Bestandssolarpark oder Neubau: Was ändert sich, wenn die Anlage schon läuft?

Das Angebot liest sich oft so: Freiflächenanlage, seit 2019 am Netz, gemessene Erträge liegen vor, Pacht und Direktvermarktung laufen, der bisherige Betreiber möchte verkaufen. Gegenüber steht ein Neubau, der erst im nächsten Jahr ans Netz geht und bis dahin aus Zeichnungen, einem Ertragsgutachten und einem Zahlungsplan besteht. Welches der beiden Direktinvestments ist das bessere? Die Antwort hängt an weniger Dingen, als man denkt, und an anderen, als die meisten Exposés in den Vordergrund stellen.

Wir haben deshalb die Eigenschaften, die mit der Anlage den Besitzer wechseln, einzeln auseinandergenommen: den anzulegenden Wert, das Inbetriebnahmedatum und die Negativpreisregel, die daran hängt, die Restlaufzeit, den Zustand der Technik und die Verträge. Daraus wird eine eigene Rechnung für drei Anlagengenerationen und eine Prüfliste, die für eine laufende Anlage anders aussieht als für einen Neubau.

Was unterscheidet eine laufende Anlage von einem Neubau aus Anlegersicht?

Die Anlage hat eine Vergangenheit, und diese Vergangenheit bestimmt ihre Zukunft. Beim Neubau legt der Zuschlag der Bundesnetzagentur den Vergütungssatz fest, die Inbetriebnahme startet die 20 Jahre, und alle Verträge werden für den Anleger geschlossen. Bei einer laufenden Anlage ist all das längst geschehen: Der Satz steht, die Uhr läuft seit Jahren, die Verträge wurden mit einem anderen Betreiber verhandelt, und die Technik hat ein Alter. Der Anleger erwirbt nicht nur Module und Wechselrichter, sondern eine Rechtsposition mit festem Ablaufdatum.

Welche EEG-Regeln bleiben beim Betreiberwechsel an der Anlage?

Alle. Das EEG knüpft seine Rechte an die Anlage, nicht an die Person: Anlagenbetreiber ist, wer die Anlage nutzt, „unabhängig vom Eigentum“ (§ 3 Nr. 2 EEG), und der anzulegende Wert ist der Wert, den die Bundesnetzagentur im Zuschlag ermittelt hat oder den das Gesetz für das Inbetriebnahmejahr bestimmt (§ 3 Nr. 3). Die Inbetriebnahme ist die erstmalige Inbetriebsetzung der Anlage; der Austausch von Modulen oder Wechselrichtern ändert daran nichts (§ 3 Nr. 30). Wer eine laufende Anlage übernimmt, tritt also in genau die Vergütung ein, die der Vorbetreiber hatte, mit demselben Startdatum. Die 20 Jahre nach § 25 Abs. 1 EEG laufen weiter, nicht neu; bei Anlagen mit gesetzlich bestimmtem Wert bis zum 31. Dezember des zwanzigsten Jahres, bei Zuschlagsanlagen auf den Tag. Wie Inbetriebnahme und Degression im Einzelnen funktionieren, steht im Beitrag Inbetriebnahmedatum beim Solarpark.

Mit der Anlage wandert auch ihre Gesetzesfassung. Für Anlagen, die vor 2023 in Betrieb gingen oder ihren Zuschlag vor 2023 erhielten, gilt das EEG in der Fassung vom 31. Dezember 2022 weiter (§ 100 Abs. 1 EEG); für Anlagen mit Inbetriebnahme oder Zuschlag zwischen dem 1. Januar 2023 und dem 24. Februar 2025 die Fassung vom 24. Februar 2025 (§ 100 Abs. 46). Nur wer seit dem 25. Februar 2025 in Betrieb geht, fällt unter den heutigen § 51: Jede Viertelstunde mit negativem Spotmarktpreis senkt den anzulegenden Wert auf null, dafür verlängert § 51a den Vergütungszeitraum, bei Solaranlagen um die Hälfte der betroffenen Viertelstunden als Volllastkontingent. Ältere Anlagen haben weder die scharfe Regel noch die Verlängerung. Die Übergangsregel in § 100 Abs. 47 erlaubt Anlagen ohne Negativpreisregel sogar, freiwillig in das neue System zu wechseln; ein Fall, der in der Praxis selten günstig ist.

Diese Staffel ist der eigentliche Unterschied zwischen den Anlagengenerationen. Das EEG 2014 führte die Regel ein: Vergütung entfällt erst, wenn der Preis sechs Stunden am Stück negativ ist, und ausdrücklich nicht für Anlagen mit Inbetriebnahme vor dem 1. Januar 2016 (§ 24 Abs. 1 und 3 EEG 2014). Das EEG 2021 verkürzte auf vier Stunden für Anlagen der Jahre 2021 und 2022, das EEG 2023 setzte eine Treppe: vier Stunden im Jahr 2023, drei Stunden 2024 und 2025, zwei Stunden 2026, eine Stunde ab 2027. Seit dem 25. Februar 2025 zählt für Neuanlagen jede Viertelstunde. Wir haben für das Preisjahr 2025 nachgezählt, was das für eine Musteranlage in Niedersachsen bedeutet hätte.

Der Sprung von „sechs Stunden“ zu „jede Viertelstunde“ kostet im Preisjahr 2025 rund neun Prozentpunkte des Jahresertrags; von vier Stunden abwärts ist der Unterschied klein, weil negative Preise im Sommer 2025 meist in langen Blöcken kamen. Zwei Dinge gehören zu dieser Tabelle. Erstens: Wer in den betroffenen Stunden abregelt, verliert die Vergütung, aber nicht mehr; wer einspeist, zahlt den negativen Preis. Zweitens: Für Neuanlagen hängt § 51a die ausgefallenen Viertelstunden zur Hälfte hinten an, verschoben um 20 Jahre. Wie Negativpreise entstehen und was ein Speicher daneben ändert, steht im Beitrag Negative Strompreise: Was sie für PV- und Speicher-Anleger bedeuten. Dazu kommt der nächste Schnitt: Der Entwurf des EEG 2027 ändert die Marktprämie für Anlagen ab 2027, bestehende Anlagen behalten ihr System; die Einzelheiten stehen im Beitrag EEG 2027: Was der Refinanzierungsbeitrag für ein Solarpark-Direktinvestment bedeutet.

Formal ist der Wechsel unspektakulär: Der neue Betreiber registriert den Betreiberwechsel im Marktstammdatenregister innerhalb eines Monats (§ 7 Abs. 1 MaStRV), der Netzbetreiber stellt die Abrechnung um, der Direktvermarkter wird vertraglich übernommen oder neu beauftragt. Was nicht geht: eine alte Anlage auf das heutige Recht „umstellen“, um den höheren Höchstwert oder die Verlängerung nach § 51a zu bekommen. Die Generation bleibt.

Was ist eine laufende Anlage je Kilowatt wert, verglichen mit einem Neubau?

Das hängt vor allem vom Produkt aus Vergütungssatz und Restjahren ab, weniger vom Alter der Module. Wir haben drei Anlagen derselben Bauart am selben Standort durchgerechnet und den Barwert der restlichen EEG-Jahre je Kilowatt bestimmt, jeweils aus Sicht eines Erwerbs im Jahr 2027. Der Neubau erhält den gewichteten Zuschlagswert der Runde vom 1. Juli 2026 und die volle Laufzeit, aber die Viertelstundenregel. Anlage A stammt aus der Ausschreibungsrunde vom 1. Oktober 2018 mit 4,69 Cent, ging 2019 in Betrieb und hat noch zwölf Jahre unter der Sechs-Stunden-Regel. Anlage B ging 2014 mit dem damaligen gesetzlichen Wert von 9,23 Cent ans Netz, hat keine Negativpreisregel und noch acht Jahre bis Ende 2034.

Drei Beobachtungen. Erstens: Anlage A erlöst heute je Kilowatt mehr als ein Neubau, weil ihr die Sechs-Stunden-Regel neun Prozentpunkte Ertrag rettet. Trotzdem ist sie je Kilowatt nur rund drei Viertel so viel wert, weil acht ihrer zwanzig Jahre vorbei sind. Zweitens: Anlage B ist mit acht Restjahren die kürzeste Position und zugleich die wertvollste, weil 9,23 Cent ohne Negativpreisregel fast das Doppelte des Neubau-Erlöses bringen. Drittens: Ein Preis je Kilowatt, der für einen Neubau angemessen wäre, ist für Anlage A zu hoch und für Anlage B möglicherweise zu niedrig. Der Kaufpreis einer laufenden Anlage gehört deshalb nie an den Neubaupreis je Kilowatt angelegt, sondern an den Barwert ihrer Restjahre.

Was in dieser Rechnung fehlt, und das bewusst: der Weiterbetrieb nach dem EEG. Eine Anlage von 2014 hat 2035 Module mit Leistungsgarantie bis etwa 2039 und einen Netzanschluss, der weiter nutzbar ist. Diesen Restwert konservativ oder gar nicht anzusetzen, ist die Linie, die wir auch beim Neubau empfehlen; was danach möglich ist, steht im Beitrag Solarpark nach 20 Jahren: Weiterbetrieb, Repowering oder Rückbau?. Ebenfalls nicht enthalten: der Preisabschlag, den ein Verkäufer unter Zeitdruck hinnimmt, und der Aufschlag, den ein Käufer für eine saubere Datenlage zahlt. Beides sind Verhandlungsgrößen, keine Modellgrößen; die Verkäuferseite dieser Verhandlung beschreibt der Beitrag Direktbeteiligung vorzeitig verkaufen: Wie liquide ein Energie-Direktinvestment wirklich ist.

Ersetzt die Betriebshistorie das Ertragsgutachten?

Zum Teil, und das ist der stärkste Vorteil einer laufenden Anlage. Ein Ertragsgutachten schätzt vor dem Bau, was eine Anlage im Mittel liefern wird; die Abrechnungen des Netzbetreibers und des Direktvermarkters zeigen, was sie tatsächlich geliefert hat. Drei bis fünf Jahre gemessener Ertrag sagen mehr über Verschattung, Verschmutzung, Verfügbarkeit und die Qualität der Montage als jede Simulation. Was ein Gutachten leistet und wo seine Grenzen liegen, erklärt der Beitrag Ertragsgutachten lesen: Was P50 und P90 für ein Solarpark-Direktinvestment bedeuten.

Gemessene Jahre sind aber keine 20 Jahre. Das Strahlungsjahr 2025 lag nach dem Deutschen Wetterdienst 9,4 Prozent über dem langjährigen Mittel, 2021 darunter; wer die Historie nutzt, muss jede Jahreszahl um das Wetter des Jahres bereinigen, etwa mit den Einstrahlungsdaten des Deutschen Wetterdienstes oder einer freien Strahlungsdatenbank für die Koordinaten. Erst der wetterbereinigte spezifische Ertrag in Kilowattstunden je Kilowatt ist mit dem ursprünglichen P50-Wert vergleichbar. Liegt er dauerhaft darunter, hat die Anlage ein Problem, das im Kaufpreis stehen muss; liegt er darüber, sollte das Gutachten des Verkäufers nicht einfach fortgeschrieben werden.

1. Jahreserträge in Kilowattstunden je Kilowatt für jedes volle Betriebsjahr, aus den Abrechnungen, nicht aus dem Monitoring-Portal.
2. Wetterbereinigung je Jahr; der Trend über die Jahre zeigt die tatsächliche Degradation, die Spanne zwischen den Jahren das Wetterrisiko.
3. Verfügbarkeit und Störungsliste: Wie viele Tage stand welcher Teil der Anlage, und warum?
4. Abregelungen durch den Netzbetreiber und die dafür gezahlten Entschädigungen; häufen sich Einsätze, ist das Netzgebiet eng (Beitrag Abregelung beim Solarpark: wann der Netzbetreiber zahlt und wann nicht).
5. Wartungsprotokolle, Thermografie und die letzte Prüfung der elektrischen Anlage; fehlen sie, ist das selbst eine Information.
6. Direktvermarkter-Abrechnungen mit Marktwert, Marktprämie und ausgefallenen Stunden, um die Negativpreisregel der Anlage an echten Zahlen zu sehen.

Wie alt darf eine Anlage sein, die man übernimmt?

Älter, als viele denken, solange zwei Dinge im Preis stehen: der Wechselrichtertausch und die fehlende Gewährleistung. Module verlieren nach den Messreihen der letzten Jahre zwischen 0,15 und 0,5 Prozent Leistung pro Jahr; eine Anlage von 2019 liefert 2027 also noch rund 96 bis 99 Prozent ihrer Anfangsleistung, und das ist in unserer Barwertrechnung bereits enthalten. Der Wechselrichter dagegen wird nach Erfahrungswerten zwischen dem zehnten und fünfzehnten Betriebsjahr getauscht. Wer eine Anlage im achten Jahr übernimmt, kauft diesen Posten mit; wer eine aus dem Jahr 2014 übernimmt, sollte wissen, ob der Tausch schon geschehen ist. Zahlen, Garantielinien und die steuerliche Behandlung des Tauschs stehen im Beitrag Moduldegradation und Wechselrichtertausch: was in einem Solarpark altert und was das für die Rendite heißt.

Der zweite Punkt ist rechtlich. Beim Neubau haftet der Errichter für Mängel, und die Herstellergarantien beginnen am Tag der Lieferung. Beim Kauf einer gebrauchten Anlage gilt das Kaufrecht: Mängelansprüche verjähren in zwei Jahren ab Übergabe (§ 438 Abs. 1 Nr. 3 BGB), und in der Praxis schließen Kaufverträge über gebrauchte Anlagen die Haftung weitgehend aus. Die Grenze zieht § 444 BGB: Auf einen Ausschluss kann sich der Verkäufer nicht berufen, wenn er einen Mangel arglistig verschwiegen oder eine Beschaffenheitsgarantie übernommen hat. Deshalb lohnt es sich, Zusagen über Zustand, Ertrag und Störungsfreiheit als zugesicherte Beschaffenheit in den Vertrag zu schreiben, statt sie im Exposé stehen zu lassen. Herstellergarantien für Module und Wechselrichter sind oft auf den Erstkäufer bezogen oder verlangen eine Anzeige des Eigentümerwechsels; ob sie mitgehen, steht in den Garantiebedingungen, nicht im Kaufvertrag.

Die Versicherung geht dagegen von Gesetzes wegen mit: Wird die versicherte Sache veräußert, tritt der Erwerber in den Vertrag ein (§ 95 VVG). Beide Seiten können danach kündigen, der Versicherer mit Monatsfrist, der Erwerber sofort (§ 96 VVG). Für den Erwerber heißt das: Police, Deckungssummen und Selbstbehalte prüfen, vor allem aber den Schadenverlauf der letzten Jahre anfordern, denn Sturm- und Hagelschäden mit Teilreparatur sind in der Ertragshistorie sonst nicht zu sehen. Was eine Police für Freiflächenanlagen abdecken sollte, steht im Beitrag Solarpark und Batteriespeicher versichern: Welche Policen zum Direktinvestment gehören und wer sie hält.

Welche Verträge gehen mit der Anlage über, und welche nicht von selbst?

Nur die Baugenehmigung und die Versicherung wechseln automatisch den Inhaber; alles andere braucht eine Vereinbarung. Baurechtliche Genehmigungen gelten für und gegen den Rechtsnachfolger (so etwa Art. 54 Abs. 2 Satz 3 der Bayerischen Bauordnung; die anderen Landesbauordnungen enthalten denselben Satz), mit allen Auflagen, auch der Rückbauverpflichtung. Die Rückbausicherheit, die der Vorbetreiber bei der Gemeinde hinterlegt hat, wird dagegen auf den neuen Betreiber umgestellt oder neu gestellt; wer das übersieht, stellt sie doppelt oder gar nicht (Rückbau und Rückbausicherheit beim Solarpark: Wer zahlt, wie hoch die Bürgschaft ausfällt und was sie kostet).

Der Pachtvertrag über die Fläche geht nicht automatisch über. Der Erwerber tritt entweder mit Zustimmung des Grundstückseigentümers in den bestehenden Vertrag ein oder wird Unterpächter des Vorbetreibers, eine deutlich schwächere Position. Die beschränkte persönliche Dienstbarkeit im Grundbuch ist nur übertragbar, wenn sie einer juristischen Person oder Personengesellschaft für den Betrieb einer Energieanlage zusteht (§ 1092 Abs. 3 BGB); sonst muss sie neu bestellt werden. Beides, Eintrittsklausel und Dienstbarkeit, erklärt der Beitrag Pachtvertrag beim Solarpark aus Anlegersicht: Miete statt Pacht, Pachtzins je Kilowatt und Ihr Eintritt in den Vertrag.

Netzanschluss- und Einspeisevertrag sind Verträge mit dem Netzbetreiber; die Übernahme ist eine Vertragsübernahme, die dessen Zustimmung braucht (§ 415 Abs. 1 BGB für die Schuldseite). In der Praxis stimmen Netzbetreiber zu, verlangen aber vollständige Unterlagen und die Registrierung des Betreiberwechsels. Der Direktvermarktungsvertrag hat eine Laufzeit und meist eine Klausel zum Betreiberwechsel; ob der Erwerber ihn fortführen muss oder neu ausschreiben kann, entscheidet über Vermarktungsentgelt und Flexibilität. Der Betriebsführungs- und Wartungsvertrag schließlich ist frei verhandelbar; gerade bei älteren Anlagen ist er Gelegenheit, Verfügbarkeitszusagen und Reaktionszeiten neu zu fassen.

Was beim Neubau an dieser Stelle steht, ist das Bauphasenrisiko: Zahlungen vor Fertigstellung, Eigentumsübergang erst nach Abnahme, Insolvenz des Errichters. Dieses Risiko hat die laufende Anlage hinter sich; es ist der eine Punkt, an dem sie dem Neubau klar überlegen ist. Welche Sicherungen beim Neubau an seine Stelle treten, zeigt der Beitrag Insolvenz von Anbieter oder Betreiber: Was dann mit Ihrem Direktinvestment passiert.

Was ändert sich steuerlich, wenn die Anlage gebraucht ist?

Weniger, als oft angenommen, und an einer Stelle zugunsten des Erwerbers. Der Investitionsabzugsbetrag nach § 7g Abs. 1 EStG verlangt ein abnutzbares bewegliches Wirtschaftsgut des Anlagevermögens, nicht ein neues; das BMF-Schreiben vom 15. Juni 2022 sagt es in Randziffer 6 ausdrücklich: „für neue oder gebrauchte“ Wirtschaftsgüter. Dasselbe gilt für die Sonderabschreibung von bis zu 40 Prozent nach § 7g Abs. 5 und für die degressive Abschreibung nach § 7 Abs. 2 EStG bei Anschaffung zwischen dem 1. Juli 2025 und dem 31. Dezember 2027. Alle Voraussetzungen, Gewinngrenze von 200.000 Euro, Nutzung in einer inländischen Betriebsstätte, Verbleibensfrist, gelten unverändert; sie stehen im Beitrag Investitionsabzugsbetrag: Alle Voraussetzungen des §7g EStG, und wer ihn nutzen kann.

Anders ist die Abschreibungsdauer. Für neue Photovoltaikanlagen nennt die amtliche AfA-Tabelle 20 Jahre; sie ist ausdrücklich ein Anhaltspunkt für die betriebsgewöhnliche Nutzungsdauer (§ 7 Abs. 1 Satz 2 EStG). Wer eine Anlage im achten Betriebsjahr erwirbt, schreibt seinen Kaufpreis nicht über 20 Jahre ab, sondern über die voraussichtliche Restnutzungsdauer, die er schätzen und begründen muss, etwa mit der Laufzeit der Leistungsgarantie und dem Zustand der Anlage. Zwölf oder 15 Jahre statt 20 heißt: höhere Jahresabschreibung bei gleichem Kaufpreis. Dazu gehört die Aufteilung des Kaufpreises auf Module, Wechselrichter, Unterkonstruktion, Netzanschluss und gegebenenfalls vorausgezahlte Pacht; jeder Posten hat seine eigene Nutzungsdauer, und der Wechselrichter wird nach dem Tausch ohnehin zum Erhaltungsaufwand.

Bei der Umsatzsteuer ist der Erwerb einer laufenden Anlage mit Verträgen meist eine Geschäftsveräußerung im Ganzen: nicht steuerbar, ohne Umsatzsteuer auf dem Kaufpreis und ohne Vorsteuerabzug, der Erwerber tritt an die Stelle des Veräußerers (§ 1 Abs. 1a UStG). Er übernimmt damit auch den laufenden Berichtigungszeitraum nach § 15a UStG, und der Veräußerer ist verpflichtet, ihm die dafür nötigen Angaben zu machen (§ 15a Abs. 10 UStG). Die Einzelheiten stehen im Beitrag Umsatzsteuer beim PV- und Speicher-Direktinvestment: Warum hier 19 % anfallen und wieder zurückfließen. Bei der Gewerbesteuer gilt der Betrieb mit dem Übergang im Ganzen beim Veräußerer als eingestellt und beim Erwerber als neu gegründet (§ 2 Abs. 5 GewStG); Gewerbeverluste des Vorbetreibers nutzen dem Erwerber deshalb nichts, und der neue Betrieb wird bei der eigenen Gemeinde angezeigt.

Welche Unterlagen gehören bei einer laufenden Anlage vor die Unterschrift?

Mehr als beim Neubau, weil es sie schon gibt. Wer sie nicht bekommt, hat seine Antwort. Die Liste ist bewusst auf Dokumente bezogen, nicht auf Zusagen.

1. Auszug aus dem Marktstammdatenregister mit Inbetriebnahmedatum, registriertem Betreiber und Leistung; dazu Inbetriebnahmeprotokoll und Zuschlagsbescheid der Bundesnetzagentur oder die Vergütungsmitteilung des Netzbetreibers.
2. Abrechnungen von Netzbetreiber und Direktvermarkter für mindestens drei volle Jahre, mit Marktwert, Marktprämie und ausgefallenen Stunden.
3. Monitoring-Export je Wechselrichter und Störungsliste mit Ausfallzeiten.
4. Wartungsprotokolle, Thermografie, letzte Prüfung der elektrischen Anlage, Nachweis der Reinigung und Mahd.
5. Alter, Typ und Garantiestand der Wechselrichter; Modulgarantien samt Übertragbarkeitsklausel.
6. Pachtvertrag mit Laufzeit, Eintritts- oder Übertragungsklausel, Zustimmung des Eigentümers; Grundbuchauszug mit Dienstbarkeit und deren Berechtigtem.
7. Netzanschluss- und Einspeisevertrag, Zustimmung des Netzbetreibers zur Übernahme, Nachweis der Netzanschlusskapazität.
8. Direktvermarktungsvertrag mit Laufzeit, Entgelt und Regelung für den Betreiberwechsel.
9. Versicherungspolice mit Deckung und Selbstbehalt sowie der Schadenverlauf der letzten fünf Jahre.
10. Baugenehmigung mit allen Auflagen, Rückbauverpflichtung und Nachweis der hinterlegten Rückbausicherheit.
11. Angaben nach § 15a UStG zum laufenden Berichtigungszeitraum und die umsatzsteuerliche Einordnung des Verkaufs.
12. Offene Posten: ausstehende Entschädigungen für Abregelung, laufende Gewährleistungsfälle, Rechtsstreitigkeiten mit Netzbetreiber, Verpächter oder Nachbarn.
13. Kaufvertragsentwurf mit Beschaffenheitszusagen zu Ertrag, Zustand und Lastenfreiheit sowie Regelung, wer die Erlöse bis zum Übergabestichtag erhält.

Dazu drei Fragen an den Anbieter, die der Vorbetreiber beantworten können muss: Warum wird verkauft? Welche Jahre lagen unter dem Gutachten, und was war der Grund? Und welche Investitionen stehen in den nächsten drei Jahren an, die in der Historie noch nicht sichtbar sind? Wer auf die erste Frage mit „Portfoliobereinigung“ antwortet und auf die dritte mit „keine“, hat die beiden schwierigen Fragen nicht beantwortet.

Wie wir eine laufende Anlage und einen Neubau prüfen

Mit derselben Rechnung, aber anderen Eingaben. Bei der laufenden Anlage ersetzen wir das Gutachten durch die wetterbereinigte Ertragshistorie, setzen die Negativpreisregel ihrer Generation an echten Abrechnungen an und bewerten den Barwert der Restjahre ohne Restwert nach dem EEG; dann legen wir den Kaufpreis daneben, nicht den Preis je Kilowatt eines Neubaus. Beim Neubau prüfen wir Gutachten, Zahlungsplan und Sicherheiten für die Bauphase. In beiden Fällen gehen wir die Verträge auf Übergang und Eintritt durch und sprechen die steuerlichen Punkte mit Ihrem Steuerberater ab, bevor Sie unterschreiben. Genau das tun wir in einem unverbindlichen Erstgespräch; Renditezusagen geben wir dabei keine, weder für alte noch für neue Anlagen.