Repowering für Immobilienbestand: PV-Anlagen auf mehreren Gebäuden neu bewerten

Modulaustausch: Wann das alte Inbetriebnahmedatum erhalten bleibt

Die Höhe der EEG-Einspeisevergütung richtet sich nach dem Zeitpunkt der Inbetriebnahme der Anlage (§ 3 Nr. 30 EEG 2023). Beim Modulaustausch (Repowering) übernehmen die neuen Module grundsätzlich das ursprüngliche Inbetriebnahmedatum und den verbleibenden Vergütungszeitraum – solange die Gesamtleistung nicht erhöht wird. Für ein Bestandsportfolio bedeutet das: Defekte oder ertragsschwache Module lassen sich tauschen, ohne den bestehenden Vergütungsanspruch zu verlieren.

Entscheidend ist die Leistungsgrenze. Wird beim Austausch die Anlagenleistung durch stärkere Module erhöht, behält nur der ursprüngliche Leistungsanteil die alten Vergütungssätze. Der hinzukommende Leistungsanteil erhält die aktuell für Neuanlagen geltende Vergütung; zusätzliche installierte Leistung hat keinen Anspruch auf die früher geltenden Sätze. Bei der Bewertung eines Portfolios sollten Sie deshalb pro Gebäude trennen zwischen dem Teil, der die historische Vergütung fortführt, und dem neuen Leistungsanteil zu heutigen Konditionen.

Die technische Ausgangslage liefert das Anlagenalter. Als Standardannahme gilt ein Leistungsverlust von rund 0,5 % pro Jahr; nach 20 Jahren liegen Module typisch noch bei etwa 90 % der Ausgangsleistung. Eine Meta-Analyse 2025 nennt eine mediane globale Degradationsrate von 0,94 %/Jahr, hochwertige Module 0,2–0,5 %/Jahr. Übliche Leistungsgarantien lauten 90 % nach 10 Jahren, danach 80 %. Diese Werte helfen, Anlagen mit unterschiedlichem Alter im Bestand vergleichbar zu bewerten.

Genehmigungsvorbehalt: Welche Repowering-Regel aktuell gilt

Maßgeblich für das Repowering sind § 38b Abs. 2, § 38h und § 48 Abs. 4 EEG 2023; die Neuregelungen gelten seit dem 16. Mai 2024. Wichtig für die Portfolio-Planung: Die anlasslose Repowering-Regelung steht unter EU-beihilferechtlichem Genehmigungsvorbehalt. Bis zur Genehmigung durch die EU-Kommission gelten die am 15.05.2024 gültigen Regeln weiter – ein Modultausch ist also nur bei Defekt oder Diebstahl möglich (Stand der Quelle: 09.04.2026).

Für Bestandshalter ist diese Unterscheidung beschlossen-versus-noch-nicht-anwendbar zentral: Ein anlassloses Repowering rein zur Ertragsoptimierung ist derzeit nicht abgesichert. Planen Sie einen Tausch über mehrere Gebäude, prüfen Sie für jede Anlage zunächst, ob ein Defekt- oder Diebstahlfall vorliegt, der den Austausch unter den aktuell anwendbaren Regeln trägt. Die erweiterte Regelung lässt sich vormerken, aber nicht als gesicherte Grundlage einplanen, solange die EU-Genehmigung aussteht.

Mehrere Gebäude: Anlagenzusammenfassung und Degression

Bei einem Portfolio über mehrere Gebäude entscheidet § 24 EEG 2023 darüber, ob Anlagen für die Vergütungsberechnung als eine Anlage gelten. Eine Zusammenfassung erfolgt nur, wenn kumulativ vier Voraussetzungen erfüllt sind: (1) räumlicher Zusammenhang – selbes Grundstück, Gebäude, Betriebsgelände oder unmittelbare räumliche Nähe, (2) gleichartige erneuerbare Energiequelle, (3) Vergütungsanspruch nach § 19 Abs. 1, (4) Inbetriebnahme innerhalb von 12 aufeinanderfolgenden Kalendermonaten. Freiflächenanlagen werden nicht mit Gebäudeanlagen zusammengefasst (Stand der Quelle: 06.01.2026).

Die Folge der Zusammenfassung wirkt direkt auf die Wirtschaftlichkeit. Die Gesamtleistung bestimmt über die Vergütungshöhe an den Schwellen 10 kW, 40 kW und 1 MW (§ 48 EEG). Werden mehrere Gebäudeanlagen zusammengefasst, gelten sie als eine größere Anlage mit kombinierter Leistung – wegen der Degression sinkt dann der durchschnittliche Vergütungssatz je kWh.

Seit Inkrafttreten des Solarpakets I am 16. Mai 2024 werden Dachanlagen mit unterschiedlichen Netzanschlusspunkten nicht mehr automatisch zur Anlagenzusammenfassung herangezogen (Stand der Quelle: 14.01.2026, Einordnung mit mittlerer Belegsicherheit). Zuvor wurden benachbarte Anlagen unter strengen technischen Anforderungen zusammengefasst. Bürgerenergiegesellschaften und Balkon-PV sind ausgenommen. Für ein Portfolio kann die getrennte Netzanschlussführung also darüber entscheiden, ob Anlagen einzeln oder zusammengefasst bewertet werden.

Vergütungssätze 2026 und Nullvergütung bei negativen Preisen

Für neu hinzukommende Leistungsanteile gelten die aktuellen Sätze. Gültig vom 01.02.2026 bis 31.07.2026 (Stand der Quelle: 02.02.2026): Überschuss-/Teileinspeisung bis 10 kWp 7,78 ct/kWh, ab 10 kWp 6,73 ct/kWh; Volleinspeisung bis 10 kWp 12,34 ct/kWh, ab 10 kWp 10,35 ct/kWh. Größere Klassen: 10–40 kWp 6,73 ct/kWh, bis 100 kWp ca. 5,50 ct/kWh. Ausschreibungsergebnisse für Dachanlagen über 1 MWp im Februar 2026 lagen im Zuschlagsbereich 7,88–10,00 ct/kWh bei einem Durchschnitt von 9,56 ct/kWh (mittlere Belegsicherheit). Ab 1. August 2026 sinken die festen Vergütungssätze halbjährlich automatisch um 1 % (Degression).

Für Neuanlagenteile aus dem Repowering greift das Solarspitzengesetz. Seit dem 25.02.2025 erhalten neue PV-Anlagen ab 2 kWp bei negativen Strompreisen sofort ab der ersten negativen Viertelstunde keine EEG-Vergütung mehr (§ 51 EEG; zuvor galt eine 3-Stunden-Pufferregel). Für Anlagen 2–100 kWp gilt dies nur mit installiertem intelligentem Messsystem. Ausgefallene Zeiten werden über § 51a am Ende des 20-jährigen Förderzeitraums monatsweise nachgeholt (Halbierungsfaktor 0,5 für Solar). Es besteht Bestandsschutz für Anlagen mit Inbetriebnahme vor dem 25.02.2025 – ein erhöhter Leistungsanteil aus einem Tausch ist davon jedoch betroffen (Einordnung mit mittlerer Belegsicherheit).

Ü20-Bestand, Mieterstrom und Investitionsrahmen

Für ausgeförderte Anlagen im Portfolio bildet die Anschlussvergütung den Referenzwert. Der Jahresmarktwert Solar 2025 beträgt 4,508 ct/kWh, von den Übertragungsnetzbetreibern im Januar 2026 veröffentlicht (Rückgang von 4,624 ct/kWh in 2024, zweitniedrigster Wert seit Einführung des Marktprämienmodells 2012). Innerhalb von 2025 schwankte der Monatswert zwischen 1,843 ct/kWh (Juni) und 11,511 ct/kWh (Januar). Für die Auszahlung 2026 (eingespeist 2025) beträgt die Anschlussvergütung ca. 3,8 ct/kWh – Jahresmarktwert abzüglich Vermarktungspauschale von rund 0,7 ct/kWh. Der Netzbetreiber muss den Strom auch nach Förderende (Inbetriebnahmejahr + 20 Kalenderjahre) abnehmen und vergüten.

Bei Mehrparteienhäusern im Bestand kommt der Mieterstromzuschlag in Betracht. Sätze 2026: bis 10 kWp 2,67 ct/kWh, 10–40 kWp 1,81 ct/kWh, 40–100 kWp 1,50 ct/kWh (Gesamtspanne 1,28–2,67 ct/kWh). Er wird 20 Jahre gezahlt, nur für tatsächlich an Mieter gelieferten Strom, mit halbjährlicher Degression durch die Bundesnetzagentur. Das Solarpaket I (in Kraft seit 16.05.2024) öffnet Mieterstrom zudem für Gewerbegebäude und Nebenanlagen wie Garagen. Das parallel eingeführte Modell der gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung nach § 42b EnWG ermöglicht eine bürokratiearme Stromlieferung innerhalb eines Gebäudes, schließt aber den Mieterstromzuschlag ausdrücklich aus.

Den Investitionsrahmen liefern Marktpreise – schwankend und keine amtliche Größe. Schlüsselfertige PV-Anlagen kosten 2026 ca. 1.100–1.500 EUR/kWp (kleinere und mittlere Anlagen 1.100–1.400 EUR/kWp; faire Marktpreise 1.200–1.800 EUR/kWp). Die Kostenanteile verteilen sich auf 40–50 % Module und Wechselrichter, 20–30 % Montage und Elektro sowie 20–30 % Montagesystem, Gerüst und Planung. Diese Spanne dient als grobe Orientierung, nicht als Anlageberatung; Preise schwanken (Belegsicherheit niedrig).