Refitting statt Stillstand: Ü20-PV-Anlagen wirtschaftlich weiter betreiben

Mit dem Auslaufen der EEG-Vergütung stehen viele Betreiber älterer Photovoltaikanlagen vor neuen wirtschaftlichen Rahmenbedingungen. Statt Rückbau oder Stilllegung rückt die gezielte Weiterentwicklung ­bestehender Systeme in den Fokus. Entscheidend für einen wirtschaftlichen Weiterbetrieb sind dabei ­intelligentes Energiemanagement und die systematische Abstimmung von Erzeugung und Verbrauch.

Die erste große Generation von Photovoltaikanlagen in Deutschland erreicht ein entscheidendes Alter. Anlagen, die um die Jahrtausendwende in­stalliert wurden, fallen zunehmend aus der 20-jährigen EEG-Förderung. Diese basiert auf dem Erneuerbare-Energien-Gesetz und garantiert Betreibern über zwei Jahrzehnte eine feste Vergütung für jede ins Netz eingespeiste kWh Strom. Für Betreiber stellt sich damit eine grundlegende Frage: Weiter betreiben, modernisieren oder stilllegen? Für das Elektrohandwerk und Planungsbüros ergibt sich daraus ein anspruchsvolles Geschäftsfeld, das technisches Know-how, Systemverständnis und Beratungskompetenz gleichermaßen erfordert.

Marktentwicklung und strukturelle Ausgangslage

Die Ausgangslage ist eindeutig. Photovoltaik hat in Deutschland eine dynamische Entwicklung durchlaufen. Die installierte Leistung ist von lediglich 0,11 GW im Jahr 2000 auf rund 116,9 GW im Jahr 2025 gewachsen – ein mehr als tausendfacher Anstieg. Parallel dazu ist die Zahl der Anlagen auf etwa 5,7 Mio gestiegen. Besonders prägend ist dabei die Struktur des Marktes: Über 80 % der Systeme sind Kleinanlagen mit einer Leistung von bis zu 10 kWp. Der Privatbereich prägt das Marktgeschehen deutlich und rückt bei der Frage nach dem Weiterbetrieb von Ü20-Anlagen in den Fokus (Bild 1).

Regional zeigt sich eine klare Schwerpunktbildung in Süddeutschland. Bayern führt mit rund 31,5 GW installierter Leistung, gefolgt von Baden-Württemberg mit etwa 14,6 GW. Diese Verteilung ist sowohl auf hohe Sonneinstrahlung als auch auf eine frühe Marktentwicklung zurückzuführen. Gerade in diesen Regionen ist die Zahl der Anlagen, die in den kommenden Jahren aus der Förderung fallen, besonders hoch.

Während die technische Basis vieler Anlagen weiterhin intakt ist, hat sich das wirtschaftliche Umfeld grundlegend verändert. Ein Blick auf die Entwicklung der Einspeisevergütung zeigt die Verschiebung deutlich. Anfang der 2000er-Jahre lag sie bei über 50 ct/kWh, im Jahr 2004 sogar bei 57,40 ct. Heute bewegen sich die Vergütungssätze bei lediglich 7,78 ct/kWh für Kleinanlagen. Das entspricht einer Reduktion von rund 86 %. Gleichzeitig wurden regulatorische Rahmenbedingungen angepasst, etwa durch die Einschränkung der Vergütung bei negativen Börsenstrompreisen.

Vom Einspeisemodell zur Eigenverbrauchsstrategie

Diese Entwicklung verändert die Rolle von Photovoltaikanlagen grundlegend. Während früher die Einspeisung ins Netz im Vordergrund stand, rückt heute der Eigenverbrauch in den Mittelpunkt. Der selbst erzeugte Strom gewinnt an wirtschaftlicher Bedeutung, da er den Bezug von Netzstrom ersetzt, dessen Preise deutlich höher liegen. Der Weiterbetrieb von Ü20-Anlagen ist daher in vielen Fällen sinnvoll, wenn der Eigenverbrauch gezielt gesteigert wird.

Genau hier setzt das Refitting an. Es beschreibt die gezielte Modernisierung bestehender Anlagen mit dem Ziel, deren Effi­zienz und Wirtschaftlichkeit zu steigern. Im Zentrum steht die Anpassung an ein verändertes Nutzungsmodell. Statt einer statischen Einspeisestrategie geht es um die bedarfsgerechte Abstimmung von Erzeugung und Verbrauch.

Technische Ansatzpunkte im Refitting

Technisch bedeutet dies vor allem die Integration zusätzlicher Verbraucher und die intelligente Steuerung von Lasten. Typische Anwendungen sind die Einbindung von Wärmepumpen, die Nutzung von Elektromobilität oder die gezielte Steuerung von Haushaltsgeräten. Besonders die Kombina­tion aus Photovoltaik und Wärmepumpe bietet großes Potenzial, da sie den Eigenverbrauch deutlich erhöhen kann. Gleiches gilt für Ladeinfrastruktur, bei der das Elektrofahrzeug als flexibler Verbraucher fungiert.

Allerdings lassen sich diese Potenziale nur dann ausschöpfen, wenn ein übergeordnetes Energie­management vorhanden ist. Viele Bestandsanlagen verfügen bislang nicht über entsprechende Funktionen, da sie ursprünglich für die reine Einspeisung ausgelegt wurden. Moderne Energiemanagementsysteme schließen diese Lücke. Sie erfassen kontinuierlich die Energieflüsse, analysieren Verbrauchs­profile und steuern angeschlossene Geräte in Echtzeit. Ziel ist es, möglichst viel des erzeugten Stroms direkt vor Ort zu nutzen und Lastspitzen zu vermeiden.

Neue Anforderungen an Planung und Installation

Für Planer und Installateure bedeutet dies ­einen Paradigmenwechsel. Die klassische Installation wird um Aspekte der Systemintegration, Datenanalyse und Optimierung ergänzt. Es reicht nicht mehr aus, einzelne Komponenten zu installieren. Gefragt sind ganzheitliche Lösungen, die verschiedene Gewerke miteinander verbinden und flexibel auf veränderte Anforderungen reagieren können (Bild 2).

Die Komplexität steigt dabei nicht zuletzt durch die Dynamik des Marktes. Die Jahre 2023 und 2024 haben mit jeweils über 15 GW Zubau neue Rekordwerte erreicht. Damit wächst nicht nur die Zahl der Neuanlagen, sondern auch die zukünftige Basis für weitere Refitting-Projekte. Gleichzeitig steigen die Anforderungen an die Integration in bestehende Gebäudestrukturen und Energiesysteme.

Systemintegration und Energiemanagement als Schlüssel

Vor diesem Hintergrund gewinnen skalierbare und modulare Lösungen an Bedeutung. ABB verfolgt mit der Initiative »Be efficient – Energie smarter denken« einen Ansatz, der genau hier ansetzt. Ziel ist es, Energieflüsse transparent zu machen und intelligent zu steuern, um Effizienzpotenziale konsequent zu nutzen. Systeme wie »ABB Insite« ermöglichen ein detailliertes Energiemonitoring und schaffen die Grundlage für fundierte Entscheidungen. Darauf aufbauend kann ein dynamisches Lastmanagement implementiert werden, das den Eigenverbrauch optimiert und gleichzeitig die Netzbelastung reduziert.

Eine zentrale Rolle spielt dabei die Vernetzung der einzelnen Komponenten. Hier kommen Gateways als Schnittstellen zwischen Erzeugung, Verbrauch und Steuerung ins Spiel.

Mit Lösungen wie dem »Energy Edge EX.1« gibt es eine Plattform, die genau diese Aufgabe übernimmt (Bild 3). Das Gateway ermöglicht die Integration unterschiedlicher Systeme, sorgt für eine lokale Datenverarbeitung und schafft die Basis für ein ganzheitliches Energiemanagement.

Gerade im Bestand ist diese Flexibilität entscheidend. Bestehende Anlagen können schrittweise erweitert und an neue Anforderungen angepasst werden, ohne dass grundlegende Strukturen verändert werden müssen. Für das Elektrohandwerk bedeutet dies die Möglichkeit, Kunden langfristig zu begleiten und ihre Systeme kontinuierlich weiterzuentwickeln.

 

Refitting als Baustein der Energiewende im Bestand

Das Refitting von Ü20-PV-Anlagen ist damit weit mehr als eine Übergangslösung. Es markiert den Wandel von der klassischen Stromerzeugung hin zu einem integrierten Energiesystem im Gebäude.

Für Betreiber bietet sich die Chance, ihre Anlagen wirtschaftlich sinnvoll weiter zu nutzen. Für Planer und Installateure eröffnet sich ein nachhaltig tragfähiges Geschäftsfeld, das technisches Know-how mit strategischer Beratung verbindet.

In einer zunehmend dezentralen Energieversorgung wird die Fähigkeit, Erzeugung und Verbrauch intelligent zu verknüpfen, zum entscheidenden Faktor. Ü20-Anlagen sind dabei kein Auslaufmodell, sondern ein wertvoller Bestandteil der Energiewende – vorausgesetzt, sie werden systematisch weiterentwickelt und intelligent eingebunden.

Autor

Steffen Gussmann, Produkt Marketing Spezialist Smart Buildings bei ABB