Arbitrage, Regelleistung und Tolling. Der Hebel liegt in der Erlösvertragsquote — Kreditgeber verlangen bei großen deutschen Projekten einen erheblichen Anteil vertraglich gesicherter Einnahmen. Die Finanzierungsmöglichkeiten für Batteriespeicher-Projekte in Deutschland behandelt ein eigener Leitfaden.
• Wasserstoff: die schwierigste Kategorie. Nach Angaben der Deutschen Energie-Agentur waren im April 2026 von rund 5,5 Gigawatt bis 2030 geplanter Elektrolysekapazität nur etwa 2,1 Gigawatt finanziell abgesichert. Es fehlen etablierte Abnahmemärkte und damit die Grundlage jeder Cashflow-Prognose.

Für Speicherprojekte hat sich der Zielkonflikt zwischen Bankfähigkeit und Renditechance besonders klar herausgebildet — der Vergleich, ob Tolling oder Merchant die BESS-Finanzierung trägt, arbeitet das im Detail heraus.

Wann lohnt sich eine Portfolio- statt einer Einzelprojektfinanzierung?

Sobald mehrere Projekte parallel entwickelt werden, ist die Einzelfinanzierung je Projektgesellschaft der teuerste Weg.

Der deutsche Markt zeigt dafür inzwischen ausdifferenzierte Strukturen. ENERPARC sicherte sich im März 2025 von der LBBW ein Paket über 266 Millionen Euro — 216 Millionen Euro Projektfinanzierungsrahmen zuzüglich einer revolvierenden Linie von 50 Millionen Euro — für eine Pipeline von 400 Megawattpeak, mit Laufzeiten bis zu 24 Jahren und ausdrücklich gemischten Erlösquellen aus EEG und PPA. Im März 2026 folgte ein Paket über bis zu einer Milliarde Euro mit einem Projektfinanzierungsrahmen von 425 Millionen Euro, erweiterbar auf 500 Millionen Euro, in den Projekte über 36 Monate nach Baureife sukzessive nachbelegt werden können.

Eine zweite Variante ist die revolvierende Baufinanzierung mit Ablösung bei Inbetriebnahme: Eine Kreditlinie finanziert mehrere Projekte parallel, bei Fertigstellung geht das Asset an einen Investor, und dessen Schlusszahlung tilgt den Baukredit und macht die Linie wieder verfügbar. Auch die Unitranche wird als Brückeninstrument genutzt — Berenberg stellte ABO Energy im Oktober 2025 eine Unitranche-Finanzierung für elf deutsche Windparks bereit.

Welche Förderkredite lassen sich einbinden?

Förderkapital ist der günstigste Baustein im Kapitalstapel — unterliegt aber einer beihilferechtlichen Einschränkung, die viele Projekte übersehen.

Das KfW-Programm 270 „Erneuerbare Energien – Standard“ finanziert bis zu 150 Millionen Euro je Vorhaben und bis zu 100 Prozent der förderfähigen Kosten, mit Laufzeiten von zwei bis 30 Jahren und bis zu fünf tilgungsfreien Anlaufjahren. Förderfähig sind Photovoltaik, Windkraft, Biomasse, Geothermie, Wasserkraft bis 20 Megawatt, Batteriespeicher und Power-to-X. Entscheidend ist dabei eine Einschränkung im Merkblatt: Nimmt eine Anlage eine Förderung nach dem EEG oder dem KWKG in Anspruch, darf sie nur mit einem KfW-Kredit ohne staatliche Beihilfen finanziert werden — der Kredit bleibt also möglich, aber ohne Zinsverbilligung. Wer beides plant, muss die Struktur von Anfang an darauf auslegen.

Ergänzend stehen Landesförderbanken und europäische Instrumente zur Verfügung. Die Europäische Investitionsbank stellte der DKB bereits 2024 einen Rahmenkredit über 100 Millionen Euro bereit, mit dem gezielt kleinere Projekte bis 50 Millionen Euro Investitionskosten finanziert werden. Bei Landesprogrammen gilt dieselbe Beihilfelogik: Projekte mit EEG-Einspeisevergütung erhalten nur beihilfefreie Konditionen.

Welche Rolle spielen Mezzanine und Junior Debt?

Nachrangiges Fremdkapital schließt die Lücke zwischen dem, was die Senior-Bank finanziert, und dem, was das Projekt kostet — ohne dass der Entwickler Anteile abgeben muss.

Der Markt dafür ist in Deutschland deutlich aktiver geworden. ENERPARC erhielt im Juni 2025 eine Mezzanine-Finanzierung über rund 100 Millionen Euro in Form eines Nachrangdarlehens von SICORE Real Assets für ein Solarportfolio von rund 800 Megawattpeak. Im März 2026 folgte eine Junior-Tranche über 500 Millionen Euro von EIG, Schroders Capital und der Eiffel Investment Group als Eigenkapitalersatz für Projekte in Deutschland, Frankreich und Spanien, parallel zur Senior-Finanzierung der LBBW. Auch im Speicherbereich ist Junior Debt angekommen: Berenberg finanzierte im April 2025 ein Batteriespeicherprojekt in Alfeld mit 137,5 Megawatt und 308 Megawattstunden nachrangig zur Senior-Tranche.

Strukturell liegt Mezzanine typischerweise auf Holdingebene. Jones Day beschreibt die Konsequenz klar: Holdco-Kreditgeber stehen in der Regel hinter den Gläubigern der Projektgesellschaften und haben normalerweise keinen erstrangigen Zugriff auf die Projektaktiva oder die Projekt-Cashflows. Ihre Kreditqualität hängt an den Regeln über die Cash-Bewegung — Ausschüttungssperren, Covenant-Lock-ups und Change-of-Control-Klauseln in den Projektfinanzierungsdokumenten. Die sieben wichtigsten Private-Debt-Strukturen von Senior über Unitranche bis PIK sind in einem eigenen Leitfaden im Detail beschrieben.

Hier liegt der Ansatz eines strukturierenden Finanzierungshauses. DICAMA AG zählt zu den führenden Häusern für alternative Finanzierungen im Small- und Mid-Cap-Segment der D-A-CH-Region, ist Capital Market Partner der Deutschen Börse sowie Capital Market Coach der Wiener Börse und hat nach eigenen Angaben über 5,1 Milliarden Euro in mehr als 720 Mandaten strukturiert. Entscheidend ist dabei die Rolle: DICAMA ist Partner der Banken, nicht deren Wettbewerber. Eine Senior-Finanzierung wird nicht ersetzt, sondern durch weitere Bausteine vervollständigt, bis die Gesamtstruktur trägt. Als Arrangeur beschafft DICAMA Nachrangdarlehen, Schuldscheindarlehen, langlaufende Darlehen aus Versicherungsmitteln, Bridgeloans und Kapitalmarktbausteine von weitgehend allen maßgeblichen Investoren — die Mischung aus klassischer und alternativer Finanzierung ist heute state of the art. Wo eine Struktur nicht in ein Standardraster passt, beginnt das Feld der komplexen Finanzierungen, die Standardbanken ablehnen.

Markus Dietrich, Vorstandsvorsitzender der DICAMA AG, ordnet das so ein: „Eine Finanzierung muss dem Bedarf unseres Mandanten entsprechen und nicht dem des Kapitalgebers. Bei Energieprojekten heißt das: Wir denken die Erlösseite und die Kapitalstruktur zusammen, statt eine der beiden als gegeben hinzunehmen.“ Die Unterstützung regenerativer Energien ist für das Haus dabei kein Nebenschauplatz, sondern ein Meilenstein der eigenen Unternehmensgeschichte.

Wer stellt das Kapital — und wo liegen die Engpässe?

Kapital ist vorhanden, es fließt nur häufig nicht nach Deutschland — und wo es fließen will, blockiert der Netzanschluss.

Auf der Bankenseite sind mehrere Häuser etabliert; DKB, NORD/LB, DZ BANK, Commerzbank, HypoVereinsbank und UmweltBank betreiben eigene Teams für Erneuerbaren-Projektfinanzierung. Ihre Mindestlosgrößen und Anforderungen unterscheiden sich allerdings erheblich, weshalb die Auswahl des richtigen Kapitalgebers oft über die Konditionen entscheidet. Welche Zinsen, Margen und Gebühren dabei anfallen und wovon sie abhängen, schlüsselt der Beitrag dazu auf, was die Projektfinanzierung für Wind, Solar und Speicher kostet.

Auf der institutionellen Seite zeigt der Infrastruktur-Report des Bundesverbands Alternative Investments ein aufschlussreiches Bild. Erneuerbare Energien sind mit einer Beteiligungsquote von 77,5 Prozent der dominierende Infrastruktursektor. Zugleich allokieren jedoch 80,8 Prozent der befragten deutschen Investoren ihr Infrastrukturkapital überwiegend im Ausland — ein umgekehrter Home Bias, als dessen Gründe zu wenige investierbare Projekte, komplexe Verfahren und im internationalen Vergleich unattraktive Risiko-Rendite-Profile genannt werden. Für deutsche Projekte heißt das: Das Kapital ist da, aber es muss aktiv adressiert werden — genau das ist die Aufgabe eines Arrangeurs mit belastbaren Investorenbeziehungen.

Der harte Engpass ist derzeit der Netzanschluss. Im dritten Quartal 2025 lagen bei den vier Übertragungsnetzbetreibern 717 Netzanschlussanfragen mit rund 270 Gigawatt vor, davon allein 545 Anfragen mit 211 Gigawatt für Batteriespeicher — bei einem prognostizierten tatsächlichen Bedarf von 41 bis 94 Gigawatt im Jahr 2037. Seit dem 1. April 2026 ersetzt in allen vier Regelzonen ein Reifegradverfahren das Prinzip „first come, first served“. Priorisiert wird unter anderem nach Flächensicherung, Genehmigungsstand, technischer Auslegung, Netzdienlichkeit und der finanziellen Leistungsfähigkeit des Antragstellers. Eine belastbare Finanzierungsstruktur ist damit erstmals nicht nur Voraussetzung für den Bau, sondern bereits für den Netzanschluss selbst.

Fazit

Projektfinanzierung für erneuerbare Energien folgt einer einfachen Grundfrage in immer neuen Varianten: Woraus wird der Kredit bedient? Zwanzig Jahre lang lautete die Antwort „aus einer gesetzlich garantierten Vergütung“. Diese Antwort trägt nicht mehr überall — bei Wind an Land betrug der EEG-Finanzierungsbedarf 2026 nur noch 645 Millionen Euro.

Damit verschiebt sich die Arbeit nach vorne. Erlösmodell, Vertragsstruktur und Kapitalstapel müssen gemeinsam entwickelt werden, nicht nacheinander. Wer die Entwicklungsphase, den Merchant-Anteil und die Nachrangschicht erst dann adressiert, wenn die Senior-Finanzierung ausgereizt ist, verliert Zeit und Verhandlungsposition. Wer sie von Anfang an mitdenkt, kann Projekte realisieren, die auf dem Standardweg nicht darstellbar wären.

DICAMA AG strukturiert und beschafft Finanzierungen für Erneuerbaren-Projekte und -Portfolios über das gesamte Kapitalspektrum — von der Entwicklungsphase bis zur Refinanzierung, als Ergänzung zur Bankfinanzierung oder als Gesamtkonzept. Sprechen Sie uns an für eine Finanzierungsstruktur zu Ihrem Energieprojekt.

Quellen

• Umweltbundesamt / AGEE-Stat: Erneuerbare Energien in Deutschland 2025 (März 2026)
• Bundesnetzagentur: Ausbau der erneuerbaren Energien 2025 (08.01.2026)
• Bundesnetzagentur: Ausschreibungsverfahren Wind an Land — Fristen und Sicherheiten nach §§ 36e, 36i EEG, Pönalen nach § 55 Absatz 1 EEG (abgerufen 06.09.2026)
• Bundesnetzagentur: Ergebnisse der Ausschreibung Wind an Land, Gebotstermin 01.05.2026 (25.06.2026)
• Übertragungsnetzbetreiber: EEG-Finanzierungsbedarf 2026 nach § 4 EnFG (24.10.2025)
• Jones Day: Project Finance, Holdco Finance and NAV Facilities in Energy (Juli 2026)
• Fachagentur Wind und Solar / Deutsche WindGuard: Status des Windenergieausbaus an Land in Deutschland, 1. Halbjahr 2026 (23.07.2026)
• Commerzbank: Projektfinanzierung Erneuerbare Energien – Mindestvolumina (abgerufen 06.09.2026)
• HypoVereinsbank: Projektfinanzierung Erneuerbare Energien (abgerufen 06.09.2026)
• UmweltBank: Finanzierungsbedingungen für Windkraftprojekte (abgerufen 06.09.2026)
• UmweltBank: Finanzierungsbedingungen für PPA-Projekte (abgerufen 06.09.2026)
• DNotI: Übertragbarkeit beschränkter persönlicher Dienstbarkeiten für EE-Anlagen, § 1092 Abs. 3 BGB n. F. seit 17.10.2024 (Art. 229 § 69 EGBGB)
• GÖRG: Kein gesetzliches Schriftformgebot mehr – Textform nach § 550 BGB seit 01.01.2025 (05.03.2025)
• Rödl & Partner: EEG 2027 – Offizieller Referentenentwurf passiert Bundeskabinett (19.08.2026)
• Energiekontor AG: Financial Close für drei weitere Windparkprojekte (November 2025)
• Harmony Energy: Development-Financing-Fazilität von Navigator Energy Debt Finance (13.04.2026)
• pv magazine Deutschland: ENERPARC sichert sich 266 Millionen Euro an Finanzierungen (12.03.2025)
• SICORE Real Assets: Nachrangfinanzierung für drei Solarparkportfolios von ENERPARC (18.06.2025)
• Berenberg: Junior-Debt-Finanzierung für das Batteriespeicherprojekt Alfeld (28.04.2025)
• UmweltBank: Finanzierungsbedingungen für PV-Freiflächenanlagen (abgerufen 01.08.2026)
• GLS Bank: Wie viel Eigenkapital ist bei der Finanzierung von Energie-Projekten erforderlich? (abgerufen 01.08.2026)
• KfW: Merkblatt Erneuerbare Energien – Programm 270 „Standard“ (Stand Mai 2025)
• TransnetBW und Übertragungsnetzbetreiber: Einführung des Reifegradverfahrens beim Netzanschluss (05.02.2026)
• Bundesverband Alternative Investments: Infrastruktur-Report Deutschland 2025 (Mai 2025)
• Fraunhofer ISE: Stromgestehungskosten Erneuerbare Energien (Juli 2024)
• Timmo Seebo: Technical Due Diligence – Bewertung von Leistung und Ertrag, 32. Windenergietage (06.11.2024)
• Deutsche Energie-Agentur (dena): Elektrolysekapazitäten in Deutschland (Datenstand April 2026)
• pv magazine Deutschland: ENERPARC sichert sich Finanzierungspaket über eine Milliarde Euro (12.03.2026)
• Berenberg: Unitranche-Finanzierung für ein deutsches Windpark-Portfolio von ABO Energy (16.10.2025)
• Europäische Investitionsbank: EIB und DKB finanzieren kleinere Erneuerbaren-Projekte (2024)
• pv magazine Deutschland: Kabinett beschließt Entwürfe zu EEG 2027 und Netzpaket (29.07.2026)

Dieser Artikel dient ausschließlich der allgemeinen Information und stellt keine Anlageberatung oder Finanzierungsempfehlung dar. Die DICAMA AG übernimmt keine Haftung für die Vollständigkeit oder Aktualität der dargestellten Informationen. Für individuelle Finanzierungsentscheidungen konsultieren Sie bitte einen qualifizierten Berater.