Solar hält länger als gedacht – und das verändert die Kalkulation
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Die Photovoltaikbranche kalkuliert seit Jahren mit vorsichtigen Annahmen zur Alterung von Anlagen. Eine neue, groß angelegte Studie aus Deutschland verschiebt diesen Maßstab nun deutlich. Forschende der BTU Cottbus-Senftenberg und des Imperial College London haben Betriebsdaten von mehr als 1,25 Millionen Photovoltaik-Anlagen mit zusammen 34 Gigawatt Leistung über 16 Jahre ausgewertet. Ihr Ergebnis: Die jährliche Degradation liegt bei lediglich 0,52 bis 0,61 Prozent. Das ist ungefähr halb so viel wie viele frühere Annahmen, die oft um 1 Prozent pro Jahr lagen. Im Mittel liefern die untersuchten Anlagen selbst nach 20 Jahren noch rund 90 Prozent ihrer Ausgangsleistung.
Für den Markt ist das mehr als eine technische Randnotiz. Je langsamer Module altern, desto länger bleiben Erträge stabil, desto präziser lassen sich Cashflows prognostizieren und desto günstiger fallen die Stromgestehungskosten aus. Die BTU-Forschenden beziffern den Effekt auf rund 4,8 Prozent niedrigere Stromgestehungskosten gegenüber bisherigen Annahmen. Zugleich könnten die alterungsbedingten Kosten von Solaranlagen bis 2040 um rund 638 Millionen Euro pro Jahr geringer ausfallen als bislang erwartet. BTU-Professor Felix Müsgens spricht deshalb von einer wirtschaftlich attraktiven Technologie, die über Jahrzehnte zuverlässig Strom liefert.
Warum das für Deutschland relevant ist
Die neuen Erkenntnisse treffen auf einen Markt, der längst in einer anderen Größenordnung angekommen ist als noch vor wenigen Jahren. Ende 2025 waren in Deutschland nach Angaben der Bundesnetzagentur 117 Gigawatt Solarleistung installiert; der Zubau lag 2025 bei 16,4 Gigawatt. Fraunhofer ISE rechnet auf DC-Basis sogar mit rund 119 Gigawatt installierter Leistung, verteilt auf etwa 5,5 Millionen Anlagen. Allein 2025 erzeugte Photovoltaik in Deutschland laut Fraunhofer rund 91 Terawattstunden Strom und deckte damit knapp 18 Prozent des Bruttostromverbrauchs. Wer heute über Lebensdauer, Repowering und Ersatzinvestitionen spricht, spricht also über einen zentralen Pfeiler des Stromsystems.
Genau deshalb ist die neue Studie auch für die Ausbaupolitik relevant. Das EEG sieht 215 Gigawatt PV bis 2030 vor. Um dieses Ziel zu erreichen, wären laut Bundesnetzagentur in den kommenden Jahren durchschnittlich 19,6 Gigawatt zusätzlicher Solarleistung pro Jahr nötig. Wenn Bestandsanlagen länger durchhalten als bislang unterstellt, verändert das den Blick auf Ersatzzyklen, Restwerte und die Frage, wann Repowering tatsächlich wirtschaftlich sinnvoll ist. Fraunhofer ISE weist in seinen aktuellen Fakten zur Photovoltaik darauf hin, dass Ersatzinstallationen heute noch wenig ins Gewicht fallen, langfristig aber deutlich an Bedeutung gewinnen werden. Grundlage solcher Abschätzungen sind bislang meist angenommene Nutzungsdauern von knapp 30 Jahren.
Langlebigkeit ist kein Selbstläufer
Die guten Nachrichten aus dem Feld bedeuten allerdings nicht, dass Qualität automatisch garantiert ist. Die BTU-Analyse zeigt auch, dass Umweltfaktoren sehr wohl eine Rolle spielen: Extreme Hitze, Frost und Luftverschmutzung drücken die Stromproduktion, während kleinere Anlagen im Datensatz tendenziell langsamer degradieren als große, komplexe Systeme. Das spricht für differenziertere Betriebs- und Wartungsstrategien, gerade bei gewerblichen und großen Freiflächenanlagen.
Auch in der Industrie ist das Thema Qualität deshalb hoch präsent. SolarPower Europe betont in seinen jüngsten O&M-Leitlinien, dass eine wachsende Solarbranche nur mit verlässlichen Qualitätsstandards dauerhaft erfolgreich sein kann. Verbandschefin Walburga Hemetsberger verknüpft den weiteren Ausbau ausdrücklich mit qualitativ hochwertigen Installationen und langfristigem Vertrauen in die Technologie. In den End-of-Life-Leitlinien des Verbands ist weiterhin von einer typischen Betriebsdauer von rund 30 Jahren die Rede; zugleich wird dort bereits systematisch über Second-Life-Konzepte und Laufzeitverlängerungen nachgedacht. Das zeigt: In Europa verschiebt sich der Fokus von der reinen Neuinstallation immer stärker in Richtung Lebenszyklusmanagement.
Die Industrie schaut genauer hin
In Deutschland wird dieselbe Debatte längst auf operativer Ebene geführt. Das ZSW in Baden-Württemberg verweist darauf, dass Investoren, Banken, Hersteller und Projektentwickler auf unabhängige Prüfungen von Leistungsfähigkeit, Langzeitstabilität und Betriebssicherheit angewiesen sind. Gerade bei großen Projekten sei Third-Party-Testing wichtig, um technische Risiken und Bankability-Fragen sauber einzuordnen. Das ist ein wichtiger Punkt: Eine längere statistische Lebensdauer erhöht zwar den Wert des Bestands, sie ersetzt aber nicht die Prüfung einzelner Modulchargen, Anlagenkonzepte und Betriebsführungsstrategien.
Dass die Branche hier genauer hinschaut, hat einen weiteren Grund. Fraunhofer ISE hatte 2025 darauf hingewiesen, dass die Leistungsangaben von Modulen in den vergangenen Jahren im Mittel häufiger unter den Herstellerangaben lagen als früher. In der Auswertung von mehr als 70.000 Messungen zeigte sich für 2023 eine durchschnittliche negative Abweichung von rund 1,3 Prozent; 2024 war zwar eine leichte Gegenbewegung sichtbar, das Niveau blieb aber erhöht. Für Betreiber heißt das: Die positive Nachricht zur Lebensdauer steht neben der alten Lektion, dass Qualitätssicherung in Einkauf, Prüfung und Betrieb über den wirtschaftlichen Erfolg entscheidet.
Ein reiferer Blick auf Repowering und Bestand
Für Hersteller und Systemanbieter ist die Entwicklung ambivalent. Längere Lebensdauern bremsen kurzfristig die Logik eines rein volumengetriebenen Ersatzmarkts. Gleichzeitig eröffnen sie neue Geschäftsmodelle in Wartung, Monitoring, Leistungsdiagnostik, selektivem Austausch und Repowering mit Augenmaß. Dass Unternehmen das Thema offensiv besetzen, zeigt etwa IBC Solar: Der Anbieter wirbt mit bis zu 25 Jahren Leistungsgarantie und stellt Langlebigkeit ausdrücklich als Qualitätsmerkmal in den Vordergrund. Solche Garantien sind längst kein Randaspekt mehr, sondern Teil der Marktpositionierung.
Auch der Bundesverband Solarwirtschaft argumentiert seit Jahren mit der gewachsenen Leistungsfähigkeit der Photovoltaik. Für Deutschland meldete der Verband für 2025 einen Zubau von rund 17,5 Gigawatt und eine kumulierte Leistung von etwa 118 Gigawatt. Je größer dieser Bestand wird, desto wichtiger werden Fragen nach Restlaufzeiten, Ertragsstabilität und sinnvoller Weiterverwendung bestehender Assets. Die neue Degradationsstudie liefert dafür keine endgültigen Antworten, aber eine belastbare neue Grundlage. Sie macht vor allem eines klar: Viele Solaranlagen altern langsamer, als die Branche es lange eingepreist hat. Für Investoren ist das eine gute Nachricht. Für die Energiewende ist es mehr als das – es ist ein Hinweis darauf, dass ein wachsender Teil der bestehenden PV-Flotte noch länger produktiv bleiben dürfte als bisher angenommen.
