PV-Freiflächenanlagen & Solarparks

Inhaltsverzeichnis

Was ist eine Photovoltaik-Freiflächenanlage?
Marktlage 2026: Freifläche trägt den Ausbau
Wie viel Fläche braucht ein Solarpark?
Welcher Rechtsrahmen gilt 2026?
Genehmigung und Netzanschluss
Was kostet ein Solarpark?
Wie wird der Strom vergütet?
Finanzierung und steuerlicher Rahmen
Pacht und Rendite
Warum Logic Energy
Biodiversität und Sonderformen
Häufige Fragen
Quellen und Rechtsgrundlagen

Solarzellen vor einem landwirtschaftlichen Hintergrund mit Scheunen und Silos auf dem Land.

Was ist eine Freiflächenanlage

Eine Photovoltaik-Freiflächenanlage ist eine bodenmontierte Solaranlage, die ohne Gebäude auskommt und ihre Fläche vollständig für die Stromerzeugung nutzt. Für Flächeneigentümer, Kommunen und Investoren sind dabei vier Fragen entscheidend: Eignet sich die Fläche, ist sie genehmigungsfähig, was kostet der Bau und was bringt der Betrieb. Wir beantworten sie in der Reihenfolge, in der sie im Projekt auftreten — mit Zahlen, die jeweils mit Quelle und Stand belegt sind.

Diese Informationen richten sich an Flächeneigentümer, Kommunen und Investoren, die Planung, Bau und Betrieb von Freiflächen-Photovoltaikanlagen in Deutschland beurteilen wollen.

Was ist eine Photovoltaik-Freiflächenanlage?

      Kurz gesagt: Eine Photovoltaik-Freiflächenanlage ist eine bodenmontierte Solaranlage auf offenem Gelände. Die Module stehen auf Metallgestellen, meist ohne Betonfundament, sodass am Laufzeitende ein rückstandsloser Rückbau möglich ist. Anders als eine Dachanlage braucht sie kein Gebäude, anders als Agri-Photovoltaik keine parallele landwirtschaftliche Nutzung.
    

Vier Bauformen werden regelmäßig verwechselt, unterscheiden sich aber in Genehmigung, Kosten und Förderweg deutlich. Die klassische Freiflächenanlage belegt die Fläche vollständig mit Modulreihen und Wartungsgassen. Sie ist die günstigste Variante je Kilowatt-Peak und dominiert die Ausschreibungen der Bundesnetzagentur. Im Fachjargon haben sich die Kurzformen PV-FFA und Freiflächenphotovoltaik durchgesetzt; Freiflächen-Solaranlagen und PV-Freiflächenanlagen bezeichnen dasselbe.

      
        Bauformen im Vergleich: Freifläche, Agri-PV, Dach und Floating
        BauformKosten je kWpFlächennutzungTypischer Einsatz

        Klassische Freifläche700–900 EURFläche vollständig belegtStandard in den EEG-Ausschreibungen, 5–50 MWp
Agri-Photovoltaik900–1.700 EURLandwirtschaft läuft weiterwenn der Agrarstatus der Fläche erhalten bleiben soll
Dachanlage900–1.600 EURkeine BodenkonkurrenzGewerbe- und Industriedächer mit Eigenverbrauch
Floating PVprojektabhängigWasserfläche statt BodenBaggerseen und Speicherbecken, in Deutschland Nische

        Kostenbänder: Fraunhofer ISE, Studie Stromgestehungskosten Juli 2024. Agri-PV liegt je nach Aufständerung 30 bis 50 Prozent über der klassischen Freifläche.

Bauformen im Vergleich: Freifläche, Agri-PV, Dach und Floating
Bauform	Kosten je kWp	Flächennutzung	Typischer Einsatz
Klassische Freifläche	700–900 EUR	Fläche vollständig belegt	Standard in den EEG-Ausschreibungen, 5–50 MWp
Agri-Photovoltaik	900–1.700 EUR	Landwirtschaft läuft weiter	wenn der Agrarstatus der Fläche erhalten bleiben soll
Dachanlage	900–1.600 EUR	keine Bodenkonkurrenz	Gewerbe- und Industriedächer mit Eigenverbrauch
Floating PV	projektabhängig	Wasserfläche statt Boden	Baggerseen und Speicherbecken, in Deutschland Nische
Kostenbänder: Fraunhofer ISE, Studie Stromgestehungskosten Juli 2024. Agri-PV liegt je nach Aufständerung 30 bis 50 Prozent über der klassischen Freifläche.

Vorteile gegenüber Dachanlagen

Gegenüber Photovoltaikanlagen auf Dachflächen bringt die Freifläche vier strukturelle Vorteile:

Skalierbarkeit: Projektgrößen von 1 bis über 600 MWp sind möglich, auf einem Dach endet es bei wenigen Megawatt.
Optimale Ausrichtung: Neigung und Himmelsrichtung der Module sind frei wählbar und nicht von der Dachform vorgegeben.
Keine Verschattung: In der freien Landschaft stehen keine Gebäude, Schornsteine oder Bäume im Weg. Wo Platz für größere Reihenabstände ist, lassen sich zusätzlich Nachführsysteme einsetzen.
Niedrigere Kosten: 700 bis 900 Euro je Kilowatt-Peak gegenüber 900 bis 1.600 Euro auf großen Dächern — bei ebenerdiger Zugänglichkeit für Wartung und Reinigung (Fraunhofer ISE).

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Bürger-Energieprojekte beginnen bei 1 bis 6 MWp. Der Standardfall in den EEG-Ausschreibungen liegt zwischen 10 und 50 MWp. Großprojekte überschreiten 100 MWp; das größte deutsche Projekt, der Energiepark Witznitz in Sachsen, erreicht 605 MWp. Die Projektgröße entscheidet über Netzanschlussform, Genehmigungsweg und darüber, wie stark sich die Fixkosten je Kilowatt-Peak verteilen. Details zur Doppelnutzung finden Sie auf unserer Seite zur Agri-Photovoltaik.

Marktlage 2026

      Kurz gesagt: Im ersten Halbjahr 2026 meldete die Bundesnetzagentur 1.002 neue Freiflächenanlagen mit zusammen 4.010,4 Megawatt. Bei einem Gesamtzubau von 7.394,4 Megawatt stellt Freifläche damit rund 54 Prozent des Marktes und liegt erstmals deutlich vor dem Dachsegment.
    

Der Grund ist ökonomisch: Während der Zubau auf Dachflächen bei privaten und gewerblichen Anlagen zurückgeht, profitieren Freiflächen-PV-Anlagen von Skaleneffekten und einem stabilen Ausschreibungsrahmen. Das ausgeschriebene Volumen für das erste Segment beträgt 2026 insgesamt 9.900 Megawatt, verteilt auf drei Gebotstermine. Für die Energiewende ist das Segment damit der wichtigste Baustein beim Ausbau der Sonnenenergie.

Flächeneffizienz: Solarstrom gegen Energiepflanzen

In der Debatte um Flächenkonkurrenz auf dem Acker wird die Größenordnung oft unterschätzt. Eine Freiflächenanlage liefert je Hektar ein Vielfaches der Energie, die dieselbe Fläche über Energiepflanzen erbringt — das Kompetenzzentrum Naturschutz und Energiewende beziffert den Faktor auf das 28- bis 50-fache gegenüber Mais für die Biogasanlage.

Der Grund liegt in der Physik: Pflanzen wandeln Sonnenenergie über die Photosynthese mit rund einem Prozent Wirkungsgrad um, Photovoltaikanlagen erreichen 20 bis 23 Prozent. Dazu kommen Verluste bei Vergärung oder Verbrennung der Biomasse. Das Umweltbundesamt empfiehlt daher, den Biomasseanbau zugunsten von Freiflächen-Photovoltaik zurückzufahren.

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Wie sich der Zubau über alle Segmente entwickelt und was die Zahlen für Investoren bedeuten, ordnet unsere Analyse zum Photovoltaik-Zubau in Deutschland ein.

Flächenbedarf und Eignung

      Kurz gesagt: Eine Freiflächenanlage in Süd-Ausrichtung mit fester Neigung benötigt rund 1,0 Hektar je MWp. Bifaziale Ost-West-Aufständerung kommt mit 0,7 bis 0,8 Hektar je MWp aus und bringt bis zu 1,4 MWp auf denselben Hektar. Wirtschaftlich tragfähig werden Projekte ab etwa 3 bis 5 Hektar zusammenhängender Fläche.
    

      
        Flächenbedarf nach Aufständerungsvariante
        AufständerungFlächenbedarfTypischer Einsatz

        Süd-Ausrichtung, festrund 1,0 ha/MWpStandardprojekte 5–50 MWp
Ost-West, bifazial0,7–0,8 ha/MWpnetzdienliche Ertragsprofile, große Parks
Einachsiger Tracker1,1–1,3 ha/MWpStandorte mit hoher Direktstrahlung

        Quellen: C.A.R.M.E.N. e.V., Leitfaden Freiflächenanlagen · Fraunhofer ISE, Studie Stromgestehungskosten Juli 2024.

Flächenbedarf nach Aufständerungsvariante
Aufständerung	Flächenbedarf	Typischer Einsatz
Süd-Ausrichtung, fest	rund 1,0 ha/MWp	Standardprojekte 5–50 MWp
Ost-West, bifazial	0,7–0,8 ha/MWp	netzdienliche Ertragsprofile, große Parks
Einachsiger Tracker	1,1–1,3 ha/MWp	Standorte mit hoher Direktstrahlung
Quellen: C.A.R.M.E.N. e.V., Leitfaden Freiflächenanlagen · Fraunhofer ISE, Studie Stromgestehungskosten Juli 2024.

Geeignete Flächen für PV-Freiflächenanlagen

Drei Bedingungen entscheiden über die Eignung. Erstens die Größe: Unter rund 3 Hektar schlagen die Fixkosten für Planung, Genehmigung und Netzanschluss je Kilowatt-Peak zu stark durch. Zweitens die Netznähe: Ein Umspannwerk in unter drei Kilometern Entfernung hält die Anschlusskosten kalkulierbar. Drittens der Schutzstatus: Natura-2000-Gebiete, FFH-Flächen und Landschaftsschutzgebiete scheiden praktisch aus.

Hinzu kommen Hangneigung unter etwa 15 Grad und eine befahrbare Zufahrt für die Bauphase. Ein struktureller Vorteil gegenüber Dachflächen: In der freien Landschaft stehen keine Gebäude, Schornsteine oder Bäume im Weg, die über den Tagesverlauf Schatten werfen. Wo Platz für größere Reihenabstände ist, lassen sich zudem Nachführsysteme einsetzen, die den Ertrag gegenüber fest aufgeständerten Modulen steigern.

        
        Geeignet
        ab 3 bis 5 Hektar zusammenhängend
Hangneigung unter 15 Grad
Netzanschluss unter 3 km
befahrbare Zufahrt

        Premium
        ab 10 Hektar zusammenhängend
im 200-Meter-Streifen nach § 35 BauGB
Umspannwerk unter 1 km
Süd-Ausrichtung mit leichtem Gefälle

        Nicht geeignet
        unter 2 Hektar
Natura 2000, FFH, Landschaftsschutz
über 5 km zum Netzanschluss
starke Verschattung oder Nordhang

Wie viel Strom ein Hektar erzeugt

Der spezifische Ertrag liegt im deutschen Mittel bei rund 1.000 Kilowattstunden je Kilowatt-Peak und Jahr. Süddeutschland erreicht 1.000 bis 1.150 kWh/kWp, Norddeutschland 850 bis 1.000 kWh/kWp. Ein Hektar in Süd-Ausrichtung erzeugt damit je nach Standort zwischen 850.000 und 1.150.000 Kilowattstunden jährlich.

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Angebote, die mit 1.300 kWh/kWp oder mehr rechnen, setzen Nachführsysteme, überdurchschnittliche Einstrahlung und optimale Verschattungsfreiheit gleichzeitig voraus. Welche Erträge realistisch sind, vertieft unser Beitrag zum PV-Ertrag pro kWp.

Rechtsrahmen 2026

      Kurz gesagt: Drei Regelwerke bestimmen den Bau: das Baugesetzbuch für die Zulässigkeit, das Erneuerbare-Energien-Gesetz für die Förderfähigkeit und der Naturschutz für die Auflagen. Seit dem 11. Januar 2023 privilegiert § 35 Abs. 1 Nr. 8 Buchst. b BauGB Anlagen im 200-Meter-Streifen entlang Autobahnen und zweigleisiger Schienenwege.
    

BAUGBPrivilegierung im Außenbereich

Privilegiert heißt: Das Vorhaben ist im Außenbereich ohne eigenen Bebauungsplan zulässig, wenn öffentliche Belange nicht entgegenstehen. Das verkürzt die Projektentwicklung um sechs bis zwölf Monate.

Wichtig ist die Unterscheidung zweier Zonen: Der Privilegierungsstreifen nach BauGB reicht 200 Meter weit, gemessen vom äußeren Fahrbahnrand. Die förderfähige Zone nach EEG reicht mit 500 Metern weiter. Dazwischen ist ein Projekt förderfähig, benötigt aber einen Bebauungsplan.

EEGFörderfähige Flächenkulisse

§ 37 Abs. 1 Nr. 2 EEG regelt, welche Flächen an den Ausschreibungen teilnehmen dürfen: Konversionsflächen, Seitenrandstreifen bis 500 Meter, Flächen in benachteiligten Gebieten, versiegelte Flächen, Deponien, Parkplätze und wiedervernässte Moorböden.

Die Länderöffnungsklausel nach § 37c EEG ist seit dem Solarpaket I vom 16. Mai 2024 ein Opt-out: Flächen in benachteiligten Gebieten sind bundesweit förderfähig, solange ein Bundesland sie nicht aktiv ausschließt. Bislang hat kein Bundesland eine Ausschlussverordnung erlassen.

Straßenrecht: das Fernstraßen-Bundesamt redet mit

Neben BauGB und EEG gilt entlang von Autobahnen und Schienenwegen eine dritte Vorschrift, die in vielen Projektplanungen fehlt. § 9 Abs. 2c FStrG nimmt Anlagen zur Stromerzeugung aus solarer Strahlungsenergie ausdrücklich vom Anbauverbot an Bundesfernstraßen aus — der Bau ist straßenrechtlich also regelmäßig möglich.

Zu beteiligen ist das Fernstraßen-Bundesamt trotzdem: bei Bundesautobahnen im Streifen bis 100 Meter, bei Bundesstraßen außerhalb bebauter Ortsteile bis 40 Meter, jeweils vom äußeren Rand der befestigten Fahrbahn gemessen. Ist die Anlage nicht genehmigungsbedürftig, muss der Vorhabenträger den Bau vorher anzeigen. Wer den 200-Meter-Streifen nutzen will, plant diesen Schritt am besten früh ein.

Naturschutz: drei von fünf Biodiversitätskriterien

Das Solarpaket I hat die ökologischen Anforderungen verschärft. Nach § 37 Abs. 1a und § 48 Abs. 6 EEG müssen Betreiber bei neuen Ausschreibungsprojekten mindestens drei von fünf Kriterien erfüllen: extensive Grünlandnutzung ohne Pestizide und Mineraldünger, blütenreiche Säume, Habitatstrukturen wie Totholz und Kleingewässer, Modulbelegung unter 60 Prozent der Parzellenfläche sowie unbebaute Randstreifen in vorgegebener Mindestbreite.

Diese Vorgaben sind Ausschreibungsvoraussetzung, nicht Kür — sie gehören von Anfang an in die Flächenkalkulation.

Genehmigung und Netzanschluss

      Kurz gesagt: Ein vorhabenbezogener Bebauungsplan dauert regelmäßig sechs bis zwölf Monate. Inklusive Vorplanung, Beteiligungsverfahren, Ausschreibungszuschlag und Netzanschluss ist von zwei bis vier Jahren Gesamtentwicklungsdauer auszugehen. Privilegierte Vorhaben verkürzen die Timeline um sechs bis neun Monate.
    

1

Flächenprüfung

Eignung, Netznähe, Schutzstatus · 1–4 Wochen

2

Sicherung

Optionsvertrag mit dem Eigentümer · 4–8 Wochen

3

Bauleitplanung

B-Plan, Umwelt- und Artenschutz · 6–12 Monate

4

Ausschreibung

Gebot bei der Bundesnetzagentur

5

Bau

Netzanschluss und Errichtung · 3–9 Monate

6

Betrieb

Betriebsführung über 20–40 Jahre

Ablauf der Genehmigung

Die Planung von Freiflächen-Photovoltaikprojekten erfordert von Beginn an die Beachtung rechtlicher und ökologischer Aspekte — Bauleitplanung, Artenschutz und Netzanschluss laufen parallel und bedingen einander. Wer eine Prüfung nachschiebt, verliert im Zweifel eine Vegetationsperiode.

Netzanschluss als zweiter kritischer Pfad

Anlagen bis etwa 20 MWp schließen an das Mittelspannungsnetz an, Ansprechpartner ist der Verteilnetzbetreiber. Großprojekte ab rund 100 MW fallen unter die Kraftwerksnetzanschlussverordnung. Die KraftNAV wurde zum 23. Dezember 2025 überarbeitet; Großbatteriespeicher fallen seither nicht mehr unter das Regime. Details zum Reifegradverfahren behandelt unser Beitrag zur KraftNAV-Novelle.

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Kommunen mit Solarpark-Erfahrung schaffen das Bebauungsplanverfahren in sechs bis acht Monaten. Wo es das erste Projekt ist, dauert es regelmäßig zwölf Monate oder länger. Ein erfahrener Projektierer lehnt Flächen ab, die er nicht genehmigt bekommt — das schützt Eigentümer vor jahrelangen Leerlaufverträgen.

Was kostet ein Solarpark

      Kurz gesagt: Die Investitionskosten für Freiflächenanlagen über 1 MWp liegen bei 700 bis 900 Euro je Kilowatt-Peak schlüsselfertig. Ein Hektar kostet damit rund 700.000 bis 900.000 Euro. Enthalten sind Module, Wechselrichter, Unterkonstruktion, Tiefbau, Netzanschluss und Planung.
    

      
        Kostenblöcke einer Freiflächenanlage (Stand Juli 2026)
        KostenblockWertQuelle

        Investition Freifläche über 1 MWp700–900 EUR/kWpFraunhofer ISE
Investition Agri-PV (0,5–2 MWp)900–1.700 EUR/kWpFraunhofer ISE
Betriebskosten10–25 EUR/kWp/Jahr bzw. 1–2 % der InvestitionFraunhofer ISE
Rückbaurücklage5–15 % der InvestitionskostenBranchenstandard
Stromgestehungskosten4,1–6,9 ct/kWh (Süd bis Nord)Fraunhofer ISE, Juli 2024

        Fraunhofer ISE, Studie Stromgestehungskosten erneuerbare Energien (5. Auflage, Juli 2024) und Aktuelle Fakten zur Photovoltaik in Deutschland.

Kostenblöcke einer Freiflächenanlage (Stand Juli 2026)
Kostenblock	Wert	Quelle
Investition Freifläche über 1 MWp	700–900 EUR/kWp	Fraunhofer ISE
Investition Agri-PV (0,5–2 MWp)	900–1.700 EUR/kWp	Fraunhofer ISE
Betriebskosten	10–25 EUR/kWp/Jahr bzw. 1–2 % der Investition	Fraunhofer ISE
Rückbaurücklage	5–15 % der Investitionskosten	Branchenstandard
Stromgestehungskosten	4,1–6,9 ct/kWh (Süd bis Nord)	Fraunhofer ISE, Juli 2024
Fraunhofer ISE, Studie Stromgestehungskosten erneuerbare Energien (5. Auflage, Juli 2024) und Aktuelle Fakten zur Photovoltaik in Deutschland.

Stromgestehungskosten im Vergleich

Die Stromgestehungskosten sind die entscheidende Vergleichsgröße: Sie liegen unter den Gestehungskosten aller fossilen Alternativen — auch unter denen von Gas — und erklären, warum Freiflächen-Solaranlagen inzwischen auch ohne Einspeiseförderung über Power Purchase Agreements realisiert werden.

Im Vergleich zu Photovoltaikanlagen auf Dachflächen liegen Freiflächen-PV-Anlagen bei Errichtung und Betrieb günstiger. Große Aufdachanlagen kosten nach Fraunhofer ISE 900 bis 1.600 Euro je Kilowatt-Peak, kleine Systeme bis 2.000 Euro — gegenüber 700 bis 900 Euro auf der Freifläche. Der Grund sind Skaleneffekte, standardisierte Unterkonstruktionen und die ebenerdige Zugänglichkeit für Wartung und Reinigung.

Betriebskosten und Rückbaurücklage

Am Laufzeitende steht der vollständige Rückbau, für den Behörden eine Sicherheitsleistung verlangen — üblich ist eine selbstschuldnerische Bankbürgschaft. Diese Rückbaurücklage fehlt in vielen Überschlagsrechnungen. Sie mindert die Rendite nicht dramatisch, wenn sie über die Laufzeit angespart wird, kippt aber jede Kalkulation, die sie erst am Ende einstellt.

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Vergütung und Erlös

      Kurz gesagt: Beim Gebotstermin 1. Juli 2026 lag der mengengewichtete Zuschlagswert bei 4,79 ct/kWh, die Spanne der bezuschlagten Gebote bei 4,38 bis 4,97 ct/kWh. Die Runde war mit 148,5 Prozent überzeichnet, der zulässige Höchstwert lag bei 5,90 ct/kWh.
    

Freiflächenanlagen ab 1 MWp werden über die Ausschreibungen der Bundesnetzagentur vermarktet. Drei Gebotstermine pro Jahr verteilen ein Gesamtvolumen von 9.900 Megawatt für 2026.

      
        Zuschlagswerte Segment 1 (Freifläche über 1 MWp)
        GebotsterminZuschlagsmengeØ mengengewichteter Zuschlagswert

        01.03.20252.638 MW4,66 ct/kWh
01.07.20252.271 MW4,84 ct/kWh
01.12.20252.341 MW5,00 ct/kWh
01.03.20262.299 MW4,94 ct/kWh
01.07.20262.135 MW4,79 ct/kWh

        Quelle: Bundesnetzagentur, Beendete Ausschreibungen Solaranlagen erstes Segment. Stand: 11.09.2026.

Zuschlagswerte Segment 1 (Freifläche über 1 MWp)
Gebotstermin	Zuschlagsmenge	Ø mengengewichteter Zuschlagswert
01.03.2025	2.638 MW	4,66 ct/kWh
01.07.2025	2.271 MW	4,84 ct/kWh
01.12.2025	2.341 MW	5,00 ct/kWh
01.03.2026	2.299 MW	4,94 ct/kWh
01.07.2026	2.135 MW	4,79 ct/kWh
Quelle: Bundesnetzagentur, Beendete Ausschreibungen Solaranlagen erstes Segment. Stand: 11.09.2026.

Der Höchstwert ist gesetzlich gedeckelt

Dieser Wert ist für die Projektkalkulation wichtiger, als er wirkt: § 37b Abs. 1 EEG deckelt ihn auf höchstens 5,9 Cent je Kilowattstunde. Die Obergrenze kann ohne Gesetzesänderung nicht weiter steigen, selbst wenn Finanzierungs- und Netzanschlusskosten anziehen. Wer eine Projektrechnung auf steigende Zuschlagswerte stützt, rechnet gegen den Gesetzestext.

Statt der Ausschreibung können Betreiber den Strom direkt an einen industriellen Abnehmer verkaufen. Der deutsche Solar-PPA-Preis lag im vierten Quartal 2025 bei 49,77 Euro je Megawattstunde, also 4,98 ct/kWh — praktisch gleichauf mit dem Ausschreibungswert und im vierten Quartal in Folge rückläufig. Die früher übliche PPA-Prämie ist damit verschwunden.

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Ab dem 17. Juli 2027 müssen neue Förderverträge als zweiseitige Differenzverträge ausgestaltet sein. Was die CfD-Pflicht ab 2027 bedeutet, ordnet der Cluster-Artikel ein. Die vollständigen Vergütungssätze über alle Anlagenklassen erklärt der Leitfaden zur EEG-Vergütung 2026.

Finanzierung und Steuer

      Kurz gesagt: Der KfW-Kredit 270 finanziert bis zu 100 Prozent der Investitionskosten, maximal 150 Millionen Euro je Vorhaben, mit Laufzeiten bis 30 Jahre. Der effektive Jahreszins beginnt bei 4,04 Prozent. Steuerlich sind Investitionsabzugsbetrag, Sonderabschreibung und degressive AfA kombinierbar.
    

FINANZIERUNGKfW 270

ab 4,04 % effektiver Jahreszins
bis 100 % der Investitionskosten
maximal 150 Mio. Euro je Vorhaben
Laufzeit bis 30 Jahre
bis zu 5 tilgungsfreie Anlaufjahre

Der Antrag läuft über die Hausbank, zwingend vor Baubeginn. Der Zinssatz richtet sich nach Bonität, Besicherung und Laufzeit.

STEUER§ 7g EStG und degressive AfA

IAB nach § 7g Abs. 1: bis 50 % der Anschaffungskosten
Sonder-AfA nach § 7g Abs. 5: 40 % über fünf Jahre
degressive AfA nach § 7 Abs. 2: für PV 15 % pro Jahr

Der oft zitierte Deckel von 30 Prozent greift nur bei kürzerer Nutzungsdauer, etwa bei Batteriespeichern. Rechtsgrundlage ist das Investitionssofortprogramm 2025, befristet bis 31.12.2027.

Wie sich die Instrumente konkret kombinieren lassen und wo die Grenzen liegen, rechnet unser Beitrag zu Photovoltaik und Steuern vor.

Pacht und Rendite

      Kurz gesagt: Flächeneigentümer erzielen marktüblich 2.500 bis 4.500 Euro je Hektar und Jahr, in Premiumlagen bis 5.000 Euro — ohne eigenes Projektrisiko. Institutionelle Freiflächenprojekte erreichen 5 bis 8 Prozent IRR pro Jahr bei konservativer, ungehebelter Kalkulation.
    

Was Flächeneigentümer erhalten

Entscheidend für die Pachthöhe sind Lage, Netznähe, Flächengröße und Laufzeit. Ebenso wichtig wie der Preis sind die Vertragsklauseln: Indexierung, Rückbaubürgschaft, Grundbucheintragung und Laufzeitoptionen bestimmen über 20 bis 30 Jahre den realen Ertrag. Die vollständigen Pacht-Richtwerte, die zwölf Pflichtklauseln im Pachtvertrag und die steuerlichen Fallstricke behandelt unsere Seite zur Verpachtung von Flächen für Solarparks.

Was Investoren rechnen‍

Auf der Investorenseite ist die Rechenkette einfacher, als sie wirkt: Ein Hektar trägt rund 1 MWp, erzeugt etwa 1.000.000 Kilowattstunden und erlöst beim Zuschlagswert von 4,79 ct/kWh rund 47.900 Euro brutto im Jahr. Davon gehen Betriebskosten von 10.000 bis 25.000 Euro je Hektar ab, dazu die Rückbaurücklage. Was am Ende als IRR übrig bleibt, entscheidet die Finanzierungsstruktur. Eine Übersicht der Renditechancen von PV-Direktinvestments als Assetklasse finden Sie auf unserem Investment-Pillar.

Warum Logic Energy

Persönliche Inhaberhaftung

Vertragspartner ist mediplan Helm e.K. Der Inhaber haftet persönlich und unbeschränkt nach §§ 1, 17, 19 HGB.

Aktive Flächenakquise

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Biodiversität und Sonderformen

      Kurz gesagt: Die Feldstudie „Artenvielfalt im Solarpark" des Bundesverbands Neue Energiewirtschaft von März 2025 untersuchte 30 Solarparks in fünf Bundesländern. Nachgewiesen wurden über 350 Pflanzenarten, 34 Tagfalter- und 30 Heuschreckenarten.
    

Die Flächen unter und zwischen den Modulreihen entwickeln sich bei extensiver Pflege ohne Pestizide und Mineraldünger zu vielfältigen Habitaten. Nachgewiesen wurden unter anderem:

über 350 Pflanzenarten auf den 30 untersuchten Solarparks
34 Tagfalter- und 30 Heuschreckenarten
Feldlerche und Zauneidechse als regelmäßige Indikatorarten
Wildbienen und bodenbrütende Vögel als Nutznießer der pestizidfreien Pflege

Für Projektierer ist das mehr als ein Nebeneffekt: Eine nachweisbare ökologische Aufwertung erhöht die Akzeptanz im Bebauungsplanverfahren und in der Standortgemeinde spürbar. Natur- und Klimaschutz stehen hier nicht im Widerspruch.

Sonderformen

Floating PV auf ausgedienten Baggerseen und Speicherbecken existiert in Deutschland bislang vor allem als Pilotanlage. Parkplatz-PV überdacht bestehende Stellplatzflächen und liefert zusätzlich Witterungsschutz — die Nutzung versiegelter Flächen ist nach § 37 EEG förderfähig. Moor-PV auf wiedervernässten Böden verbindet Emissionsminderung aus dem Boden mit Stromerzeugung.

Was Kommunen davon haben

Standortgemeinden profitieren doppelt. Die Gewerbesteuer wird nach § 29 Abs. 1 Nr. 2 GewStG im Verhältnis 90 zu 10 zerlegt — 90 Prozent fließen an die Standortkommune. Zusätzlich erlaubt § 6 EEG eine finanzielle Beteiligung von bis zu 0,2 ct/kWh. Ein 50-MWp-Park mit rund 50 Gigawattstunden Jahreserzeugung bringt darüber etwa 100.000 Euro jährlich, zusätzlich zur Gewerbesteuer. Diese kommunale Wertschöpfung ist im Bebauungsplanverfahren regelmäßig das stärkste Argument — sie kommt Bürgerinnen und Bürgern am Standort unmittelbar zugute und macht Klimaschutz budgetwirksam.

FAQ

Ab welcher Größe lohnt sich eine Freiflächenanlage?

Wirtschaftlich tragfähig wird ein Projekt ab etwa 3 bis 5 Hektar zusammenhängender Fläche. Darunter schlagen die Fixkosten für Planung, Genehmigung und Netzanschluss je Kilowatt-Peak zu stark durch. Ab 10 Hektar verbessern sich die Konditionen deutlich.

Wie viel Fläche braucht ein Megawatt?

Rund 1,0 Hektar je MWp bei fester Süd-Ausrichtung. Bifaziale Ost-West-Aufständerung kommt mit 0,7 bis 0,8 Hektar je MWp aus und bringt bis zu 1,4 MWp auf denselben Hektar.

Welche Flächen sind nach EEG förderfähig?

Konversionsflächen, der Seitenrandstreifen bis 500 Meter entlang Autobahnen und zweigleisiger Bahnstrecken, Flächen in benachteiligten Gebieten, versiegelte Flächen, Deponien, Parkplätze und wiedervernässte Moorböden nach § 37 Abs. 1 Nr. 2 EEG.

Was regelt der 200-Meter-Streifen im BauGB?

§ 35 Abs. 1 Nr. 8 Buchst. b BauGB privilegiert Freiflächenanlagen im 200-Meter-Streifen entlang Autobahnen und zweigleisiger Schienenwege. Dort ist die Anlage ohne eigenen Bebauungsplan zulässig, was die Projektentwicklung um sechs bis zwölf Monate verkürzt.

Wie hoch ist der Zuschlagswert 2026?

Beim Gebotstermin 1. Juli 2026 lag der mengengewichtete Zuschlagswert bei 4,79 ct/kWh, die Spanne bei 4,38 bis 4,97 ct/kWh. Der zulässige Höchstwert lag bei 5,90 ct/kWh und ist durch § 37b Abs. 1 EEG gesetzlich gedeckelt.

Wie lange dauert die Genehmigung?

Ein Bebauungsplanverfahren dauert sechs bis zwölf Monate. Inklusive Vorplanung, Zuschlag und Netzanschluss ist von zwei bis vier Jahren Gesamtentwicklungsdauer auszugehen. Privilegierte Vorhaben sparen sechs bis neun Monate.

Quellen und Disclaimer‍ ‍

Bundesnetzagentur — Beendete Ausschreibungen Solaranlagen erstes Segment — Zuschlagswerte 2025/2026, Gebotstermin 01.07.2026: 4,79 ct/kWh, Deckungsrate 148,51 Prozent
Bundesnetzagentur — Gebotstermin 1. Juli 2026 — Volumen 2.134.567 kW, Höchstwert 5,90 ct/kWh
§ 37b EEG — Höchstwert für Solaranlagen des ersten Segments — gesetzlicher Deckel von höchstens 5,9 ct/kWh
§ 37 EEG — Ausschreibungen für Solaranlagen des ersten Segments — förderfähige Flächenkulisse, Biodiversitätskriterien
§ 35 BauGB — Bauen im Außenbereich — Privilegierung im 200-Meter-Streifen
§ 7g EStG — Investitionsabzugsbeträge und Sonderabschreibung — IAB 50 Prozent, Sonder-AfA 40 Prozent
KfW — Erneuerbare Energien Standard (270) — ab 4,04 Prozent effektiver Jahreszins, bis 150 Mio. Euro, bis 30 Jahre Laufzeit
Fraunhofer ISE — Studie Stromgestehungskosten erneuerbare Energien, Juli 2024 — Investitionskosten und Stromgestehungskosten Freifläche und Agri-PV
Fraunhofer ISE — Aktuelle Fakten zur Photovoltaik in Deutschland — spezifischer Ertrag, Betriebskosten
C.A.R.M.E.N. e.V. — Leitfaden Freiflächenanlagen — Flächenbedarf je MWp, Aufständerungsvarianten
§ 9 FStrG — Bauliche Anlagen an Bundesfernstraßen — Abs. 2c: Ausnahme vom Anbauverbot für Solaranlagen
Fernstraßen-Bundesamt — Verfahren bei Errichtung oder Änderung von Photovoltaikanlagen — Beteiligung bis 100 m an Bundesautobahnen, 40 m an Bundesstraßen, Anzeigepflicht
Kompetenzzentrum Naturschutz und Energiewende — Vergleich der Flächeneffizienz — Freiflächen-PV liefert je Hektar das 28- bis 50-fache gegenüber Energiepflanzen
Umweltbundesamt — Photovoltaik-Freiflächenanlagen — Empfehlung, Biomasseanbau zugunsten von Freiflächen-Photovoltaik zu reduzieren
pv magazine — Solar, wind PPA prices continue to fall in Europe, 09.02.2026 — Deutschland Solar-PPA Q4 2025: 49,77 EUR/MWh
Solarserver — Photovoltaik-Ausbau im ersten Halbjahr 2026, 14.07.2026 — Zubau H1 2026 rund 7,4 GW

      Wichtiger Hinweis: Die Informationen auf dieser Seite dienen der allgemeinen Information über Freiflächen-Solarparks. Sie stellen keine Anlage-, Steuer- oder Rechtsberatung dar und ersetzen keine individuelle Beratung durch einen zugelassenen Fachberater. Renditeangaben beruhen auf Marktrichtwerten und Erfahrungswerten der Firmengruppe Helm und sind keine Garantie für zukünftige Ergebnisse. Steuerliche Gestaltungen nach § 7g EStG sind an individuelle Voraussetzungen gebunden. Alle Angaben ohne Gewähr. Stand: 20. Juli 2026.
    

Sie besitzen ungenutzte Flächen und möchten diese langfristig verpachten oder verkaufen? Mit Freiflächen-Photovoltaik verwandeln Sie brachliegende oder ertragsarme Flächen in eine planbare Einnahmequelle!

Ihre Vorteile:

Langfristige, planbare Pachteinnahmen oder PV-Einnahmen
Falls Sie verpachten, bleiben Sie der Eigentümer
Keine Bewirtschaftungskosten mehr
Wertsteigerung der Fläche
Ökologische Aufwertung
Keine Flächenversiegelung
Möglichkeit der Doppelnutzung
Beitrag zur Energiewende

Welche Flächen eignen sich?

Grundsätzlich geeignet:

Ackerflächen mit geringer Ertragsfähigkeit (Grenzertragsböden)
Grünland mit niedriger Bodenqualität
Konversionsflächen (ehemalige Militär-, Gewerbe- oder Industrieflächen)
Flächen entlang von Autobahnen und Bahnlinien (200-Meter-Streifen)
Brachland, Kiesgruben, Deponien (nach Sanierung)

Nicht geeignet:

Naturschutzgebiete
Flächen mit Denkmalschutz
Stark verschattete Flächen
Flächen in Überschwemmungsgebieten (ohne Sondermaßnahmen)

Für Landbesitzer:

HABEN SIE GROSSE FLÄCHEN ZU VERKAUFEN ODER VERPACHTEN?

FÜR INVESTOREN:

INDUSTRIELLE SOLARPARKS ALS INVESTMENT

Sie möchten in großflächige Photovoltaik-Projekte investieren? Mit unserem Freiflächen-Modell investieren Sie in professionell entwickelte Solarparks von 30 MWp bis zu Utility-Scale-Projekten mit über 250 MWp. Wir übernehmen die gesamte Wertschöpfungskette – von der Projektentwicklung über Flächenakquise und Genehmigungen bis zu EPC und langfristigem Betrieb.

Was Sie bekommen:

Ready-to-build Projekte mit gesicherter Flächenverfügbarkeit
Komplette Projektentwicklung: Standortanalyse, Genehmigungsverfahren, Netzanschluss, Finanzierungsstruktur
EPC-Leistungen (Engineering, Procurement, Construction): Wir bauen Ihre Anlage schlüsselfertig mit höchsten Qualitätsstandards
Langfristiger Betrieb (O&M): 20-40 Jahre professionelle Betriebsführung, Wartung, Versicherung, Monitoring
Wechselrichter-Beteiligung ab 100.000 € oder Übernahme ganzer Parks
Persönliche Inhaberhaftung (e.K.) – Vertrag mit mediplan Helm e.K.
Finanzierungshilfe über unsere Hausbank möglich

Wichtiger Hinweis: Die Informationen auf dieser Seite dienen ausschließlich der allgemeinen Information über Freiflächen-Solarparks als Investitionsmöglichkeit. Sie stellen keine Anlage-, Steuer- oder Rechtsberatung dar und ersetzen keine individuelle Beratung durch einen zugelassenen Fachberater. Renditeangaben basieren auf Erfahrungswerten und Portfoliodaten der Firmengruppe Helm und sind keine Garantie für zukünftige Ergebnisse. Steuerliche Gestaltungsmöglichkeiten wie der Investitionsabzugsbetrag (IAB) nach §7g EStG sind an individuelle Voraussetzungen gebunden – sprechen Sie hierzu mit Ihrem Steuerberater. Für Ihre persönliche Investitionsentscheidung wenden Sie sich an einen zugelassenen Finanz- oder Steuerberater. Alle Angaben ohne Gewähr. Stand: April 2026.

Freiflächen-Photovoltaik 2026: Solarpark planen, bauen und betreiben