Freiflächen-PV-Markt 2026 — Zubau, EEG-Volumen, Trends

Von Barnd Duong · Stand 03.06.2026

Kurz gesagt: Der deutsche PV-Markt war 2025 mit +16,2 GW Zubau auf hohem Niveau (Quelle: Fraunhofer ISE). Etwa die Hälfte des EEG-Zielpfads (215 GW PV bis 2030) entfällt auf Freiflächen. Für 2026 sind 22 GW PV-Zubau pro Jahr als Zielpfad vorgesehen (Quelle: PV Tech).

Kennzahlen 2025

Zubau-Trend: Ausschreibungsvolumen und Zuschlagswerte

Die EEG-Ausschreibung für Solar-Freiflächenanlagen ist der zentrale Markttakt für das Segment. Über die drei Termine 2025 wurden zusammen 9.900 MW ausgeschrieben (Quelle: BNetzA). Beim Termin 01.07.2025 gingen 258 Gebote mit 2.271 MW in den Zuschlag, bei Gebotspreisen zwischen 4,00 und 6,26 ct/kWh. Der Dezember-Termin 2025 war laut Solarserver „stark überzeichnet" — mehr eingereichtes Gebotsvolumen als ausgeschriebene Menge treibt die Zuschlagswerte tendenziell nach unten, weil sich Projektierer im Wettbewerb um niedrigere Cent-Beträge unterbieten. Für die Marktbeobachtung 2026 ist relevant, ob sich dieser Überzeichnungstrend fortsetzt: Bei fortgesetzter Überzeichnung sinken die Zuschlagswerte weiter, was die Kalkulationsspielräume für Projektierer mit hohen Netzanschluss- oder Pachtkosten enger macht. Die exakten Zuschlagswerte je Termin veröffentlicht die BNetzA in ihren Ausschreibungsergebnissen, eine laufende Einordnung findet sich zudem unter Ausschreibungen.

Regulatorik 2024–2026: Solarpaket I und EEG-Novelle

Das Solarpaket I (in Kraft seit 16.05.2024) hat den rechtlichen Rahmen für Freiflächen-PV in mehreren Punkten verschoben. Zentral ist die Ausweitung der Privilegierung nach § 35 Abs. 1 Nr. 8 BauGB auf einen 200-Meter-Korridor entlang von Autobahnen und Schienenwegen — Details dazu unter Genehmigung. Diese Regelung hat die Standortsuche vieler Projektierer strukturell verändert: Flächen im Korridor benötigen keinen klassischen Bebauungsplan-Prozess der Kommune, was Planungszeiten verkürzt. Für die EEG-Novellierung ab 2026 gilt es zu beobachten, wie sich Ausschreibungsmengen und Höchstwerte weiterentwickeln — die verbindlichen Werte legt die Bundesnetzagentur in ihren jährlichen Ausschreibungskalendern fest. Wer Planungssicherheit für ein konkretes Projekt braucht, sollte die aktuell gültige Fassung des EEG sowie die BNetzA-Bekanntmachungen prüfen, nicht auf Presseeinschätzungen vertrauen — das gilt insbesondere für Schwellenwerte bei Ausschreibungspflicht und Höchstwerten.

Agri-PV als Wachstumstreiber

Ein Teil des erwarteten Zubauwachstums entfällt auf Agri-PV — die Doppelnutzung von Flächen für Landwirtschaft und Stromerzeugung. Agri-PV-Anlagen werden im EEG gesondert vergütet (besonderer Anlagentyp mit eigenem Höchstwert in der Ausschreibung) und sind politisch als Weg gedacht, den Flächenkonflikt zwischen Landwirtschaft und Energieerzeugung zu entschärfen. Einschätzung: Da klassische Freiflächen zunehmend knapper und teurer werden (siehe unten), dürfte der Anteil von Agri-PV am Gesamtzubau in den kommenden Jahren strukturell steigen — belastbare Anteilszahlen für 2026 liegen aber erst vor, wenn die BNetzA ihre Marktstammdaten für das laufende Jahr veröffentlicht. Wer diesen Anlagentyp plant, sollte die separaten technischen Anforderungen (Mindestlichttransmission, Bodenabstand je nach Agri-PV-Kategorie) frühzeitig mit dem Landwirtschaftsbetrieb und dem Netzbetreiber klären.

Preisdruck bei Modulen und Bifazialtechnik

Die Modulpreise sind ein wesentlicher Kostentreiber für die Kalkulation von Freiflächenprojekten. Bifaziale Module — die Licht auch von der Rückseite einfangen — haben sich in den letzten Jahren als Standard für Freiflächenanlagen etabliert, weil der Mehrertrag gegenüber monofazialen Modulen die geringen Mehrkosten in der Regel überkompensiert. Einschätzung: Bei anhaltendem Preisdruck aus asiatischer Modulproduktion dürfte sich die Bifazialtechnik weiter als Standardauslegung durchsetzen, während der reine Modulpreis als Kostenfaktor gegenüber Netzanschluss, Pacht und Genehmigungskosten an Gewicht verliert. Für belastbare, aktuelle Modulpreise sind die Marktberichte von BSW-Solar oder Fachmedien wie pv magazine die geeignete Quelle — pauschale ct/Wp-Angaben veralten innerhalb weniger Monate und sollten in jeder Kalkulation tagesaktuell geprüft werden.

Netzanschluss als limitierender Faktor

Der Netzanschluss hat sich in vielen Regionen zum praktischen Flaschenhals für neue Freiflächenprojekte entwickelt. Verteilnetzbetreiber melden in verdichteten Ausbaugebieten Kapazitätsengpässe, die Anschlusszusagen verzögern oder verteuern (Trafostation, Kabeltrasse, ggf. Netzverstärkung). Für Projektierer bedeutet das: Die Verfügbarkeit eines wirtschaftlich sinnvollen Netzanschlusspunkts ist mittlerweile oft der limitierende Faktor für die Projektauswahl — nicht mehr allein die Flächenverfügbarkeit oder die Genehmigungsfähigkeit. Eine frühzeitige Netzanschlussanfrage beim zuständigen Verteilnetzbetreiber, parallel zur Flächensicherung, gilt als Standard-Praxis, um das Risiko eines gescheiterten Projekts wegen fehlender Netzkapazität zu reduzieren.

Institutionelle Investoren und PPA-Markt

Neben der klassischen EEG-Ausschreibung gewinnt der PPA-Markt (Power Purchase Agreement, siehe PPA) an Bedeutung, insbesondere für Großparks über 50 MWp. Institutionelle Investoren — Infrastrukturfonds, Versicherer, Pensionskassen — suchen langfristige, planbare Cashflows aus Bestandsanlagen und sind zunehmend auch bei der Finanzierung PPA-basierter Neubauprojekte aktiv, weil diese ohne die Mengenbegrenzung der EEG-Ausschreibung auskommen. Einschätzung: Bei steigenden Ausschreibungs-Überzeichnungen und damit sinkenden EEG-Zuschlagswerten wird die PPA-Route für große, bonitätsstarke Projektierer tendenziell attraktiver, weil sie unabhängig vom Ausschreibungsvolumen der BNetzA skaliert. Für kleinere Projekte unterhalb der Ausschreibungspflicht-Schwelle bleibt die feste EEG-Vergütung nach wie vor der Regelweg.

Flächenknappheit und Flächenkonkurrenz

Mit wachsendem Zubauvolumen verschärft sich in vielen Regionen die Konkurrenz um geeignete Flächen — zwischen Freiflächen-PV, Windenergie, Landwirtschaft und Naturschutz. Kommunen mit knappen Flächenreserven priorisieren zunehmend selektiv, welche Nutzung sie über Bauleitplanung zulassen. Diese Flächenknappheit ist ein wesentlicher Treiber dafür, warum der bereits erwähnte 200-m-Privilegierungskorridor an Autobahnen/Schienen sowie Agri-PV-Konzepte an Bedeutung gewinnen: Beide erschließen zusätzliche Flächenkategorien, ohne in direkte Konkurrenz zu reiner Ackerfläche zu treten. Projektierer, die auf klassische Freiflächen ohne Privilegierung setzen, benötigen entsprechend mehr Vorlauf für die kommunale Bauleitplanung und sollten den Genehmigungsprozess frühzeitig mit der Standortgemeinde abstimmen.

Regionale Schwerpunkte

Die Verteilung von Freiflächen-PV-Zubau auf die Bundesländer folgt in erster Linie der Flächenverfügbarkeit und den regionalen Netzausbaukapazitäten. Traditionell zubaustarke Flächenländer mit viel landwirtschaftlicher Fläche und vergleichsweise günstigen Pachtkosten sind bei Freiflächen-PV historisch überproportional vertreten. Genaue, aktuelle Länderanteile am Freiflächen-Zubau lassen sich verlässlich nur über das BNetzA-Marktstammdatenregister abrufen, das die installierte Leistung je Bundesland fortlaufend ausweist — pauschale Rangfolgen ohne diese Quelle sind mit Vorsicht zu behandeln, weil sich Zubauschwerpunkte durch Netzengpässe und Flächenverfügbarkeit von Jahr zu Jahr verschieben können.

Freiflächen-PV-Markt 2026 — Kennzahlen, Trends und Zubau-Entwicklung

Häufige Fragen

Wie groß ist der Anteil Freifläche am gesamten PV-Zubau?

Politisch geplant ist ein 50/50-Verhältnis zwischen Dach- und Freifläche im EEG-Ziel. Tatsächlich liegt der Freiflächen-Anteil von Jahr zu Jahr unterschiedlich — die genaue Quote ist über BNetzA-Marktstammdaten transparent.

Lohnt sich der Markteinstieg noch?

Für Projektierer mit Standort-Pipeline und Erfahrung: ja. Für Quereinsteiger ohne Pipeline ist die Hürde 2026 deutlich höher als noch vor wenigen Jahren — die Marge in der Auktion ist enger geworden.

Wo gibt es offizielle Statistiken?

Bundesnetzagentur (Marktstammdatenregister, Ausschreibungs-Ergebnisse), Fraunhofer ISE (Jahresberichte „Aktuelle Fakten zur Photovoltaik"), BSW-Solar (Branchenstatistik).