Solarpark nach 20 Jahren: Weiterbetrieb, Repowering oder Rückbau?

Wer eine Direktbeteiligung an einem Solarpark oder Batteriespeicher prüft, stößt früh auf die Zahl 20: 20 Jahre EEG-Vergütung, 20 Jahre steuerliche Nutzungsdauer der Photovoltaik, oft auch 20 Jahre Modellrechnung. Daraus wird schnell die falsche Vorstellung, nach 20 Jahren sei Schluss. Tatsächlich laufen in einem Solarpark mehrere Uhren parallel, und sie enden zu unterschiedlichen Zeitpunkten. Wer die Uhren auseinanderhält, kann Projektkalkulationen deutlich besser beurteilen: Was ist gesichert, was ist Annahme, und was ist stille Reserve?

Wie lange läuft ein Solarpark wirklich?

Länger als 20 Jahre. Die 20 Jahre sind eine förderrechtliche und eine steuerliche Frist, keine technische. In einer Projektkalkulation laufen vier verschiedene Uhren, die man nicht verwechseln sollte: die steuerliche Abschreibung, das Förder- bzw. Privilegienfenster, die technische Lebensdauer und die Vertragslaufzeiten von Pacht und Beteiligung.

Die technische Uhr läuft dabei am längsten. Waferbasierte Solarmodule altern langsam: Eine Fraunhofer-ISE-Messreihe an 44 qualitätsgeprüften Anlagen in Deutschland ergab eine durchschnittliche Degradation der Nennleistung von rund 0,15 Prozent pro Jahr; eine breite NREL-Auswertung von fast 2.000 publizierten Messungen kommt auf einen Median von 0,5 Prozent pro Jahr. Seriöse Kalkulationen rechnen mit dem konservativeren Wert. Selbst damit liefert ein Modul nach 25 Jahren noch fast 90 Prozent seiner Anfangsleistung, und die Hersteller garantieren üblicherweise höchstens 10 bis 15 Prozent Leistungsverlust über 25 bis 30 Jahre. Beim Batteriespeicher ist die Alterung schneller und stärker vom Betrieb abhängig; wie Degradation, Garantien und Augmentation dort funktionieren, behandelt Die Batterie als Sachwert: Lebensdauer, Degradation und Garantien eines Großspeichers.

Was endet nach 20 Jahren, und was läuft weiter?

Es endet die Förderung, nicht der Betrieb. Nach § 25 EEG werden Marktprämien und Einspeisevergütungen für 20 Jahre gezahlt; bei Anlagen mit gesetzlich bestimmtem anzulegendem Wert verlängert sich der Zeitraum bis zum 31. Dezember des zwanzigsten Jahres. Danach erlischt der Zahlungsanspruch, sonst nichts: Die Anlage bleibt genehmigt, der Netzanschluss bleibt bestehen, und der Strom darf weiter verkauft werden, nur eben ohne staatlich gesicherten Mindestpreis.

Für kleine Anlagen hat der Gesetzgeber eine Übergangslösung geschaffen: Sogenannte ausgeförderte Anlagen erhalten noch bis Ende 2032 eine Anschlussvergütung. Ausgefördert im Sinne des Gesetzes sind aber nur Anlagen bis 100 Kilowatt (§ 3 Nr. 3a EEG), also die typische Hausdach-Anlage. Ein Solarpark im Megawatt-Maßstab fällt nicht darunter. Er wechselt nach dem Förderende in die sonstige Direktvermarktung nach § 21a EEG: Der Strom wird über einen Direktvermarkter an der Börse verkauft oder über einen Stromabnahmevertrag abgesichert; wie solche Verträge aufgebaut sind, zeigt PPA verstehen: Wie Stromabnahmeverträge die Erlöse eines Solarparks planbar machen.

Beim Batteriespeicher stellt sich die Frage anders, denn er lebt von Anfang an von Markterlösen statt von einer EEG-Vergütung. Sein wichtigstes Privileg ist die Befreiung des Ladestroms von den Netzentgelten, und auch sie ist auf 20 Jahre ab Inbetriebnahme angelegt (§ 118 Abs. 6 EnWG). Da die Zellen auf 15 bis 20 Betriebsjahre ausgelegt sind, deckt dieses Fenster den üblichen Betrachtungszeitraum ab; kritisch wird es erst bei Modellen, die deutlich darüber hinaus rechnen. Die Einzelheiten stehen in Netzentgelte für Batteriespeicher: die Befreiung bis 2029 und die AgNeS-Reform.

Welche drei Wege gibt es am Ende der Förderung?

Weiterbetrieb, Repowering oder Rückbau. Welcher Weg wirtschaftlich vorn liegt, hängt am Zustand der Anlage, an den Strompreisen und vor allem daran, was Pachtvertrag und Genehmigung zulassen.

In der Praxis ist das keine Entscheidung im Jahr 20, sondern ein gleitender Prozess: Betreiber vergleichen laufend, ob der nächste größere Reparaturbedarf (etwa ein Wechselrichtertausch) noch in den Weiterbetrieb investiert wird oder ob er der Anlass für ein Repowering ist. Für Anleger einer Direktbeteiligung heißt das: Wichtig ist weniger, welcher Weg im Modell steht, sondern ob der Anbieter alle drei offenhält.

Was bedeutet Repowering konkret?

Repowering heißt: Die Anlagentechnik wird durch aktuelle ersetzt, der Standort bleibt. Der Wert steckt dabei weniger in den alten Modulen als in dem, was um sie herum existiert: eine gesicherte Fläche, ein Netzanschluss mit Einspeisekapazität, Wegerechte, ein eingespielter Betrieb. Weil moderne Module pro Quadratmeter deutlich mehr leisten als die Technik von vor 20 Jahren, kann auf derselben Fläche erheblich mehr Leistung installiert werden; der Netzanschluss, in vielen Regionen der knappste Faktor, ist schon da.

Zwei Punkte werden dabei oft falsch verstanden. Erstens löst ein Modultausch nicht automatisch eine neue Förderung aus: Nach § 3 Nr. 30 EEG ändert der Austausch des Generators oder sonstiger technischer Teile den Inbetriebnahmezeitpunkt der Anlage nicht. Eine neue EEG-Vergütung gibt es nur auf dem regulären Weg, also über einen neuen Zuschlag in der Ausschreibung oder über einen Stromabnahmevertrag zu Neuanlagen-Konditionen. Zweitens ist die Genehmigungslage nicht trivial: Ob ein Repowering als bloße Änderung durchgeht oder ein neues Verfahren braucht, ist im Bauordnungsrecht nicht einheitlich geregelt; eine Studie im Auftrag des Umweltbundesamts von 2025 mahnt hier ausdrücklich klarere Verwaltungsvorschriften an. Ein Anbieter, der Repowering als sicheren Wert einpreist, sollte beide Punkte beantworten können.

Steuerlich ist ein Repowering im Kern eine neue Investition: Die neuen Komponenten werden aktiviert und über ihre Nutzungsdauer abgeschrieben, und unter den Voraussetzungen des § 7g EStG kann dafür erneut ein Investitionsabzugsbetrag in Betracht kommen. Wie dieser Mechanismus funktioniert, erklärt Investitionsabzugsbetrag einfach erklärt: Wie der IAB funktioniert; die Details gehören in die Beratung durch den Steuerberater.

Wer zahlt den Rückbau, und was bleibt von der Fläche?

Der Betreiber zahlt, und die Fläche wird wieder frei. Bei Solarparks, die im Außenbereich privilegiert zugelassen sind (etwa entlang von Autobahnen und Schienenwegen oder als Agri-PV nach § 35 Abs. 1 Nr. 8b und Nr. 9 BauGB), verlangt das Gesetz schon für die Genehmigung eine Verpflichtungserklärung, das Vorhaben nach dauerhafter Aufgabe der Nutzung zurückzubauen und Bodenversiegelungen zu beseitigen (§ 35 Abs. 5 Satz 2 BauGB); die Behörde soll die Einhaltung absichern, etwa über eine Baulast. Die meisten großen Freiflächenparks entstehen allerdings auf Grundlage eines Bebauungsplans. Dort wird die Rückbaupflicht regelmäßig im städtebaulichen Vertrag nach § 11 BauGB verankert und über eine Sicherheit unterlegt, üblicherweise eine Bankbürgschaft, deren Höhe die Gemeinde festlegt.

Wie hoch die Rückbaukosten am Ende ausfallen, lässt sich heute nicht seriös auf den Euro beziffern; selbst die erwähnte Studie im Auftrag des Umweltbundesamts empfiehlt erst noch ein einheitliches Fachgutachten, damit Sicherungshöhen bundesweit nachvollziehbar ermittelt werden. Zwei Dinge lassen sich aber festhalten. Erstens ist ein Solarpark kein Sondermüll, sondern überwiegend ein Rohstofflager aus Stahl, Aluminium, Kupfer und Glas, dessen Verwertung einen Teil der Rückbaukosten gegenfinanziert. Zweitens ist die Entsorgung der Module geregelt: Sie gelten nach dem Elektro- und Elektronikgerätegesetz als Großgeräte, die Hersteller müssen sie zurücknehmen, und für ihre Kategorie gelten mindestens 85 Prozent Verwertung und 80 Prozent Recycling (§ 22 ElektroG). Für Batteriespeicher setzt die EU-Batterieverordnung eigene, steigende Rückgewinnungsquoten; was am Ende eines Speicherlebens passiert, steht in Die Batterie als Sachwert: Lebensdauer, Degradation und Garantien eines Großspeichers.

Für die Beurteilung eines Projekts zählt deshalb weniger die exakte Kostenzahl als die Struktur: Ist eine Rückbauverpflichtung vertraglich fixiert, ist sie mit einer ausreichenden Sicherheit unterlegt, und taucht der Rückbau als Kostenposition in der Kalkulation auf? Ein Modell, das am Laufzeitende einfach bei null aufhört, hat eine Lücke.

Warum ist der Pachtvertrag der eigentliche Hebel?

Weil er entscheidet, wem die Optionen nach Jahr 20 gehören. Weiterbetrieb und Repowering setzen beide voraus, dass die Fläche über das Förderende hinaus gesichert ist. Endet die Pacht nach 20 Jahren, verhandelt der Betreiber zur Unzeit: Der Verpächter weiß, dass Netzanschluss und Infrastruktur an dieser Fläche hängen, und kann das einpreisen. Deshalb werden Standortverträge für Solarparks üblicherweise über die Förderdauer hinaus geschlossen, oft mit gestaffelten Verlängerungsoptionen bis in die Größenordnung von 30 und mehr Jahren.

Dabei setzt das Zivilrecht eine wenig bekannte Grenze: Ein Pachtvertrag, der für länger als 30 Jahre geschlossen wird, kann nach Ablauf von 30 Jahren von jeder Seite außerordentlich gekündigt werden (§ 544 BGB, über § 581 Abs. 2 BGB auch für die Pacht). Sehr lange Festlaufzeiten sind also weniger wert, als sie klingen; belastbarer ist eine Grundlaufzeit mit Verlängerungsoptionen und einer dinglichen Sicherung im Grundbuch, typischerweise einer beschränkten persönlichen Dienstbarkeit, die das Nutzungsrecht auch bei einem Eigentümerwechsel der Fläche erhält. Gut verhandelte Verträge regeln außerdem ausdrücklich, ob ein Repowering von der Pacht gedeckt ist und wie der Rückbau am Ende aussieht.

Wie gehört der Restwert in die Renditerechnung?

Konservativ oder gar nicht. Nach dem Förderende speisen sich die Erlöse aus dem Marktwert Solar, den die Übertragungsnetzbetreiber monatlich veröffentlichen, oder aus Anschluss-PPAs; beides ist über zwei Jahrzehnte im Voraus nicht seriös prognostizierbar, zumal wachsende Solarmengen die Marktwerte in sonnigen Stunden drücken. Wie sich das schon heute in negativen Preisstunden zeigt, beschreibt Negative Strompreise: Was sie für PV- und Speicher-Anleger bedeuten. Eine belastbare Kalkulation lässt die Beteiligung deshalb innerhalb des gesicherten Förderzeitraums aufgehen und behandelt die Jahre danach als Zusatzchance mit vorsichtigen Preisannahmen, nicht als tragende Säule der Rendite.

Steuerlich hat der Restwert eine zweite Pointe: Nach Ablauf der Abschreibung steht dem Erlös kaum noch Buchwert gegenüber. Wird die Anlage oder die Beteiligung dann verkauft, ist der Verkaufserlös im Wesentlichen steuerpflichtiger Gewinn; die Mechanik dazu erklärt Nach dem IAB: Wie laufende Erträge und der Verkauf einer Direktbeteiligung besteuert werden. Und für die Prüfung der Gewinnerzielungsabsicht spielt der Restwert ebenfalls eine Rolle, denn in die Totalgewinnprognose gehört ein nachvollziehbares Verwertungsszenario am Laufzeitende; die Einzelheiten stehen in Liebhaberei und Gewinnerzielungsabsicht: Wann das Finanzamt den Steuerhebel streicht. Wer nicht bis zum Laufzeitende halten will, findet die Ausstiegswege in Direktbeteiligung vorzeitig verkaufen: Wie liquide ein Energie-Direktinvestment wirklich ist.

Welche Fragen sollten Sie jedem Anbieter stellen?

Am Umgang mit dem Laufzeitende lässt sich die Qualität eines Projekts gut ablesen. Diese Fragen gehören in jedes Gespräch:

• Wie lange läuft der Pachtvertrag, welche Verlängerungsoptionen bestehen, und ist das Nutzungsrecht über eine Dienstbarkeit im Grundbuch gesichert?
• Deckt der Pachtvertrag ein späteres Repowering ausdrücklich ab?
• Mit welchem Restwert und welchen Erlösannahmen rechnet das Modell nach dem Ende der EEG-Vergütung?
• Trägt sich die Beteiligung auch dann, wenn man die Jahre nach dem Förderende mit null ansetzt?
• Welche Rückbauverpflichtung besteht, in welcher Höhe ist sie besichert, und steht der Rückbau als Kostenposition im Modell?
• Welche Wechselrichter-Ersatzzyklen und sonstigen Reinvestitionen sind eingeplant?
• Bei Speichern: Wie weit reicht die Netzentgeltbefreiung nach § 118 Abs. 6 EnWG im Verhältnis zum Modellhorizont, und ist Augmentation vorgesehen?
• Welche Degradationsannahme steht im Ertragsgutachten, und ist sie konservativer als die Herstellergarantie? Wie sich ein Gutachten insgesamt lesen lässt, zeigt Ertragsgutachten lesen: Was P50 und P90 für ein Solarpark-Direktinvestment bedeuten.
• Wer betreut die Anlage in Jahr 15 und in Jahr 25, und was kostet das?

Wie wir Laufzeitende und Restwert im Projekt-Check prüfen

Wir prüfen jedes Projekt, bevor wir es Anlegern vorstellen, und das Laufzeitende ist dabei ein eigener Prüfblock: Pachtlaufzeit und Optionen im Verhältnis zum Modellhorizont, dingliche Sicherung, Rückbauregelung und Besicherung, Reinvestitionsansätze für Wechselrichter und Technik sowie die Frage, ob die Rendite auch ohne Restwert-Fantasie trägt. Woran Sie einen sorgfältig arbeitenden Anbieter grundsätzlich erkennen, haben wir in Woran Sie einen seriösen Anbieter für Energie-Direktbeteiligungen erkennen zusammengefasst; was nach der Zeichnung über die Jahrzehnte an Betreuung anfällt, zeigt Was nach dem Closing passiert: Reporting, Asset-Management und warum ein Partner kein Vermittler ist. Wenn Sie ein konkretes Angebot auf dem Tisch haben oder wissen wollen, wie ein Laufzeitende-Check in der Praxis aussieht, sprechen Sie uns in einem unverbindlichen Erstgespräch an. Renditezusagen geben wir dabei keine.