Revamping vs. Repowering: Wo liegt der Unterschied?

Die Grundunterscheidung: gleiche oder höhere Nennleistung

Der zentrale Trennstrich verläuft entlang der installierten Nennleistung. Revamping bezeichnet die Modernisierung oder den Austausch defekter beziehungsweise ineffizienter Komponenten, um die ursprüngliche Funktion und Leistung wiederherzustellen — ohne die Nennleistung zu erhöhen. Repowering nutzt dieselben Bestandsflächen und die vorhandene Infrastruktur, um die Nennleistung tatsächlich anzuheben.

Daraus folgt die kalkulatorische Einordnung: Revamping ist im Kern ein Instandhaltungs- und Optimierungsfall. Die Nennleistung und damit in der Regel der bestehende EEG-Vergütungssatz sowie der Inbetriebnahmestatus bleiben erhalten, oft ohne neue Baugenehmigung, weil die Bestandsgenehmigung weiter gilt. Repowering ist dagegen ein Investitionsfall mit höheren Kapitalkosten, der neue genehmigungs- und förderrechtliche Folgen auslöst — etwa eine anteilige Vergütung oder eine mögliche Ausschreibungspflicht.

Warum die Begriffe vermischt werden: Wind gegen Photovoltaik

Die Verwechslung der beiden Begriffe hat einen branchenspezifischen Ursprung. Bei der Windkraft meint Repowering in der Regel den kompletten Ersatz alter Windräder durch neue, höhere und leistungsstärkere Anlagen am selben Standort — also keinen bloßen Komponententausch. Bei der Photovoltaik werden dagegen häufiger einzelne Module oder Wechselrichter getauscht. Genau diese unterschiedliche Praxis in den beiden Technologien führt zur Begriffsvermischung.

Für die Praxis bedeutet das: Wer von Repowering spricht, sollte die Technologie mitnennen. Ein PV-Modultausch ohne Leistungserhöhung ist sprachlich oft als Repowering geführt, fällt aber sachlich unter Revamping, wenn die Nennleistung gleich bleibt.

PV: Modultausch, Vergütung und der EU-Vorbehalt

Mit dem Solarpaket I, in Kraft seit dem 16.05.2024, ist der vergütungserhaltende Modultausch zulässig — und zwar unabhängig davon, ob die alten Module noch funktionieren. Zuvor war ein Tausch nur bei technischem Defekt, Beschädigung oder Diebstahl vergütungserhaltend. Rechtsgrundlagen sind § 38b Abs. 2 EEG 2023 in Verbindung mit § 38h sowie § 48 Abs. 4 Satz 2 EEG 2023.

Entscheidender Vorbehalt: Die neuen vergütungserhaltenden Regelungen (§ 38h Satz 2 und § 48 Abs. 4 Satz 2 EEG 2023) stehen unter beihilferechtlichem Genehmigungsvorbehalt der EU-Kommission. Laut Clearingstelle EEG können sie bis zur Genehmigung nicht angewendet werden. Stand der Recherche im Juni 2026 ist der konkrete Genehmigungsstatus von den Projektbeteiligten zu prüfen.

Kommt der Tausch zum Tragen, gilt die alte, höhere Vergütung nur anteilig: für den Strommengen-Anteil, der dem Leistungsverhältnis von alter zu neuer Anlage entspricht (Pro-rata-Prinzip). Technisch wichtig ist dabei der Anlagenbegriff nach § 3 Nr. 1 EEG 2023 — jedes einzelne Modul gilt als eigene Anlage, und der Inbetriebnahmezeitpunkt ist die erste Stromerzeugung. Das bestimmt, welcher Vergütungssatz greift.

Wind: BImSchG-Definition, Fristen und Verfahren

Die genehmigungsrechtliche Definition für Wind steht in § 16b Abs. 2 BImSchG: der vollständige oder teilweise Austausch von Anlagen oder Betriebssystemen zur Erneuerung von Kapazität oder Steigerung von Effizienz und Kapazität — unabhängig von Größenunterschieden oder Leistungssteigerung.

Für den vollständigen Ersatz von Windenergieanlagen gelten nach der aktuellen Fassung (BImSchG-Novelle, im BGBl. veröffentlicht am 08.07.2024) zwei Bedingungen: Die neue Anlage muss innerhalb von 48 Monaten nach Rückbau der Bestandsanlage errichtet werden, und der Abstand zwischen Bestands- und neuer Anlage darf höchstens das Fünffache der Gesamthöhe der neuen Anlage betragen. Die frühere Fassung nannte 24 Monate und das Zweifache der Gesamthöhe; beide Werte wurden mit der Novelle 2024 erweitert.

Das Verfahren ist vereinfacht (§ 16b Abs. 1 BImSchG): Im Änderungsgenehmigungsverfahren werden nur Anforderungen geprüft, soweit das Repowering gegenüber dem Bestand nachteilige Auswirkungen hervorruft — eine Delta-Betrachtung statt Vollprüfung. Bei einer reinen Leistungs- oder Ertragserhöhung ohne bauliche Änderung oder Teiletausch kann nach sechs Wochen eine Genehmigungsfiktion greifen, wenn die Behörde nicht entscheidet.

Marktzahlen und Wirtschaftlichkeit: was die Daten zeigen

Wind an Land 2025 (Bundesnetzagentur, Marktstammdatenregister, Pressemitteilung vom 08.01.2026): 279 Windenergieanlagen mit zusammen 1.548 MW gingen im Rahmen eines Repowerings in Betrieb; bezogen auf die installierte Brutto-Leistung lag die Repowering-Quote bei knapp 30 Prozent. Der Netto-Zubau betrug 4,6 GW, endgültig stillgelegt wurden knapp 0,6 GW, die Gesamtleistung lag zum Jahresende bei 68,1 GW (Industrieangaben nennen einen Brutto-Zubau von rund 5,23 GW bei 958 Anlagen — Brutto und Netto sind zu unterscheiden). Bei PV lag der Zubau 2025 bei 16,4 GW, die Gesamtleistung bei rund 117 GW — eine wachsende Bezugsgröße für Ü-Anlagen-Potenzial.

Ein PV-Revamping-Beispiel (PV-Magazine, 19.12.2025): eine 7,4-MWp-Dachanlage in Philippsburg, Leistung unverändert, Austausch von 96.000 Dünnschicht- gegen 16.000 kristalline Module, bis zu 35 Prozent mehr Ertrag bei gleicher Nennleistung, Bauzeit 13 Wochen, Dachfläche 113.000 m². Zur Marktdynamik: Die CEE Group hat bis zu 1,6 Mrd. Euro Finanzierung gesichert, um mindestens 29 von 45 älteren Solar- und Windparks zu erneuern und die Portfolioleistung von 457 MW auf rund 1.100 MW (etwa 140 Prozent mehr auf gleicher Fläche) bis 2030 zu steigern; die Anlagen sind im Schnitt 13 Jahre in Betrieb mit rund 7 Jahren Rest-EEG-Vergütung, danach ist PPA-Vermarktung geplant.

Für Wind-Repowering kursieren Branchen- und Praxisangaben (keine amtlichen Zahlen, stark schwankend, Stand der Recherche Juni 2026): CAPEX typischerweise 700 bis 1.500 Euro/kW, OPEX 15 bis 30 Euro/MWh, daraus resultierende Stromgestehungskosten (LCOE) von 40 bis 80 Euro/MWh je nach Volllaststunden und Zinsen. Diese Spannen sind als Schätzung zu verstehen und keine Anlageberatung.