Degradation erkennen: Wann Ertragsverluste ein Repowering-Signal sind

Was als normale Alterung gilt – und was nicht

Moderne kristalline Module verlieren pro Jahr nur einen kleinen Teil ihrer Nennleistung. Als Richtwerte gelten rund 0,2–0,5 %/Jahr für hochwertige moderne Module und 0,6–0,8 %/Jahr für klassische Glas-Folie-Module; in Wirtschaftlichkeitsrechnungen wird häufig konservativ mit 0,5 %/Jahr geplant (Quelle: photovoltaik.info). Eine Fraunhofer-ISE-Feldstudie an 44 größeren PV-Dachanlagen kam sogar auf durchschnittlich nur etwa 0,15 %/Jahr Nennleistungsverlust – bei qualitätsgesicherten Anlagen ist der 0,5-%-Planwert also eher eine Obergrenze als die Realität (Quelle: enery.energy).

Von dieser kontinuierlichen Alterung zu trennen ist die lichtinduzierte Anfangsdegradation (LID): ein einmaliger Effekt von 1–2 % Leistungsverlust in den ersten Betriebstagen (materialabhängig). LID ist kein Defekt und kein Repowering-Signal, sondern in jeder seriösen Ertragsprognose bereits eingepreist.

Als Vergleichsmaßstab nach oben dient die Herstellergarantie: Üblich sind garantierte Restleistungen von mindestens 80–90 % nach 25–30 Jahren. Lineare Garantien definieren den maximalen Verlust pro Jahr – ein Beispiel aus den Quellen nennt Aiko mit garantierten 90,6 % Restleistung nach 25 Jahren, was 0,35 %/Jahr entspricht (Quelle: solar.red). Liegt Ihre gemessene Degradation innerhalb dieser Garantiekurve, handelt es sich um normale Alterung – kein Anlass für einen Tausch.

Ab welcher Abweichung Sie genauer hinschauen sollten

Ein objektives Maß zur Unterscheidung von Alterung und Störung ist die Performance Ratio (PR), berechnet nach IEC 61724. Einordnung: über 80 % gilt als exzellent, 70–80 % als Durchschnitt, unter 70 % als optimierungsbedürftig; moderne Anlagen liegen im Betrieb typisch bei 80–90 % (Quelle: photovoltaik.org). Fällt der PR-Wert zweistellig gegenüber der Inbetriebnahme, ist das ein Störungsindiz.

Erfahrungsbasierte Auffälligkeitsschwellen (keine Normwerte): Eine dauerhafte Abweichung von mehr als 10 % vom typischen Sollertrag sollte untersucht werden (Quelle: photovoltaik.org). Auf die Degradationsrate bezogen gilt ein Normalbereich von etwa 0,25–0,5 %/Jahr; mehr als 2 %/Jahr oder ein unerklärter Monatsverlust von 5 % und mehr deuten auf einen Defekt statt auf Alterung hin und sind ein klarer Untersuchungsanlass (Quelle: photovoltaik.info, Confidence mittel).

Wichtig: Diese Werte lösen eine Diagnose aus, keinen Modulkauf. Erst wenn die Ursache feststeht, lässt sich entscheiden, ob reparieren, reinigen oder repowern.

Erst die Ursache klären – nicht jeder Verlust kommt von den Modulen

Bevor ein Modultausch erwogen wird, sind die reversiblen und nicht-modulbedingten Ursachen auszuschließen:

- Verschmutzung: bis zu 10 % Minderertrag durch allgemeine Verschmutzung, in landwirtschaftlichen oder staubigen Gebieten bis zu 20 % (Quelle: photovoltaik.info). Reinigung statt Repowering. - Alternde Wechselrichter: 1–2 % Effizienzverlust bei älteren Geräten, typische Lebensdauer 10–15 Jahre (Quelle: photovoltaik.info). Ein Wechselrichtertausch ist meist deutlich günstiger als ein kompletter Modultausch. - PID (Potential-Induced Degradation): ein Sonderdefekt, keine normale Alterung; bis zu 30 % Leistungsverlust sind möglich (selten), teils irreversibel. Im Elektrolumineszenz-Bild (EL) zeigt sich eine gleichmäßige Verdunklung ganzer Zellen (Quelle: photovoltaik.info, Confidence mittel).

Für die Ursachenfindung existiert eine eigene Norm: DIN IEC/TS 62446-3 (VDE V 0126-23-3) regelt die thermografische PV-Inspektion; empfohlen wird eine IR-Kamera mit NETD ≤ 0,1 K, und DIN VDE 0105 empfiehlt eine thermografische Prüfung alle zwei Jahre (Quelle: solarthermografie.de, Confidence mittel). Eine Drohnen-/Thermografie-Inspektion kostet laut Praxiswert 2026 ab etwa 190–200 EUR inkl. MwSt. für eine kleine Dachanlage (~10 kWp) und spart gegenüber Gerüstarbeit bis zu 50 % Wartungskosten (Quelle: skyzr.com, schwankender Praxiswert, Stand 2026).

Wann sich Repowering rechnet

Ein Repowering wird zum Thema, wenn die Diagnose echte, dauerhafte Verluste an den Modulen bestätigt – nicht Schmutz oder Wechselrichter – und die Verluste die Garantiekurve verlassen haben. Der wirtschaftliche Hebel liegt darin, dass leistungsstärkere Module auf gleicher Fläche mehr Ertrag bringen: In der Praxis werden oft 25–40 % Ertragssteigerung auf derselben Dachfläche genannt (Quelle: eehd.gmbh, schwankender Praxiswert).

Kostenseite (Marktrichtwerte 2026, schwankend, keine amtlichen Zahlen, keine Anlageberatung): Repowering mit monokristallinen Qualitätsmodulen liegt unter 500 EUR/kWp, teils um 400 EUR/kWp; ein Freiflächen-Neubau allgemein bei 600–1.100 EUR/kWp (Quelle: milkthesun.com). Repowering ist damit in der Regel günstiger als ein vollständiger Neubau, weil Fläche, Unterkonstruktion und teils Infrastruktur erhalten bleiben.

Dieser Rechnung gegenüber stehen die aktuellen Vergütungssätze für neue Anlagen ab 1. Februar 2026 (Quelle: logicenergy.de): Dach-Teileinspeisung bis 10 kWp 7,78 ct/kWh, 10–40 kWp 6,73 ct/kWh, Volleinspeisung bis 10 kWp 12,34 ct/kWh, Freifläche bis 1.000 kWp 6,26 ct/kWh. Die nächste halbjährliche Degression um 1 % nach § 49 EEG 2023 erfolgt zum 1. August 2026 (Teileinspeisung bis 10 kWp projiziert auf ~7,71 ct/kWh, Quelle: logicenergy.de).

Die EEG-Rechtslage zum Modultausch – beschlossen, geplant, offen

Beschlossen: Beim Modultausch (Repowering) bleibt der alte Vergütungssatz für die Restlaufzeit erhalten. Die Ersatzmodule übernehmen Inbetriebnahmedatum sowie Höhe und Dauer der Vergütung der Ursprungsmodule – maximal bis zur bisherigen installierten Leistung. Geregelt ist das in § 48 Abs. 4 EEG 2023 (Gebäudeanlagen), § 38b Abs. 2 (Freifläche) und § 38h (Ausschreibung); die Regelungen gelten seit 16.05.2024 (Quelle: Clearingstelle EEG|KWKG).

Offener Vorbehalt: Die novellierten Repowering-Regelungen (§ 38h, § 48 Abs. 4 EEG 2023) stehen unter beihilferechtlichem Genehmigungsvorbehalt der EU-Kommission. Bis zur Genehmigung wird empfohlen, mit dem Repowering gegebenenfalls zu warten (Stand der Rechtsfrage-Prüfung 09.04.2026, Quelle: Clearingstelle EEG|KWKG). Diesen Punkt sollten Sie vor einer Investition individuell prüfen lassen.

Für ausgeförderte Ü20-Anlagen 2026 gilt die Anschlussvergütung (Jahresmarktwert Solar minus Vermarktungskosten): voraussichtlich rund 3,5–4,5 ct/kWh, Vermarktungskostenabzug 0,23 ct/kWh; der Jahresmarktwert wird erst im Januar 2027 final, Monatsmarktwerte Solar 2026 schwankten z. B. Januar 11,02 / Februar 7,72 / März 5,46 ct/kWh. Die Anschlussregelung wurde mit dem Solarpaket I bis Ende 2032 verlängert (Quelle: photovoltaikanbieter.com, schwankende Schätzung, Stand 2026).

Geplant, noch nicht beschlossen: Ein BMWE-Arbeitsentwurf vom 22. Januar 2026 sieht eine CfD-Reform 2027 vor – Abschaffung der festen Einspeisevergütung und eine CfD-Pflicht ab 100 kW, Geltung ab 17.07.2027 (EU-VO 2024/1747), mit Bestandsschutz für Inbetriebnahmen bis 31.12.2026 (Quelle: logicenergy.de, Confidence niedrig, reiner Entwurfsstand).