Kosten-Nutzen-Rechnung beim PV-Repowering: was in die Kalkulation gehört

Die reinen Maßnahmenkosten – und warum sie nur der Anfang sind

Der Modulaustausch ist günstiger als ein kompletter Neubau. Marktübliche Schätzungen (Stand 2026, schwankend, keine amtlichen Zahlen) liegen beim Modul-Austausch bei rund 500–1.000 EUR/kWp, ein Wechselrichter-Tausch bei etwa 1.500–3.000 EUR je Gerät. Zum Vergleich kostet eine komplette Neu-PV ungefähr 1.200–1.800 EUR/kWp. Auf den ersten Blick spricht das für Repowering.

Der Vergleich verzerrt aber, wenn man die Alternative ausblendet: Freiflächen- und Gewerbeprojekte sind 2026 deutlich günstiger geworden. Solarpark-Investkosten liegen bei rund 600–1.000 EUR/kWp, bei Projekten über 10 MWp eher 600–900 EUR/kWp (pro Hektar etwa 800–1.200 kWp, ebenfalls Marktschätzung). Wer ein bestehendes Dach oder eine Fläche neu belegen statt repowern könnte, sollte den günstigeren Neubau-Maßstab heranziehen – nicht den alten Neubaupreis.

Die Maßnahmenkosten allein entscheiden also nicht. Die folgenden Blöcke – Vergütung, Entsorgung, Betrieb, Vermarktung – verschieben die Rechnung in beide Richtungen.

Vergütungserhalt: der eigentliche Hebel – mit offener Rechtsfrage

Der wirtschaftliche Kern des Repowerings ist nicht die Modulkosten-Ersparnis, sondern der Erhalt des alten Vergütungssatzes. Ersetzende Module übernehmen Inbetriebnahmedatum, Höhe und Dauer der Vergütung der ersetzten Module – es gibt also keinen Reset auf die niedrigeren aktuellen Sätze. Rechtsgrundlage sind §38h und §48 Abs. 4 S. 2 EEG 2023.

Die entscheidende Bedingung: Das gilt nur bis zur ursprünglich installierten Leistung. Jede Mehrleistung darüber hinaus erhält keinen Vergütungsanspruch zum Altsatz, sondern die aktuellen EEG-Sätze. Maßgeblich für den Datumserhalt ist die Inbetriebnahme-Definition nach §3 Nr. 30 EEG 2023 (Modul befestigt, Wechselrichter angeschlossen, erstmals Strom erzeugt).

Wichtig für die Kalkulation: Repowering ohne besonderen Grund steht weiter unter beihilferechtlichem Genehmigungsvorbehalt der EU-Kommission. Bis zur Freigabe gilt der EEG-Stand vom 15./16.05.2024 weiter. Unbestritten ist der Austausch nur bei technischem Defekt, Beschädigung oder Diebstahl. Der Freigabe-Zeitpunkt war zum Stand der Clearingstelle-Auskunft (April 2026) offen. Wer den Altsatz-Erhalt fest einkalkuliert, kalkuliert also auf einer rechtlich noch nicht abschließend gesicherten Grundlage.

Aktuelle Sätze und Vermarktungspflicht für den Mehrleistungs-Anteil

Für den Leistungsanteil oberhalb der Altanlage gelten die aktuellen, amtlichen EEG-Sätze der BNetzA. Bei Inbetriebnahme 01.02.2026–31.07.2026 (Gebäude/Lärmschutzwand): Teileinspeisung bis 10 kW 7,78 ct/kWh, bis 40 kW 6,73 ct/kWh, bis 100 kW 5,50 ct/kWh; Volleinspeisung bis 10 kW 12,34 ct/kWh, bis 100 kW 10,35 ct/kWh. Freiflächen-Festvergütung (sonstige Anlagen): 6,26 ct/kWh. Die Degression beträgt 1 % je Halbjahr (jeweils 01.02. und 01.08., §49 EEG 2023). Hinweis der BNetzA: Die aus dem Solarpaket I geplanten +1,5 ct/kWh sind beihilferechtlich noch nicht genehmigt und in diesen Werten nicht enthalten.

Ab 100 kW besteht Pflicht zur gefördeten Direktvermarktung (Marktprämienmodell §20 EEG, Veräußerungsformen §21b EEG). Der Mehrertrag muss am Spotmarkt vermarktet werden, nicht zur Festvergütung. Die im Solarspitzengesetz-Entwurf geplante Absenkung auf 25 kWp wurde in der Gesetzesfassung (BGBl. 2025) gestrichen. Einzuplanen ist eine Direktvermarkter-Provision von typisch 0,2–0,5 ct/kWh.

Der real erzielbare Erlös hängt am Marktwert Solar – und der war zuletzt niedrig: Jahresmarktwert 2025 4,508 ct/kWh (zweitniedrigster Wert seit 2012), Monatsspanne von 1,843 ct/kWh (Juni-Tief) bis 11,511 ct/kWh (Januar-Hoch). Q1 2026: Jan 11,019 / Feb 7,717 / März 5,455 ct/kWh. Der Profilfaktor (Marktwert Solar / Börsen-Baseload) fiel auf 0,505 – Solarstrom ist damit nur etwa halb so wertvoll wie der Börsendurchschnitt (2023 noch 0,84). Zum Einordnen: Day-Ahead-Baseload-Durchschnitt 2025 89,32 EUR/MWh (8,932 ct/kWh), +13,8 % gegenüber Vorjahr; EEX-Baseload-Futures 2026 quartalsweise rund 73–97 EUR/MWh (Markt-/Prognosedaten, schwankend).

Negative Preise und Smart-Meter-Pflicht: die übersehenen Risikoblöcke

Seit Inkrafttreten des Solarspitzengesetzes am 25.02.2025 erhalten EEG-geförderte Neuanlagen (ab 2 kWp) ab der ersten negativen Viertelstunde keine Einspeisevergütung mehr. Ausgeglichen wird über eine Verlängerung des Förderzeitraums (§51a EEG). Frühere Staffelungen waren milder: vom 01.01.2023 bis 24.02.2025 galt die 4-Stunden-Regel (Anlagen unter 400 kW ausgenommen), die zuvor mit dem EEG 2021 als 4-Stunden-Regel mit der Schwelle 500 kW eingeführt worden war; die 6-Stunden-Regel galt durchgehend vom EEG 2014 bis Ende 2022 (Anlagen unter 500 kW ausgenommen).

Das Risiko ist quantifizierbar: 2025 gab es 573 von 8.760 Stunden mit negativen Day-Ahead-Preisen (Rekord), 2024 waren es 457 von 8.784 Stunden. Für den Mehrleistungs-Anteil einer repowerten Anlage, der unter die neuen Regeln fällt, schlägt das direkt auf den Erlös durch.

Dazu kommt die oft übersehene Mess- und Steuerpflicht: Für Anlagen ab 25.02.2025 ist ein intelligentes Messsystem (iMSys) ab 2 kW Pflicht, die Steuerbarkeit ab 7 kW bzw. mit Speicher. Bei 2–100 kWp greift die Nullvergütung erst im Folgejahr nach iMSys-Installation. Bestandsanlagen können freiwillig wechseln und erhalten dann +0,6 ct/kWh Zuschlag auf den anzulegenden Wert (Voraussetzung: iMSys plus Steuerbox). Diese Hardware ist ein realer Folgekostenblock des Repowerings.

Betrieb, Demontage, Entsorgung – und der richtige Zeitpunkt

In jede Wirtschaftlichkeitsrechnung gehören die laufenden Kosten: jährlich etwa 1–2 % der Investsumme bzw. rund 15–25 EUR/kWp/Jahr für Wartung und Betrieb (Marktwerte, schwankend). Für größere Gewerbeanlagen (Beispiel über 150 kWp) gliedern sich diese in O&M rund 0,8 % der Investition, Versicherung 0,3–0,5 % (bzw. 80–200 EUR je 100 kWp), Reinigung 1.000–2.000 EUR alle 2–4 Jahre, Monitoring 200–500 EUR/Jahr. Dach- oder Flächenpacht liegt typisch bei 5–15 EUR/kWp/Jahr.

Demontage und Entsorgung der Altmodule werden häufig unterschätzt. Gewerbliche Entsorgung nach §19 ElektroG kostet etwa 180–210 EUR/Tonne (rund 4 EUR je 20-kg-Modul). Ein Komplett-Rückbau einer 5-kWp-Anlage liegt beispielhaft bei 200–530 EUR (Gerüst/Absturzsicherung 100–200 EUR, Demontage durch Elektriker 100–250 EUR, Transport 0–80 EUR). Hersteller-Rücknahme ist oft kostenfrei (Finanzierungspflicht), die Recyclingquote 2026 liegt bei mindestens 85 %, modern bis 95 %.

Zum Zeitpunkt: Repowering rechnet sich selten allein über Modulalter und Mehrertrag, weil die Degradation real geringer ausfällt als oft angenommen. Der jährliche Leistungsverlust liegt meist bei 0,3–0,5 % (Premium 0,15–0,25 %, ältere Module 0,5–0,8 %), zuzüglich 1–2 % initialer Degradation im ersten Jahr. 25 Jahre alte Module liefern teils noch rund 87 % Restleistung. Der wirtschaftlich optimale Zeitpunkt liegt meist in Jahr 15–20, gekoppelt an einen ohnehin fälligen Wechselrichter-Tausch (Studienlage u. a. BTU).