Freiflächen-Photovoltaik 2026: Solarpark planen, bauen und betreiben
Photovoltaik-Freiflächen tragen 2026 den deutschen Solarausbau. Im ersten Halbjahr entfielen 4.010,4 von 7.394,4 Megawatt Nettozubau auf Freiflächen-PV — mehr als die Hälfte des Marktes. Diese Seite zeigt Flächeneigentümern, Kommunen und Investoren, welche Flächen sich eignen, welcher Rechtsrahmen gilt, was eine PV-Freiflächenanlage kostet und was sie einbringt.
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
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?
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.
| 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).
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
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.
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
| 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.
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
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.
§ 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
Flächenprüfung
Eignung, Netznähe, Schutzstatus · 1–4 Wochen
Sicherung
Optionsvertrag mit dem Eigentümer · 4–8 Wochen
Bauleitplanung
B-Plan, Umwelt- und Artenschutz · 6–12 Monate
Ausschreibung
Gebot bei der Bundesnetzagentur
Bau
Netzanschluss und Errichtung · 3–9 Monate
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.
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
| 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.
Was trägt Ihre Fläche?
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Vergütung und Erlös
Freiflächenanlagen ab 1 MWp werden über die Ausschreibungen der Bundesnetzagentur vermarktet. Drei Gebotstermine pro Jahr verteilen ein Gesamtvolumen von 9.900 Megawatt für 2026.
| 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 |
| Quelle: Bundesnetzagentur, Beendete Ausschreibungen Solaranlagen erstes Segment. Das Ergebnis des Gebotstermins 1. Juli 2026 lag zum Redaktionsschluss noch nicht vor. | ||
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.
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
- ab 3,98 % 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.
- 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
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 4,94 ct/kWh rund 49.400 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
Wir suchen Flächen, nicht andersherum. Erstindikation innerhalb von vier Wochen.
Alles aus einer Hand
Flächenakquise, Genehmigung, EPC und Betriebsführung über 20 bis 40 Jahre Laufzeit.
Über 40 Jahre Erfahrung
Die Firmengruppe Helm begleitet Projekte von 1 bis 250 MWp in Deutschland und Italien.
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Biodiversität und Sonderformen
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. März 2026 lag der mengengewichtete Zuschlagswert bei 4,94 ct/kWh, die Spanne bei 3,99 bis 5,10 ct/kWh. Der zulässige Höchstwert für den Termin 1. Juli 2026 beträgt 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 01.03.2026: 4,94 ct/kWh, Deckungsrate 201,44 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 3,98 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
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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:
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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.