Das Konzept
Mit den Änderungen im Zuge des „Solarpaket 1“ ergeben sich durch den Repowering Ansatz ganz neue Möglichkeiten für Photovoltaik-Anlagen in Gewerbe und Landwirtschaft. Das Konzept bietet attraktive Mehrwerte, sowohl für den bisherigen Betreiber als auch für externe Investoren und Energieunternehmen, die neue, werthaltige Geschäftsfelder aufbauen wollen.
Technisch betrachtet, werden beim Repowering von Photovoltaik-Anlagen alte, leistungsschwache Module gegen moderne, leistungsfähigere Modelle ersetzt, sowie neue Wechselrichter und andere Komponenten eingebaut. Dadurch, dass die neuen Module einen deutlich höheren Flächenwirkungsgrad aufweisen, kann auf der verfügbaren Fläche relevant mehr Leistung als vorher installiert werden, oft kann dabei sogar die bestehende Unterkonstruktion genutzt werden. Man nutzt also eine bestehende Fläche, auf der bereits Photovoltaik-Strom produziert wurde, und steigert signifikant die Stromproduktion sowie das Ertragspotenzial.
Repowering als Treiber neuer Geschäftsmodelle
Im Windkraftbereich ist Repowering gängige Praxis. Bis Mai 2024 war es für Photovoltaik-Dachanlagen nur in Ausnahmefällen erlaubt, was die Realisierung skalierbarer Geschäftsmodelle hemmte. Mit der Aufhebung der strengen Kriterien ist es nun möglich, Geschäftsmodelle zu entwickeln, die helfen, das rückläufige Volumen im Privatkundensegment teilweise zu kompensieren. Wir von Repower Solution GmbH sind überzeugt, dass das Repowering-Segment großes Wachstumspotenzial hat. Wir entwickeln solche Geschäftsmodelle und möchten damit unseren Beitrag zur Energiewende leisten.
Die entscheidende gesetzliche Änderung
Mit den neuen Regelungen des „Solarpakets 1“ darf die alte Photovoltaik-Anlage – in der Regel mit EEG-Volleinspeisung – mit neuen Modulen bestückt werden unter Beibehaltung der alten EEG-Vergütung über die Restlaufzeit. Dies gilt für die repowerte Anlage nur für die Kilowatt–Nennleistung der Altanlage. Moderne Module können im Vergleich zu alten Modulen bis zu 15 Prozent mehr Ertrag aus der gleichen Sonneneinstrahlung über 20 Jahre liefern. Nach Ablauf der EEG-Vergütung kann der erzeugte Strom zu einem aktuellen Börsenstrompreis (derzeit etwa 6 Cent pro Kilowattstunde) vermarktet werden. Die Nennleistung der neuen Anlage kann mit deutlich weniger Modulen als bei der Altanlage realisiert werden.
Die freigewordene Fläche und gegebenenfalls noch weitere verfügbare Flächen auf dem Dach ermöglichen den Bau einer zusätzlichen modernen leistungsfähigen Anlage. Diese zweite Anlag kann entweder als Volleinspeise-Anlage (Einspeisetarife von aktuell etwa 10 bis 11 Cent pro Kilowattstunde) oder als Überschuss-Einspeiseanlage genutzt werden, sofern der Altbetreiber einen höheren Strombedarf hat. Ein relevanter Hebel für die Wirtschaftlichkeit ist die Belegung weiterer, bisher nicht genutzter Dachflächen. Die wirtschaftlichste Variante hängt vom individuellen Szenario ab. Ergänzend kann dieses Modell mit netzdienlichen Speichern, Wallboxen und anderen Technologien erweitert werden.
Diese Vorteile haben Betreiber von Altanlagen
Beispiel: Ein Altbetreiber hat eine 50 Kilowatt-Anlage, Inbetriebnahme Juni 2013 mit einer EEG-Vergütung von 12,99 Cent pro Kilowattstunde. Er kann über den Verkauf seiner Photovoltaik-Anlage zum richtigen Zeitpunkt das damalige Investment deutlich lukrativer gestalten.
Rechnet man das Beispiel konkret durch, ergibt sich folgendes Bild:
Die Anlage produziert aktuell noch rund 39.300 Kilowattstunden pro Jahr, die für einen Tarif von 12,99 Cent pro Kilowattstunde eingespeist werden können. Darin ist eingerechnet, dass die Anlage seit der Inbetriebnahme um rund zehn Prozent degradiert ist. Das ist ein schlechter Fall, aber durchaus nicht unrealistisch.
Für die Restlaufzeit von neun Jahren, gezählt ab 1. Januar 2025, ergeben sich kumulierte Einnahmen von 44.096 Euro aus der EInspeisevergütung. Davon müssen die bei einer solchen Anlage erhöhten Wartungskosten abgezogen werden, außerdem Versicherungsgebühren. Nach unserer Erfahrung sind das in einem solchen Beispiel rund 6.600 Euro. Es bleibt also ein Restertrag über neun Jahre von 37.482 Euro.
Der erste Schritt unseres Repowering-Ansatzes besteht darin, die Altanlage anzukaufen und die verfügbaren Dachflächen zu pachten. Nach Neuplanung der repowerten Bestandsanlage und der zusätzlichen Anlage werden diese errichtet und danach an einen Investor verkauft.
Durch den Repowering-Ansatz ergibt sich für den Altbetreiber ein kumulierter wirtschaftlicher Vorteil durch die Steigerung der Erträge und die Senkung der Kosten. Er bekommt den Restertrag der Altanlage auf einen Schlag ausbezahlt, was dann wiederum für andere eigene Investitionen verwandt werden kann. Zusätzlich entfallen die möglichen finanziellen Belastungen für den Weiterbetrieb der Altanlage.
Im Beispiel wird die Bestandsanlage dem Altbetreiber für 27.954 Euro abgekauft. Das ist der abgezinste Betrag des Restertragswertes – der Altbetreiber verliert also nichts und gewinnt Liquidität. Im Gegenzug erhält der Investor einen Pachtvertrag für die Dachfläche und damit ist die Voraussetzung für das Repowering gewährleistet. Der Altbetreiber kann zukünftig seine Stromrechnung um etwa 2.000 Euro pro Jahr reduzieren (vergünstigter Bezug von 40.000 Kilowattstunden mit Bezugsvorteil 5 Cent pro Kilowattstunde) und vermeidet die anstehenden Betriebskosten von rund 6.600 Euro. Sofern der Altbetreiber auch Eigentümer der Dachfläche ist, können noch Pachterträge von circa 10 Euro pro Kilowatt zusätzlich erwirtschaftet werden.
Diese Vorteile haben Neu-Investor von Repowering Anlagen
Das Geschäftsmodell funktioniert nur, wenn auch der zukünftige Investor etwas davon hat. Er kann über die Investition in eine Repowering-Anlage in der Regel. sieben bis neun Prozent Rendite erzielen. Diese Anlage kann damit eine höhere Rendite als eine am Markt verfügbare Neuanlage erwirtschaften.
Der Schlüssel liegt in der anteiligen hohen alten EEG-Vergütung und der Erhöhung der Kilowatt-Leistung. In der Regel kann die Kapazität einer Altanlage durch Repowering mindestens verdoppelt werden, da zusätzliche Flächen mit erschlossen werden können.
Die oben beschriebene Bestandsanlage des Altbetreibers hat eine Nennleistung von 50 Kilowatt. Da am Standort der Altanlage noch weitere, nicht genutzte Dachflächen verfügbar sind, kann eine zusätzliche Neuanlage mit 93 Kilowatt realisiert werden. Beide Anlagen haben eine Gesamtleistung von 143 Kilowatt – der Investor zahlt dafür 176.027 Euro.
Die repowerte Bestandsanlage erbringt in den ersten neun Jahren, solange sie noch die EEG-Vergütung von 12,99 Cent pro Kilowattstunde erhält, etwa 53.306 Euro. In den darauffolgenden elf Jahren speist sie für sechs Cent pro Kilowattstunde in das Netz ein – das erbringt weitere rund 29.000 Euro.
Die Neuanlage könnte über den aktuellen EEG-Satz von elf Cent pro Kilowattstunde als Volleinspeiseanlage betrieben werden. Sofern der Altbetreiber wie im Beispiel oben Strom abnimmt (40.000 Kilowattstunden), erwirtschaftet die Zusatzanlage bei einem angenommenem aktuellen Strombezugspreis von 25 Cent des Altbetreibers 20 Cent pro Kilowattstunde (25 Cent – 5 Cent Strombezugsvorteil), das wären Erlöse von 160.000 Euro. Die restliche Produktion erwirtschaftet als Überschusseinspeisung Erlöse von 59.300 Euro.
Insgesamt erwirtschaften beide Anlagen etwa 301.600 Euro, von den Einnahmen muss man Betriebskosten (Betriebskosten: Wartung, Versicherung) in Höhe von etwa 39.000 Euro abziehen.
Das ergibt eine durchschnittliche Rendite von rund 7,5 Prozent. Hierbei sind individuelle steuerliche Optimierungen noch nicht berücksichtigt. Diese Faktoren können das Szenario noch deutlich positiv hebeln. Die Rendite für den Investor kann je nach Parametern der Altanlage, verfügbarer Dachfläche und individuellen Rahmenbedingungen stark variieren.
Herausforderungen beim Repowering
Ein Repowering-Projekt beginnt mit der Identifikation der passenden Objekte, Analysen und mit der Aufbereitung individueller Betreiberinformationen. Hier fließen sowohl technische als auch vertriebliche Aspekte ein, bei denen Data Mining-Experten eng mit dem Vertrieb zusammenarbeiten müssen.
Sollte die Entscheidung für ein Repowering getroffen worden sein (sowohl beim Ansatz Verkauf der Anlage als auch beim Eigeninvest des Alt-Investors) gibt es eine ganze Reihe Herausforderungen im Projektmanagement. Beispielhaft kann hier die Qualität, oder Wiederverwendbarkeit der bestehenden Unterkonstruktion , der verbaute Modultyp und die Verhandlungen mit den Eigentümern ( alt) und Neuinvestoren genannt werden.
Ein weiteres mögliches Hindernis könnte die Begrenzung der Einspeiseleistung darstellen. Sollten der Netzzugang zur erhöhten Einspeiseleistung verwehrt sein, kann das Repowering nicht durchgeführt werden. Vorteilhaft ist jedoch die in den letzten Jahren zunehmende Praxis der erhöhten DC-Leistung auf Einspeisepunkte.
Hier gilt: Kilovoltampere sind nicht ungleich Kilowattpeak. Während man früher auf einen Netzanschluss von 100 Kilovoltampere zum Beispiel 100 Kilowattpeak Leistung DC-seitig brachte, kann die DC-Leistung spielend um 50 bis 70 Prozent überschritten werden, ohne signifikant Ertragseinbußen über das Jahr zu erleiden.
Die nachfolgende Grafik veranschaulicht dies:
Juristische Aspekte sind ebenfalls zu beachten, insbesondere bei der Übernahme bestehender Photovoltaik-Anlagen durch neue Investoren ( Umschreibung, Pachtverträge, Einspeisezusagen, Kaufvertragsdetails, Zeitpunkt des Übergangs).
Effektive Planung und Steuerung aller relevanten Prozesse, von Abkaufpreisen über Dachpacht bis hin zu Planung und Baukosten, sind für eine erfolgreiche Preisgestaltung und den Verkauf von Anlagen entscheidend.
Fazit
Wir gehen fest davon aus, dass Repowering in den kommenden Monaten weiter an Bedeutung gewinnt. Das Thema ist wirtschaftlich attraktiv, aber technisch komplex und bietet Alternativen zum derzeit schwierigen Privatkundengeschäft.
— Die Autoren Florian Meyer-Delpho und Thorsten Treptow sind die Gründer von Repower Solution GmbHs, einem Ein Start-up aus Magdeburg, die Repower Solution GmbH. Es hat sich zum Ziel gesetzt, den Wirkungsgrad und die Erträge älterer Photovoltaikanlagen bundesweit erheblich zu steigern. Es tritt als Ende-zu-Ende Dienstleister für Marktakteure an. www.repowersolution.solar —
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Über Entsorgungskosten für die vorzeitig verschrotteten PV-Module habe ich nichts gelesen. Außerdem schien mir die Pacht für den Neu-Investor als Kostenpunkt unter den Tisch gefallen zu sein. Auch der Kostenvorteil, den der Altanlagenbesitzer gehabt hätte, wenn er den Strom der Altanlage selber nutzt, wird nicht gegengerechnet.
Bekannte von mir haben das alte Haus der Eltern auf einem Münchner Grundstück lieber abgerissen, als es zu sanieren, weil sie dachten, das wäre billiger. Im Zuge des Abrisses beklagten sie sich dann bitter, dass die Stadt München eine penible Trennung aller Müllfraktionen verlangte, statt dass alles durcheinander als Bauschutt irgendwo deponiert wird, wie das bisher üblich war. Die Müllproduktion bei so einer Aktion sollte man also nicht unterschätzen.
Und was ist jetzt der Vorteil gegenüber der Errichtung einer neuen Anlage an einem bisher nicht genutzten Standort? Wenn das nicht eine noch höhere Rendite bringt, dann stimmt an den Regeln etwas nicht. Wahrscheinlich läge es daran, das die Einspeisevergütungen für Neuanlagen zu niedrig sind. Aber oben in der Rechnung fehlen ja auch ein paar kleine Punkte, die etwas von der Rendite wegfressen.
Dem möchte ich noch hinzufügen, dass es aus Sicht des Umweltschutzes unverantwortlich ist, die bestehenden Module nicht bis an ihr Lebensende zu betreiben.
Das Repowering bringt „nur“ finanzielle Vorteile, für die Umwelt ist es, global gesehen, kontraproduktiv …
Ich vermisse den Hinweis, dass die Regelung auf Grund der noch ausstehenden beihilferechtlichen Genehigung der EU noch nicht angewendet werden kann.
An diesem Punkt bin ich aktuell auch verunsichert.
Hat irgendjemand eine Quelle auf den aktuellen Stand der beihilferechtlichen Genehmigung der EU und ob das Repowering dort überhaupt noch beinhaltet ist oder nicht schon genehmigt?
Moin,
der Kommentar von Michael ist sehr wichtig und korrekt. Auch unser Netzbetreiber im Norden von Deutschland vergütet die neuen Module nicht nach den alten Vergütungssätzen sondern verweist auf
die ausstehenden beihilferechtlichen Genehmigung der EU. Wann ist die zu erwarten?