EEG-Ausschreibung Solar Freifläche — Volumen, Preise, Wettbewerb

Von Barnd Duong · Stand 03.06.2026

Kurz gesagt: Die EEG-Vergütung für Solar-Freiflächenanlagen wird über die Bundesnetzagentur (BNetzA) per Auktion vergeben. Volumen 2025: 9.900 MW gesamt, gleichmäßig verteilt auf drei Gebotstermine. Der Termin am 01.07.2025 wurde mit 258 Geboten / 2.271 MW bezuschlagt — Preise zwischen 4,00 und 6,26 ct/kWh (Quellen: BNetzA, Termin 01.07.2025).

Eckdaten 2025

Wie das Verfahren funktioniert

• Anlagengröße: erfasst sind Freiflächen-Solaranlagen ab 1 MWp Leistung; Anlagen unter 1 MWp werden außerhalb der Ausschreibung gefördert.
• Pay-as-bid: Jeder Zuschlag wird zum eigenen Gebot vergütet, nicht zum höchsten bezuschlagten Preis (anders als bei einem Einheitspreis).
• Höchstwert: Die BNetzA legt vor jedem Termin einen Höchstwert fest, oberhalb dessen keine Zuschläge erteilt werden.
• Sicherheitsleistung: Bieter müssen vor der Teilnahme eine Sicherheit hinterlegen, die bei Ausbleiben der Realisierung verfallen kann.
• Realisierungspflicht: Bezuschlagte Projekte müssen innerhalb einer Frist in Betrieb gehen, sonst werden Pönalen fällig.

Die drei Gebotstermine im Detail

Die BNetzA schreibt Solar-Freiflächenanlagen dreimal jährlich aus — Fristen typischerweise zum 01.02., 01.06. und 01.10. (die exakten Termine je Kalenderjahr veröffentlicht die BNetzA im Amtsblatt). Jeder Termin hat ein eigenes Gebotsvolumen und einen eigenen Höchstwert; das Jahresvolumen wird dabei nicht zwingend gleichmäßig gedrittelt, sondern kann von Termin zu Termin variieren, wenn der Gesetzgeber die Volumina im EEG anpasst. Bieter reichen ihr Gebot elektronisch über das Marktstammdatenregister-gestützte Verfahren der BNetzA ein und müssen dabei Standort, Leistung und Gebotswert in ct/kWh angeben. Überschreitet die Summe der eingereichten Gebote das ausgeschriebene Volumen, ordnet die BNetzA die Gebote nach Preis — die günstigsten Gebote erhalten zuerst einen Zuschlag, bis das Volumen ausgeschöpft ist (BNetzA-Verfahrensbeschreibung).

Bei Unterzeichnung — also wenn weniger geboten wird als ausgeschrieben — erhalten grundsätzlich alle formal zulässigen Gebote bis zum Höchstwert einen Zuschlag; das drückt den mittleren Zuschlagswert nicht zusätzlich, weil kein Preiswettbewerb unterhalb des Höchstwerts stattfindet. Der Dezember-Termin 2025 war laut Solarserver dagegen deutlich überzeichnet, was den Wettbewerb und damit den Druck auf die Gebotswerte erhöht (Solarserver).

Höchstwert und Zuschlagswert — der Preismechanismus

Der Höchstwert ist die Preisobergrenze, die die BNetzA vor jedem Gebotstermin festlegt (Grundlage: § 37b EEG 2023 / die entsprechende Nachfolgeregelung in der jeweils gültigen EEG-Fassung sowie die jährliche Höchstwert-Verordnung). Gebote oberhalb des Höchstwerts werden formal ausgeschlossen und erhalten keinen Zuschlag, unabhängig vom verfügbaren Restvolumen. Der Zuschlagswert ist dagegen der individuelle Preis, zu dem ein einzelnes Gebot bezuschlagt wird — im deutschen Verfahren gilt Pay-as-bid, das heißt jeder Bieter erhält exakt seinen eigenen Gebotswert vergütet, nicht den höchsten noch bezuschlagten Wert (wie es bei einem einheitlichen Clearingpreis der Fall wäre). Das erzeugt einen strukturellen Anreiz, das eigene Gebot möglichst knapp über der eigenen Wirtschaftlichkeitsschwelle zu kalkulieren, weil ein zu hoher Aufschlag reine Marge kostet, ein zu niedriges Gebot dagegen das Zuschlagsrisiko erhöht.

Die Bandbreite von 4,00 bis 6,26 ct/kWh beim Termin 01.07.2025 zeigt, wie unterschiedlich Projekte kalkulieren — Standortqualität (Einstrahlung, Netzanschlusskosten), Flächenkosten und die Pacht-Konditionen (siehe Pacht) treiben die Spreizung. Eine belastbare Vorab-Kalkulation über den LCOE-Rechner hilft, den eigenen Gebotswert realistisch statt spekulativ zu setzen.

Pönalen bei Nichtrealisierung

Wer einen Zuschlag erhält, muss das Projekt fristgerecht realisieren. Verfehlt ein Bieter diese Frist oder gibt den Zuschlag vorzeitig zurück, verfällt die vor der Gebotsabgabe hinterlegte Sicherheitsleistung anteilig oder vollständig an die BNetzA (Rechtsgrundlage: die Pönalen-Regelungen des EEG in Verbindung mit der Ausschreibungsverordnung für Freiflächenanlagen). Die Pönale ist damit kein Bußgeld im klassischen Sinn, sondern eine vorab hinterlegte Kaution, die das Risiko unrealistischer oder rein spekulativer Gebote begrenzen soll — ohne sie könnten Bieter reihenweise Zuschläge "auf Vorrat" einsammeln, ohne je zu bauen, und damit anderen, realisierungsfähigen Projekten das Marktvolumen blockieren.

Für die Projektplanung bedeutet das: Ein Gebot sollte erst abgegeben werden, wenn Flächensicherung (siehe Flächensicherung), Netzanschlusszusage und der grundsätzliche Genehmigungsweg (siehe Genehmigung) so weit geklärt sind, dass die Realisierungsfrist mit ausreichendem Puffer eingehalten werden kann. Verzögerungen bei der Bauleitplanung nach § 35 BauGB oder bei der Netzverknüpfung sind die häufigsten Gründe, warum bezuschlagte Projekte die Frist reißen.

Realisierungsfristen

Nach Zuschlagserteilung läuft eine Frist, innerhalb derer die Anlage in Betrieb genommen werden muss. Die genaue Frist hängt von der Anlagenkategorie und dem jeweils gültigen EEG-Jahrgang ab und wird von der BNetzA im Zuschlagsbescheid mitgeteilt. Wird die Frist überschritten, greifen die oben beschriebenen Pönalen — bei besonders langen Verzögerungen kann der Zuschlag vollständig entzogen werden, wodurch das Marktstammdatenregister-Volumen wieder für künftige Ausschreibungen frei wird. Projektierer, die mehrere Standorte parallel entwickeln, planen die Gebotsteilnahme deshalb bewusst so, dass Fläche, Netzanschluss und Genehmigung zum Zuschlagszeitpunkt bereits weit fortgeschritten sind — spekulative Gebote auf unentwickelte Flächen bergen ein hohes Pönale-Risiko.

Besondere Solaranlagen: Agri-PV-Bonus

Das EEG 2024 führt für besondere Solaranlagen — dazu zählt Agri-PV neben Floating-PV und Parkplatz-PV — einen eigenen Ausschreibungszugang mit tendenziell höheren zulässigen Gebotswerten. Der Hintergrund: Agri-PV-Anlagen haben durch die aufgeständerte oder vertikale Bauweise, den Abstand zur landwirtschaftlichen Nutzfläche und zusätzliche technische Anforderungen (z. B. Lichtdurchlässigkeit, Aufständerungshöhe nach DIN SPEC 91434) höhere spezifische Investitionskosten als konventionelle Freiflächenanlagen. Der Bonus soll diesen Mehraufwand ausgleichen, ohne die Doppelnutzung von Fläche für Landwirtschaft und Energieerzeugung wirtschaftlich unattraktiv zu machen. Details zur technischen Klassifizierung und Förderlogik von Agri-PV, inklusive der maßgeblichen DIN-SPEC-Kategorien, sind auf der Agri-PV-Seite zusammengefasst.

Wichtig für die Gebotsstrategie: Besondere Solaranlagen konkurrieren nicht im selben Gebotstopf wie klassische Freiflächenanlagen, sondern haben eigene Ausschreibungssegmente mit eigenem Volumen und eigenem Höchstwert — ein Agri-PV-Projekt tritt also nicht direkt gegen eine konventionelle Freiflächenanlage auf Ackerland an.

Flächenkulisse nach § 37 EEG

Nicht jede Fläche darf überhaupt an der Ausschreibung teilnehmen. § 37 EEG (in der jeweils aktuellen Fassung) definiert die zulässige Flächenkulisse für Solar-Freiflächenanlagen abschließend. Dazu zählen unter anderem:

• Seitenrandstreifen entlang Autobahnen und Schienenwegen — ein Korridor definierter Breite (die genaue Metrik variiert je EEG-Fassung), der als bauplanungsrechtlich privilegiert gilt, weil er ohnehin durch die Verkehrsinfrastruktur vorbelastet ist.
• Konversionsflächen — ehemalige militärische, industrielle oder bergbauliche Nutzflächen, die keiner landwirtschaftlichen Nutzung mehr zugeführt werden und deshalb ohne Nutzungskonkurrenz zur Verfügung stehen.
• Benachteiligte Gebiete nach der jeweiligen Landesverordnung — landwirtschaftliche Flächen mit eingeschränkter Ertragsfähigkeit, die die Bundesländer per Verordnung für die Solar-Ausschreibung freigeben. Welche Flächen konkret als "benachteiligt" gelten, legt jedes Bundesland separat fest, weshalb die Flächenkulisse je nach Standort unterschiedlich ausfällt.
• Sonstige bauplanungsrechtlich zulässige Flächen, für die eine Kommune im Rahmen ihrer Planungshoheit einen Bebauungsplan nach § 35 BauGB aufstellt.

Die Länder können über eigene Verordnungen die Flächenkulisse regional erweitern oder einschränken — ein Projekt, das in einem Bundesland als "benachteiligtes Gebiet" zulässig ist, kann in einem anderen Bundesland außerhalb der Kulisse liegen. Vor jeder Gebotsabgabe lohnt daher ein Abgleich mit der aktuellen Landesverordnung des Standort-Bundeslands. Mehr zur bauplanungsrechtlichen Einordnung und den Genehmigungsschritten auf der Genehmigungs-Seite.

Südquotenregelung

Um eine regionale Konzentration von Solar-Freiflächenanlagen in wenigen, besonders einstrahlungsstarken Bundesländern zu vermeiden, sieht das EEG eine Südquote vor: Ein Mindestanteil des Ausschreibungsvolumens wird gezielt für Standorte in den südlichen Bundesländern reserviert beziehungsweise umgekehrt so gesteuert, dass die Verteilung der Zuschläge nicht einseitig auf wenige Regionen fällt. Der Mechanismus soll dem Netzausbaubedarf entgegenwirken, der entsteht, wenn sich Solarkapazität stark in Regionen mit ohnehin hoher Einspeisedichte bündelt. Für Projektierer bedeutet das: Die Zuschlagschancen können je nach Bundesland und aktueller Auslastung der Südquote unterschiedlich ausfallen — ein Umstand, der bei der Standortwahl neben Einstrahlung und Netzanschlusskosten mit einfließen sollte.

Freiflächen- vs. Dachanlagen-Ausschreibung

Solar-Dachanlagen ab einer bestimmten Leistungsschwelle nehmen an einer eigenen, separaten Ausschreibung teil — mit eigenem Volumen, eigenem Höchstwert und eigenem Bieterkreis. Die beiden Segmente stehen nicht in direkter Preiskonkurrenz zueinander, weil sich Kostenstruktur und Flächenverfügbarkeit grundlegend unterscheiden: Dachanlagen nutzen bereits versiegelte, oft ungenutzte Flächen ohne zusätzlichen Flächenverbrauch, tragen dafür aber häufig höhere spezifische Kosten durch Statik-Anforderungen, Zuwegung und kleinteiligere Anlagengrößen. Freiflächenanlagen erreichen durch Skaleneffekte in der Regel niedrigere Kosten pro kWp, benötigen dafür aber landwirtschaftliche oder sonstige Flächen und durchlaufen einen aufwendigeren Genehmigungsweg nach § 35 BauGB. Wer zwischen beiden Wegen abwägt, findet die zentralen Unterschiede in der Bauplanungsrecht-Logik auf der §35-BauGB-Seite zusammengefasst; einen Überblick zur aktuellen EEG-2024-Systematik insgesamt bietet die EEG-2024-Seite.

Bürgerenergie-Ausnahmen

Für Bürgerenergiegesellschaften — Zusammenschlüsse mit einer Mindestzahl stimmberechtigter natürlicher Personen, überwiegend aus der Standortregion, und einer im EEG definierten Obergrenze für die Beteiligung einzelner Mitglieder — sieht das Gesetz erleichterte Teilnahmebedingungen an der Ausschreibung vor. Dazu zählen typischerweise ein vereinfachtes Antragsverfahren mit reduzierten Nachweispflichten vor der Gebotsabgabe sowie ein späterer Zeitpunkt, zu dem die BImSchG-/baurechtliche Genehmigung tatsächlich vorliegen muss, verglichen mit Nicht-Bürgerenergie-Bietern. Der Gesetzgeber will damit kleinere, regional verwurzelte Projektträger nicht gegenüber finanzstarken, professionellen Projektierern benachteiligen, die eine vollständige Genehmigung oft deutlich früher und mit geringerem Cashflow-Risiko vorweisen können. Die genauen Schwellenwerte für Mitgliederzahl und Beteiligungsobergrenze sind im EEG selbst geregelt und werden bei jeder Novelle überprüft — eine rechtsverbindliche Einzelfallprüfung sollte vor der Gebotsabgabe erfolgen, das ersetzt dieser Überblick nicht.

Wer kommt zum Zug

• Konversionsflächen (ehemalige Militär-/Bergbau-/Industrieflächen) — historisch oft mit guten Zuschlagschancen.
• Privilegierte Korridor-Standorte (Autobahn/Schiene, siehe Genehmigung) — neue große Kategorie seit Solarpaket I.
• Benachteiligte landwirtschaftliche Flächen nach Länder-Verordnung.
• Sonderkategorien wie Floating-PV und Parkplatz-Überdachungen über Innovationsausschreibung.

Einen Marktausblick, wie sich Ausschreibungsvolumen und Wettbewerbsintensität für Freiflächen-PV 2026 voraussichtlich entwickeln, liefert die Marktprognose 2026. Wer die eigene Standortkalkulation vor Gebotsabgabe durchrechnen will, findet im Solarpark-Ertragsrechner ein Werkzeug für Ertrag und Wirtschaftlichkeit auf Basis von Fläche, Modultyp und Standortdaten.

EEG-Ausschreibungsverfahren Solar — 5 Schritte vom Projekt zur Vergütung, Daten 2025

PPA als Alternative

Für Anlagen, die ohne EEG-Zuschlag wirtschaftlich darstellbar sind (oder bei denen die EEG-Höchstwerte zu niedrig sind), ist ein PPA (Power Purchase Agreement) der Standard-Weg — direkter Stromliefervertrag mit einem Abnehmer, oft über 10–15 Jahre festgeschrieben. Großparks (> 50 MWp) entstehen heute fast ausschließlich PPA-finanziert.

Häufige Fragen

Wie hoch ist die EEG-Vergütung im Vergleich zum Marktpreis?

Die Zuschlagspreise (4–6 ct/kWh) liegen meist unter den Marktdurchschnittspreisen — die EEG-Marktprämie gleicht aus. Konkrete Vergleiche je Quartal liefert die Marktprämien-Seite.

Was passiert nach 20 Jahren EEG-Förderung?

Die Anlage wechselt in die Direktvermarktung zum Marktpreis. Bei Solar ist das wirtschaftlich oft attraktiver als bei Wind, weil die Solar-OPEX niedrig sind.

Wer berät bei der Gebotsstrategie?

Erfahrene Projektierer und Energie-Beratungen — wir vermitteln auf Anfrage. Eine individuelle Beratung zur Auktionsstrategie geht über das Format dieses Portals hinaus.