Repowering von Freiflächenanlagen: Mehr Leistung auf gleicher Fläche

Was sich rechtlich geändert hat – und ab wann

Mit der EEG-Novelle im Rahmen des Solarpakets I ist der Modulersatz bei PV-Freiflächenanlagen auch ohne besonderen Anlass zulässig geworden. Vorher war ein Tausch unter Vergütungserhalt nur bei technischem Defekt, Beschädigung oder Diebstahl möglich. Die ersetzenden Module übernehmen das Inbetriebnahmedatum der alten Module und damit Höhe und Dauer der ursprünglichen Vergütung – allerdings nur bis zur Höhe der vorher installierten Leistung (§ 38b EEG 2023).

Wichtig ist die zeitliche Trennung: Die anlasslose Repowering-Regelung gilt rechtlich erst ab dem 16.05.2024. Im Zeitraum 01.01.2024 bis 15.05.2024 galt weiterhin die enge Fassung – Modulersatz unter Vergütungserhalt nur bei Defekt, Beschädigung oder Diebstahl.

Die zentralen Rechtsgrundlagen für Vergütungs- und Repowering-Fragen bei Freiflächen-PV sind § 38b EEG (Ersetzung von Solaranlagen / Inbetriebnahmedatum), § 38h EEG (Ausschreibungsanlagen erstes Segment), § 48 EEG (Freiflächenanlagen ohne Ausschreibung) und § 37b EEG (Höchstwert in der Ausschreibung).

Der offene EU-Beihilfevorbehalt – warum der Stichtag 15.05.2024 zählt

Die erweiterten Repowering- und Freiflächen-Regelungen des Solarpakets I stehen unter dem beihilferechtlichen Genehmigungsvorbehalt der EU-Kommission. Stand 18.11.2025 war diese Genehmigung noch nicht erteilt, das Verfahren lief weiter. Hauptstreitpunkt ist ein von der EU geforderter Abschöpfungs- beziehungsweise Claw-back-Mechanismus.

Solange die Genehmigung aussteht, gelten die Regelungen im Stand vom 15.05.2024 – also vor der anlasslosen Repowering-Erweiterung. Das betrifft auch die Anhebung der maximalen Gebotsgröße für Freiflächenanlagen von 20 MW auf 50 MW, die ebenfalls unter diesem offenen Vorbehalt steht.

Der Abschluss der nächsten EEG-Novelle ist bis Sommer 2026 geplant; spätestens dann könnte der Beihilfevorbehalt für bestimmte Solarpaket-I-Regelungen entfallen. Das ist eine Planungs- und Prognoseangabe, kein beschlossener Stichtag. Wer ein anlassloses Repowering plant, sollte den jeweils aktuellen Verfahrensstand prüfen, bevor er sich auf den Vergütungserhalt verlässt.

Mehr Leistung auf gleicher Fläche: technisch möglich, vergütungsrechtlich begrenzt

Die Flächeneffizienz moderner Freiflächen-PV ist deutlich gestiegen. Der Flächenbedarf je MW sank von rund 4 ha/MW (2006) auf unter 1 ha/MW (2025). Praxisangaben nennen etwa 1,0 ha/MWp bei Süd-Aufständerung und etwa 0,7 bis 0,8 ha/MWp bei bifazialer Ost-West-Aufständerung; mit bifazialen Ost-West-Trackern sind bis etwa 1,4 MWp/ha erreichbar. Diese Werte schwanken je nach Standort und Technik.

Vergütungsrechtlich gilt jedoch eine klare Grenze: Bei einer Leistungssteigerung im Zuge des Repowerings (Revamping) behält nur der bisherige Leistungsanteil die ursprüngliche EEG-Vergütung. Für die zusätzlich installierte Leistung gilt die aktuelle Vergütung beziehungsweise Marktlage (§ 38b EEG 2023, sinngemäß mit Standortbezug und Leistungsgrenze). Die Mehrleistung ist also nicht durch die alte, oft höhere Vergütung geschützt.

Eine Praxis-Modellrechnung aus einem Fachartikel (Stand 28.11.2023) für eine Beispielanlage von 2012 mit alter EEG-Vergütung von 17,95 ct/kWh zeigt die Größenordnung: Repowering 'light' brachte etwa +12 % Ertrag (Kapitalwert +83.000 EUR, Amortisation rund 9 Jahre), 'medium' etwa +25 % (+273.000 EUR, rund 7 Jahre), 'heavy' verdreifachte die DC-Leistung von 1.998 auf 6.825 kWp. Das sind Beispielwerte, nicht repräsentativ.

Wirtschaftlichkeit der Mehrleistung: Ausschreibung oder Marktpreis

Für die Mehrleistung kommt es auf die jeweils geltenden Vergütungs- und Marktwerte an. Für die Solar-Freiflächen-Ausschreibung im ersten Segment lag der gesetzliche Höchstwert zum Gebotstermin 01.03.2026 bei 5,79 ct/kWh (§ 37b Abs. 1 EEG; errechnet aus dem um 8 % erhöhten Mittel der letzten drei Gebotstermine, gedeckelt bei maximal 5,9 ct/kWh).

Die Ausschreibung war deutlich überzeichnet: Bei 2.295 MW ausgeschriebenem Volumen wurden laut Bericht (Stand 12.05.2026) rund 4.622 MW geboten, 268 Gebote mit rund 2.299 MW erhielten den Zuschlag. Die Zuschlagswerte lagen zwischen 3,99 ct/kWh (niedrigster) und 5,10 ct/kWh (höchster), der mengengewichtete Durchschnitt bei 4,94 ct/kWh – leicht unter der Vorrunde mit 5,00 ct/kWh. Das sind amtliche Ausschreibungsergebnisse, keine Marktpreise.

Zum Vergleich die Festlegung der Bundesnetzagentur vom 16.12.2025: Höchstwerte 2026 für Wind an Land 7,25 ct/kWh und Solar-Dachanlagen (2. Segment) 10,00 ct/kWh; für Solar-Freiflächen (1. Segment) gelten die gesetzlichen Werte ohne eigene Festlegung.

Wird Mehrleistung direkt vermarktet, zählt der schwankende Großhandelspreis. Der durchschnittliche Day-Ahead-Preis 2025 lag laut Bundesnetzagentur bei 89,32 EUR/MWh (rund 8,93 ct/kWh), +13,8 % gegenüber 2024 (78,51 EUR/MWh). Das ist ein Jahresmittel und keine garantierte Vergütung; Preise schwanken, dies ist keine Anlageberatung.

Risiken einkalkulieren: negative Preise und Mittags-Preisdruck

Ein wachsender PV-Anteil verstärkt den Preisdruck zur Mittagszeit. Der Anteil erneuerbarer Energien an der Gesamtstromerzeugung lag 2025 bei 58,8 % (2024: 58,5 %); Photovoltaik speiste 74,1 TWh ein (2024: 63,2 TWh) bei einer Gesamterzeugung von 437,6 TWh.

Daraus folgt ein konkretes Wirtschaftlichkeitsrisiko: 2025 gab es laut Bundesnetzagentur in 573 von 8.760 Stunden negative Großhandels-Strompreise (2024: 457 Stunden). Bei längeren Phasen negativer Preise entfällt nach EEG die Förderung. Wer beim Repowering Mehrleistung zubaut, die nicht mehr unter dem alten Vergütungsschutz steht, sollte dieses Risiko einkalkulieren – gerade weil die Mehrleistung auf aktuelle Vergütung oder Direktvermarktung angewiesen ist.