Tracker im Solarpark: Was die Nachführung an Strom und Erlös bringt und was sie kosten darf

Eine feste Solaranlage schaut den ganzen Tag in dieselbe Richtung, meist nach Süden. Ein Tracker dreht die Modulreihen mit der Sonne: morgens nach Osten, mittags flach, abends nach Westen. Das klingt nach einer einfachen Rechnung mit mehr Licht und mehr Strom. Für Anleger ist die Frage aber eine andere: Was ist der zusätzliche Strom am Markt wert und reicht das, um Mechanik, Motoren und Wartung über 25 Jahre zu bezahlen?

Die Frage ist praktisch geworden. Nachgeführte Anlagen sind in Deutschland lange eine Nische gewesen, weil feste Gestelle billiger waren und der Mehrertrag im Mittagsstrom unterging. Seit Solarstrom mittags immer weniger wert ist und neue Anlagen bei negativen Preisen gar kein Geld mehr bekommen, verschiebt sich die Rechnung. Vor allem in der Agri-PV tauchen Tracker inzwischen in Exposés auf.

Was macht ein Tracker in einem Solarpark?

Ein Tracker ist ein Gestell, das die Module dem Sonnenstand nachführt. In Solarparks ist fast immer der einachsige Tracker gemeint: Die Modulreihen hängen an einer Achse, die von Norden nach Süden verläuft. Ein Motor dreht sie im Tagesverlauf von Ost nach West, gesteuert nach dem berechneten Sonnenstand. Zweiachsige Tracker folgen zusätzlich der Sonnenhöhe; sie bringen mehr Ertrag je Modul, brauchen aber viel Abstand und sind in großen Parks kaum verbreitet.

Zwei Funktionen gehören heute zum Standard. Beim sogenannten Backtracking drehen sich die Reihen morgens und abends absichtlich flacher als die Sonne, damit sie sich nicht gegenseitig verschatten. Bei Sturm fährt die Anlage in eine Sicherheitsstellung, meist flach, um die Windlast zu senken. Beides kostet etwas Ertrag und beides funktioniert nur, solange Antrieb, Steuerung und Sensorik laufen.

Für den Anleger ändert sich damit die Natur der Anlage. Eine feste Freiflächenanlage hat außer Wechselrichtern kaum bewegte Teile. Ein Tracker-Park hat Hunderte Antriebe, Getriebe und Steuerungen, die 25 Jahre lang im Freien arbeiten. Mehr Ertrag und mehr Technik gehören zusammen.

Wie viel mehr Strom bringt ein Tracker in Deutschland?

Rund ein Fünftel mehr als eine feste Süd-Anlage, im Norden etwas mehr, im Süden etwas weniger. Wir haben dafür mit dem Werkzeug PVGIS der Europäischen Kommission stündliche Erzeugungsprofile für drei Standorte gerechnet: Kiel, einen Punkt in der Mitte Deutschlands und München, jeweils für eine feste Süd-Anlage mit 25 Grad Neigung, eine Ost-West-Anlage mit 15 Grad und einen einachsigen Tracker mit Nord-Süd-Achse. Wetterjahr ist 2023, die Systemverluste sind mit 14 Prozent angesetzt.

Dass der Norden mehr gewinnt, liegt an den langen Sommertagen. In Kiel geht die Sonne im Juni weit im Nordosten auf und weit im Nordwesten unter. Eine feste Süd-Anlage sieht sie in diesen Stunden von der Seite oder sogar von hinten; ein Tracker dreht sich ihr zu. Der Norden macht damit einen Teil seines Rückstands wett, den Lohnt sich ein Solarpark in Norddeutschland? Standort, Ertrag und der Preis je Kilowattstunde beschreibt, holt den Süden aber nicht ein. Ein Tracker in Kiel liefert in unserer Rechnung etwas mehr Strom als eine feste Süd-Anlage in München, aber 9 Prozent weniger als ein Tracker dort.

Eine Ost-West-Anlage liegt am anderen Ende: Sie liefert je Kilowattpeak 13 Prozent weniger als die Süd-Anlage, passt aber deutlich mehr Leistung auf denselben Hektar. Ein Tracker braucht dagegen eher mehr Fläche als ein festes Süd-Gestell, weil die Reihen sich beim Drehen nicht verschatten sollen. Wer Auslegungen vergleicht, sollte deshalb immer auch die Leistung je Hektar und den Preis je Kilowattstunde ansehen, nicht nur den Ertrag je Kilowattpeak.

Unsere Werte sind eine Obergrenze. PVGIS rechnet keine gegenseitige Verschattung der Reihen, kein Backtracking und keine Stillstände bei Sturm oder Defekt. In der Praxis liegt der Mehrertrag deshalb einige Prozentpunkte niedriger. Das Fraunhofer ISE nennt für ein- oder zweiachsige Nachführung einen Mehrertrag von 15 bis 30 Prozent; unsere Werte liegen im unteren Teil dieser Spanne. Ein Ertragsgutachten für einen konkreten Park sollte den Mehrertrag mit Reihenabstand, Backtracking und Verfügbarkeit rechnen, wie Ertragsgutachten lesen: Was P50 und P90 für ein Solarpark-Direktinvestment bedeuten erklärt.

Warum ist der Strom eines Trackers mehr wert als der einer festen Anlage?

Weil er zu anderen Uhrzeiten entsteht. Der Mehrertrag eines Trackers kommt nicht aus der Mittagssonne, sondern aus den Morgen- und Abendstunden. In unserer Rechnung für die Mitte Deutschlands fallen 55 Prozent des Mehrertrags vor 10 Uhr an und 63 Prozent ab 16 Uhr. Zwischen 10 und 16 Uhr liefert der Tracker sogar weniger als die feste Anlage, weil er dann fast flach liegt, während die Süd-Anlage mit 25 Grad optimal zur Mittagssonne steht. Der Anteil des Stroms zwischen 11 und 14 Uhr sinkt von 50 auf 38 Prozent.

Genau diese Verschiebung bezahlt der Markt. Mittags drückt die gesamte deutsche Solarleistung die Preise, an sonnigen Tagen oft unter null. Morgens und abends ist Strom knapper und teurer. Wie stark dieser Effekt den Wert von Solarstrom drückt, beschreibt Marktwert Solar: Warum Solarstrom an der Börse immer weniger wert ist. Hinzu kommt § 51 EEG: In Stunden mit negativem Preis bekommt eine neue Anlage keine Marktprämie und wird in der Regel abgeregelt. Ein Tracker erzeugt einen kleineren Teil seines Stroms in genau diesen Stunden.

Aus 20 Prozent mehr Strom werden so 31 Prozent mehr Erlös im Jahr 2023, 38 Prozent 2024 und 41 Prozent 2025. Der Abstand wächst mit jedem Jahr, in dem mehr Solarleistung ans Netz geht und die Mittagspreise weiter fallen. In Kiel lag der Erlösvorsprung 2025 bei 50 Prozent, in München bei 34 Prozent. Die Marktprämie spielt dabei kaum eine Rolle: Der Jahresmarktwert Solar lag 2024 und 2025 nur knapp unter dem anzulegenden Wert von 4,79 Cent je Kilowattstunde, die Prämie betrug also nur Bruchteile eines Cents. Den Unterschied macht fast allein der Marktpreis zur jeweiligen Stunde. Die EWI-Analyse aus dem Januar 2026 kommt für 2024 in dieselbe Richtung: 29 Prozent mehr Ertrag und 43 Prozent mehr Markterlös für einen Park in Brandenburg, allerdings mit Erzeugungsprofilen, die der beauftragende Hersteller geliefert hat.

Eine Einschränkung gilt auch hier: Wir legen das Wetter eines Jahres auf die Preise eines anderen. Das bildet ab, wie sich die Erzeugungsprofile am Markt schlagen, nicht was ein bestimmter Park in einem bestimmten Jahr verdient hätte. Für die Richtung reicht das, für eine Projektbewertung nicht.

Wie viel darf ein Tracker mehr kosten?

So viel, wie der zusätzliche Erlös über die Laufzeit wert ist, abzüglich der höheren Betriebskosten. Wir haben den Mehrerlös gegenüber der festen Süd-Anlage über 25 Jahre mit 5 Prozent abgezinst. Weil PVGIS den Tracker zu günstig rechnet, ziehen wir vom Tracker-Ertrag 3 Prozent ab. Für zusätzliche Wartung, Ersatzteile und Versicherung setzen wir 4 Euro je Kilowattpeak und Jahr an. Beides sind eigene Annahmen; ein Projekt sollte seine eigenen Werte belegen.

Über alle drei Preisjahre, alle Standorte und Abschläge zwischen 0 und 5 Prozent liegt der tragbare Mehrpreis zwischen 228 und 366 Euro je Kilowattpeak ohne zusätzliche Betriebskosten und zwischen 171 und 310 Euro mit 4 Euro je Kilowattpeak und Jahr. Das ist die Zahl, an der sich ein Tracker-Projekt messen lassen muss: Liegt der Aufpreis gegenüber einem vergleichbaren festen Park darunter, verdient der Anleger an der Nachführung. Liegt er darüber, bezahlt er den Mehrertrag zu teuer.

Was ein Tracker in Deutschland tatsächlich mehr kostet, ist schlecht belegt; eine europäische Primärquelle mit Zahlen haben wir nicht gefunden. Die Kostenstudie des US-amerikanischen National Renewable Energy Laboratory setzt für einen Park mit 100 Megawatt bei einachsiger Nachführung 6 US-Cent je Watt mehr an als bei festem Gestell (gut 7 Prozent der Systemkosten) und für Betrieb und Wartung rund 10 Prozent mehr. Die Analyse des Energiewirtschaftlichen Instituts an der Universität zu Köln (EWI), die ein Trackerhersteller in Auftrag gegeben hat, rechnet mit 380 statt 365 Euro je Kilowatt Investition, 1 Euro mehr Wartung und 1,30 Euro mehr Pacht je Kilowatt und Jahr; die Kostendaten stammen dort vom Hersteller. Beide Aufpreise liegen weit unter dem tragbaren Mehrpreis aus unserer Rechnung, unsere Annahme für die zusätzlichen Betriebskosten liegt über beiden. Das erklärt, warum Tracker anderswo Standard sind: In den USA liefen 2025 laut dem Lawrence Berkeley National Laboratory 96 Prozent der neuen Solarleistung auf Trackern, der Kostenaufschlag schwankte dort über die Jahre und kehrte sich zeitweise sogar um. In Deutschland können Wind- und Schneelasten, kleinere Parks und hohe Agri-PV-Aufständerungen den Aufpreis deutlich erhöhen. Fragen Sie deshalb nach dem Aufpreis des konkreten Projekts, statt mit Zahlen aus anderen Märkten zu rechnen.

Steuerlich ändert die Nachführung am Grundprinzip nichts. Ein höherer Kaufpreis erhöht die Anschaffungskosten und damit die Grundlage für Abschreibung und Investitionsabzugsbetrag, wie Investitionsabzugsbetrag einfach erklärt: Wie der IAB funktioniert zeigt. Ein Grund, mehr zu zahlen, ist das nicht: Die Steuerwirkung verschiebt Zahlungen zeitlich, der Mehrpreis muss sich über den Stromerlös verdienen.

Was kann bei einem Tracker im Betrieb schiefgehen?

Vor allem das, was eine feste Anlage nicht hat: bewegte Teile. Für Anleger zählen fünf Punkte.

• Antriebe und Steuerung: Motoren, Getriebe, Lager und Steuerungen fallen aus, meist einzeln. Eine Reihe, die in Flachstellung stehen bleibt, liefert weiter Strom, verliert aber den Mehrertrag. Entscheidend sind Verfügbarkeitsgarantie, Reaktionszeit des Wartungsdienstleisters und ein Ersatzteillager.
• Wind und Sturm: Bei starkem Wind fährt die Anlage in die Sicherheitsstellung. Das kostet Ertrag und setzt voraus, dass Windmessung und Antriebe funktionieren. Die Auslegung des Gestells auf die Windzone des Standorts gehört in die technische Prüfung.
• Schnee und Hagel: Auch Schnee und Hagel verlangen eine passende Stellung der Module. Das funktioniert nur mit Wettervorhersage oder Sensorik, die rechtzeitig auslöst.
• Gelände: Einachsige Tracker vertragen nur begrenzte Hangneigung in Nord-Süd-Richtung. Auf unebenen Flächen steigen Erdarbeiten und Kosten.
• Hersteller und Laufzeit: Ein Tracker ist ein Spezialprodukt mit eigener Steuerungssoftware. Fällt der Hersteller aus, werden Ersatzteile und Updates schwierig. Wie lange die Garantien auf Antriebe und Steuerung laufen, steht im Liefervertrag und sollte zur Betriebsdauer des Parks passen.

Keiner dieser Punkte spricht gegen Tracker. Sie gehören aber in die Rechnung: als Abschlag auf den Ertrag, als Betriebskosten und als Frage an den Anbieter. Wie die übrigen Komponenten altern, beschreibt Moduldegradation und Wechselrichtertausch: was in einem Solarpark altert und was das für die Rendite heißt.

Verliert ein Tracker an der geplanten 70-Prozent-Grenze mehr Strom?

Nein, eher weniger. Nach dem Regierungsentwurf des Netzpakets sollen neue Freiflächenanlagen ab 2027 höchstens 70 Prozent ihrer Modulleistung einspeisen dürfen. Man könnte erwarten, dass ein Tracker mit seinem höheren Ertrag öfter an diese Grenze stößt. Das Gegenteil ist der Fall: Seine Erzeugung ist breiter über den Tag verteilt, seine stärkste Stunde liegt in unserem Profil bei 0,80 Kilowatt je Kilowattpeak, die der Süd-Anlage bei 0,85.

An einer Grenze von 70 Prozent verliert die feste Süd-Anlage in der Mitte Deutschlands rund 1,0 Prozent ihres Ertrags, der Tracker 0,7 Prozent. Beim Erlös sind es für beide weniger als 1 Prozent, weil die gekappten Mittagsstunden die billigsten sind. Der Erlösvorsprung des Trackers bleibt praktisch unverändert. Mechanik und Rechtslage der Einspeisegrenze erklärt Überbauung des Netzanschlusses: Was mehr Module als Anschlussleistung für Ertrag und Anleger bedeuten; beschlossen ist die 70-Prozent-Grenze noch nicht.

Warum sind Tracker in der Agri-PV so verbreitet?

Weil sie zwei Probleme der Agri-PV zugleich lösen. Die Modulreihen stehen ohnehin weit auseinander, damit Maschinen dazwischen fahren können; der größere Reihenabstand, den ein Tracker braucht, kostet dort kaum zusätzliche Fläche. Und die Drehung lässt sich auch für die Pflanzen nutzen: Bei Hitze oder Hagel können die Module Schatten oder Schutz geben, bei der Ernte können sie senkrecht stehen. Wie das im Obstbau aussieht, beschreibt Agri-PV im Obstbau aus Anlegersicht: Förderung, Kosten je Hektar und was die Versuchsanlagen zeigen.

Mit der Vergütung hat die Nachführung nichts zu tun. Den Aufschlag von 0,5 Cent je Kilowattstunde, den Agri-PV-Anlagen mit einem Zuschlag ab 2026 derzeit erhalten können, gibt es nur für hoch aufgeständerte Anlagen mit mindestens 2,10 Metern lichter Höhe; ob die Module sich drehen, spielt dafür keine Rolle. Ein nachgeführter Park zwischen den Ackerreihen ist deshalb vergütungsseitig eine normale Agri-PV-Anlage. Die Einordnung der Bauformen steht in In Agri-PV investieren: Doppelnutzung, Erlöse und Steuerhebel im Überblick.

Welche Fragen sollten Anleger bei einem Tracker-Projekt stellen?

• Welcher Mehrertrag gegenüber einer festen Anlage steht im Ertragsgutachten? Ist er mit Reihenabstand, Backtracking, Sicherheitsstellung bei Wind und Verfügbarkeit gerechnet?
• Mit welcher Verfügbarkeit des Trackers rechnet das Gutachten? Wer garantiert sie und was passiert bei Unterschreitung?
• Wie hoch ist der Aufpreis gegenüber einem vergleichbaren festen Park je Kilowattpeak? Liegt er unter dem Barwert des Mehrerlöses?
• Rechnet das Erlösmodell den Mehrertrag mit stündlichen Preisen und mit dem Ausfall in Stunden mit negativem Preis? Oder nur mit einem Durchschnittspreis?
• Welche Wartungskosten sind für den Tracker angesetzt? Gibt es einen Wartungsvertrag mit Reaktionszeiten und ein Ersatzteillager?
• Wie lange laufen Garantien auf Antriebe, Steuerung und Gestell? Was gilt, wenn der Hersteller ausfällt?
• Auf welche Windzone und Schneelast ist das Gestell ausgelegt? Wie und wann fährt die Anlage in die Sicherheitsstellung?
• Deckt die Versicherung Sturmschäden an der Mechanik und den Ertragsausfall während einer Reparatur?

Allgemeine Prüfpunkte für jeden Anbieter stehen in Woran Sie einen seriösen Anbieter für Energie-Direktbeteiligungen erkennen.

Wie wir Tracker-Projekte prüfen

Mehrere Parks, die wir Anlegern derzeit vorstellen, sind Agri-PV-Anlagen mit einachsigen Trackern. Bei jedem davon rechnen wir den Mehrertrag mit unserem eigenen Stundenmodell gegen eine feste Süd-Anlage am selben Standort nach und vergleichen ihn mit dem Ertragsgutachten. Liegt das Gutachten deutlich darüber, fragen wir nach den Annahmen zu Backtracking, Verfügbarkeit und Reihenabstand. Den Erlös rechnen wir mit stündlichen Preisen und ohne Einspeisung in Negativstunden. Den Aufpreis für die Nachführung stellen wir dem Barwert des Mehrerlöses gegenüber, einschließlich der Wartungskosten und der Garantielaufzeiten aus den Verträgen.

Renditezusagen geben wir dabei keine. Wir zeigen, welche Zahl auf welcher Annahme steht. Was einen Solarpark als Direktinvestment insgesamt ausmacht, ordnet In Solarparks investieren: Erlöse, Kosten und Steuerhebel im Überblick ein. Genau das prüfen wir mit Ihnen in einem unverbindlichen Erstgespräch, gern anhand eines konkreten Exposés.