Monitoring nachrüsten: Warum Repowering mit Daten beginnt

Was Standard-Monitoring übersieht

Ein Wechselrichter meldet einen Totalausfall zuverlässig. Den schleichenden Ertragsverlust eines einzelnen Strings oder Moduls meldet er nicht, weil kein Schwellwert überschritten wird und keine Störung auslöst. Genau hier entsteht der blinde Fleck.

Das Fraunhofer ISE hat ein Portfolio von rund 1,7 Gigawatt-peak installierter Leistung untersucht. Das Ergebnis: Rund 80 % der Anlagen weisen technische Mängel auf, die den Ertrag mindern. Solche graduellen Verluste bleiben oft jahrelang unentdeckt, eben weil sie keine Störungsmeldung erzeugen. Beim TÜV Rheinland wurde bei rund einem Drittel der inspizierten Anlagen ein Mangel als 'gravierend' eingestuft (Quelle mit niedriger Belegsicherheit, Stand der zitierten Auswertung).

Wie teuer das wird, zeigt eine Beispielrechnung – kein Durchschnittswert: Eine 10-kWp-Anlage mit 10.000 kWh Jahresertrag und einem unentdeckten Leistungsverlust von 8 % büßt rund 800 kWh pro Jahr ein. Bei 30 ct/kWh sind das etwa 240 Euro jährlich oder rund 5.000 Euro über 20 Jahre. Die Zahlen illustrieren die Größenordnung, sie sind nicht auf jede Anlage übertragbar.

Welche Kennzahlen die Diagnose tragen

Die zentrale Größe für eine Datendiagnose ist die Performance Ratio (PR). Gut geplante und installierte Anlagen erreichen einen PR-Korridor von 80 % bis 90 %. Unterschreitet eine Anlage dauerhaft und deutlich die 80-%-Marke, ist das ein klarer Hinweis auf ein technisches Problem – und damit ein Repowering-Kandidat.

Für die Bewertung braucht es Referenzwerte, gegen die man die Messdaten hält. Normale Alterung liegt für kristallines Silizium bei einem Median von rund 0,5 % Leistungsverlust pro Jahr (NREL/Jordan & Kurtz; der Mittelwert liegt mit etwa 0,8 % bis 0,9 % höher, moderne Module bei rund 0,5 % bis 0,7 %). Verschmutzung (Soiling) kann im Durchschnitt 3 % bis 5 % Ertragsverlust verursachen – ein Wert, der sich durch Reinigung beheben lässt und kein Modultausch-Argument ist. Erst wenn der gemessene Verlust über solche erklärbaren Effekte hinausgeht, deutet er auf strukturelle Defekte hin (die Soiling-Referenzwerte mit niedriger Belegsicherheit).

Granularität entscheidet über die Trefferquote: Module-Level Power Electronics (MLPE) können nach einer NREL-Messreihe unter Teilverschattung rund 25 % bis 35 % der Verschattungsverluste zurückgewinnen (Shade Mitigation Factor); das ist ein Verschattungs-Effekt, kein genereller Ertragsgewinn allein durch Monitoring. Unabhängig davon gilt: Eine feinere Auflösung bis auf Modulebene findet mehr Fehler als eine reine Anlagen- oder Wechselrichter-Überwachung – die Richtung ist plausibel, eine pauschale Prozentangabe für den Monitoring-Nutzen lässt sich daraus aber nicht ableiten.

Smart Meter, Steuerbox und der gesetzliche Rahmen

Das Solarspitzengesetz ist am 25. Februar 2025 in Kraft getreten. Anlagen, die vor diesem Datum installiert wurden, genießen Bestandsschutz hinsichtlich der bisherigen Vergütungs- und Technikregeln. Für Neuanlagen und für jeden, der ohnehin am Zählerpunkt arbeitet, gelten neue Pflichten, die sich gut mit einem Monitoring-Nachrüsten verbinden lassen.

Die Smart-Meter-Pflicht greift ab 7 kW installierter Nennleistung – unabhängig von der eingespeisten Menge oder einem Batteriespeicher. Neue PV-Anlagen dürfen seit Februar 2025 zunächst nur 60 % ihrer Leistung einspeisen, bis ein intelligentes Messsystem (iMSys) plus Steuerbox installiert und vom Netzbetreiber per Steuerbarkeitstest abgenommen ist; erst danach fällt die Begrenzung. Anlagen zwischen 25 kW und 100 kW (mit EEG-Vergütung oder Mieterstrom) müssen fernsteuerbar sein, sonst greift ebenfalls die 60-%-Grenze. Wer in die Direktvermarktung wechselt, ist davon ausgenommen, weil der Direktvermarkter die Steuerung vertraglich übernimmt.

Für den Rollout schreibt § 45 MsbG den grundzuständigen Messstellenbetreibern gestaffelte Pflichteinbauquoten vor: mindestens 20 % der Pflichteinbaufälle (Verbraucher zwischen 6.000 und 100.000 kWh/Jahr sowie steuerbare Verbrauchseinrichtungen nach § 14a EnWG) bis Ende 2025, mindestens 50 % bis Ende 2028 und mindestens 95 % bis Ende 2030. Die 20-%-Marke wurde zum Stichtag 31.12.2025 erreicht und sogar übertroffen: Im vierten Quartal 2025 lag der Stand bei rund 23,3 % der Pflichteinbaufälle. Dennoch verlief der Rollout uneinheitlich – am 27. März 2026 hat die Bundesnetzagentur ein erstes Bündel von 77 Verfahren gegen einzelne grundzuständige Messstellenbetreiber eingeleitet, die ihre Quote verfehlt oder den Rollout noch gar nicht begonnen haben; weitere Verfahren sollen folgen.

Repowering ohne Vergütungsverlust: die Stolpersteine

Daten zeigen, ob sich ein Modultausch lohnt – die Wirtschaftlichkeit hängt aber davon ab, dass dabei der alte EEG-Satz erhalten bleibt. Beim Modultausch bleibt der ursprüngliche Vergütungssatz bestehen, solange die installierte Gesamtleistung in kWp nicht steigt; die Maßnahme gilt dann als Instandhaltung. Erhöht sich die Leistung, gilt für den Zusatzanteil der aktuelle, niedrigere Satz. Maßgeblich ist die Anlagenidentität nach § 24 EEG.

Derselbe Paragraf ist auch die stille Falle: Bei Repowering oder Erweiterung am selben Standort werden räumlich nahe Anlagen (gleiches oder benachbartes Flurstück) bei Inbetriebnahme innerhalb von zwölf Kalendermonaten für die Vergütungshöhe wie eine Anlage zusammengefasst – mit der Folge geringerer Sätze. Wer den alten Satz konservieren will, plant die Inbetriebnahme-Termine entsprechend.

Formal ist der Tausch als Änderungsmeldung – nicht als Neuregistrierung – im Marktstammdatenregister (MaStR) der Bundesnetzagentur zu melden; zusätzlich ist der Netzbetreiber über den Tausch und die unveränderte Leistung zu informieren. Zur Einordnung der aktuellen Sätze (gültig 01.02.2026–31.07.2026, nächste Degression zum 1. August 2026): Teileinspeisung bis 10 kWp 7,78 ct/kWh, 10–40 kWp 6,73 ct/kWh, 40–100 kWp 5,50 ct/kWh; Volleinspeisung bis 10 kWp 12,34 ct/kWh, 10–40 kWp und 40–100 kWp jeweils 10,35 ct/kWh. Ein alter Bestandssatz liegt oft deutlich darüber – das ist der eigentliche Wert, den die Datendiagnose schützt.

Warum Marktdaten den Zeitdruck erhöhen

Monitoring liefert nicht nur Defekt-Diagnose, sondern auch die Grundlage für die Vermarktung – und die wird volatiler. Der durchschnittliche Day-Ahead-Großhandelsstrompreis lag 2025 bei 89,32 Euro/MWh (rund 8,9 ct/kWh), ein Anstieg von 13,8 % gegenüber 78,51 Euro/MWh in 2024 (Bundesnetzagentur, veröffentlicht am 5. Januar 2026). Das sind amtliche Rückblickszahlen, keine Prognose; künftige Preise schwanken und dies ist keine Anlageberatung.

Negative Großhandelspreise traten 2025 in 573 von 8.760 Stunden auf (rund 6,5 %), 2024 in 457 von 8.784 Stunden (rund 5,4 %) – steigende Tendenz. Für neue PV-Anlagen entfällt nach dem Solarspitzengesetz die Einspeisevergütung in Stunden negativer Börsenpreise; die entgangenen Zeiten verlängern stattdessen den Förderzeitraum am Ende. Wer in diesen Stunden nicht produzieren oder zwischenspeichern will, braucht Messdaten, die das überhaupt sichtbar machen.

Der Hintergrund: Der EE-Anteil nach Netzeinspeisung lag 2025 bei 58,8 %, am Bruttostromverbrauch nach Bundesziel-Methodik nach ersten Berechnungen bei rund 54 % (Bundesnetzagentur, 5. Januar 2026). Je höher der solare Anteil, desto häufiger drücken Mittagsspitzen den Preis ins Negative. Granulares Monitoring ist damit Voraussetzung sowohl für die technische Repowering-Entscheidung als auch für die Frage, wann sich Einspeisen lohnt.