Interview: ENSOOL-CEO über KMU-Dächer als Europas nächstes Solar-Asset

Europas Solarboom tritt in eine schwierigere Phase ein.

Nach Jahren schnellen Wachstums haben die neuen Solarzubauten in der EU nachgelassen, was einen Markt offenlegt, in dem billiges Kapital, großzügige Subventionen und hohe Strompreise nicht mehr alles regeln können.

Für Sandro Gonzalez, CEO von ENSOOL, ist dieser Wandel kein Warnsignal für Investoren, sondern ein Test der Fähigkeit zur Umsetzung.

In einem Interview mit Invezz argumentiert Gonzalez, dass die nächste Phase der Energie­wende in Europa weniger von Schlagzeilen zu Kapazitätszielen geprägt sein wird, als von der Fähigkeit, Tausende kleinerer Anlagen zu finanzieren, zu standardisieren und zu verwalten.

ENSOOL setzt darauf, dass KMU‑Dächer und gewerbliche Standorte, lange als fragmentiert und schwer zu finanzieren angesehen, bei richtiger Aggregation zu einer infrastrukturtauglichen Assetklasse für institutionelle Investoren werden können.

Das Ziel ist ehrgeizig: Aufbau einer dezentralen Solarplattform, die ein YieldCo im Volumen von 500 Mio. € bis 1 Mrd. € tragen kann.

Sandro Gonzalez, CEO von ENSOOL

Auszüge:

Invezz: Der Zubau von Solar in der EU hat sich verlangsamt, Branchendaten deuten auf den ersten jährlichen Rückgang neuer
Zubauten seit fast einem Jahrzehnt hin. Warum ist das ein guter Zeitpunkt, eine dezentrale Solarplattform aufzubauen, statt für Investoren eine Pause zu rechtfertigen?

Sandro Gonzalez: Ich würde sagen, der Rückgang bei den EU‑Solarzubauten sollte nicht als Nachfrageproblem verstanden werden.

Europa hat im vergangenen Jahr immer noch rund 65 GW neu installiert, und die Gesamtkapazität liegt nun über 400 GW.

Der Markt geht vielmehr in eine Phase über, in der die Ausführung wichtiger ist als das Momentum. Die erste Welle ließ sich leichter finanzieren, weil die Strompreise hoch und die Subventionen stärker waren.

Heute ist der Markt anders: Netzanschlüsse dauern länger, und die Anreize werden reduziert. Das Problem ist nicht fehlende Nachfrage, sondern dass die Umsetzung schwieriger geworden ist.

Für mich wird das Argument für dezentrale Solaranlagen in diesem Umfeld klarer. Wenn das Wachstum nachlässt, zeigt sich, wo der Markt ins Stocken gerät – nicht bei der Nachfrage, sondern bei der Lieferung.

Unternehmen wollen weiterhin günstigeren, saubereren Strom und mehr Kontrolle über ihre Energiekosten. Die Herausforderung ist, dass kleinere Standorte zu fragmentiert bleiben, was Finanzierung und Asset‑Management erschwert.

Europa verfügt derzeit über rund 406 GW installierter Solarleistung und muss bis 2030 näher an 750 GW
herankommen.

Diese Lücke wird nicht allein durch Utility‑Scale‑Projekte geschlossen.

In dem heute langsameren Wachstumsumfeld wird noch deutlicher, warum eine professionelle dezentrale Plattform für Dachanlagen und gewerbliche/industrielle Standorte (C&I) unerlässlich ist: Sie löst direkt die realen Engpässe bei Finanzierung, Standardisierung und Asset‑Management.

Invezz: Institutionelles Kapital fühlt sich bei Utility‑Scale‑Projekten nach wie vor wohler. KMU‑Dächer gelten als fragmentiert, betrieblich aufwendig und schwer zu finanzieren. Wie verwandeln Sie diesen Ruf der Komplexität in einen strukturellen Vorteil?

Einzelne KMU‑Dächer erscheinen für institutionelles Kapital zu klein und betrieblich zu aufwendig.

Sobald Sie Hunderte oder Tausende unter identischen Standards, einheitlichen Daten und einem einzigen Betriebsmodell zusammenfassen, werden sie zu einer wirklich skalierbaren Assetklasse.

Diese Komplexität selbst wird zum Burggraben, da Utility‑Scale zwar leichter zu verstehen, aber deutlich stärker umkämpft ist.

Dezentrale Solarprojekte sind anspruchsvoller, weil die Standorte kleiner und fragmentierter sind, was Finanzierung und Asset‑Management erschwert.

Das Ergebnis ist ein Wettbewerbsvorteil für die Unternehmen, die in einem Markt, in dem die meisten anderen scheitern, gut umsetzen können.

Invezz: Tausende kleine Dachinstallationen in ein Portfolio zu aggregieren sieht auf einer Folie sauber aus. Wie funktioniert das in der Praxis vor Ort, und was ist die erste Schwachstelle, die bei der Skalierung aufbricht?

Aggregation funktioniert nur, wenn das Portfolio aufgebaut ist, bevor die Module installiert werden. Der Fehler ist, Standorte zuerst zu akquirieren und sie später zu bereinigen.

Der erste Druckpunkt sind die Daten. Wenn Sie das Dach, das Lastprofil des Kunden und das Vertragsrisiko nicht im Vorfeld kennen, sieht das Portfolio auf dem Papier gut aus, ist in der Operation aber schwach.

Die Arbeit muss früher beginnen. Das bedeutet, schwache Standorte schnell abzulehnen, Verträge und Installationsanforderungen über alle Auftragnehmer hinweg zu standardisieren und nach Inbetriebnahme Live‑Leistungsdaten zu verfolgen.

Aggregation geht weniger ums Volumenjagen als um Disziplin. Ein Portfolio funktioniert nur, wenn jeder Vermögenswert denselben grundlegenden Test bestanden hat, bevor Kapital eingesetzt wird.

Der erste Druckpunkt ist immer die Datenqualität. Wenn Sie das Dach, das Lastprofil des Kunden und die Vertragsrisiken nicht im Vorfeld kennen, enden Sie mit Portfolios, die auf dem Papier gut aussehen, in der Praxis jedoch Probleme schaffen.

Deshalb lehnen wir schwache Standorte früh ab und erzwingen eine strikte Standardisierung von Verträgen und Installationsanforderungen bei allen Auftragnehmern.

Invezz: Ihr Modell hängt davon ab, dass KMU langfristige Power‑Purchase‑Agreements unterschreiben und über 15 bis 20 Jahre zuverlässige Abnehmer bleiben. Wie machen Sie einen kleinen Unternehmer mit einer solchen Verpflichtung vertraut, und wie unterlegen Sie das dahinterstehende Kreditrisiko?

Der Weg, ein KMU zu überzeugen, ist nicht, mit einem 20‑Jahres‑Vertrag zu beginnen. Man startet bei dem Problem, das sie tatsächlich haben.

Ihre Energiekosten sind schwerer vorhersehbar. Investitionsmittel sind knapp. Sie wollen kein weiteres Asset verwalten.

Sobald die Einsparungen klar sind, wird der Vertrag leichter verständlich. Sie kaufen kein Solarprojekt, sie kaufen günstigeren Strom mit weniger Betriebsaufwand.

Kreditprüfungen müssen vor Vertragsabschluss durchgeführt werden. Schwache Abnehmer, Standorte oder Verträge gelangen schlichtweg nicht in unser Portfolio.

Wir reduzieren Risiko durch rigorose Auswahl bei Eintritt und breite Diversifikation über Kunden hinweg, nicht durch das Aggregieren schlechter Bonitäten in der Hoffnung, dass das Problem verschwindet.

Invezz: Sie behalten EPC und Lieferung intern, statt auszulagern. Warum sollten Infrastrukturinvestoren das als Wettbewerbsvorteil und nicht als zusätzliches Ausführungsrisiko auf Ihrer Bilanz sehen?

EPC intern zu halten bedeutet mehr Verantwortung, aber gerade in der dezentralen Solarbranche entscheidet die Ausführung, wo die meisten Werte gewonnen oder verloren werden.

Wenn man alles auslagert, gibt man auch Standards, Zeitpläne und direktes Feedback von den Standorten ab.

Wenn dieses Wissen intern bleibt, verbessert jedes Projekt das nächste, die Kosten werden vorhersehbarer und die Portfolioqualität steigt messbar.

Wenn dieses Wissen im Unternehmen sitzt, verbessert jedes Projekt das nächste. Kosten werden planbarer, die Qualität lässt sich leichter steuern und das Portfolio wird mit weniger Überraschungen aufgebaut.

In einem Markt, der aus vielen kleinen Vermögenswerten besteht, ist Kontrolle entscheidend.

Invezz: Sie zielen auf ein Solar‑YieldCo im Volumen von 500 Mio. € bis 1 Mrd. €. Wann hört es auf, eine Plattform‑Vision zu sein und wird wirklich IPO‑reif? Ist es vertraglich gesicherte Megawatt, wiederkehrender Cashflow, Länderdifferenzierung oder etwas ganz Anderes?

IPO‑Reife wird nicht allein durch Megawatt bestimmt. Sie tritt ein, wenn Investoren klare Reproduzierbarkeit im Portfolio sehen: stabile Performance, vorhersehbare Cashflows und ein Betriebsmodell, das sich wirklich wie Infrastruktur verhält.

Erst dann wird die Plattform von einer Vision zur investierbaren Realität.

Vertraglich gesicherte Kapazität ist relevant, aber nur, wenn die Anlagen tatsächlich Leistung bringen – daran muss ein YieldCo gemessen werden, und das macht eine Plattform investierbar.

Ländervielfalt hilft, darf aber nicht kosmetisch sein.

Neue Märkte zu betreten, bevor das erste Portfolio stabil ist, erhöht nur das Risiko. Funktioniert das Modell, stärken neue Märkte die Cashflow‑Basis.

Invezz: Dezentrale Energie und institutionelles Kapital haben historisch unterschiedliche Sprachen gesprochen. Was ist das größte Missverständnis, das die Investment‑Community darüber hat, was ENSOOL tatsächlich aufbaut?

Das größte Missverständnis ist, dass ENSOOL einfach ein weiteres Solarunternehmen sei.

Wir bauen die Infrastrukturschicht, die Tausende kleiner, verstreuter Energieanlagen in etwas verwandelt, das von institutionellem Kapital finanziert werden kann.

Untersucht man sie einzeln, ist jedes KMU‑Dach zu klein.

Aggregiert unter der richtigen Struktur wird dezentrale Solarenergie genauso investierbar wie Utility‑Scale und möglicherweise robuster gegenüber Marktschwankungen.