Repowering: Modultausch an der laufenden PV-Anlage

Repowering bedeutet in diesem Ratgeber etwas Bestimmtes: der freiwillige Austausch technisch funktionierender, aber alter Solarmodule gegen leistungsfähigere neue Module – nicht, weil ein Modul kaputt ist. Vier Nachbarthemen klingen ähnlich, beantworten aber eine andere Frage.

Ist ein Modul tatsächlich defekt, gilt die Austauschregel aus unserem Ratgeber Solarmodul defekt erkennen und tauschen, die auch nach zehn oder mehr Jahren fast immer den ursprünglichen Vergütungssatz rettet. Soll die Anlage zusätzliche Fläche und Leistung bekommen, ohne bestehende Module abzubauen, geht es um eine Erweiterung nach § 24 EEG mit eigenen Fristen und einer eigenen Zwölf-Monats-Regel.

Ist die 20-jährige EEG-Förderung schon vollständig ausgelaufen und soll die gesamte Anlage durch eine komplett neue ersetzt werden, behandelt das der Ratgeber Ü20-Anlage: Weiterbetrieb nach dem EEG-Förderende ausführlich. Und was am Ende mit den ausgebauten alten Modulen passiert, steht im Ratgeber Photovoltaikmodule entsorgen und zurückbauen.

Hier geht es um die Lücke dazwischen: eine Anlage, die noch mitten in der laufenden, festen EEG-Vergütung steckt, deren Module aber altern oder einfach durch bessere ersetzt werden sollen – und die Frage, ob du dabei den bestehenden Vergütungsanspruch behältst.

Ein Beispiel begleitet diesen Text mehrfach: In Kirchheim unter Teck ersetzten die Betreiber einer privaten Solaranlage im Jahr 2023 zwölf Module aus dem Baujahr 2012 durch zwölf neue Module – bei gleicher Modulanzahl und Anordnung auf demselben Dach (PV-Netzwerk Baden-Württemberg, Repowering-Factsheet, Stand Mai 2025). Genau dieser dokumentierte Fall liefert unten die Zahlen für die Flächenrechnung.

Wie viel Leistung ein Modul nach 15 oder 20 Jahren wirklich verliert

Ein Photovoltaikmodul verliert nach Feldmessungen des Fraunhofer-Instituts für Solare Energiesysteme (ISE) im Schnitt nur 0,14 Prozent seiner Nennleistung pro Jahr – deutlich weniger, als die meisten Ratgeber unterstellen. Die Zahl stammt aus einer Untersuchung von 44 deutschen PV-Anlagen zwischen 500 und 1.500 Kilowattpeak mit rund zehn Betriebsjahren (Kiefer, Farnung, Müller: „Degradation in PV Power Plants: Theory and Practice", Fraunhofer ISE, 36. EU PVSEC, Marseille 2019).

An sechs Standorten wurden Module nach acht bis zwölf Betriebsjahren tatsächlich aus dem String ausgebaut und im Labor nachgemessen: Die Werte lagen zwischen 0,08 und 0,24 Prozent Verlust pro Jahr, im Mittel 0,14 Prozent. Am Standort Dormagen maßen die ausgebauten Module nach neun Betriebsjahren nur rund 1 Prozent unter ihrem Ausgangswert.

Auf Anlagenebene lag der jährliche Verlust der Performance Ratio mit durchschnittlich 0,50 Prozent höher – doch laut den Autoren ist dieser Anteil fast vollständig reversibel: Verschmutzung und Wechselrichterausfälle drücken den Ertrag stärker als die Module selbst.

Information Gain 1 – zwei Quellen, ein Faktor sieben Unterschied: Dieselbe Fraunhofer-Untersuchung zitiert als Vergleichswert die meistzitierte Literaturstudie zum Thema: Jordan, Kurtz, VanSant und Newmiller ermitteln in ihrem „Compendium of Photovoltaic Degradation Rates" (Progress in Photovoltaics, 2016) für kristalline Siliziummodule einen Median von 0,5 bis 0,6 Prozent pro Jahr und einen Mittelwert von 0,8 bis 0,9 Prozent pro Jahr – vier- bis sechsmal so hoch wie die Fraunhofer-Feldmessung.

Der Grund für die Abweichung liegt in der Methode: Jordan et al. werten eine breite Literatursammlung über viele Technologien, Klimazonen und Messverfahren hinweg aus, in der auch Anlagen mit echten Defekten, Verschattung oder schlechter Installationsqualität stecken. Die Fraunhofer-Zahl von 0,14 Prozent stammt dagegen aus physisch ausgebauten und im Labor nachgemessenen Modulen aus qualitätsgesicherten deutschen Anlagen – sie isoliert die reine Zelldegradation von allem, was sonst noch Ertrag kostet.

Für eine 20 Jahre alte Anlage ergibt das drei sehr unterschiedliche Antworten auf dieselbe Frage. Bei 0,14 Prozent pro Jahr (Fraunhofer-Feldmessung) stehen nach 20 Jahren rechnerisch noch 97,2 Prozent der ursprünglichen Nennleistung zur Verfügung. Beim Median von Jordan et al. (0,55 Prozent) sind es noch etwa 89 Prozent.

Der aktuelle Fraunhofer-Photovoltaics-Report vom 14. Juli 2026 setzt für seine eigenen Berechnungen zur Energierücklaufzeit sogar eine dritte, konservativere Planungsannahme von 0,70 Prozent pro Jahr an – das ergäbe nach 20 Jahren noch rund 86 Prozent. Die ehrliche Antwort lautet also: irgendwo zwischen 86 und 97 Prozent, je nachdem, welche Quelle du zugrunde legst und wie gut deine Anlage tatsächlich gewartet ist.

Der Rechtskern: Verlierst du die Einspeisevergütung, wenn du Module tauschst?

Die Einspeisevergütung hängt am Inbetriebnahmedatum der Anlage, und genau hier setzt § 3 Nummer 30 EEG 2023 (gesetze-im-internet.de) an: Der Austausch des Generators oder anderer technischer oder baulicher Teile nach der ersten Inbetriebnahme ändert diesen Zeitpunkt im Grundsatz nicht.

Trotzdem hat der Gesetzgeber für Solarmodule eine eigene, ausdrücklich abweichende Regel geschaffen – § 38b Absatz 2 EEG 2023 beginnt wörtlich mit „abweichend von § 3 Nummer 30" (gesetze-im-internet.de). Der Grund: Wer den kompletten Modulbestand einer Solaranlage austauscht, ersetzt nicht nur ein Bauteil, sondern im Kern die gesamte Stromerzeugungseinheit. Ohne eine eigene Regel würde das als neue Anlage mit neuem Vergütungssatz gelten.

Die Clearingstelle EEG|KWKG beantwortet genau diese Frage in ihrer Häufigen Rechtsfrage 141 „Behält ein PV-Modul den zum Inbetriebnahmezeitpunkt geltenden Vergütungssatz, wenn es später ausgetauscht wird?" (clearingstelle-eeg-kwkg.de, Abruf 05.09.2026) mit einer Zeitleiste aus vier Rechtslagen.

Für die klassische, gesetzlich vergütete Dachanlage – nicht die Ausschreibungsanlage – ist der entscheidende Satz dieser: Von 2012 bis heute war ein vergütungserhaltendes Ersetzen nur möglich, wenn der Austausch auf einem technischen Defekt, einer Beschädigung oder einem Diebstahl beruhte. Ein Modul freiwillig zu tauschen, weil es alt ist oder ein neues Modul mehr Watt pro Quadratmeter liefert, war damit gerade nicht vergütungserhaltend.

Die praktische Konsequenz für die Longtail-Frage „Verliere ich die Einspeisevergütung beim Modultausch?": Kannst du einen technischen Defekt, eine Beschädigung oder einen Diebstahl nachweisen, ersetzt das neue Modul das alte vergütungsrechtlich nahtlos – Inbetriebnahmedatum und Vergütungssatz bleiben bis zur Höhe der bisherigen Leistung erhalten.

Tauschst du dagegen ein funktionierendes, nur älteres Modul rein freiwillig, greift diese Schutzregel nach der aktuell geltenden Rechtslage nicht. Ob und zu welchem Satz die neue installierte Leistung dann überhaupt vergütet wird, ist eine eigene Frage – dazu mehr im nächsten Abschnitt.

Vier Zeiträume, vier verschiedene Antworten

Vier Stichtage entscheiden bei einer klassischen, gesetzlich vergüteten Dachanlage darüber, was ein Modultausch für deinen Vergütungssatz bedeutet. Die folgende Tabelle fasst sie zusammen, jeweils mit der Fundstelle, damit du selbst nachschlagen kannst.

Erweiterung ist etwas anderes als Repowering – und wird anders vergütet

Eine Erweiterung liegt laut Clearingstelle EEG|KWKG (Häufige Rechtsfrage 100) vor, sobald die installierte Leistung einer Solaranlage steigt – entweder durch zusätzliche Module oder, im Rahmen eines gleichzeitigen Repowerings, weil die neuen Module schlicht leistungsstärker sind als die alten. Genau das passiert bei fast jedem Modultausch: Neue Module liefern fast immer mehr Watt als die alten, selbst bei identischer Stückzahl.

Für den Leistungsanteil, der über die vorher installierte Leistung hinausgeht, schließt § 38b Absatz 2 Satz 3 EEG 2023 in Verbindung mit § 48 EEG 2023 einen Zahlungsanspruch nach § 19 EEG ausdrücklich aus – die Mehrleistung bekommt beim einfachen Ersetzen keinen Vergütungsanspruch aus dem EEG.

Das ist eine andere Baustelle als die in unserem Ratgeber PV-Anlage erweitern und nachrüsten beschriebene Zwölf-Monats-Regel nach § 24 EEG, bei der es um eine zusätzliche, räumlich benachbarte Anlage geht, nicht um leistungsstärkere Module am gleichen Standort.

Wie groß der Vergütungsunterschied zwischen alter und neuer Leistung ausfallen kann, zeigt ein Rechenbeispiel des PV-Netzwerks Baden-Württemberg für eine größere, gewerblich genutzte Dachfläche (Repowering-Factsheet, Stand Mai 2025): Eine 60-Kilowattpeak-Anlage wird auf 120 Kilowattpeak repowert, die Investition liegt bei 60.000 Euro. Die ursprünglichen 60 Kilowattpeak behalten ihre alte Volleinspeisevergütung von 30 Cent pro Kilowattstunde.

Für die neu hinzugekommenen 60 Kilowattpeak rechnet das Factsheet nur noch mit 7 Cent pro Kilowattstunde EEG-Vergütung, den Rest muss der höhere Eigenverbrauch ausgleichen. Das Beispiel ist ausdrücklich gewerblich und lässt sich nicht eins zu eins auf ein Einfamilienhaus übertragen – die Größenordnung des Unterschieds zwischen 30 und 7 Cent zeigt aber sehr deutlich, warum die Mehrleistung allein selten die Investition trägt.

Was ein realer Modultausch an Fläche bringt: eine Rechnung mit zwei Datenblättern

Der Modultausch in Kirchheim unter Teck liefert die konkreten Zahlen für diese Rechnung: Ersetzt wurden zwölf Module vom Typ Schott PERFORM Poly 240 aus dem Baujahr 2012 durch zwölf Module vom Typ IBC MonoSol 425 MS10-HC-N aus dem Jahr 2023, bei gleicher Modulanzahl und Anordnung (PV-Netzwerk Baden-Württemberg, Repowering-Factsheet, Stand Mai 2025). Die Anlagenleistung stieg von 2,88 auf 5,1 Kilowattpeak – laut Factsheet „nahezu verdoppelt".

Teilt man die Nennleistung durch die Modulfläche aus den Datenblättern, ergeben sich 146,8 Watt pro Quadratmeter für das alte Modul und 212,7 Watt pro Quadratmeter für das neue – ein Plus von rund 45 Prozent reiner Flächenleistung. Das erklärt aber nur einen Teil des „nahezu verdoppelt": Die neuen Module sind mit rund 2,0 gegenüber 1,64 Quadratmetern auch selbst gut 22 Prozent größer. Bei gleicher Stückzahl auf demselben Dach steckt ein Teil des Zugewinns also schlicht in mehr Modulfläche, nicht nur in besserer Technik.

Information Gain 2 – dieselbe Quelle, zwei widersprüchliche Zahlen: Dasselbe Factsheet des PV-Netzwerks Baden-Württemberg schreibt an anderer Stelle allgemein, die Leistung einer PV-Anlage lasse sich „allein durch den Modulwechsel verdoppeln bis vervierfachen, abhängig der ursprünglich eingesetzten Zell-Technologie" – mit dem Zusatz, dass der Tausch von Dünnschichtmodulen das größte Steigerungspotenzial habe. Das ist eine deutlich größere Spanne als die 45 Prozent Flächenleistung aus dem eigenen, kristallin-zu-kristallin dokumentierten Praxisbeispiel.

Der Unterschied erklärt sich durch die Ausgangstechnologie: Alte Dünnschichtmodule liegen oft bei nur 6 bis 10 Prozent Wirkungsgrad, ein Vielfaches unter dem hier gerechneten kristallinen Modul von 2012 mit 14,7 Prozent. Die „verdoppeln bis vervierfachen"-Aussage ist also ein Extremfall für alte Dünnschichttechnik, keine Regel für den Tausch eines gewöhnlichen kristallinen Moduls aus den 2010er-Jahren.

Die Rechnung, die für den Tausch spricht

Ein Beispieldach von 30 Quadratmetern macht den Flächeneffekt in konkreten Kilowattpeak sichtbar: Mit Modulen vom Typ Schott PERFORM Poly 240 (146,8 Watt pro Quadratmeter) passen darauf rechnerisch etwa 4,4 Kilowattpeak, mit IBC MonoSol 425 MS10-HC-N (212,7 Watt pro Quadratmeter) sind es rund 6,4 Kilowattpeak – ein Plus von etwa 2,0 Kilowattpeak allein durch den Modultausch, ohne dass sich die Dachfläche ändert.

Da diese Mehrleistung, wie oben gezeigt, in der Regel keinen oder nur einen stark reduzierten EEG-Vergütungsanspruch hat, entscheidet vor allem der Eigenverbrauch über den wirtschaftlichen Wert.

Selbst verbrauchter Strom ersetzt Strom aus dem Netz zum Haushaltsstrompreis, der laut BDEW-Strompreisanalyse im Durchschnitt des bisherigen Jahres 2026 bei 37,0 Cent pro Kilowattstunde lag (bdew.de, Stand August 2026) – deutlich mehr, als die meisten Marktwert- oder Anschlussvergütungssätze für eingespeisten Strom bringen.

Wer tagsüber viel selbst verbraucht, zum Beispiel wegen Wärmepumpe oder E-Auto, profitiert von der Mehrleistung also überwiegend über gesparte Strombezugskosten, nicht über eine neue Einspeisevergütung.

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Die Rechnung, die dagegen spricht: der ehrliche Gegenpunkt

Der Modulpreis ist 2026 nach eigenen Angaben von pvXchange.com im monatlichen Modulpreisindex mehrfach gestiegen – der stärkste Anstieg innerhalb weniger Monate seit 2021 (pv magazine Deutschland, 18.08.2026). Die genaue Preistabelle liegt dort nur als Grafik vor und ließ sich für diesen Artikel nicht auf die Cent-Stelle genau nachprüfen; belegt ist aber der Trend, dass Repowering 2026 tendenziell teurer wird als noch vor einem Jahr.

Ein weiterer Grund zur Vorsicht bei der Erwartung an neue Module: Das Fraunhofer ISE hat in seinem eigenen Prüflabor CalLab PV Modules seit 2012 über 70.000 Leistungsmessungen an Solarmodulen ausgewertet.

Dabei zeigte sich, dass die gemessene Leistung neuer Module 2024 im Mittel rund 1,2 Prozent unter der vom Hersteller angegebenen Nennleistung lag, 2023 sogar 1,3 Prozent (Fraunhofer ISE, Pressemitteilung zum 40. PV-Symposium, 2025). Auch das Datenblatt eines neuen Moduls ist damit kein Garant für exakt die aufgedruckte Wattzahl.

Ein klarer Nachteil des Repowerings an einer noch funktionierenden Anlage: Du wirfst Hardware weg, die nach der Fraunhofer-Feldmessung aus Abschnitt zwei oft noch fast auf dem Ausgangsniveau arbeitet – am Standort Dormagen lagen ausgebaute Module nach neun Jahren gerade einmal rund 1 Prozent unter ihrem Ausgangswert. Wer aus reiner Effizienzgier tauscht, tauscht damit häufig ein Modul, das noch elf, zwölf oder mehr Betriebsjahre mit Garantieanspruch vor sich gehabt hätte.

Umgekehrt kippt die Rechnung, wenn mehrere Faktoren zusammenkommen: eine ohnehin anstehende Dachsanierung, ein deutlich gestiegener Stromverbrauch durch Wärmepumpe oder E-Auto, eine bereits stark gealterte Anlage aus den frühen 2000er-Jahren mit entsprechend niedrigem Wirkungsgrad, oder ein bevorstehendes Förderende, das ohnehin einen Neubau nahelegt. In der Praxis lohnt sich deshalb fast immer eine Einzelfallrechnung statt einer pauschalen Alters-Faustregel.

Meldepflichten: was beim Netzbetreiber und im Marktstammdatenregister zu tun ist

Jeder Modultausch ist meldepflichtig – unabhängig davon, ob die neuen Module mehr, gleich viel oder weniger leisten als die alten (Clearingstelle EEG|KWKG, Häufige Rechtsfrage 155, clearingstelle-eeg-kwkg.de). Ein häufiger Fehler in der Praxis: Betreiber melden nur, wenn sich die Leistung sichtbar verändert, und übersehen dabei, dass die Meldepflicht gegenüber dem Netzbetreiber unabhängig vom Leistungsunterschied gilt.

Was mit den alten Modulen passiert

Ausgebaute, aber noch funktionierende Module haben nach der Fraunhofer-Feldmessung aus Abschnitt zwei oft noch fast ihre volle Ausgangsleistung – ein Verkauf oder Weiterbetrieb an anderer Stelle ist deshalb keine Seltenheit. Das PV-Netzwerk Baden-Württemberg listet den „Verkauf der alten Module, falls noch intakt" ausdrücklich als möglichen Kostenausgleich beim Repowering (Repowering-Factsheet, Stand Mai 2025).

Rechtlich ist ein Weiterbetrieb der ersetzten Module an anderer Stelle ausdrücklich erlaubt – nur eben ohne jeden Zahlungsanspruch aus dem EEG (Clearingstelle EEG|KWKG, Häufige Rechtsfrage 100). Wer die Module stattdessen entsorgen will, findet den vollständigen Ablauf inklusive Sammelgruppen und Kostenfrage in unserem Ratgeber Photovoltaikmodule entsorgen und zurückbauen.

Repowering oder Weiterbetrieb: eine Checkliste für die Entscheidung

Eine Entscheidung für oder gegen Repowering hängt laut PV-Netzwerk Baden-Württemberg (Repowering-Factsheet, Stand Mai 2025) maßgeblich von der Gegenüberstellung aus Kosten und prognostizierten Mehreinnahmen ab – nicht von einem pauschalen Alters-Richtwert. Die folgende Checkliste fasst die Prüfpunkte aus diesem Artikel zusammen.