Module austauschen beim Repowering: Wann lohnt sich der große Schritt?

Was § 38b Abs. 2 EEG für den Modultausch regelt

Die gesetzliche Grundlage des PV-Repowerings ist § 38b Abs. 2 EEG. Die Vorschrift fingiert, dass Solaranlagen, die Anlagen am selben Standort ersetzen, als zum Inbetriebnahmezeitpunkt der ersetzten Anlagen in Betrieb genommen gelten. Maßgeblich ist die dargestellte Fassung, die seit dem 15.05.2024 mit dem Solarpaket I gilt (beschlossenes geltendes Recht).

Für Sie heißt das: Die ersetzenden Module übernehmen Inbetriebnahmezeitpunkt, Vergütungshöhe und Restlaufzeit der alten Module. Diese Fiktion gilt aber ausdrücklich nur bis zur Höhe der vor der Ersetzung am Standort installierten Leistung. Die Clearingstelle EEG|KWKG bestätigt diese Auslegung (Stand verifiziert 09.04.2026). Wer also 30 kWp gegen 30 kWp moderner Module tauscht, behält den Alttarif für diese 30 kWp samt verbleibender Restlaufzeit.

Wird die Anlage zugleich erweitert, besteht für den über die ursprüngliche Leistung hinausgehenden Anteil kein Zahlungsanspruch nach der Altvergütung. Die Mehrleistung wird wie eine Neuanlage behandelt und erhält nur den aktuellen Tarif.

Der entscheidende Vorbehalt: Tausch ohne Defekt ist noch nicht anwendbar

Hier liegt der wichtigste rechtliche Stolperstein. Die Solarpaket-I-Neuregelung, die einen Modultausch bei Dachanlagen auch OHNE technischen Defekt, Beschädigung oder Diebstahl erlauben würde (§§ 38h Satz 2 und 48 Abs. 4 Satz 2 EEG), steht unter einem beihilferechtlichen Genehmigungsvorbehalt nach § 101 EEG. Bis zur Genehmigung durch die EU-Kommission kann sie NICHT angewendet werden.

Der Stand: Trotz intensiver Gespräche mit der EU-Kommission war (laut Berichtsstand Juli 2025) keine Einigung erzielt; bis zur Genehmigung gelten die bisherigen Regelungen weiter. Ein Zeitpunkt der Genehmigung ist nicht absehbar (Einordnung mit mittlerer Sicherheit).

Praktische Konsequenz für Ihre Planung: Solange diese EU-Genehmigung aussteht, ist der volle Vergütungserhalt nur dann gesichert, wenn der Tausch wegen eines Defekts, einer Beschädigung oder eines Diebstahls erfolgt. Ein rein wirtschaftlich motivierter Tausch intakter Module zum Effizienzgewinn fällt unter die noch nicht anwendbare Neuregelung. Diesen Unterschied sollten Sie vor jeder Investitionsentscheidung mit dem Netzbetreiber klären.

Effizienzsprung und Wirtschaftlichkeit – mit Vorsicht zu lesen

Der technische Treiber des Modultauschs ist der Wirkungsgradsprung. Module von etwa 2010 erreichten rund 14 Prozent Wirkungsgrad, moderne N-Type-Module (2026) liegen über 22 Prozent. Dadurch sind auf identischer Dachfläche bis zu 60 Prozent mehr kWp möglich; als praktische Ertragssteigerung wird ein Erfahrungswert von 25 bis 40 Prozent genannt.

Als Indikator für Handlungsbedarf gelten Degradationsraten: Normal sind etwa 0,5 Prozent pro Jahr, kritisch wird es bei über 1,0 Prozent pro Jahr oder einem Gesamtertrag von mehr als 15 Prozent unter Prognose (Erfahrungs- bzw. Richtwerte, niedrige Belegsicherheit).

Zur Wirtschaftlichkeit nennt der zugrunde liegende Leitfaden Richtwerte: LCOE alter Anlagen 10 bis 12 ct/kWh, nach Modernisierung 4 bis 6 ct/kWh, Amortisation des Repowerings in 7 bis 9 Jahren. Wichtig: Das sind Prognose- und Richtwerte, keine amtlichen Zahlen und keine Anlageberatung. Rechnen Sie mit Ihren eigenen Standortdaten.

Modulpreise 2026: Markttrend und Preistreiber

Die Modulpreise sind 2026 gestiegen – das verändert die Investitionsrechnung. Laut pvXchange-Modulpreisindex (Stand Mai 2026) lagen High-Efficiency-Module (über 23 Prozent Wirkungsgrad, TOPCon/HJT/xBC) bei rund 0,150 EUR/Wp gegenüber etwa 0,115 EUR/Wp im Januar 2026; Standardmodule rangieren bei etwa 0,08 bis 0,14 EUR/Wp. Das sind schwankende Marktpreise, keine amtlichen Werte.

Im März 2026 zogen Low-Cost-Module um 8,3 Prozent im Monat an, die übrigen Klassen um 3,4 bis 4,3 Prozent; seit Jahresbeginn 2026 ergibt das einen kumulierten Anstieg von 14 bis 18 Prozent je Modulklasse (Markttrend, schwankend).

Als Hauptpreistreiber gelten der Wegfall der chinesischen Mehrwertsteuer-Exporterstattung für Module, Zellen, Wafer und Wechselrichter (vom China-Finanzministerium am 08.01.2026 angekündigt, Wirkung ca. 01.04.2026) sowie höhere Logistikkosten durch die Umfahrung des Nahost-Krisengebiets. Für schlüsselfertige Anlagen wird ein Aufschlag von rund 10 Prozent erwartet. Da Preise schwanken, prüfen Sie aktuelle Angebote vor dem Einkauf.

Die strategische Alternative: freie Fläche neu belegen

Statt nur intakte Module zu tauschen, lässt sich die durch effizientere Module freigewordene Dachfläche mit einer NEUEN Solaranlage belegen. Diese neue Anlage erhält ihrerseits die aktuelle Einspeisevergütung für 20 Jahre plus Inbetriebnahmejahr (Hinweis im Umfeld Verbraucherzentrale/Solarpaket I). Alttarif und Neutarif laufen dann parallel: Die Altanlage behält ihren Resttarif bis zum Ende der ursprünglichen Laufzeit, die neue Fläche bringt den aktuellen Tarif.

Für die Dimensionierung der Mehrleistung gilt: Die feste EEG-Einspeisevergütung greift nur bis 100 kW installierter Leistung; größere Gewerbeanlagen laufen über Ausschreibungen bzw. die Marktprämie. Die aktuellen Sätze (Februar bis Juli 2026, Bundesnetzagentur) liegen bei Volleinspeisung bei 12,34 bis 12,35 ct/kWh (bis 10 kWp) und bei Teileinspeisung bei 7,78 bis 7,79 ct/kWh (bis 10 kWp); in höheren Leistungsklassen bis 100 kWp bei 10,35 ct/kWh Volleinspeisung bzw. 5,50 bis 6,73 ct/kWh Teileinspeisung.

Die Degression beträgt 1 Prozent je Halbjahr, die nächste Absenkung ist zum 01.08.2026 vorgesehen. Projektionen nennen ab dann etwa 7,71 ct/kWh (Teileinspeisung) bzw. 12,23 ct/kWh (Volleinspeisung) bis 10 kWp – das ist eine Prognose, nicht amtlich; die offizielle Veröffentlichung erfolgt kurz vor dem Stichtag durch die BNetzA. Nicht vergessen: Änderungen müssen binnen vier Wochen im Marktstammdatenregister (MaStR) gemeldet werden, zusätzlich ist die Meldung an den Verteilnetzbetreiber verpflichtend.