Vom Installationswettlauf zum Systemwettlauf: Ausblick auf erneuerbare Energien 2026 und die Wettbewerbsherausforderung für die britische Industrie

Nachdem erneuerbare Energien Anfang 2025 erstmals Kohle überholt und sich zur weltweit größten Stromquelle entwickelt hatten, liegt der Fokus des Branchenwettbewerbs nicht mehr auf dem Tempo des Kapazitätszubaus, sondern darauf, ob das System diese Strommengen aufnehmen kann, ob Kapital planbare Renditen erzielen kann und ob die heimische Wertschöpfungskette in dieser Umbruchphase einen Platz einnehmen kann.

In der Themenrunde von Financier Worldwide zu Energie- und Versorgungsunternehmen im Januar 2026 bilden die Einschätzungen aus rechtlicher und transaktionaler Sicht von Seyda Duman (Milbank), Adam McWilliams (Quinn Emanuel Urquhart & Sullivan UK LLP) und Oly Moir (Slaughter and May) genau einen Beobachtungsrahmen, der für Forscher der britischen Industriepolitik nutzbar ist.

I. Das Klimanarrativ ebbt ab, das Sicherheitsnarrativ rückt auf

McWilliams liefert eine Einschätzung mit erheblicher politischer Bedeutung: Die globale Konstellation der erneuerbaren Energien verschiebt sich von „Klima zuerst“ hin zu einer „sicherheitsgetriebenen Ökonomie“. China, Europa und die USA stellen neben den langfristigen Zielen für 2050 zunehmend Lieferkettenresilienz und industrielle Wettbewerbsfähigkeit auf dieselbe Stufe.

Hintergrund ist eine stark konzentrierte Fertigungs- und Verarbeitungskapazität – China hält über 80 % der globalen Photovoltaikfertigung, etwa 75 % der Batteriefertigung und 95 % bis 97 % der Verarbeitung seltener Erden. McWilliams weist darauf hin, dass diese strukturelle Abhängigkeit zunehmend zum Objekt wird, das die Politik anderer Volkswirtschaften zu „lösen“ versucht. Für Großbritannien bedeutet dies, dass die Energiewende nicht länger eine Angelegenheit des Umweltressorts ist, sondern zur Kernagenda des Industriressorts wird: Photovoltaikmodule, Batteriezellen und Verarbeitungskapazitäten für kritische Mineralien sind zu einer industriellen Kapazitätsfrage derselben Kategorie wie Luftfahrt und Verteidigung geworden.

Eine in derselben Diskussion wiederholt auftauchende Einschätzung lautet: Die Dekarbonisierung als „Energiesicherheit“ neu zu rahmen, ist politisch belastbarer als eine bloße Klimaargumentation. McWilliams zufolge ist der EU-Green Deal, der Windkraft zugleich als Klimaoption und strategische Industrie positioniert, genau der Ausdruck dieser Logik – die europäische Windkraft stützt derzeit rund 300.000 Arbeitsplätze und soll bis 2027 zur größten Stromquelle Europas werden.

II. Die Nachfrageseite wandelt sich zuerst: KI und Elektrifizierung verändern die Lastkurve

Moir weist darauf hin, dass die globale Stromnachfrage bereits schneller wächst als die gesamte Energienachfrage, angetrieben von KI-Anwendungen, Elektromobilität und Kühlsystemen, während der Kapazitätszubau fast vollständig von erneuerbaren Energien getragen wird.

McWilliams ergänzte einen noch eindrücklicheren Größenvergleich: Branchenprognosen zufolge könnte der Stromverbrauch von Rechenzentren bis 2030 den gesamten Stromverbrauch Japans übersteigen; zugleich haben Netzengpässe bereits dazu geführt, dass etwa 20 % neuer Projekte verzögert wurden.Für das britische Industriesystem bedeutet die Kombination dieser beiden Informationen: Die Machbarkeit der Elektrifizierung des verarbeitenden Gewerbes hängt zunehmend von Strompreisen und Wartezeiten beim Netzanschluss ab – und nicht von der installierten Gesamtleistung erneuerbarer Energien. Wenn Rechenzentren, Projekte der fortgeschrittenen Fertigung und Wasserstoffanlagen in derselben Netzanschluss-Warteschlange um Anschlusskapazität konkurrieren, wird das räumliche Standortproblem der Industriestrategie zu einer Frage von Netzsteuerung und Investitionsreihenfolge.

III. Der eigentliche Engpass: Stromnetz, Speicherung und Flexibilität

Moir nennt Netzbeschränkungen den entscheidenden Engpass für den Ausbau erneuerbarer Energien: Die Anschlusswarteschlange übersteigt die verfügbare Kapazität bei Weitem, und es bedarf umfangreicher Übertragungsnetzausbauten. Der dritte strukturelle Trend ist Flexibilität – nach dem steigenden Anteil intermittierender Erzeugung braucht das System Anlagen, die das Netz stabilisieren können: Kurz- und Langzeitspeicher (Batterien, Wasserstoff, Pumpspeicher), Kernkraft (einschließlich kleiner modularer Reaktoren), regelbare kohlenstoffarme Erzeugung sowie Gaskraftwerke mit CO2-Abscheidung und -Speicherung.

Viertens: die Preisgestaltung durch politische Instrumente. Länder wie das Vereinigte Königreich senken über Differenzverträge (CfD), Kapazitätsmärkte und das Modell der „regulierten Vermögensbasis“ (RAB) die Kapitalkosten und stabilisieren die Verbraucherpreise. Moir erwähnt insbesondere, dass Langzeitspeicherung (LDES) zunehmend politische Unterstützung erhält: Das Vereinigte Königreich nutzt einen „Cap-and-Floor“-Mechanismus, Italien senkt mit MACSE-Auktionen das Schuldenrisiko und stärkt die Finanzierbarkeit von Projekten.

Auch die Kostenkurve der Speicherung selbst setzt die Erwartungen der Branche neu. McWilliams weist darauf hin, dass die globale Batterienachfrage in einer Woche des Jahres 2024 bereits die Gesamtnachfrage eines ganzen Jahres vor zehn Jahren übertraf und erstmals 1 TWh erreichte; China kontrolliert über 75 % der Batteriezellenfertigung und erzielt durch vertikale Integration und Skaleneffekte Kostenvorteile. Lithium-Ionen-Batterien sind trotz Schwankungen bei den Rohstoffen insgesamt weiterhin günstiger. Bei den Technologiepfaden führt die EU bei der Flüssigluft-Energiespeicherung; Pumpspeicher stellen 46 GW installierte Kapazität in der EU bereit, während Natrium-Ionen-, Redox-Flow- und Feststoffbatterien zur Risikostreuung dienen. Auf politischer Ebene bieten der Inflation Reduction Act der USA, die EU-Batterieverordnung und das britische Energiegesetz eine gewisse Planungssicherheit hinsichtlich Recyclinganforderungen und Fertigungsanreizen.

Duman ergänzt aus operativer Sicht: Betreiber von Energiespeichern haben bereits begonnen, Wettermuster, historische Daten und Marktpreise mit KI zu analysieren; ihre Prognosegenauigkeit ist im Vergleich zu traditionellen Methoden um etwa 25 % höher, sodass sie bei niedrigen Strompreisen genauer laden und bei Hochpreisphasen entladen und dadurch den Arbitragespielraum vergrößern.

Die zentrale Einschätzung hier ist: Energiespeicherung wandelt sich von einer Nischenrolle bei Systemdienstleistungen zu einer Kernkomponente der Systeminfrastruktur. Für das Vereinigte Königreich bilden finanzierbare Speicheranlagen, Ertragsmechanismen für Langzeitspeicher und Fertigungskapazitäten für Netzausrüstung einen Industriekorridor, der sowohl der Energiesicherheit dient als auch Exportpotenzial besitzt.

IV. Politische Glaubwürdigkeit ist KapitalkostenMoirs Einschätzung ist ziemlich direkt: Investoren wollen Planungssicherheit, stabile Politik und Transparenz; politische Risiken wie Wahlen dämpfen Investitionen häufig. Die Unsicherheit rund um den Inflation Reduction Act hat das Investorenvertrauen in den USA bereits erschüttert und Kapitalzuflüsse verzögert. Im Vergleich dazu haben Europa und das Vereinigte Königreich durch CfD, Kapazitätsmärkte sowie das RAB-Modell für CO2-Transport und -Speicherung und neue Kernkraftwerke Glaubwürdigkeit aufgebaut – diese Mechanismen sind genau darauf ausgelegt, Finanzierungskosten durch vorhersehbare Cashflows zu senken. Das britische Clean Power 2030 und die gezielte Unterstützung für Langzeitspeicher gelten als Stärkung langfristiger Zusagen.

Die von McWilliams vorgelegten US-Daten verdeutlichen die Größenordnung der Politik: Der IRA soll bis 2032 mehr als 1 Billion US-Dollar an Investitionen mobilisieren; die neu installierte Photovoltaik-Kapazität liegt etwa 40 % bis 50 % über den Erwartungen vor Verabschiedung des IRA, und etwa drei Viertel der Investitionen in saubere Energie fließen in Landkreise mit einem Einkommen unterhalb des Medianeinkommens. Dieses Muster kehrt die langjährige regionale Investitionsungleichheit um, und dies fällt zeitlich mit dem Ziel der COP30-„Baku-Belém-Roadmap“ zusammen, bis 2035 jährlich 1,3 Billionen US-Dollar an Klimafinanzierung bereitzustellen.

Doch Duman gibt einen notwendigen Hinweis: Investoren begegnen politischen Rahmenwerken inzwischen vorsichtiger, weil Politik aufgrund von Regierungswechseln oder veränderten politischen Winden zurückgenommen werden kann und in der Branche auch Fehlinvestitionen verursachen kann.

Dieser Punkt birgt im heutigen Großbritannien reale Spannungen. In derselben Diskussion wurde ausdrücklich darauf hingewiesen, dass die britische Regierung ein Konsultationsdokument zur Anpassung oder Aussetzung des Inflationsanpassungsindex (inflation escalator index) bei Gutschriften für erneuerbare Energien veröffentlicht hat; und die Ablehnung von Offshore-Windprojekten durch die US-Bundesregierung stellt ebenfalls ein Belastungssignal dar. Das langfristig wichtigste institutionelle Gut Großbritanniens ist genau das, was Moir hervorhebt: „Stabilität, Einfachheit und glaubwürdige Umsetzung“. Jede Feinjustierung von Mechanismen, die von kurzfristigem Druck auf die Energierechnungen ausgeht, muss unter der Prämisse erfolgen, dass die langfristigen Kapitalkosten nicht beeinträchtigt werden; andernfalls könnten eingesparte Subventionen durch höhere Finanzierungskosten aufgehoben werden.

V. Grüner Wasserstoff: Vom technologischen Optimismus zum Koordinationsdilemma

Moirs Einschätzung zu grünem Wasserstoff ist eher zurückhaltend: Grüner Wasserstoff befindet sich in einer frühen Phase des Einsatzes; seine kurzfristige Rolle konzentriert sich auf schwer elektrifizierbare Branchen – industrielle Wärmeversorgung, Raffinerien, Chemie und nachhaltige Flugkraftstoffe –, allerdings unter der Voraussetzung sinkender Kosten. Wichtiger noch: Der vor einigen Jahren entstandene Hype um grünen Wasserstoff hat sich abgekühlt; viele Projekte wurden verschoben oder gestrichen, darunter nicht wenige, die großzügige staatliche Subventionen erhalten hatten, und einige Akteure haben sich ganz aus dem Markt zurückgezogen.

Neben der Wirtschaftlichkeit gibt es zwei zentrale Herausforderungen: das Fehlen eines Abnahmemarkts (Offtake) und das Fehlen einer Infrastruktur für Transport und Speicherung im großen Maßstab. Mit anderen Worten: Im Markt fehlt es an einer Gruppe großer, bonitätsstarker Käufer, die bereit sind, langfristige Verträge zu unterzeichnen und substanzielle potenzielle Haftungsverpflichtungen zu übernehmen.Für einen auf Industrieclustern basierenden Dekarbonisierungspfad bedeutet dies, dass das zentrale Hindernis für grünen Wasserstoff nicht die Elektrolysetechnologie ist, sondern die Ausgestaltung der Finanzierbarkeit auf der Nachfrageseite: langfristige Abnahmeverträge, Mechanismen zur Investitionsrückgewinnung für gemeinsam genutzte Infrastruktur und Vertragsstrukturen zur Risikoteilung auf Projektebene sind die Variablen, die entscheiden, ob grüner Wasserstoff von der Demonstration zur Skalierung gelangen kann.

Sechs. Drei Einschätzungen

Erstens, Energiepolitik und Industriepolitik sind zu einem einzigen Politikfeld verschmolzen. Wenn Photovoltaik, Batterien und Seltene-Erden-Verarbeitung stark konzentriert sind, ist Dekarbonisierung ein Lieferkettenproblem; ein Lieferkettenproblem ist ein industriepolitisches Problem.

Zweitens verlagert sich der Maßstab für Wettbewerbsfähigkeit von den „Stromgestehungskosten“ zu „Systemkosten + Kapitalkosten“. Wer schneller die Netzanschlusswarteschlangen abbaut, früher einen Erlösmechanismus für Langzeitspeicher etabliert und Finanzierungskosten wirksamer senkt, kann die physischen Vorteile erneuerbarer Energien in einen industriellen Strompreisvorteil umwandeln.

Drittens ist die Vorhersehbarkeit der Politik selbst ein industrielles Gut. Der Wert von CfD, Kapazitätsmärkten, RAB und Cap-and-Floor-Mechanismen liegt nicht in der Höhe der Subventionen, sondern darin, dass sie politische Zusagen in bepreisbare Cashflows übersetzen.

Ein Satz von McWilliams kann als der prägnanteste Hinweis für Großbritanniens nächste fünf Jahre dienen: Länder, die ihre heimischen Lieferketten vertiefen, kritische Mineralien sichern und den gesellschaftlichen Wandel wirksam steuern können, werden in der zweiten Hälfte der 2020er Jahre überproportionales Investitions- und Ausbauwachstum erzielen.

Weiterhin zu beobachtende Variablen

• ob die Reform des Netzanschlusses und Investitionen in Übertragungsnetze die Warteschlangen bis 2026 bis 2027 tatsächlich verkürzen können;
• die Ausgestaltungsdetails des Cap-and-Floor-Mechanismus für Langzeitspeicher in Großbritannien und die Finanzierungsperformance der ersten Projekte;
• die politische Ausrichtung des Inflationsanpassungsindex für Erneuerbare-Energien-Gutschriften und seine Auswirkungen auf die Finanzierungskosten von CfD;
• ob langfristige Abnahmeverträge für grünen Wasserstoff und gemeinsam genutzte Transport- und Speicherinfrastruktur ein replizierbares Geschäftsmodell bilden können;
• die Kapazitätsallokation von KI-getriebenem Strombedarf und industrieller Elektrifizierung im selben Netz.