Bestandsanlage Photovoltaik kaufen oder neu bauen? Der Investoren-Vergleich 2026
Bestandsanlage kaufen oder neu bauen? Hohe Altvergütung und lange Restlaufzeit gibt es nicht mehr gleichzeitig. Der Investoren-Vergleich 2026 mit Barwerttabelle, Prüfpunkten und den aktuellen EEG-Sätzen.
Die kurze Antwort
Wer 2026 eine Bestandsanlage Photovoltaik kaufen will, sucht nach der Kombination aus hoher Altvergütung und langer Restlaufzeit. Diese Kombination gibt es nicht mehr. Ein Vergütungssatz von 35 Cent bedeutet Baujahr 2009 oder 2010 und damit noch drei bis vier Jahre Förderung. Acht Jahre Restlaufzeit bedeuten Baujahr 2014 und damit rund elf Cent. Der Markt liefert dazu keine aktuelle Preisstatistik — wer kauft, muss selbst rechnen.
Soll ich eine Bestandsanlage Photovoltaik kaufen oder neu bauen? Die Antwort hängt an zwei Zahlen, die für jede einzelne Anlage exakt bekannt sind: dem Vergütungssatz und der verbleibenden Förderdauer. Marktdurchschnitte und Faustformeln führen in die Irre. Dieser Artikel richtet sich an Investoren ab 100.000 Euro Eigenkapital und an Betriebe, die eine Anlage als Kapitalanlage prüfen. Ein Hinweis in eigener Sache: Logic Energy projektiert und baut Neuanlagen. Die Rechenwege und Prüfpunkte in diesem Artikel sind offengelegt, damit Sie das Ergebnis selbst nachvollziehen können.
Wer eine Bestandsanlage Photovoltaik kauft — und warum
Käufer sind institutionelle Investoren, Family Offices und vermögende Privatanleger. Sie wollen sofortigen Cashflow, planbare Vergütung und kein Baurisiko. Der Preis dafür ist eine kurze Restlaufzeit, ein Bestand mit zwölf bis sechzehn Betriebsjahren und eine Gewährleistung, die gegen den Errichter längst verjährt ist.
Drei Begriffe vorweg. Eine Bestandsanlage ist eine bereits laufende Solaranlage, die nicht neu errichtet, sondern vom Vorbetreiber übernommen wird. Der Sekundärmarkt ist der Markt, auf dem solche Anlagen gehandelt werden. Die EEG-Restlaufzeit ist die verbleibende Dauer der gesetzlich garantierten Vergütung; sie beginnt beim Eigentümerwechsel nicht neu.
Der deutsche Bestand umfasst inzwischen rund 127 Gigawatt in über sechs Millionen Einheiten. Der Teil davon, der als Investitionsobjekt in Frage kommt, stammt überwiegend aus den Boomjahren 2010 bis 2014 — Anlagen, die im August 2026 zwölf bis sechzehn Jahre am Netz sind. Der Handel läuft über spezialisierte Plattformen, Boutique-M&A-Berater und Spezialfonds, die Vintage-Portfolios konsolidieren.
Ein Hinweis zur Einordnung dieser Plattformen: Bei einem Teil von ihnen sind Marktplatzbetreiber, Projektentwickler, Eigenhändler und Zahlungsabwickler dieselbe Unternehmensgruppe. Wer dort kauft, sollte wissen, wessen Interesse die Bewertung trägt.
Ein Markt ohne Preisschild
Für den deutschen PV-Sekundärmarkt existiert keine öffentlich zugängliche, aktuelle Preisstatistik. Die letzte verfügbar gewesene Erhebung stammt aus dem Jahr 2020, ist heute nicht mehr abrufbar, und ihr Urheber hat schon damals angekündigt, dass die Zahlen auslaufen. Wer in diesen Markt geht, kauft ohne Preistransparenz.
Diese Lücke lässt sich an drei Stellen nachweisen. Die Bundesnetzagentur erfasst Inbetriebnahmen und Stilllegungen, aber keine Eigentümerwechsel. Der Preismonitor des Bundesverbands Solarwirtschaft deckt ausschließlich Neuanlagen bis 100 Kilowattpeak ab. Und die Übersicht aller deutschen Photovoltaik-Preisindizes im Fachmagazin pv magazine führt einen Modulpreisindex, einen PPA-Tracker und den Marktwert Solar — aber keinen Index für Anlagentransaktionen.
Die häufig zitierte Zahl von 2.099 Euro pro Kilowattpeak stammt aus einer Plattform-Eigenerhebung über 482 Transaktionen zwischen Januar 2014 und Juli 2020. Drei Punkte sind bei ihrer Verwendung wichtig. Erstens ist sie ein arithmetisches Mittel über die Jahre 2014 bis 2019, keine Momentaufnahme. Zweitens wies dieselbe Erhebung für 2019 allein nur noch 1.569 Euro aus — 25 Prozent unter dem Sechsjahresmittel. Drittens prognostizierte der Urheber ausdrücklich einen Wendepunkt, ab dem Bestandsanlagen erstmals niedrigere Preise erzielen als schlüsselfertige Neuanlagen.
Für einen Investor folgt daraus: Der Marktdurchschnitt ist als Orientierung wertlos. Was zählt, ist der Barwert der konkreten Anlage.
Die Schere: Vergütungssatz gegen Restlaufzeit
Bei einer Bestandsanlage ist der Kaufpreis nahezu vollständig der Barwert der verbleibenden EEG-Zahlungen. Hohe Altvergütung und lange Restlaufzeit schließen sich heute gegenseitig aus — genau deshalb sind die Preise der Jahre 2014 bis 2019 nicht mehr erreichbar. Die folgende Tabelle liefert den Maßstab, mit dem sich jedes Angebot in wenigen Minuten prüfen lässt.
Das EEG zahlt die Vergütung ab Inbetriebnahme für 20 Jahre. Bei Anlagen, deren anzulegender Wert gesetzlich bestimmt wird — also dem gesamten Bestand aus 2010 bis 2014 — verlängert sich der Zeitraum bis zum 31. Dezember des zwanzigsten Jahres. Bei Anlagen mit ausgeschriebenem Wert läuft die Frist taggenau. Ausgefördert sind zum Stichtag August 2026 damit die Jahrgänge bis einschließlich 2005; eine Anlage von 2009 wird noch bis Ende 2029 vergütet.
Was die verbleibende Förderung wert ist
Die folgende Tabelle zeigt den Barwert der verbleibenden EEG-Zahlungen in Euro pro Kilowattpeak. Annahmen: Dachanlage mit 900 Kilowattstunden je Kilowattpeak und Jahr, Betriebskosten 21,5 Euro je Kilowattpeak und Jahr, Diskontsatz 5,3 Prozent nominal.
| Vergütungssatz | 4 Jahre Rest | 6 Jahre Rest | 8 Jahre Rest |
|---|---|---|---|
| 35,5 ct/kWh | 1.049 € | 1.498 € | 1.902 € |
| 30 ct/kWh | 875 € | 1.249 € | 1.587 € |
| 25 ct/kWh | 717 € | 1.023 € | 1.300 € |
| 20 ct/kWh | 558 € | 797 € | 1.012 € |
| 15 ct/kWh | 400 € | 571 € | 725 € |
| Eigene Berechnung. Diskontsatz und Betriebskosten nach Fraunhofer ISE, Stromgestehungskosten erneuerbarer Energien, Juli 2024. Werte gerundet, ohne Berücksichtigung von Degradation. | |||
Die Tabelle liest man diagonal, nicht spaltenweise. Ein Satz von 35 Cent bedeutet Inbetriebnahme um 2009 oder 2010 — also die Spalte mit vier Jahren Restlaufzeit. Acht Jahre Restlaufzeit bedeuten Inbetriebnahme 2014 und damit einen Satz von rund elf Cent. Die hohen Werte oben rechts sind rechnerisch darstellbar, aber am Markt nicht anzutreffen.
Für Freiflächenanlagen liegen die Betriebskosten mit 13,3 Euro je Kilowattpeak und Jahr niedriger, die Barwerte fallen entsprechend etwas höher aus.
Genau diese Konstellation gab es zwischen 2014 und 2019: Anlagen aus den Hochvergütungsjahren hatten damals noch 14 bis 18 Jahre Restlaufzeit. Deshalb waren 2.099 Euro pro Kilowattpeak erreichbar. Diese Überlappung ist ausgelaufen — dauerhaft, nicht zyklisch.
Wie groß die Spreizung zwischen Alt- und Neuvergütung ist, zeigen zwei Werte aus Pflichtmitteilungen eines börsennotierten Betreibers: ein Bestandsobjekt mit 354,9 Euro je Megawattstunde gegenüber einem 2026 in Betrieb genommenen Solarpark mit 87 Euro. Der hohe Altsatz weist dabei auf ein frühes Inbetriebnahmejahr hin — und damit auf eine entsprechend kurze Restlaufzeit.
Was nach der Förderung übrig bleibt
Wenig. Der Jahresmarktwert Solar lag 2025 bei 4,508 Cent je Kilowattstunde. Davon geht der Abzugsbetrag für ausgeförderte Anlagen ab, der für 2025 bei 0,715 Cent lag — netto blieben 3,79 Cent, vor Betriebskosten von gut zwei Cent. Für 2026 wurde der Abzugsbetrag auf 0,228 Cent gesenkt. Der Grund für das niedrige Niveau ist der Kannibalisierungseffekt: Die Capture Rate Solar fiel von 58,2 Prozent im Jahr 2024 auf 50,5 Prozent im Jahr 2025.
Für die Bewertung heißt das: Auf Basis des Ist-Werts von 2025 ist der Ertragswert der zehn Jahre nach Förderende abgezinst nur 65 bis 80 Euro je Kilowattpeak wert. Bei einer Anlage mit hoher Altvergütung sind das wenige Prozent des Kaufpreises. Wer eine Bestandsanlage mit dem Argument „danach läuft sie ja weiter" bewertet, sollte diese Größenordnung kennen.
Die Einnahmen nach Förderende hängen dann vollständig davon ab, was der Strom am Markt erlöst. In der Direktvermarktung heißt das: Erträge nach Marktwert, abzüglich der Vermarktungskosten. Ein Sachwert bleibt die Anlage trotzdem — nur einer, dessen Ertragskraft mit dem Ende der Förderung deutlich sinkt. Wie sich der Markt nach Förderende darstellt, vertieft der Leitfaden zu Anlagen nach Ende der EEG-Förderung.
Was eine Neuanlage 2026 tatsächlich bekommt
Für Neuanlagen gelten drei getrennte Regime — Einspeisevergütung bis 100 Kilowatt, gleitende Marktprämie bis 1.000 Kilowatt, Ausschreibung darüber. Eine pauschale Festvergütung für Anlagen unter einem Megawatt gibt es nicht. Wer Angebote vergleicht, muss wissen, in welchem Segment seine Anlage liegt.
Bis 100 Kilowatt kann die Einspeisevergütung in Anspruch genommen werden. Darüber bis 1.000 Kilowatt greift die gleitende Marktprämie in der Direktvermarktung, deren Höhe sich aus dem anzulegenden Wert ergibt. Über 1.000 Kilowatt entscheidet die Ausschreibung. Alle Sätze nach Leistungsklassen finden Sie in der Übersicht zur EEG-Vergütung 2026.
| Anlagentyp | Leistung bis | Teileinspeisung | Volleinspeisung |
|---|---|---|---|
| Gebäude und Lärmschutzwände | 10 kW | 8,10 ct/kWh | 12,62 ct/kWh |
| Gebäude und Lärmschutzwände | 40 kW | 7,06 ct/kWh | 10,64 ct/kWh |
| Gebäude und Lärmschutzwände | 100 kW | 5,84 ct/kWh | 10,64 ct/kWh |
| Gebäude und Lärmschutzwände | 400 kW | 5,84 ct/kWh | 8,85 ct/kWh |
| Gebäude und Lärmschutzwände | 1.000 kW | 5,84 ct/kWh | 7,63 ct/kWh |
| Sonstige Anlagen, insbesondere Freifläche | 1.000 kW | 6,59 ct/kWh | 6,59 ct/kWh |
| Bundesnetzagentur, anzulegende Werte nach § 20 EEG für Inbetriebnahme vom 1. August 2026 bis 31. Januar 2027. Planmäßig ein Prozent unter der Vorperiode; nächste Degressionsstufe zum 1. Februar 2027. | |||
Ein Hinweis zur Lesart: Die Tabelle zeigt anzulegende Werte. Wer im Segment bis 100 Kilowatt die Einspeisevergütung wählt, erhält daraus abgeleitete, etwas niedrigere Sätze — für Dachanlagen bis 10 Kilowatt derzeit 7,70 Cent bei Teileinspeisung und 12,22 Cent bei Volleinspeisung.
Oberhalb von einem Megawatt entscheidet die Ausschreibung. Der Gebotstermin vom 1. März 2026 brachte bei einer Gebotsmenge von 4.622.487 Kilowatt und einer Deckungsrate von 201 Prozent insgesamt 268 Zuschläge über 2.299.280 Kilowatt, mengengewichtet 4,94 Cent bei einer Spanne von 3,99 bis 5,10 Cent.
Der Folgetermin vom 1. Juli 2026 zeigt eine deutlich niedrigere Deckungsrate: 401 Gebote über 3.169.977 Kilowatt bei einem Ausschreibungsvolumen von 2.134.567 Kilowatt, das entspricht 148,5 Prozent. Bezuschlagt wurden 261 Gebote über 2.134.657 Kilowatt zu mengengewichtet 4,79 Cent, Spanne 4,38 bis 4,97 Cent, bei einem zulässigen Höchstwert von 5,90 Cent. Der Wettbewerbsdruck hat also nachgelassen, das Preisniveau ist trotzdem weiter gesunken. Für Aufdach-Ausschreibungen senkte die Bundesnetzagentur den Höchstwert 2026 auf 10,00 Cent.
Warum das Zeitfenster 2026 zählt — und worauf es dabei ankommt
Die beihilferechtliche Genehmigung des EEG durch die Europäische Kommission (Beschluss vom 21. Dezember 2022, Beihilfesache SA.102084) ist bis zum 31. Dezember 2026 befristet. Sie ist der eigentliche Grund für die Umstellung — nicht, wie oft verkürzt dargestellt, die europäische Pflicht zu zweiseitigen Differenzverträgen.
Entscheidend ist dabei nicht durchgängig die Inbetriebnahme. Bei ausschreibungspflichtigen Anlagen — also Freiflächen-Photovoltaik über einem Megawatt — entsteht der Förderanspruch mit der Zuschlagserteilung. Nur bei ausschreibungsfreien Anlagen knüpft er an die Inbetriebnahme an. Für ein Projekt im ersten Solarsegment kommt es also darauf an, dass ein wirksamer Zuschlag noch im Jahr 2026 erteilt wird — nicht darauf, dass die Anlage bis Silvester am Netz ist. Wer diese Unterscheidung übersieht, plant am falschen Termin.
Zur Einordnung der europäischen Regelung: Artikel 19d der Verordnung (EU) 2019/943 in der Fassung der Verordnung (EU) 2024/1747 verlangt, dass direkte Preisstützungssysteme für Investitionen in neue Anlagen die Form zweiseitiger Differenzverträge annehmen. Die Pflicht gilt für Verträge, die ab dem 17. Juli 2027 geschlossen werden, und erfasst Wind, Solar, Geothermie, Wasserkraft ohne Speicher und Kernenergie. Kleinanlagen und Demonstrationsprojekte können die Mitgliedstaaten ausnehmen.
Der am 29. Juli 2026 vom Kabinett beschlossene Regierungsentwurf zur EEG-Reform sieht für Neuanlagen den Wegfall der festen Einspeisevergütung, eine Direktvermarktungspflicht und eine Einspeisebegrenzung vor. Nach der Mitteilung des Bundeswirtschaftsministeriums gilt die Neuregelung „ausschließlich für Neuanlagen, die sich ab 2027 an Ausschreibungen beteiligen oder ohne Ausschreibungen in Betrieb genommen werden"; Bestandsanlagen behalten ihre zugesicherte Förderung über die gesamte Laufzeit. Der Entwurf ist noch nicht verabschiedet — zum Redaktionsschluss liegt weder eine Bundesrats- noch eine Bundestagsdrucksache vor, und es ist keine erste Lesung terminiert.
Solarpark kaufen: Bestand oder Neubau?
Wer einen Solarpark kaufen will, findet am Sekundärmarkt vor allem Anlagen mit kurzer Restlaufzeit, während ein Neubau zwanzig Jahre Erlössockel sichert. Der entscheidende Unterschied liegt aber oft woanders: beim Netzanschluss, beim Pachtvertrag und bei der Frage, ob Repowering überhaupt zulässig ist.
Wer einen Solarpark kaufen will, steht vor derselben Rechnung wie beim Dach — nur mit anderen Vorzeichen. Bei einem Bestandspark aus 2012 trägt der garantierte Erlössockel noch sechs Jahre, danach beginnt die Direktvermarktung zum Jahresmarktwert. Bei einem Neubau sind es zwanzig. Freiflächenanlagen dieser Größe liegen fast immer über einem Megawatt und damit im Ausschreibungssegment.
Am Sekundärmarkt werden Solarparks überwiegend als Gesamtanlage verkauft, seltener als Anteile. Beim Erwerb der Gesamtanlage geht das Eigentum an den Wirtschaftsgütern über, beim Anteilskauf nur die Beteiligung an der Betreibergesellschaft. Auf die steuerliche Behandlung wirkt sich das erheblich aus.
Zweitens die Fläche. Die Restlaufzeit des Pachtvertrags entscheidet darüber, ob nach Förderende überhaupt ein Weiterbetrieb möglich ist — häufig verbunden mit Rückbauverpflichtungen und Bürgschaften, die der Käufer übernimmt. Zu prüfen sind Schriftform, ein vertragliches Eintrittsrecht, die dingliche Sicherung im Grundbuch und die Insolvenzfestigkeit. Ein vertraglicher Kündigungsausschluss bindet nach § 544 BGB längstens 30 Jahre ab Überlassung.
Drittens der Netzanschluss. Er ist bei einem Bestandspark vorhanden und kann in Repowering-Konstellationen den eigentlichen Wert darstellen. Wie knapp das Gut im deutschen Netz geworden ist, zeigt ein Fall aus dem Gebiet eines süddeutschen Verteilnetzbetreibers: Sieben Projekte mit zusammen 126 Megawatt Leistung teilen sich einen Anschluss von 80 Megawatt.
Für Dachanlagen gilt eine eigene Logik. Dort entscheidet die verfügbare Dachfläche über die mögliche Leistung und der Zustand der Dachhaut über die Restnutzungsdauer der gesamten Anlage. Ein Unternehmen, das eine Bestandsanlage auf dem eigenen Betriebsgebäude übernimmt, kauft faktisch zwei Risiken: das der Anlage und das des Dachs darunter.
Für Repowering gilt eine Besonderheit, die den Wert eines Bestandsobjekts stark beeinflusst: Bei Freiflächenanlagen dürfen Module seit einer Lockerung im Herbst 2022 zur Effizienzsteigerung getauscht werden, ohne dass der Vergütungsanspruch verfällt. Bei Dachanlagen bleibt die Altvergütung nur erhalten, wenn ein technischer Defekt, eine Beschädigung oder ein Diebstahl den Austausch veranlasst — und nur bis zur ursprünglich installierten Leistung.
Was die technische Due Diligence finden muss
Anlagen der Jahrgänge 2010 bis 2014 tragen Risiken, die eine Ertragsdatenanalyse nicht sichtbar macht. Das größte davon ist der Isolationsfehler durch geschädigte Rückseitenfolien — er erzeugt bis zum Ausfall des Wechselrichters kein Signal in den Erträgen und ist von außen unsichtbar.
Rückseitenfolien: ein Sicherheitsproblem, kein Ertragsproblem
Rund um 2010 kamen Rückseitenfolien auf Basis von PVDF und Polyamid in den Markt — genau die Materialien, die heute auffallen. Eine Untersuchung des Fraunhofer ISE an 279 Modulen aus 26 Kraftwerken liefert die belastbaren Zahlen:
- 46 der 279 Module bestanden die Nassisolationsprüfung nicht.
- Bei über 80 Prozent der Module mit bestimmten Folienaufbauten waren die inneren Lagen schwer geschädigt — von außen unsichtbar. Eine Sichtprüfung findet das nicht.
- Aus 6 von 26 Kraftwerken wurden Abschaltungen von Wechselrichtern wegen Isolationsfehlern berichtet.
- In 11 von 26 Projekten steckten unter demselben Produktnamen unterschiedliche Rückseitenfolien. Die Datenblattrecherche ersetzt die Messung nicht.
An einer deutschen Anlage des Baujahrs 2012 fiel der Isolationswiderstand bei einem Teil der Wechselrichter nach sechs Jahren plötzlich und steil ab — kein schleichender Prozess, sondern ein Sprung. Die internationale Fachempfehlung ist eindeutig: Module, die die Isolations- oder Nassableitstromprüfung nicht bestehen, sind auszutauschen. Bei Baujahren 2010 bis 2014 bedeutet das mangels verfügbaren Ersatztyps faktisch ein Teil-Repowering.
Potenzialinduzierte Degradation
PID steht in der internationalen Fehlerbewertung an erster Stelle nach Leistungswirkung. Der stärkste Beleg für das Jahrgangsrisiko ist allerdings kein Messwert, sondern eine Normlücke: Die technische Spezifikation für die PID-Prüfung erschien erst 2015. Module der Baujahre 2010 bis 2013 wurden zum Zeitpunkt ihrer Zertifizierung nie auf PID geprüft; die allgemeine Modulnorm enthält keinen solchen Test.
Die Felddaten stützen das: Erste dokumentierte Fälle betreffen das Baujahr 2008, ab Baujahr 2016 tauchen sie in der internationalen Sammlung nicht mehr auf. Der Jahrgang 2010 bis 2014 liegt im Zentrum dieses Fensters. Zur Reversibilität: PID lässt sich teilweise durch Wärme oder Spannungsumkehr zurückbilden — ein Restschaden bleibt.
Was die Fünferlisten meist übersehen
Drei Risiken werden in Standardaufzählungen selten genannt und sind für diesen Jahrgang relevant:
Bypass-Dioden und Anschlussdose rangieren nach Leistungswirkung direkt hinter PID. Auch hier eine Normlücke: Zum Zertifizierungszeitpunkt dieser Module existierte kein Diodentest. Eine Diode im Leerlauf bleibt ohne Verschattung unsichtbar.
Steckverbinder und Gleichstromverkabelung sind nach einer Auswertung eines Industrieversicherers die häufigste Brandursache bei Photovoltaikanlagen. Die einschlägige Norm lag 2014 erst im Entwurf vor; die Kreuzpaarung optisch identischer Fabrikate war gängige Baustellenpraxis.
Transformator und Mittelspannungsstation sind der am stärksten unterschätzte Posten bei Freiflächen- und Großdachanlagen. In einer Zuverlässigkeitsanalyse über 20 Jahre lag der Ertragsverlust durch den Transformator fast auf dem Niveau des Wechselrichters.
Degradation, Wechselrichter und Prüfmethoden
Die kursierenden 15 bis 25 Prozent Leistungsverlust nach 20 Jahren sind kein Erwartungswert, sondern der Bad-Case. Realistisch sind 8 bis 12 Prozent. Beim Wechselrichter ist nicht das Gerät das Problem, sondern die Zulassung des Ersatzgeräts — und keine einzelne Prüfmethode findet alle relevanten Schäden.
Der international meistzitierte Datensatz nennt einen Median von 0,5 Prozent pro Jahr — über 20 Jahre rund 9,5 Prozent. Das Fraunhofer ISE misst an 44 qualitätsgeprüften deutschen Dachanlagen sogar nur 0,15 Prozent pro Jahr und nennt die 0,5-Prozent-Annahme „sehr konservativ". Realistisch sind 8 bis 12 Prozent nach 20 Jahren — darin enthalten ein bis zwei Prozent einmaliger lichtinduzierter Verlust zu Betriebsbeginn. Höhere Werte treten ein, wenn ein Fehlermechanismus hinzukommt.
Die eigentliche Botschaft ist die Streuung. Ein Langzeitversuch mit einer 1982 in Betrieb genommenen Anlage zeigt nach 35 Jahren noch rund 60 Prozent der Module über 80 Prozent Anfangsleistung — der Bestand zerfällt aber in zwei Populationen, und der Treiber ist das Verkapselungsmaterial. Die Alterungsrate ist keine Eigenschaft der Technologie, sondern der konkreten Stückliste.
Beim Wechselrichter rechnet die Branche in Finanzmodellen mit einem Austausch kurz nach dem zehnten Betriebsjahr; ein gemessener Mittelwert für die Lebensdauer existiert in der Fachliteratur nicht. Der praktisch wichtigere Punkt: Vergütungsrechtlich ist der Tausch unproblematisch, weil Wechselrichter keine Anlagenbestandteile im Sinne des EEG sind. Netzanschlussrechtlich kann er eine Zertifizierungspflicht auslösen — der vollständige Tausch in einer Mittelspannungsanlage gilt als wesentliche Änderung. Ein Anlagenzertifikat kostet nach einer Branchenumfrage 5.000 bis 15.000 Euro und dauert sechs bis zwölf Monate. Da viele Hersteller der Baujahre 2010 bis 2012 nicht mehr existieren, ist der Ersatz technisch möglich, aber terminlich riskant.
Kein Prüfverfahren reicht allein. Elektrolumineszenz macht Mikrorisse sichtbar, liefert aber keine Leistungsaussage. Thermografie findet Hot Spots, aber keinen Isolationsfehler. Eine Kennlinienmessung auf Array-Ebene liefert nur den Durchschnitt. Der Backsheet-Schaden wird ausschließlich über die Isolationsmessung gefunden.
Zwei Hinweise für den Kaufvertrag: Eine vollständige Prüfung großer Anlagen ist nicht durchführbar, und Stichprobenverfahren sind international nicht harmonisiert — der Prüfumfang gehört in den Vertrag, nicht ins Gutachten. Und die Umrechnung auf Standardtestbedingungen entspricht in kommerziellen Messgeräten häufig nicht der einschlägigen Norm.
Die rechtlichen Prüfpunkte beim Anlagenkauf
Drei rechtliche Punkte entscheiden über das Risiko eines Bestandskaufs stärker als der technische Zustand: die Meldehistorie im Marktstammdatenregister, der Verjährungsstand der Gewährleistung und die Frage, ob Anteile oder Wirtschaftsgüter gekauft werden. Alle drei lassen sich vor der Preisverhandlung klären — und alle drei können den Wert der Anlage erheblich verändern.
Die Meldehistorie ist der schärfste Einzelpunkt. Der Bundesgerichtshof hat mit Urteil vom 5. Juli 2017 (Aktenzeichen VIII ZR 147/16) entschieden, dass der Netzbetreiber die gezahlte Einspeisevergütung zurückfordern kann, wenn die Meldung an die Bundesnetzagentur unterblieben ist — und dass ihn keine Aufklärungspflicht trifft. Ein Käufer übernimmt dieses Risiko für zurückliegende Vergütungszeiträume mit. Auch der Betreiberwechsel selbst ist meldepflichtig.
Die Gewährleistung gegen den Errichter ist regelmäßig verjährt. Je nach Einordnung der Anlage gelten fünf oder zwei Jahre; bei einem Objekt mit zwölf bis sechzehn Betriebsjahren ist beides abgelaufen. Eine Ausnahme greift bei arglistigem Verschweigen eines Mangels. Was ansonsten bleibt, sind Herstellergarantien — deren Wert an der Solvenz des Herstellers hängt, und die Liste der verschwundenen Modul- und Wechselrichterhersteller aus dieser Zeit ist lang.
Asset Deal oder Share Deal entscheidet über die gesamte steuerliche Behandlung. Dazu der nächste Abschnitt.
Steuerhebel: Der Unterschied liegt nicht in der Neuheit
Die verbreitete Annahme, Investitionsabzugsbetrag und degressive Abschreibung gälten nur für neue Anlagen, ist falsch — beide Vorschriften kennen kein Neuheitserfordernis für bewegliche Wirtschaftsgüter. Was den Steuerhebel beim Bestandskauf tatsächlich begrenzt, sind die Transaktionsstruktur, die verkürzte Restnutzungsdauer und die Aufteilung des Kaufpreises.
Der Steuerstapel besteht aus vier Bausteinen: Investitionsabzugsbetrag — kurz IAB — von 50 Prozent nach § 7g Absatz 1 EStG, Sonderabschreibung von 40 Prozent nach § 7g Absatz 5 EStG, degressive Abschreibung nach § 7 Absatz 2 EStG und lineare Abschreibung über die Nutzungsdauer. Für ein Photovoltaik-Investment ist der IAB der Baustein mit der größten Hebelwirkung, weil er bereits vor der Anschaffung greift. Die degressive Abschreibung gilt für bewegliche Wirtschaftsgüter, die nach dem 30. Juni 2025 und vor dem 1. Januar 2028 angeschafft werden; sie beträgt höchstens das Dreifache des linearen Satzes und höchstens 30 Prozent.
Der Investitionsabzugsbetrag gilt für abnutzbare bewegliche Wirtschaftsgüter des Anlagevermögens. Der Gesetzestext verlangt nicht, dass sie neu sind — das Neuheitserfordernis der Vorgängerregelung ist mit der Neufassung 2008 entfallen. Die degressive Abschreibung stellt allein auf den Anschaffungszeitpunkt ab.
Eine Voraussetzung ist zu beachten: Die Anlage muss ein bewegliches Wirtschaftsgut des Anlagevermögens sein. Aufdachanlagen erfüllen das als Betriebsvorrichtung. Bei dachintegrierten Anlagen wird häufig das Gegenteil behauptet — das trifft aber nur auf das Bewertungsrecht zu. Ertragsteuerlich behandelt die Finanzverwaltung sie auf Beschluss der Einkommensteuer-Referatsleiter von Bund und Ländern wie Aufdachanlagen: als selbständige bewegliche Wirtschaftsgüter, abzuschreiben über 20 Jahre. Nur die Dachkonstruktion folgt dem Gebäude. Investitionsabzugsbetrag, Sonderabschreibung und degressive Abschreibung sind daher auch dort dem Grunde nach möglich.
Vorausgesetzt ist außerdem eine betriebliche Nutzung von mindestens 90 Prozent im Jahr der Anschaffung und im Folgejahr.
Was den Hebel beim Bestandskauf wirklich begrenzt
| Faktor | Wirkung |
|---|---|
| Share Deal statt Asset Deal | Beim Kauf der Betreibergesellschaft entstehen auf Ebene des Wirtschaftsguts keine Anschaffungskosten. Der Steuerstapel läuft vollständig leer, die Abschreibungsbasis bleibt die des Verkäufers. |
| Verkürzte Restnutzungsdauer | Die degressive Abschreibung beträgt das Dreifache des linearen Satzes, gedeckelt bei 30 Prozent. Bei kurzer Restnutzungsdauer greift der Deckel, und der Vorteil gegenüber der linearen Abschreibung schrumpft. |
| Kaufpreisaufteilung | Der Kaufpreis ist auf Anlage, Netzanschluss, Genehmigungen und Grundstücksrechte aufzuteilen. Nur der Anteil auf das bewegliche Wirtschaftsgut trägt den Hebel. |
Die 77,5 Prozent richtig verstanden
Bei einer Neuanlage lassen sich die Bausteine zu einer Abschreibung von bis zu 77,5 Prozent kombinieren. Zwei Präzisierungen sind entscheidend:
Es ist ein Zwei-Jahres-Wert, kein Erstjahreseffekt. Der Investitionsabzugsbetrag fällt im Jahr vor der Anschaffung an; im Investitionsjahr selbst sind es 27,5 Prozent. Und der Wert gilt nur bei Anschaffung im Januar, weil die degressive Abschreibung monatsgenau berechnet wird, die Sonderabschreibung aber nicht. Bei Inbetriebnahme im Oktober sinkt der Zwei-Jahres-Wert auf rund 71,9 Prozent.
In der Modellrechnung ergibt das bei einer Anlage für 100.000 Euro und 42 Prozent Grenzsteuersatz eine Gewinnminderung von 77.500 Euro und eine Steuerersparnis von 32.550 Euro über zwei Jahre. Der Vorteil ist ein Liquiditäts- und Zinseffekt, keine dauerhafte Ersparnis. Die vollständige Rechnung steht im Leitfaden zum Steuerstapel bei Photovoltaikanlagen.
Zwei Fallstricke, die häufig übersehen werden. Erstens greift bei kleinen Gebäudeanlagen die Steuerbefreiung nach § 3 Nummer 72 EStG — dann entfällt der Betriebsausgabenabzug. Für Anlagen, die nach dem 31. Dezember 2024 angeschafft oder in Betrieb genommen wurden, gilt eine Grenze von 30 Kilowattpeak je Wohn- oder Gewerbeeinheit und insgesamt höchstens 100 Kilowattpeak je Steuerpflichtigem. Für die typische Investorenanlage ist das gegenstandslos: Die Befreiung erfasst nur Anlagen auf, an oder in Gebäuden — Freiflächenanlagen fallen unabhängig von ihrer Größe nie darunter, und über 100 Kilowattpeak greift sie ohnehin nicht. Zweitens wird ein Investitionsabzugsbetrag, dem keine Investition folgt, rückwirkend im Abzugsjahr aufgelöst — mit Nachzahlungszinsen über mehrere Jahre.
Die Modellrechnung setzt eine gewerbliche Nutzung, den Abzug im richtigen Wirtschaftsjahr und die Einhaltung der Nutzungs- und Gewinngrenzen des § 7g EStG voraus. Ob und in welcher Höhe die Instrumente in Ihrem Fall greifen, klärt Ihr Steuerberater — die Wirkung hängt an der Transaktionsstruktur und am individuellen Steuersatz.
Italien: FER X statt Bestandstarif
Italien hat sein Fördersystem im Juni 2026 auf das FER X Definitivo umgestellt. Für Investoren zählen zwei Termine: Das Portal für die Vorqualifikation öffnet am 25. August 2026, Anträge für die erste Wettbewerbsprozedur sind bis 30. September 2026 möglich. Für Anlagen über einem Megawatt schließt sich das Fenster früher als vielfach angenommen.
Das Gesamtkontingent beträgt 37,15 Gigawatt. Es teilt sich in 10 Gigawatt Direktzugang für Anlagen bis ein Megawatt — technologieoffen — und 27,15 Gigawatt für Wettbewerbsverfahren oberhalb dieser Schwelle. Vom Wettbewerbstopf entfallen 10 Gigawatt auf Photovoltaik.
Der wichtigste Termin steht nicht auf der Übersichtsseite. Das Verfahren läuft nominell bis Ende 2030. Für Anlagen über einem Megawatt begrenzt der EU-Beihilfebeschluss die Gewährung jedoch auf die ersten zwei Jahre ab Inkrafttreten des Dekrets vom 18. Juni 2026 — das Fenster endet also Mitte 2028. Der Verfahrenskalender bestätigt das: Die ordentlichen Ausschreibungen laufen quartalsweise von Dezember 2026 bis Juni 2028.
Als Preisorientierung dienen die beiden Verfahren der Übergangsregelung: Im ersten wurden rund 7.700 Megawatt Photovoltaik zu einem gewichteten Zuschlagspreis von 56,825 Euro je Megawattstunde vergeben, im zweiten — ausgeschrieben unter europäischen Lieferkettenkriterien — über 1.100 Megawatt zu 66,378 Euro.
Auf der Marktseite hat sich die Lage deutlich verändert. Der italienische Einheitspreis lag im Juli 2026 bei 157,04 Euro je Megawattstunde gegenüber 113,13 Euro im Vorjahresmonat. Im Jahresmittel 2025 lag Norditalien 26,5 Euro je Megawattstunde über Deutschland; nur in 13,3 Prozent der Stunden war Norditalien billiger oder gleich teuer.
Für Bestandsanlagen gilt in Italien ein zusätzliches Risiko. Das Land hat 2014 die Conto-Energia-Tarife für größere Anlagen rückwirkend gekürzt; das Verfassungsgericht bestätigte das 2017. Im Februar 2026 folgte ein zweiter Eingriff, seit April 2026 als Gesetz Nr. 49/2026 in Kraft. Er eröffnet betroffenen Betreibern eine Wahl zwischen befristeter Tarifkürzung und vorzeitigem Ausstieg gegen Abfindung. Betroffen sind Anlagen unter den ersten vier Conto-Energia-Runden mit mehr als 20 Kilowatt und einem Konventionsende ab 2029.
Wer eine italienische Bestandsanlage prüft, sollte deshalb vor allem eines klären: Hat der bisherige Betreiber eine Vereinbarung zur Tarifanpassung gezeichnet? Davon hängen Cashflow-Profil und Konventionsende ab. Die Fristen und Abfindungsmodalitäten dieses Verfahrens sind im Detail komplex und sollten für den konkreten Fall beim Netzbetreiber GSE oder anwaltlich geprüft werden.
Wann eine Bestandsanlage trotzdem die richtige Wahl ist
Drei Konstellationen tragen einen Bestandskauf — die operative Ergänzung eines bestehenden Portfolios, ein verhandelter Preis unterhalb des Barwerts der Restlaufzeit, und das Repowering-Objekt, bei dem Standort, Genehmigung und Netzanschluss den eigentlichen Wert darstellen. Außerhalb dieser drei Fälle ist die Neuanlage strukturell überlegen.
Wer ein Portfolio aus Solarparks führt und eine Anlage unter dem Barwert der Restzahlungen bekommt, macht einen sinnvollen Zukauf — die Tabelle weiter oben liefert den Maßstab. Wer ein Objekt mit langfristig gesichertem Pachtvertrag, sauberer Meldehistorie und belastbarer Wartungsdokumentation findet, ebenfalls. Für Unternehmen, die bereits eine Anlage betreiben, senkt ein Zukauf zudem die Investitionskosten je Kilowattpeak, weil Betriebsführung und Direktvermarktung auf mehr Leistung verteilt werden.
Das Repowering-Motiv hat an Bedeutung gewonnen. Ein deutscher Bestandshalter hat für die Erneuerung seines Portfolios bis zu 1,6 Milliarden Euro gesichert und will die Leistung von 457 auf rund 1.100 Megawatt steigern. Der Wert liegt dabei nicht in den Modulen, sondern in Standort, Genehmigung und Netzanschluss.
Eine weitere Konstellation ist die Nachrüstung mit Batteriespeicher. Ein wechselstromseitig gekoppelter Speicher lässt sich auch bei älteren Anlagen ohne Eingriff in die Gleichstromkomponenten installieren. Entscheidend ist, ob die verbleibende Restlaufzeit den Amortisationshorizont trägt — Details dazu im Leitfaden zum PV-Speicher in Co-Location.
Für die typische Zielgruppe — Investoren mit 100.000 bis 500.000 Euro Eigenkapital und dem Wunsch nach einer planbaren Zwanzigjahresanlage — ist die PV-Bestandsanlage dagegen selten der richtige Weg. Wer ein Photovoltaik-Investment als Sachwert mit kalkulierbarer Rendite sucht, findet die bessere Ausgangslage bei einer Neuanlage: längere Laufzeit, volle Steuerhebel, keine Altlasten in der Dokumentation.
Rechnen wir Ihre Konstellation durch
Ob Bestandsanlage oder Neubau: Die Entscheidung hängt an Ihren konkreten Zahlen. Logic Energy projektiert, baut und betreibt Photovoltaikanlagen für Investoren ab 100.000 Euro Eigenkapital. Vertragspartner für Direktinvestments ist die mediplan Helm e.K. mit persönlicher Inhaberhaftung.
Drei Schritte zur Entscheidung
Verlangen Sie die EEG-Abrechnung statt eines Marktdurchschnitts, rechnen Sie den Barwert selbst, und prüfen Sie Meldehistorie und Isolationswiderstand, bevor Sie über den Preis verhandeln. Wer stattdessen eine Neuanlage nach dem heute geltenden Regime will, braucht bis Ende 2026 einen Zuschlag oder die Inbetriebnahme — je nach Anlagengröße.
Erstens: die Zahlen der konkreten Anlage. Vergütungssatz und Restlaufzeit stehen exakt in der EEG-Abrechnung. Mit der Barwerttabelle in diesem Artikel lässt sich daraus in wenigen Minuten eine Preisobergrenze ableiten. Rechnen Sie den Zeitraum nach Förderende mit unter 100 Euro je Kilowattpeak.
Zweitens: die zwei Prüfungen, die nichts kosten und viel finden. Ein Auszug aus dem Marktstammdatenregister zeigt die Meldehistorie. Eine Isolationsmessung findet den Schaden, den die Ertragsdaten nicht zeigen. Beides sollte vor der Preisverhandlung vorliegen, nicht danach.
Drittens: der Vergleich mit dem Neubau. Vergleichen Sie nicht Nennleistungen, sondern Restlaufzeit, anzulegenden Wert im jeweiligen Segment und die Wirksamkeit des Steuerstapels in Ihrer konkreten Transaktionsstruktur. Wer die Konditionen nach geltendem Regime sichern will, muss den richtigen Anknüpfungspunkt kennen: Bei Freiflächenprojekten über einem Megawatt ist es der Zuschlag im Jahr 2026, bei ausschreibungsfreien Anlagen die Inbetriebnahme bis 31. Dezember 2026. Die beihilferechtliche Genehmigung endet mit dem Jahr.
Häufige Fragen
Lohnt sich der Kauf einer Bestandsanlage Photovoltaik 2026?
Nur in drei Konstellationen: als Portfolioergänzung, bei einem Preis unter dem Barwert der Restlaufzeit, oder als Repowering-Objekt. Der Grund ist strukturell: Hohe Altvergütung und lange Restlaufzeit gibt es nicht mehr gleichzeitig. Wer 35 Cent pro Kilowattstunde findet, bekommt eine Anlage mit drei bis vier Jahren Restförderung.
Was ist eine Bestandsanlage wert?
Nahezu vollständig den Barwert der verbleibenden EEG-Zahlungen. Bei 900 Kilowattstunden je Kilowattpeak, 21,5 Euro Betriebskosten und 5,3 Prozent Diskontsatz sind das bei 25 Cent Vergütung und sechs Jahren Restlaufzeit rund 1.023 Euro je Kilowattpeak. Der Zeitraum nach Förderende trägt nur 65 bis 80 Euro bei.
Gibt es aktuelle Marktpreise für PV-Bestandsanlagen?
Nein. Es existiert keine öffentlich zugängliche, aktuelle Preisstatistik für den deutschen PV-Sekundärmarkt. Die Bundesnetzagentur erfasst keine Eigentümerwechsel, und die letzte verfügbar gewesene Erhebung stammt von 2020 und ist nicht mehr abrufbar. Wer kauft, muss den Barwert selbst rechnen.
Wie lange läuft die EEG-Vergütung bei einer Bestandsanlage?
Zwanzig Jahre ab Inbetriebnahme; bei Anlagen mit gesetzlich bestimmtem Vergütungssatz bis zum 31. Dezember des zwanzigsten Jahres. Sie beginnt beim Eigentümerwechsel nicht neu. Ausgefördert sind zum August 2026 die Jahrgänge bis 2005 — eine Anlage von 2009 wird noch bis Ende 2029 vergütet.
Welche Vergütung bekommt eine Neuanlage 2026?
Das hängt vom Segment ab. Bis 100 Kilowatt gilt die Einspeisevergütung. Bis 1.000 Kilowatt gilt die gleitende Marktprämie: für Gebäudeanlagen im obersten Band 7,63 Cent bei Volleinspeisung, für Freiflächenanlagen 6,59 Cent. Über einem Megawatt entscheidet die Ausschreibung; der Termin vom 1. Juli 2026 ergab im Mittel 4,79 Cent.
Welche technischen Risiken hat eine alte Photovoltaikanlage?
Das größte ist der Isolationsfehler durch geschädigte Rückseitenfolien: Er ist von außen unsichtbar und erzeugt bis zum Wechselrichterausfall kein Signal in den Ertragsdaten. Hinzu kommen potenzialinduzierte Degradation, Bypass-Dioden, Steckverbinder und der Transformator. Nur eine Isolationsmessung findet den erstgenannten Schaden.
Gilt der Investitionsabzugsbetrag auch für gebrauchte Anlagen?
Ja. Weder § 7g EStG noch die degressive Abschreibung nach § 7 Absatz 2 EStG verlangen ein neues Wirtschaftsgut. Was den Steuerhebel beim Bestandskauf begrenzt, ist die Transaktionsstruktur: Bei einem Share Deal entstehen keine Anschaffungskosten auf Ebene des Wirtschaftsguts, und der Stapel läuft leer.
Was ändert sich für Neuanlagen ab 2027?
Die beihilferechtliche Genehmigung des EEG ist bis 31. Dezember 2026 befristet. Der Kabinettsentwurf vom 29. Juli 2026 sieht für Neuanlagen den Wegfall der festen Einspeisevergütung und eine Direktvermarktungspflicht vor. Er gilt für Anlagen, die sich ab 2027 an Ausschreibungen beteiligen oder ohne Ausschreibung in Betrieb gehen. Bestandsanlagen behalten ihre Förderung. Der Entwurf ist noch nicht verabschiedet.
Quellenangaben
- Bundesnetzagentur — EEG-Förderung und Fördersätze, anzulegende Werte ab 1. August 2026
- Bundesnetzagentur — Ergebnisse Ausschreibung Solar Freifläche, Gebotstermin 1. März 2026
- Bundesnetzagentur — Ergebnisse Ausschreibung Solar Freifläche, Gebotstermin 1. Juli 2026
- Bundesnetzagentur — EE-Statistik aus dem Marktstammdatenregister
- Fraunhofer ISE — Stromgestehungskosten erneuerbarer Energien, Juli 2024
- Netztransparenz — Marktwertübersicht, Jahresmarktwert Solar 2025
- Netztransparenz — Abzugsbetrag für ausgeförderte Anlagen 2026
- Marktpreisstudie zum PV-Sekundärmarkt, berichtet im pv magazine, Dezember 2020
- Fraunhofer ISE — Untersuchung an 279 Modulen zu Rückseitenfolien, EPJ Photovoltaics 2021
- IEA PVPS Task 13 — Degradation and Failure Modes
- IEA PVPS Task 13 — Photovoltaic Project Decisions, 2026
- Fraunhofer ISE — Recent Facts about Photovoltaics in Germany
- Clearingstelle EEG|KWKG — Rechtsfrage zum Wechselrichtertausch
- § 7g EStG — Investitionsabzugsbetrag und Sonderabschreibung
- § 7 EStG — Absetzung für Abnutzung
- § 3 Nr. 72 EStG — Steuerbefreiung für kleine Photovoltaikanlagen
- Bayerisches Landesamt für Steuern — ertragsteuerliche Behandlung dachintegrierter Anlagen
- § 544 BGB — Vertrag über mehr als 30 Jahre
- Europäische Kommission — Beihilfeentscheidung zum EEG, Beihilfesache SA.102084
- Verordnung (EU) 2024/1747 — Reform des Strommarktdesigns, Artikel 19d
- Bundesregierung — Kabinettsbeschluss zur EEG-Novelle vom 29. Juli 2026
- Bundeswirtschaftsministerium — Pressemitteilung zur EEG-Novelle und zum Netzanschlusspaket
- GSE — FER X Definitivo, Funktionsweise und Kontingente
- GSE — FER X Definitivo, operative Regeln genehmigt
- GSE — Phase-out Conto Energia
- GME — Relazione Annuale 2025, PUN und Preisspreads
- pv magazine — Repowering und Revamping von Bestandsanlagen
- pv magazine — Netzanschluss-Knappheit im Verteilnetz
- pv magazine — Untersuchung zu Brandursachen bei Photovoltaikanlagen
- BGH, Urteil vom 5. Juli 2017 — VIII ZR 147/16, Rückforderung der Einspeisevergütung bei unterbliebener Meldung
- BMF-Schreiben vom 15. Juni 2022 zu § 7g EStG, BStBl I 2022, 945, Randziffer 6 — Investitionsabzugsbeträge für neue oder gebrauchte Wirtschaftsgüter
Wichtiger Hinweis: Dieser Artikel dient ausschließlich der allgemeinen Information und stellt keine Anlage-, Steuer- oder Rechtsberatung dar. Alle Angaben ohne Gewähr, Stand 18. August 2026. Die Barwerttabelle ist eine Modellrechnung mit offengelegten Annahmen und ersetzt keine Bewertung des Einzelfalls.
Vergütungssätze gelten für Inbetriebnahme vom 1. August 2026 bis 31. Januar 2027; die nächste Degressionsstufe greift zum 1. Februar 2027. Die Zuschläge des Gebotstermins vom 1. Juli 2026 wurden am 18. August 2026 bekanntgemacht und gelten am 25. August 2026 als bekanntgegeben. Der EEG-Regierungsentwurf vom 29. Juli 2026 ist noch nicht verabschiedet und kann im parlamentarischen Verfahren geändert werden.
Steuerliche Aussagen setzen die Rechtslage zum Stand 18. August 2026 voraus; für die individuelle Situation ist ein zugelassener Steuerberater zwingend zu konsultieren. Angaben zum italienischen Förderrecht sind für den konkreten Fall beim GSE oder anwaltlich zu prüfen. Vertragspartner für PV-Direktinvestments ist mediplan Helm e.K. mit persönlicher Inhaberhaftung nach §§ 1, 17, 19 HGB.
