Der Nettogewinn von Three Gorges Energy innerhalb eines halben Jahres ist um mehr als 70 % gefallen. Die Stromerzeugung von Unternehmen wie Longyuan Power und SDIC Power geht kontinuierlich zurück. Die Branche der neuen Energieerzeugung erlebt einen doppelten Rückgang bei Menge und Preis.

Im ersten Halbjahr 2026 schrumpfte die Rentabilität der gesamten Branche der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien, und drei Belastungen rekonstruierten die Logik.

Energy Vision stellt fest, dass Three Gorges Energy am 14. Juli seine Halbjahresgewinnprognose für 2026 veröffentlichte und einen Nettogewinn von 1,045 Milliarden Yuan bis 1,295 Milliarden Yuan voraussagte, der den Aktionären des börsennotierten Unternehmens zuzurechnen ist – ein Rückgang von 66 % bis 73 % im Vergleich zum Vorjahreszeitraum.

Im Vorjahreszeitraum lag diese Zahl bei 3,815 Milliarden Yuan. Das Unternehmen nannte drei Gründe: Rückgang der Wind- und Sonnenressourcen im Vergleich zum Vorjahr, Änderungen der Absorptionssituation in einigen Regionen, die dazu führten, dass die Netzeinspeisemenge hinter den Erwartungen zurückblieb, sowie ein gestiegener Anteil marktorientierter Transaktionen und schwankende Transaktionspreise, die den durchschnittlichen Netzeinspeisetarif senkten.

Bei der Auswertung der Betriebsdaten anderer börsennotierter Energieunternehmen im gleichen Zeitraum zeigt sich, dass die Branche der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien einen allgemeinen Rentabilitätsrückgang erlebt: Die drei Belastungen auf Ressourcen-, Absorptions- und Tarifseite nehmen stetig zu, und die „Mengen-Preis-Logik“, auf der die Branche basiert, wird systematisch neu gestaltet.

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Ressourcendivergenz

Schwache Wind- und Sonnenressourcen, ungleichmäßige Wasserzufuhr – die Natur wird zur größten Unbekannten

Three Gorges Energy führt den Rückgang der Wind- und Sonnenressourcen als ersten Grund für die Gewinnveränderung an.

Im ersten Halbjahr 2026 belief sich die gesamte erzeugte Strommenge des Unternehmens auf 39,521 Milliarden Kilowattstunden, was einem Anstieg von nur 0,53 % im Vergleich zum Vorjahreszeitraum entspricht. Davon entfielen 24,262 Milliarden Kilowattstunden auf Windenergie – ein Rückgang von 3,19 % im Jahresvergleich – und 14,894 Milliarden Kilowattstunden auf Solarenergie, was einem Anstieg von 7,07 % entspricht.

Der leichte Anstieg der Gesamtstromerzeugung wurde hauptsächlich von Solarenergie getragen, aber Windenergie, die einen größeren Anteil an der Stromerzeugung des Unternehmens ausmacht, verzeichnete einen deutlichen Rückgang.

Dies ist kein Problem, das nur Three Gorges Energy betrifft.

Der führende Windenergieanbieter Longyuan Power erzeugte im ersten Halbjahr 2026 insgesamt 38,78 Millionen Megawattstunden Strom – ein Rückgang von 2,19 % im Jahresvergleich, wobei die Windenergie um 6,67 % zurückging. Im Juni allein erzeugte Longyuan Power 5,35 Millionen Megawattstunden Strom, 7,48 % weniger als im Vorjahr, und der Rückgang der Windenergieerzeugung betrug 9,73 %.

Die Bank of America Securities prognostiziert, dass der Halbjahresnettogewinn von Longyuan Power bei etwa 3,2 Milliarden Yuan liegen wird, mit einem Rückgang von 12 % im zweiten Quartal im Jahresvergleich, und stellt fest, dass „der Abwärtstrend der Rentabilität aufgrund von Tarifen und Nutzungsstunden noch nicht beendet ist“.

Auf der anderen Seite der Ressourcenseite steht die Wasserkraft.

Berichten zufolge erzeugte Yangtze Power im ersten Halbjahr 2026 mit sechs inländischen Kaskadenkraftwerken insgesamt etwa 132,744 Milliarden Kilowattstunden Strom – ein Anstieg von 4,81 % im Jahresvergleich.

Dieser Anstieg beruht jedoch hauptsächlich auf einer um 28,74 % höheren Wasserzufuhr im Drei-Schluchten-Stausee, während die Stromerzeugung der vier Kraftwerke Wudongde, Baihetan, Xiluodu und Xiangjiaba im Vergleich zum Vorjahr jeweils zurückging. Im Wudongde-Stausee lag die Wasserzufuhr um 16,94 % unter dem Durchschnitt.

Das bedeutet, dass verschiedene Kraftwerke desselben Unternehmens aufgrund unterschiedlicher Wasserzufuhr völlig entgegengesetzte Trends bei der Stromerzeugung aufweisen. Im ersten Quartal sank die netzgeführte Strommenge der Wasserkraft von SDIC Power um 7,84 % im Jahresvergleich, und der Rückgang bei Yalong River Hydropower betrug sogar 9,95 % – der unmittelbare Grund war die unterdurchschnittliche Wasserzufuhr in den jeweiligen Einzugsgebieten.

Nationale Daten bestätigen diesen Trend. Von Januar bis Mai belief sich die durchschnittliche kumulierte Nutzungsdauer der nationalen Stromerzeugungsanlagen auf 1155 Stunden, 95 Stunden weniger als im Vorjahreszeitraum. Die Nutzungsstunden der Windenergie gingen im Jahresvergleich deutlich zurück, und obwohl die Nutzungsstunden der Solarenergie im Mai von einem negativen zu einem positiven Wert wechselten, liegen sie insgesamt noch auf einem niedrigen Niveau.

Ein gemeinsamer Bericht des Global Energy Interconnection Development and Cooperation Organization und des Chinesischen Meteorologischen Dienstes prognostiziert, dass die durchschnittlichen nutzbaren Stromerzeugungsstunden der chinesischen Windenergie im Jahr 2026 um fast 10 % sinken werden im Vergleich zu 2025.

Für die Branche ist der „Groß-/Kleines-Jahr“-Effekt bei Wind- und Sonnenressourcen normal, aber wenn extreme Wetterereignisse zur Normalität werden, wird die Annahme der „mehrjährigen Durchschnittswerte“, auf der die Ertragsberechnungen für Projekte mit erneuerbaren Energien basieren, gebrochen.

Es besteht eine hohe Wahrscheinlichkeit, dass sich im Sommer und Herbst 2026 ein El-Niño-Ereignis mit mittlerer oder höherer Intensität entwickelt, und die Unsicherheit der Ressourcen im zweiten Halbjahr hält an.

Für Stromerzeugungsunternehmen, die stark von natürlichen Ressourcen abhängig sind, wird die Ressourcenschwankung von einem gelegentlichen Schock zu einem systematischen Risiko.

02

Belastung bei der Absorption

Strom wird erzeugt, kann aber nicht transportiert werden

Schwieriger als „nicht erzeugen zu können“ ist „erzeugten Strom nicht transportieren zu können“. Three Gorges Energy erwähnte in seiner Ankündigung ausdrücklich „Veränderungen der Absorptionssituation in einigen Regionen, sodass die Netzeinspeisemenge hinter den Erwartungen zurückblieb“. Dies bezieht sich auf die wiederkehrende Verschwendung von Wind- und Solarstrom.

Im ersten Halbjahr 2025 lag die nationale Verschwendungsrate von Windstrom bei 5,7 % und von Solarstrom bei 6,6 % – fast das Doppelte im Vergleich zum Vorjahreszeitraum 2024. Im Jahr 2026 hat sich die Situation nicht verbessert. Von Januar bis Februar sank die nationale Nutzungsrate von Windenergie um 2,3 Prozentpunkte und die von Solarenergie um 3,1 Prozentpunkte im Jahresvergleich. In einigen Regionen liegt die Verschwendungsrate bereits bei fast 10 %.

Xinyi Energy veröffentlichte kürzlich eine Ankündigung, in der es einen Rückgang des Nettogewinns im ersten Halbjahr um 25 % bis 35 % im Vergleich zum Vorjahr prognostiziert – der Grund sind genau die „Verluste durch Strombegrenzungen aufgrund begrenzter Absorptionskapazitäten in mehreren Provinzen des chinesischen Festlands“.

Die Wurzel des Problems liegt in der starken Diskrepanz zwischen dem Wachstum der installierten Kapazitäten und der Absorptionskapazität des Stromnetzes. Bis Ende Mai 2026 überschritt die gesamte kumulierte installierte Stromerzeugungskapazität in China 4 Milliarden Kilowatt, davon entfielen 1,26 Milliarden Kilowatt auf Solarenergie – ein Anstieg von 16,3 % im Jahresvergleich – und 660 Millionen Kilowatt auf Windenergie, was einem Anstieg von 17,0 % entspricht. Zwischen der rasanten Expansion der installierten Kapazitäten und dem Tempo der Verbesserung des Stromnetzbaus und der Spitzenlastregelungskapazitäten entsteht eine immer größere Lücke.

Energy Vision ist der Ansicht, dass Unternehmen für Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien in einem strukturellen Widerspruch gefangen sind: Ohne Wachstum der installierten Kapazitäten lässt sich kein Größeneffekt erzielen; bei fortgesetztem Wachstum der installierten Kapazitäten steigt der Absorptionsdruck stetig an. Die Verbesserung der Absorptionskapazität hängt von vielen Faktoren ab, wie Investitionen in das Stromnetz, Speicherkonfigurationen und provinzübergreifende Steuerung – dies lässt sich nicht über Nacht lösen. Dass die gesamte erzeugte Strommenge von Three Gorges Energy im ersten Halbjahr nur um 0,53 % stieg, weit unter dem Wachstumstempo der installierten Kapazitäten, zeigt bereits die praktischen Folgen dieses Widerspruchs.

03

Fallende Stromtarife

Die marktorientierte Reform treibt erneuerbare Energien in einen Preiswettbewerb

Noch verborgener und langanhaltender als der Mengenrückgang ist der Preisverfall. Der dritte von Three Gorges Energy genannte Grund – „gestiegener Anteil marktorientierter Transaktionen bei der netzgeführten Strommenge und schwankende Transaktionspreise“ – bezieht sich genau auf den Tarifdruck, der sich nach dem vollständigen Markteintritt der erneuerbaren Energien ergibt.

Im Jahr 2025 veröffentlichten die Nationale Entwicklungs- und Reformkommission und die Nationale Energieverwaltung gemeinsam die „Mitteilung zur Vertiefung der marktorientierten Reform der Netzeinspeisetarife für erneuerbare Energien zur Förderung einer qualitativ hochwertigen Entwicklung erneuerbarer Energien“ (Dokument Nr. 136), die klar festlegt, dass die gesamte netzgeführte Strommenge von Projekten mit erneuerbaren Energien im Prinzip in den Strommarkt eintritt. Zuvor wurden etwa 85 % des Stroms aus erneuerbaren Energien zum Referenztarif für Kohleverstromung mit Preisgarantie erworben, der Rest nahm an Markttransaktionen teil. Nach dem vollständigen Markteintritt ändert sich die Logik der Preisbildung vollständig.

Die Marktpreise sind nicht optimistisch. Von Januar bis Februar 2026 lagen die durchschnittlichen Tarife für den vom nationalen Stromnetz übernommenen Strom bei 0,362 Yuan/Kilowattstunde bzw. 0,360 Yuan/Kilowattstunde – ein Rückgang von 0,043 Yuan bzw. 0,035 Yuan im Jahresvergleich, wobei sich der Rückgang im Vergleich zum Vorjahreszeitraum 2025 deutlich vergrößerte. Zur Mittagszeit, wenn Solarenergie stark erzeugt wird, treten in einigen Provinzen sogar Tarife nahe Null oder negative Tarife auf. Bei Solarprojekten in Ningxia fiel der wettbewerbsorientierte Mechanismuspreis bis auf 0,18 Yuan/Kilowattstunde, in Xinjiang bis auf 0,15 Yuan/Kilowattstunde – beide Werte liegen unter den Lebenszykluskosten.

Die Daten aus dem Prospekt von China Resources New Energy liefern einen anschaulicheren Vergleich: Von 2023 bis 2025 sank der durchschnittliche Netzeinspeisetarif für Windenergie von 0,45 Yuan/Kilowattstunde auf 0,35 Yuan/Kilowattstunde, und der für Solarenergie von 0,37 Yuan/Kilowattstunde auf 0,28 Yuan/Kilowattstunde. Die installierte Kapazität wuchs um 64 %, aber der Gewinn sank um 26 % – der Unterschied wurde vollständig von den sinkenden Stromtarifen aufgezehrt.

Für Unternehmen der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien ist der Schock durch fallende Stromtarife strukturell, nicht zyklisch. Wenn das „Treibhaus“ mit Mengen- und Preisgarantie abgebaut wird, müssen sich die Unternehmen einer harten Realität stellen: Obwohl die Grenzkosten der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien nahe Null liegen, sind die Fixinvestitionen enorm. Sobald der Stromtarif einen bestimmten Schwellenwert unterschreitet, wird der Gewinn um ein Vielfaches zusammengedrückt. Derzeit basieren die Kostenstruktur, die Investitionsentscheidungslogik und sogar die Finanzierungsmodelle der Branche größtenteils auf den relativ stabilen Tariferwartungen der Vergangenheit – diese Erwartungen werden gerade vom Markt zerschlagen.

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Branchen-Divergenz

Der relative Vorteil der Wasserkraft und die systematischen Schwierigkeiten der erneuerbaren Energien

Ein branchenweiter Vergleich zeigt das vollständige Bild des Problems. Bei gleichen Ressourcenschwankungen erzielte Yangtze Power im ersten Halbjahr einen Anstieg der Stromerzeugung um 4,81 %, Three Gorges Energy nur 0,53 %, und Longyuan Power verzeichnete einen Rückgang von 2,19 %.

Obwohl es sich alle um Energieunternehmen handelt, entwickeln sich die Gewinne deutlich auseinander.

Der Vorteil der Wasserkraft liegt in der höheren Vorhersehbarkeit der Ressourcen, der höheren Priorität bei der Absorption und dem geringeren Einfluss der Marktorientierung auf die Tarife.

Yangtze Power verzeichnete im ersten Quartal einen Nettogewinn von 6,761 Milliarden Yuan, der den Aktionären zuzurechnen ist – ein Anstieg von 30,5 % im Jahresvergleich. Der Nettogewinn von SDIC Power im ersten Quartal belief sich auf 2,118 Milliarden Yuan, was einem Anstieg von 1,91 % im Jahresvergleich entspricht. Trotz der insgesamt schwachen Wasserzufuhr bei der Wasserkraft erzielten Yangtze und SDIC beide Unternehmen weiterhin ein positives Wachstum.

Im Vergleich dazu liegt der Gewinnrückgang von Three Gorges Energy weit über dem Rückgang der Stromerzeugung – dies deutet darauf hin, dass die Schädlichkeit fallender Stromtarife weitaus größer ist als der Rückgang der Strommenge selbst.

Diese Divergenz zeigt, dass das bisherige Wachstumsmodell der Branche der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien, das auf der Expansion der installierten Kapazitäten beruhte, eindeutig nicht mehr funktioniert. Wenn Ressourcen, Absorption und Tarife gleichzeitig belastet werden, kann die bloße Verfolgung der Größe der installierten Kapazitäten nicht mehr in Gewinnwachstum umgewandelt werden. Die Branche muss die grundlegende Logik ihres Geschäftsmodells neu bewerten.

Diese Gewinnprognose von Three Gorges Energy ist keine betriebliche Schwankung eines einzelnen Unternehmens. Sie ist ein Beleg dafür, dass die gesamte Branche der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien von der „Phase der Politikvorteile“ in die „Phase der marktorientierten Schmerzen“ eintritt.

Die durch die Erderwärmung verursachte Häufung extremer Wetterereignisse ist ein langfristiger Trend, kein gelegentliches Ereignis. Die installierten Kapazitäten für erneuerbare Energien wachsen weiterhin rasant, sodass der Absorptionsdruck nur weiter zunehmen wird. Marktorientierte Transaktionen machen die Stromtarife den Schwankungen von