Commerz Real Blog vom 27.08.2026
Wer in erneuerbare Energien investiert, denkt meist an eine einfache Rechnung: Wind weht, Sonne scheint, Strom fließt, Geld kommt zurück. So funktioniert es in der Praxis jedoch nicht. Die Erträge im Portfolio von klimaVest stammen aus vier verschiedenen Quellen, und jede davon reagiert anders auf Strompreise, Wetter und Regulierung. Genau diese Diversifikation hat den Fonds durch ein Geschäftsjahr getragen, das von geopolitischen Unsicherheiten und einer Kehrtwende in der Zinspolitik geprägt war..
Wo klimaVest heute steht
Seit der Auflage am 28. Oktober 2020 öffnet der European Long Term Investment Fund (ELTIF) klimaVest Privatanleger:innen den Zugang zu Infrastruktur der Energiewende. Inzwischen haben mehr als 30.000 Anlegerinnen und Anleger investiert. Zum 30. Juni 2026 lag das Nettofondsvermögen bei nahezu 1,8 Milliarden Euro.1 Damit zählt klimaVest laut der Fund-Analysis-Einordnung von Scope zu den größten ELTIFs in Europa.2
Das Portfolio umfasst 43 Fondsinvestments an 42 Standorten in sechs Ländern: Deutschland, Finnland, Frankreich, Spanien, Irland und Schweden. 39 davon sind Bestandsinvestments, vier befinden sich in der Projektentwicklung. Für das am 31. August 2026 abgelaufene Geschäftsjahr 2025/2026 weist der Fonds eine Wertentwicklung von 3,0 Prozent für Anleger:innen aus.3 Am 16. Dezember 2025 haben wir rund 30 Millionen Euro für das Geschäftsjahr 2024/2025 ausgeschüttet, das entspricht 1,94 Euro je Anteil.1
Vielfalt als Grundlage für mehr Stabilität
Je unsicherer das Umfeld, desto wichtiger wird die Frage, woher die Erträge eigentlich kommen. Ein Portfolio, das seinen Strom ausschließlich am Spotmarkt verkauft, liefert seine Rendite den Energiepreisen aus. Ein Portfolio, das allein auf staatliche Vergütung setzt, hängt an politischen Entscheidungen. Für Stabilität in einem herausfordernden Marktumfeld sorgen unter anderem die geografische Streuung über verschiedene europäische Länder und der Technologiemix aus Wind, Solar und Netzinfrastruktur. Zusätzlich dazu kombinieren wir vier Erlösarten, die auf dieselben Marktbewegungen unterschiedlich reagieren:
- Staatliche Förderungen (17,8 Prozent): gesetzlich festgelegte Vergütungen in Deutschland und Frankreich über rund 20 Jahre.
- Power Purchase Agreements (31,8 Prozent): langfristige Stromlieferverträge mit großen Technologieunternehmen und Industriepartnern.
- Merchant-Stromverkauf (21,9 Prozent): Direktverkauf am Spotmarkt, die volatilste der vier Quellen.
- Regulierte Netzvergütung (28,5 Prozent): Erträge aus der Amprion-Beteiligung, die weder vom Wind noch von der Sonneneinstrahlung abhängen.
Stabilität entsteht dabei nicht allein aus der Streuung der Erträge, sondern auch aus der Finanzstruktur dahinter. Zum 28. Februar 2026 lag die Fremdfinanzierungsquote bei 25,6 Prozent und damit deutlich unter den zulässigen Grenzen. Die Bruttoliquiditätsquote blieb mit 19,3 Prozent im angestrebten Korridor von 10 bis 20 Prozent. Nur 8,2 Prozent des investierten Portfolios entfielen zu diesem Stichtag auf Projektentwicklungen.1 Der weit überwiegende Teil unserer Anlagen produziert also bereits Strom.
Marktumfeld: Strombedarf, Regulatorik, Zinsentwicklung
Die vergangenen Monate standen weiter unter dem Eindruck geopolitischer Konflikte – vom Persischen Golf bis zum anhaltenden russisch-ukrainischen Krieg –, die auf die weltweite Energieversorgung durchschlagen und zuletzt vor allem die Ölpreise nach oben getrieben haben. Das unterstreicht ein Argument für die Energiewende, das über den Klimaschutz hinausgeht: Wer erneuerbare Erzeugung im eigenen Wirtschaftsraum ausbaut, macht sich unabhängiger von fossilen Importen.
Der Strombedarf wächst, und zwar aus mehreren Richtungen gleichzeitig: Rechenzentren und KI-Kapazitäten expandieren rasch, Elektroautos und Wärmepumpen verbreiten sich weiter. Auf der Angebotsseite entfielen 2025 rund 57 Prozent der deutschen Bruttostromerzeugung auf erneuerbare Energieträger. Wind und Photovoltaik lieferten zusammen etwa 226 Milliarden Kilowattstunden und damit rund 44 Prozent des gesamten Bruttostroms.4
Das ist die gute Nachricht. Die andere Seite gehört genauso dazu: Je mehr wetterabhängige Erzeugung im Netz ist, desto stärker greifen Mechanismen wie Netzengpassmanagement und Mengenprognosen. Sie verlangen mehr von der Betriebsführung und machen das realisierbare Marktergebnis schwankungsanfälliger. Wir begegnen dem, indem wir den Merchant-Anteil bewusst begrenzen.
Regulatorisch hat sich einiges bewegt. Am 4. Dezember 2025 nahm der Bundestag ein Gesetz an, das Vorgaben der EU-Erneuerbare-Energien-Richtlinie RED III für Windenergie auf See und für Stromnetze in deutsches Recht überführt. Es führt Beschleunigungsflächen und Infrastrukturgebiete ein, in denen verschlankte Zulassungsverfahren gelten.5 Anfang Februar 2026 folgte das Standortfördergesetz, das private Investitionen in Infrastruktur erleichtern soll, unter anderem durch eine eindeutigere steuerliche Behandlung gewerblicher Erträge im Investmentsteuergesetz.6 Bereits im Dezember 2025 hatte die Bundesregierung einen Zuschuss von rund 6,5 Milliarden Euro zur Senkung der Übertragungsnetzentgelte für 2026 beschlossen.7
Bei den Zinsen hat sich die Richtung gedreht. Im Juni 2026 hob die Europäische Zentralbank den Einlagesatz wieder auf 2,25 Prozent an und reagierte damit auf gestiegene Inflationsrisiken.8 Der seit Sommer 2024 rückläufige Zinspfad ist damit vorerst unterbrochen. Für langfristige Infrastrukturprojekte heißt das: Finanzierungskosten und Renditeanforderungen bleiben auf erhöhtem Niveau. Bei klimaVest prüfen wir deshalb jedes neue Investment besonders sorgfältig und strukturieren die Finanzierung so, dass ein Projekt sich auch bei dauerhaft höheren Kapitalkosten trägt.
Was sich im Portfolio getan hat
Netzinfrastruktur als dritte Säule
Seit dem Frühjahr 2025 ist klimaVest indirekt mit rund 4,5 Prozent an Amprion beteiligt, einem der vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber.9 Im Dezember 2025 haben wir uns an einer weiteren Eigenkapitalerhöhung des Unternehmens beteiligt. Amprion betreibt ein rund 11.000 Kilometer langes Höchstspannungsnetz, das sich über mehrere Bundesländer von der Nordsee bis zu den Alpen erstreckt und ein Gebiet mit rund 29 Millionen Menschen erreicht.10
Photovoltaik-Park Amance fertiggestellt:
Im Dezember 2025 wurde die 42 Hektar große Anlage im Osten Frankreichs mit rund 47 MWp Nennleistung fristgerecht abgenommen. Wir hatten das baureife Projekt im Frühjahr 2025 von der BayWa r.e. France SAS erworben, die auch den Bau verantwortete und mindestens während der zweijährigen Gewährleistungsphase als technischer und kaufmännischer Betriebsführer eingebunden bleibt.11
Agri-PV-Park in Brandenburg eröffnet
Am 8. September 2026 ging das erste Agri-Photovoltaik-Projekt in unserem Portfolio offiziell in Betrieb. Mit rund 48 MWp12 ist es aktuell die größte Anlagen ihrer Art in Deutschland.13 Agri-PV verbindet landwirtschaftlichen Anbau und Stromerzeugung auf derselben Fläche, statt beides gegeneinander auszuspielen.
Weitere Projektentwicklungen
Beim spanischen PV-Park Castillejo mit rund 31 MWp haben wir die Bauplanung im ersten Quartal 2026 abgeschlossen, inzwischen errichten wir die Netzanschlussinfrastruktur. Die südschwedischen Projekte Wingfields und Gas Light mit zusammen 101 MWp haben mehr als die Hälfte der Bauarbeiten hinter sich und gehen voraussichtlich im ersten Quartal 2027 ans Netz.
Umstellung auf ELTIF 2.0
Zum 1. September 2026 hat klimaVest auf das neue ELTIF-2.0-Regime umgestellt. Die Umstellung läuft über zwei Anteilklassen mit Bestandsschutz für bereits erworbene Anteile. Was sich für Sie im Detail ändert, haben wir in einem eigenen Beitrag beschrieben. Den regulatorischen Hintergrund der Reform erklären wir ebenfalls an anderer Stelle. Unverändert bleiben Investmentansatz, Chancen-Risiko-Profil und Verwaltungsvergütung.
Fazit: Die Streuung trägt, das Umfeld bleibt anspruchsvoll
Das abgelaufene Geschäftsjahr hat gezeigt, wofür die Diversifikation da ist. Während geopolitische Spannungen die Energiepreise bewegten und die Europäische Zentralbank den Zinspfad umkehrte, blieb der weitaus größere Teil unserer Erträge an Vergütungen gebunden, die kurzfristige Ausschläge nicht mitmachen. Parallel dazu haben wir das Portfolio weiterentwickelt: Amance ging in Betrieb, der Agri-PV-Park in Brandenburg folgte, und mit der Amprion-Beteiligung hat sich Netzinfrastruktur als eigenständige Säule etabliert. Einfacher geworden ist das Umfeld damit nicht. Höhere Kapitalkosten und ein schwankungsanfälligeres Marktergebnis bleiben uns erhalten. Aus unserer Sicht sprechen sie eher dafür, die Diversifikation weiter auszubauen.
Ausblick auf das Geschäftsjahr 2026/2027
Die Volatilität am Markt dürfte uns erhalten bleiben, nicht zuletzt wegen der anhaltenden geopolitischen Spannungen. Angesichts der ausgewogenen Portfoliostruktur und der geplanten Investitionen strebt das Fondsmanagement für das am 1. September 2026 beginnende Geschäftsjahr 2026/2027 eine Zielrendite im Bereich von 3,0 Prozent p. a.14 an. Langfristig strebt das Fondsmanagement eine Zielrendite im Bereich von 4,5 Prozent p. a.15 an.
Inhaltlich liegt der Schwerpunkt auf der Weiterentwicklung des Portfolios und dabei auf drei Bewegungen:
- Die Solar-Projektentwicklungen in Deutschland und Schweden erhöhen den Photovoltaik-Anteil im Portfolio
- Die Netzinfrastruktur bauen wir als eigenständige Säule weiter aus
- Und wir prüfen Batteriespeicher als mögliche Ergänzung bestehender Wind- und Solarparks, weil sie die Stromversorgung stabilisieren und Preisschwankungen ausgleichen können
