Genehmigung Freiflächen-Photovoltaik 2026: die zwei Wege zum Baurecht, Dauer, Kosten — und was seit Dezember 2025 für Batteriespeicher gilt

Für eine Freiflächen-Photovoltaikanlage gibt es in Deutschland genau zwei Wege zum Baurecht: die Privilegierung im Außenbereich nach § 35 Abs. 1 Nr. 8 Buchst. b BauGB im 200-Meter-Streifen längs Autobahnen und mehrgleisiger Bahnstrecken — oder einen Bebauungsplan der Gemeinde, der vom Aufstellungsbeschluss bis zur Baugenehmigung typischerweise ein bis drei Jahre dauert. Welcher Weg greift, entscheidet fast ausschließlich die Lage Ihrer Fläche. Seit dem 23. Dezember 2025 gibt es zusätzlich eine eigene Privilegierung für Batteriespeicher (§ 35 Abs. 1 Nr. 11 und 12 BauGB) — die für netznahe Flächen am Umspannwerk oft der schnellere Weg ist als jeder Solarpark. Dieser Ratgeber zeigt beide Verfahren Schritt für Schritt, die Fachprüfungen mit ihren Schwellenwerten, die EEG-Flächenkulisse, die Landesbauordnungen im Vergleich und beantwortet 36 Fragen, die Eigentümer vor dem ersten Entwicklergespräch stellen.

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Das Wichtigste auf einen Blick

• Zwei Wege zum Baurecht. Privilegierung im 200-Meter-Streifen an Autobahnen und mehrgleisigen Bahnstrecken (§ 35 Abs. 1 Nr. 8 Buchst. b BauGB) — dann genügt die Baugenehmigung. Sonst: Bebauungsplan der Gemeinde, meist als Sondergebiet Photovoltaik.

• Dauer: ein bis drei Jahre. Das Bebauungsplanverfahren allein braucht 12–18 Monate, erfahrene Kommunen schaffen 6–8. Die eigentlichen Zeittreiber liegen daneben: Artenschutzkartierung über eine ganze Vegetationsperiode, Netzanfrage, Ausschreibungstermin.

• Antrag und Kosten liegen beim Projektentwickler, die Entscheidung bei der Gemeinde. Für den Eigentümer entstehen keine Genehmigungskosten — das gehört ausdrücklich in den Pachtvertrag.

• Batteriespeicher sind seit 23.12.2025 privilegiert (§ 35 Abs. 1 Nr. 11 und 12 BauGB): als Co-Location an einer vorhandenen EE-Anlage oder eigenständig ab 4 MW Nennleistung innerhalb von 200 Metern um ein Umspannwerk, gedeckelt auf 0,5 % der Gemeindefläche und höchstens 50.000 m².

• Die EEG-Förderkulisse ist weiter als die Privilegierung: 500 Meter längs Autobahn und Bahn (§ 37 Abs. 1 Nr. 2 Buchst. c EEG) statt 200 Meter im Baurecht, dazu Konversions-, versiegelte und Gewerbeflächen sowie Acker- und Grünland in benachteiligten Gebieten.

• Die Umweltprüfung ist im Bebauungsplan immer dabei, eine förmliche UVP erst ab 20.000 m² zulässiger Grundfläche (Vorprüfung) beziehungsweise 100.000 m² (Pflicht) — Anlage 1 Nr. 18.7 UVPG.

• Die Netzanfrage wartet nicht auf die Gemeinde. Bei den geprüften Reservierungsverfahren ist der Aufstellungsbeschluss nur eine von mehreren gleichrangigen Nachweis­alternativen — und vergeben wird im Windhundverfahren.

• Der Bau-Turbo hilft nicht. § 246e BauGB gilt seit 30.10.2025, aber nur für Vorhaben mit Wohnzweck. Und Beschleunigungsgebiete für Solarenergie hat der deutsche Gesetzgeber bei der RED-III-Umsetzung im August 2025 gerade nicht geschaffen.

Die zwei Wege zum Baurecht

Fast jede landwirtschaftliche Fläche liegt planungsrechtlich im Außenbereich nach § 35 BauGB. Dort ist Bauen grundsätzlich unerwünscht — zulässig ist ein Vorhaben nur, wenn es entweder ausdrücklich privilegiert ist oder wenn die Gemeinde durch einen Bebauungsplan Baurecht schafft. Welcher der beiden Wege für Ihre Fläche gilt, hängt an einer einzigen Frage: Liegt sie im privilegierten Korridor?

Die Dauerangaben sind Erfahrungswerte aus Projekten und keine gesetzlichen Fristen; sie hängen stark davon ab, ob eine Artenschutzkartierung nachgeholt werden muss und wie schnell der Netzbetreiber antwortet.

Privilegierung im 200-Meter-Streifen nach § 35 Abs. 1 Nr. 8 Buchst. b BauGB

Seit dem 1. Januar 2023 ist eine Photovoltaikanlage im Außenbereich privilegiert zulässig, wenn sie „auf einer Fläche längs von aa) Autobahnen oder bb) Schienenwegen des übergeordneten Netzes im Sinne des § 2b des Allgemeinen Eisenbahngesetzes mit mindestens zwei Hauptgleisen und in einer Entfernung zu diesen von bis zu 200 Metern, gemessen vom äußeren Rand der Fahrbahn" liegt. Auf diesen Flächen braucht es keinen Bebauungsplan mehr, sondern nur noch die Baugenehmigung der unteren Bauaufsichtsbehörde.

Drei Punkte werden dabei regelmäßig übersehen:

• Nicht jede Bahnstrecke zählt. Verlangt sind Schienenwege des übergeordneten Netzes mit mindestens zwei Hauptgleisen. Eine eingleisige Nebenbahn oder eine Regionalstrecke außerhalb des übergeordneten Netzes begründet keine Privilegierung — und auch keine Bundesstraße, so stark befahren sie sein mag. Nur Autobahnen.
• Die ersten 40 Meter an der Autobahn sind trotzdem tabu. § 9 Abs. 1 FStrG verbietet bauliche Anlagen in einer Zone von 40 Metern an Bundesautobahnen (20 Meter an Bundesstraßen), gemessen vom äußeren Rand der befestigten Fahrbahn; bis 100 Meter (Autobahn) beziehungsweise 40 Meter (Bundesstraße) reicht die Anbaubeschränkungszone, in der der Straßenbaulastträger zustimmen muss. Der nutzbare privilegierte Korridor an einer Autobahn ist damit praktisch der Streifen zwischen 40 und 200 Metern.
• Privilegierung ist kein Freifahrtschein. Auch hier dürfen dem Vorhaben keine öffentlichen Belange entgegenstehen: Artenschutz, Wasserrecht, Denkmalschutz und Landschaftsbild werden im Baugenehmigungsverfahren genauso geprüft. Und der Betreiber muss nach § 35 Abs. 5 BauGB eine Rückbauverpflichtung erklären, die die Behörde über eine Sicherheitsleistung absichert.

Auch die privilegierte Anlage braucht die Gemeinde: § 36 BauGB

Ein verbreiteter Irrtum lautet, im privilegierten Streifen sei die Gemeinde außen vor. Das Gegenteil ist der Fall: Über ein Außenbereichsvorhaben nach § 35 BauGB entscheidet die Baugenehmigungsbehörde nach § 36 Abs. 1 BauGB ausdrücklich im Einvernehmen mit der Gemeinde. Der Unterschied zum Bebauungsplan ist die Bindung: Das Einvernehmen darf nur „aus den sich aus § 31 Absatz 1 und 2, den §§ 33, 34 Absatz 1, 2 und 3a sowie aus § 35 ergebenden Gründen versagt werden" — also nicht aus politischem Unwillen. Reagiert die Gemeinde zwei Monate nicht, gilt das Einvernehmen als erteilt; ein rechtswidrig verweigertes Einvernehmen kann die höhere Verwaltungsbehörde ersetzen.

Für Eigentümer heißt das: Auf einer privilegierten Fläche kann die Gemeinde ein Projekt nicht dauerhaft blockieren, sie kann es aber um Monate verzögern. Ein frühes, offenes Gespräch im Rathaus ist auch hier die günstigere Variante.

Agri-PV: eigene Privilegierung bis 25.000 m²

Für besondere Solaranlagen gibt es seit 2023 einen zweiten Privilegierungstatbestand, § 35 Abs. 1 Nr. 9 BauGB. Er gilt für „besondere Solaranlagen im Sinne des § 48 Absatz 1 Satz 1 Nummer 5 Buchstabe a, b oder c des Erneuerbare-Energien-Gesetzes" — also Agri-PV mit gleichzeitigem Nutzpflanzenanbau auf Ackerflächen (Buchst. a), mit Dauerkulturen oder mehrjährigen Kulturen (Buchst. b) und auf Dauergrünland mit fortgesetzter Grünlandnutzung (Buchst. c). Nicht erfasst sind Parkplatz-PV, Moor-PV und schwimmende Anlagen.

Drei Voraussetzungen müssen zusammenkommen: räumlich-funktionaler Zusammenhang mit einem landwirtschaftlichen Betrieb nach § 35 Abs. 1 Nr. 1 oder 2 BauGB, eine Grundfläche von höchstens 25.000 Quadratmetern (2,5 Hektar) und „es wird je Hofstelle oder Betriebsstandort nur eine Anlage betrieben". Größere Agri-PV-Anlagen brauchen wie jeder andere Solarpark einen Bebauungsplan. Die technischen Anforderungen an die Doppelnutzung definiert die DIN SPEC 91434; die offenen Rechtsfragen dieser noch jungen Anlagenklasse behandelt der Beitrag Agri-Photovoltaik und Rechtsunsicherheit.

Genehmigung von Batteriespeichern (BESS) auf der Fläche

Seit dem 23. Dezember 2025 gibt es im Außenbereich einen eigenen Privilegierungstatbestand für Batteriespeicheranlagen. Für Eigentümer netznaher Flächen ist das die wichtigste baurechtliche Änderung der letzten Jahre — und sie wird in vielen Ratgebern bis heute falsch wiedergegeben. Wer eine Fläche in Sichtweite eines Umspannwerks besitzt, sollte diesen Abschnitt zuerst lesen: Die Pacht für Batteriespeicher liegt um ein Vielfaches über der Solarpacht, und der Genehmigungsweg ist häufig kürzer. Die wirtschaftliche Seite behandelt der Ratgeber Flächen verpachten für Batterie-Großspeicher.

§ 35 Abs. 1 Nr. 11 und 12 BauGB: was seit dem 23.12.2025 gilt

Der Gesetzgeber hat zwei Tatbestände geschaffen. Nummer 11 privilegiert den Co-Location-Speicher:

„11. der Speicherung von elektrischer Energie in einer Batteriespeicheranlage dient und das Vorhaben in einem räumlich-funktionalen Zusammenhang mit einer vorhandenen Anlage zur Nutzung erneuerbarer Energien steht"

Eine Leistungs- oder Kapazitätsschwelle gibt es hier nicht. Wer bereits einen Solarpark oder eine Windenergieanlage auf der Fläche hat, kann den Speicher daneben stellen, ohne dass die Gemeinde einen Bebauungsplan aufstellen muss.

Nummer 12 privilegiert den eigenständigen Speicher — und zwar eng:

„12. der Speicherung von elektrischer Energie in einer nicht unter Nummer 11 fallenden Batteriespeicheranlage dient, unter folgenden Voraussetzungen: a) das Vorhaben steht in einer Entfernung von höchstens 200 Metern zu der Grundstücksgrenze einer Umspannanlage von Höchstspannung zu Hochspannung oder von Hochspannung zu Mittelspannung oder zu der Grundstücksgrenze eines in Betrieb befindlichen oder aufgegebenen Kraftwerks mit einer Nennleistung ab 50 Megawatt und b) die Batteriespeicheranlage verfügt über eine Nennleistung von mindestens 4 Megawatt und c) die von allen nach dieser Nummer zugelassenen Batteriespeicheranlagen einschließlich der zugehörigen Nebenanlagen und Freiflächen insgesamt in Anspruch genommene Gesamtfläche in derselben Gemeinde überschreitet nicht 0,5 Prozent der Gemeindefläche und beträgt höchstens 50 000 Quadratmeter."

Alle drei Bedingungen müssen kumulativ erfüllt sein. Drei Konsequenzen sind für Eigentümer entscheidend:

• Die 200 Meter zählen ab der Grundstücksgrenze des Umspannwerks, nicht ab dem Schaltfeld — und nicht jedes „Umspannwerk" zählt: Erfasst sind nur Umspannanlagen von Höchst- auf Hochspannung oder von Hoch- auf Mittelspannung. Eine Ortsnetzstation von Mittel- auf Niederspannung begründet keine Privilegierung.
• Die 4 Megawatt sind Nennleistung, nicht Kapazität. Ein typischer Zwei-Stunden-Speicher mit 4 MW hat rund 8 MWh — die vielzitierte Schwelle „ab 1 Megawattstunde" steht nicht im geltenden Recht (dazu gleich mehr).
• Der Flächendeckel gilt kumulativ je Gemeinde, über alle nach Nr. 12 zugelassenen Speicher hinweg, einschließlich Nebenanlagen und Freiflächen. Hat eine kleine Gemeinde ihr Kontingent — 0,5 Prozent der Gemeindefläche, höchstens 5 Hektar — bereits vergeben, greift die Privilegierung dort für weitere Vorhaben nicht mehr. Wer früh dran ist, hat einen echten Vorteil; wer spät kommt, braucht wieder einen Bebauungsplan.

Eine Befristung enthält die Regelung nicht — anders als der Bau-Turbo gilt sie unbefristet. Die Rückbauverpflichtung des § 35 Abs. 5 BauGB wurde ausdrücklich auf die neuen Nummern erstreckt: Satz 2 verlangt die Verpflichtungserklärung inzwischen für Vorhaben nach „Absatz 1 Nummer 2 bis 6, 8 Buchstabe b und Nummer 9 bis 12". Für Eigentümer heißt das: Auch beim Speicher gehört eine eigene Rückbausicherheit in den Pachtvertrag.

Der häufigste Fehler: „Batteriespeicher ab 1 MWh sind privilegiert"

Diese Aussage steht in vielen Fachbeiträgen und stimmt nicht. Der Grund ist ein ungewöhnlicher Gesetzgebungsverlauf innerhalb weniger Wochen:

Wer heute eine Quelle liest, die von „1 MWh" oder von einem Inkrafttreten „zum 1. Januar 2026" spricht, liest eine überholte Zwischenfassung. Maßgeblich ist der oben zitierte Wortlaut.

Braucht ein Batteriespeicher eine Genehmigung nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz?

In aller Regel nein. Genehmigungsbedürftig nach § 4 BImSchG sind nur die in Anhang 1 der 4. BImSchV aufgeführten Anlagen — ein Batteriespeicher ist dort nicht genannt, und eine analoge Anwendung auf nicht aufgeführte Anlagentypen ist ausgeschlossen. Der einzige ausdrückliche Akkumulator-Tatbestand, Nr. 3.21, betrifft Anlagen zur Herstellung von Bleiakkumulatoren, also die Fabrik und nicht den Betrieb eines Speichers. Ein Speicher kann ausnahmsweise doch ins BImSchG-Verfahren geraten, wenn er Nebeneinrichtung einer ohnehin genehmigungsbedürftigen Anlage ist (etwa auf einem Kraftwerks- oder Industrieareal) oder wenn am Standort zusätzlich Stoffe des Anhangs 1 in Schwellenmenge gelagert werden. Der Regelfall ist die Baugenehmigung nach Landesbauordnung.

Nicht genehmigungsbedürftig heißt aber nicht regelungsfrei: Der Speicher bleibt eine Anlage im Sinne des BImSchG und unterliegt den Betreiberpflichten des § 22 BImSchG. Deshalb greift die TA Lärm.

Lärm ist der Engpass, nicht der Brandschutz

Das unterschätzte Genehmigungsthema beim Batteriespeicher ist der Schall. Pegelbestimmend sind nicht die Wechselrichter, sondern die Kühler der Batteriecontainer. In einem öffentlich vorliegenden Schallgutachten zu einem Speicher-Bebauungsplan im Saarland wurde für die Kühler ein Schallleistungspegel von 103,1 dB(A) angesetzt — rund 20 dB(A) mehr als die Powerstations mit 84,5 dB(A).

Gegenüber stehen die Immissionsrichtwerte der TA Lärm (Nr. 6.1), außerhalb von Gebäuden:

Maßgeblich ist die lauteste volle Nachtstunde. Im zitierten Gutachten wurden die Tagwerte an allen Immissionsorten eingehalten, nachts aber an der umliegenden Wohnbebauung um 5 bis 10 dB überschritten — bei einem Abstand von rund 90 Metern. Die Folge war ein Schallschutzkonzept mit Festsetzungen im Bebauungsplan. Einen normativen Mindestabstand zur Wohnbebauung gibt es für Batteriespeicher nicht; der nötige Abstand ergibt sich rechnerisch aus Schallleistung, Gebietstyp und Ausbreitungsrechnung. Wer eine Fläche in Ortsnähe anbietet, sollte deshalb früh nach dem Schallgutachten fragen — und sich nicht von einer Pauschalangabe beruhigen lassen.

Brandschutz, Löschwasser und Wasserrecht

Eine verbindliche Brandschutznorm für Batteriegroßspeicher gibt es in Deutschland nicht. Maßgeblich sind das Bauordnungsrecht der Länder plus Fachempfehlungen; das zentrale Praxisdokument ist der BVES-Sicherheitsleitfaden Lithium-Ionen-Großspeichersysteme, 3. Auflage vom 20. November 2025, ergänzt um das vfdb-Merkblatt TWB-02 (Februar 2025). Die dort genannten Größenordnungen prägen die Auflagen in den Baugenehmigungen:

• Abstände zu anderen Objekten: nach aktuellem Kenntnisstand erscheinen 5 bis 10 Meter ausreichend, immer im Einzelfall festzulegen. Ausdrücklich nicht gemeint ist damit der Abstand der Speichercontainer untereinander. Zu Transformatoren gelten nach DIN VDE 0101-1 in der Regel 3 Meter bei Gießharz- und 5 Meter bei Öltransformatoren. Abstände lassen sich durch nichtbrennbare massive Wände reduzieren, die mindestens 0,5 Meter über und jeweils 0,5 Meter vor und hinter den Speicher geführt werden.
• Feuerwehrzufahrt: mindestens 3,5 Meter breite Fahrwege in Anlehnung an DIN 14090 und die Richtlinie über Flächen für die Feuerwehr.
• Löschwasser: für mittlere und große Anlagen eine Mindestrate von 800 Litern pro Minute über zwei Stunden, also insgesamt mindestens 96 Kubikmeter. Bei kleinen Speichern im Bereich einer PV-Freiflächenanlage kann im Außenbereich darauf ggf. verzichtet werden; Alternativen zum Hydrantennetz sind Löschwasserbehälter nach DIN 14230 oder Brunnen nach DIN 14220.
• Löschwasserrückhaltung: bauordnungsrechtlich gibt es dafür derzeit keine Vorgabe; wasserrechtlich verlangt aber § 20 AwSV die Rückhaltung von Löschwasser und wassergefährdenden Verbrennungsprodukten. Praktisch relevant wird das bei großen Anlagen und in Wasserschutzgebieten.
• Wasserrecht: Lithium-Ionen-Zellen mit Kobalt- und Nickelverbindungen in der Kathode werden in die Wassergefährdungsklasse 3 eingestuft; bei unbekannter Zellchemie ist nach § 3 Abs. 4 AwSV ohnehin von WGK 3 auszugehen. Das Merkblatt des Bund-Länder-Arbeitskreises „Umgang mit wassergefährdenden Stoffen" vom 29. Mai 2024 behandelt stationäre Speicher als Anlagen zum Verwenden von Lithium-Ionen-Batterien.
• Realistische Erwartung: Der BVES-Leitfaden hält fest, dass der abwehrende Brandschutz den Totalverlust der betroffenen Anlage wegen des charakteristischen Brandverlaufs in der Regel nicht verhindern kann. Für Eigentümer ist deshalb weniger die Löschtaktik relevant als die Frage, wer die Fläche danach beräumt — auch das gehört in den Pachtvertrag.

Ein häufiger Übertragungsfehler: Die TRVB 165 N „Batteriespeicheranlagen" ist eine österreichische Richtlinie und gilt in Deutschland nicht. Ebenso sind UL 9540A und NFPA 855 US-Regelwerke; sie sind hier nicht verbindlich, werden aber faktisch für den Propagationsnachweis herangezogen.

Netzanschluss beim Speicher: andere Regeln als bei PV

Beim Batteriespeicher entscheidet der Netzanschluss noch stärker über das Projekt als bei einer Solaranlage — und die Rechtslage ist für Betreiber ungünstiger, als viele erwarten:

• Die KraftNAV gilt für Batteriespeicher nicht. Das hat die Bundesnetzagentur mit Beschluss vom 30. März 2026 (BK6-25-325) klargestellt; maßgeblich sind allein die Vorschriften des EnWG.
• Es gibt keinen Anspruch auf Netzausbau. In einem Missbrauchsverfahren nach § 31 EnWG hat die Bundesnetzagentur am 4. Mai 2026 (BK6-25-287) bestätigt, dass § 17 EnWG — anders als das EEG — keinen Anspruch auf individuellen Netzausbau gewährt; angeschlossen wird an das Netz, „wie es steht und liegt". Ein Netzbetreiber darf den Anschluss verweigern, wenn er technisch oder wirtschaftlich nicht zumutbar ist, muss das aber einzelfallbezogen und technisch plausibel begründen.
• Der Baukostenzuschuss ist zulässig. Der Bundesgerichtshof hat am 15. Juli 2025 (Az. EnVR 1/24) entschieden, dass ein nach dem Leistungspreismodell berechneter Baukostenzuschuss für netzgekoppelte Batteriespeicher nicht diskriminierend im Sinne des § 17 Abs. 1 EnWG ist. Für Projekte bedeutet das einen erheblichen, planbaren Kostenblock — den der Betreiber trägt, nicht der Eigentümer.
• Netzentgeltbefreiung mit Enddatum: Nach § 118 Abs. 6 EnWG sind neu errichtete Stromspeicher für 20 Jahre ab Inbetriebnahme von den Netzentgelten für den Bezug der einzuspeichernden Energie freigestellt, wenn sie bis zum 4. August 2029 in Betrieb gehen. Das ist der Grund für den Zeitdruck, den Projektentwickler derzeit aufbauen — und ein Argument dafür, eine Speicherfläche nicht jahrelang in einer unverbindlichen Option liegen zu lassen.
• Überragendes öffentliches Interesse: § 11c EnWG stellt fest, dass Errichtung und Betrieb von Stromspeichern im überragenden öffentlichen Interesse liegen und der öffentlichen Gesundheit dienen — ein Abwägungsargument, das in Genehmigungs- und Bauleitplanverfahren zunehmend eine Rolle spielt.

Bekommt ein Speicher EEG-Förderung?

Ein reiner Netzspeicher ist keine EEG-Anlage und erhält keine Förderung; gefördert wird nur Strom aus erneuerbaren Energien. § 19 EEG regelt lediglich, unter welchen Bedingungen der Förderanspruch der Erzeugungsanlage erhalten bleibt, wenn der Strom vor der Netzeinspeisung zwischengespeichert wird. Dafür gibt es drei Wege: die Ausschließlichkeitsoption (§ 19 Abs. 3a EEG, im Kalenderjahr wird ausschließlich EE-Strom eingespeichert), die Abgrenzungsoption (§ 19 Abs. 3b EEG, Multi-Use mit rechnerischer Trennung von Grün- und Graustrom) und die Pauschaloption (§ 19 Abs. 3c EEG, für kleine PV-Speicher-Kombinationen). Verbreitet ist die Formulierung, das Solarpaket I habe Multi-Use ermöglicht — das ist nur die halbe Geschichte: Die heute geltenden Varianten stammen aus dem Solarspitzengesetz vom Februar 2025, und Abgrenzungs- sowie Pauschaloption stehen unter einem Vollzugsvorbehalt, der eine Festlegung der Bundesnetzagentur voraussetzt (Verfahren MiSpeL nach § 85d EEG).

Wann sich der Speicher für Ihre Fläche lohnt

Die Faustregel nach diesem Abschnitt ist einfach: Je näher das Umspannwerk, desto eher der Speicher. Liegt Ihre Fläche innerhalb von 200 Metern um die Grundstücksgrenze eines Umspannwerks der Ebenen Höchst/Hoch oder Hoch/Mittel, ist ein eigenständiger Speicher ab 4 MW privilegiert und braucht keinen Bebauungsplan — vorausgesetzt, die Gemeinde hat ihren Flächendeckel noch nicht ausgeschöpft. Haben Sie bereits einen Solarpark auf der Fläche, greift die Co-Location-Privilegierung ohne jede Größenschwelle. In beiden Fällen bleibt der Genehmigungsweg kürzer als beim klassischen Solarpark, während die Pacht deutlich höher liegt. Ob Ihre Fläche nah genug an einem Umspannwerk liegt, zeigt der ENLAPA Flächencheck mit der Entfernung zum nächsten Netzverknüpfungspunkt; die Vertrags- und Pachtseite behandelt Batteriespeicher-Fläche verpachten.

Das Bebauungsplanverfahren Schritt für Schritt

Ohne Privilegierung schafft erst die Gemeinde das Baurecht, indem sie einen Bebauungsplan aufstellt, in der Regel als sonstiges Sondergebiet mit der Zweckbestimmung Photovoltaik. Das Verfahren folgt dem Baugesetzbuch und läuft in festen Stationen ab:

Weil der Flächennutzungsplan die Fläche fast immer noch als Fläche für die Landwirtschaft darstellt, muss er parallel geändert werden — das Baugesetzbuch erlaubt das ausdrücklich im Parallelverfahren nach § 8 Abs. 3 BauGB. In der Praxis wird häufig ein vorhabenbezogener Bebauungsplan nach § 12 BauGB gewählt: Der Entwickler wird Vorhabenträger, legt einen Vorhaben- und Erschließungsplan vor und verpflichtet sich im Durchführungsvertrag, das Projekt innerhalb einer Frist umzusetzen. Für die Gemeinde ist das die sicherere Variante, weil das Baurecht an genau dieses Vorhaben gebunden bleibt.

Wie lange die Genehmigung wirklich dauert

Vom Aufstellungsbeschluss bis zur Baugenehmigung vergehen typischerweise ein bis drei Jahre. Die Verfahrensschritte des Bebauungsplans allein beanspruchen meist zwölf bis achtzehn Monate, weil jede Beteiligungsrunde Fristen hat und der Gemeinderat nur in seinen Sitzungsterminen entscheidet; Kommunen mit Solarpark-Erfahrung schaffen es in sechs bis acht Monaten, beim ersten Projekt einer Gemeinde dauert es regelmäßig länger.

Die größten Zeittreiber liegen jedoch außerhalb des Verfahrens, und genau sie entscheiden über das Jahr:

• Die Artenschutzkartierung muss eine ganze Vegetationsperiode abdecken. Wer im Juli startet, kartiert erst im Frühjahr darauf — eine verpasste Saison kostet zwölf Monate.
• Die Netzanfrage hat eigene Bearbeitungsfristen und Reservierungsregeln (dazu unten mehr).
• Wer die EEG-Vergütung will, muss auf einen der Ausschreibungstermine der Bundesnetzagentur warten; im Segment Freifläche sind das drei Termine im Jahr.

Auf privilegierten Flächen entfällt der Bebauungsplan, was das Verfahren spürbar verkürzt — die Fachprüfungen bleiben aber vollständig bestehen.

Fachprüfungen: Umwelt, Arten, Wasser, Denkmal, Nachbarn

Zwischen Aufstellungs- und Satzungsbeschluss liegt die eigentliche Arbeit: die Fachgutachten, die zeigen, dass das Vorhaben mit Natur, Landschaft und Nachbarschaft verträglich ist. Sie entscheiden in der Praxis über Dauer und Ausgang des Verfahrens.

Umweltprüfung und UVP: die Schwellenwerte

Zwei Dinge werden oft verwechselt. Die Umweltprüfung nach § 2 Abs. 4 BauGB ist bei jedem Bebauungsplan Pflicht; ihr Ergebnis ist der Umweltbericht, der Boden, Wasser, Klima, Tiere, Pflanzen, Landschaftsbild und Mensch behandelt. Die förmliche Umweltverträglichkeitsprüfung (UVP) nach dem UVPG ist etwas anderes und hängt an einer Größenschwelle. Freiflächen-PV fällt in Anlage 1 Nr. 18.7 UVPG — „Bau eines Städtebauprojektes für sonstige bauliche Anlagen, für den im bisherigen Außenbereich im Sinne des § 35 des Baugesetzbuchs ein Bebauungsplan aufgestellt wird":

Für Bebauungspläne in sonstigen Gebieten — also außerhalb des bisherigen Außenbereichs — verweist Nr. 18.8 UVPG auf dieselben Prüfwerte. Entscheidend ist der Begriff zulässige Grundfläche: Maßgeblich ist nicht die Größe des Pachtgrundstücks, sondern die im Bebauungsplan festgesetzte überbaubare Grundfläche. Bei einem Solarpark ist das je nach Festsetzung die von Modultischen, Fundamenten, Trafostationen und Wegen beanspruchte Fläche — sie liegt deutlich unter der Bruttofläche. Für die meisten Solarparks auf unbelasteten Standorten bleibt es deshalb bei der Umweltprüfung im Bauleitplanverfahren, die ohnehin die zentralen Fachgutachten enthält.

Artenschutz

Die Zugriffsverbote des § 44 BNatSchG gelten unabhängig vom Bebauungsplan und unabhängig von jeder Privilegierung. Deshalb wird über eine Vegetationsperiode hinweg kartiert, welche Brutvögel, Reptilien, Amphibien und Fledermäuse die Fläche nutzen. Typische Konfliktarten auf Ackerflächen sind Feldlerche, Kiebitz, Rebhuhn und Zauneidechse. Werden sie nachgewiesen, sind Vermeidungsmaßnahmen wie Bauzeitenregelungen und vorgezogene Ausgleichsmaßnahmen (CEF) wie Lerchenfenster, Blühstreifen oder Ersatzhabitate nötig. Die Kartierung ist der häufigste Grund für Verzögerungen: Sie ist nur in bestimmten Monaten möglich, und eine verpasste Saison wirft das Projekt um ein Jahr zurück. Für Eigentümer heißt das: Ein Entwickler, der im Herbst zusagt, „im Frühjahr fangen wir an zu bauen", hat entweder schon kartiert — oder er hat die Kartierung nicht eingeplant.

Eingriffsregelung und Ausgleichsflächen

Ein Solarpark ist ein Eingriff in Natur und Landschaft nach § 14 BNatSchG. Die Eingriffsregelung verlangt, ihn zu vermeiden, zu minimieren und den Rest auszugleichen. Weil der Boden unter den Modulen unversiegelt bleibt und die Fläche extensiv als Grünland gepflegt wird, lässt sich ein großer Teil des Ausgleichs innerhalb der Anlage erbringen — Blühstreifen, Lesesteinhaufen, Verzicht auf Dünger und Pflanzenschutz, Beweidung statt Mulchen. Verbleibende Defizite decken externe Ausgleichsflächen oder Ökokonten ab. Die Bewertungsverfahren unterscheiden sich je nach Bundesland, das Prinzip ist überall dasselbe. Wie viel Naturschutz ein Solarpark tatsächlich leisten kann, zeigt der Beitrag Solarpark und Biodiversität.

Landschaftsschutz, Naturschutz, FFH und Wasserschutz

Im Landschaftsschutzgebiet ist ein Solarpark grundsätzlich verboten, weil die Schutzverordnung Veränderungen des Landschaftsbilds untersagt. Möglich ist er nur mit einer Ausnahme oder Befreiung der Naturschutzbehörde (§ 67 BNatSchG) oder wenn die Teilfläche aus dem Schutzgebiet entlassen wird — beides Ermessensentscheidungen mit regional sehr unterschiedlicher Praxis. Naturschutzgebiete und FFH-Gebiete des Netzes Natura 2000 scheiden in aller Regel aus; auch Flächen in unmittelbarer Nachbarschaft brauchen eine FFH-Vorprüfung nach § 34 BNatSchG. In Wasserschutzgebieten entscheidet die Schutzzone: Zone I und II sind tabu, in Zone III ist eine Anlage mit Auflagen zu Fundamenten, Transformatoren und Reinigungsmitteln häufig zulässig. Hinzu kommen die gesetzlich geschützten Biotope nach § 30 BNatSchG, die unabhängig von jeder Gebietskulisse gelten.

Überschwemmungsgebiete

In festgesetzten Überschwemmungsgebieten gilt nach § 78 WHG ein Bauverbot und ein Verbot, neue Baugebiete auszuweisen. Eine Ausnahme kommt nur in Betracht, wenn Hochwasserabfluss und Rückhalteraum nicht beeinträchtigt werden und keine Gefahr für Leben und Sachwerte entsteht. Für aufgeständerte Module wird das in Einzelfällen bejaht, die Regel ist es nicht. Flächen mit seltenerer Hochwassergefahr außerhalb der festgesetzten Gebiete sind genehmigungsfähig, erfordern aber angepasste Fundamente und Modulhöhen — und bei einem Batteriespeicher ist die Hochwasserlage regelmäßig ein hartes Ausschlusskriterium.

Denkmalschutz und Bodendenkmale

Die Denkmalschutzbehörde prüft, ob Bodendenkmale oder die Umgebung eines Baudenkmals betroffen sind. In archäologischen Verdachtsbereichen verlangt sie meist eine Voruntersuchung oder eine baubegleitende Beobachtung auf Kosten des Entwicklers. Funde verzögern die Rammarbeiten, verhindern das Projekt aber selten, weil die Module ohne tiefen Bodeneingriff aufgeständert werden können. Bei Baudenkmalen in der Nachbarschaft geht es um den Schutz des Umgebungsbilds, was Abstände oder eine Eingrünung erfordern kann.

Abstand zur Wohnbebauung, Blendgutachten und Freiflächengestaltungsplan

Einen bundeseinheitlichen Mindestabstand zu Wohnhäusern gibt es nicht — anders als bei Windenergie mit ihren Länderregelungen. Die Gemeinde legt ihn im Bebauungsplan fest, meist orientiert am eigenen Kriterienkatalog, und verlangt in der Regel eine Eingrünung mit Hecken oder Baumreihen. In der Praxis liegen die geforderten Abstände zwischen einigen Dutzend und wenigen hundert Metern.

Liegen Wohngebäude, Straßen, Bahnstrecken oder Flugplätze so, dass Reflexionen der Module sie treffen könnten, wird ein Blendgutachten verlangt. Es berechnet die Blendzeiten über das Jahr und vergleicht sie mit den Hinweisen der Länderarbeitsgemeinschaft für Immissionsschutz zur Messung und Beurteilung von Lichtimmissionen. Überschreitungen lassen sich meist durch Modulneigung, Antireflexglas oder Sichtschutz beheben.

Ein Begriff, über den Eigentümer im Bauantrag stolpern, ist der Freiflächengestaltungsplan: eine Bauvorlage, die zeigt, wie das Grundstück begrünt wird, welcher Baumbestand erhalten bleibt und wie die Eingrünung konkret aussieht. Ob er verlangt wird, hängt von der Landesbauordnung, den Festsetzungen des Bebauungsplans und der Praxis der Unteren Naturschutzbehörde ab; bei Solarparks ist er der Ort, an dem aus der Vorgabe „Eingrünung" eine konkrete Pflanzliste wird. Erstellt und bezahlt wird er vom Entwickler.

Brauche ich überhaupt eine Baugenehmigung? Die 16 Landesbauordnungen im Vergleich

Bauplanungsrecht ist Bundesrecht, Bauordnungsrecht ist Landesrecht — und genau hier sind die Unterschiede 2026 so groß wie nie. Seit Anfang 2025 haben sechs Länder die Freiflächen-PV bauordnungsrechtlich liberalisiert; in einem Land braucht ein Solarpark gar keine Baugenehmigung mehr, in einem anderen immer. Die folgende Übersicht hat kein anderer Ratgeber in dieser Form, weil sie sich alle paar Monate ändert.

Stand dieser Übersicht: 22. September 2026. Die Landesbauordnungen werden derzeit häufig geändert — vor einem konkreten Projekt gehört ein Blick in die geltende Fassung des jeweiligen Landes, und verfahrensfrei heißt niemals rechtsfrei: § 50 Abs. 5 LBO Baden-Württemberg sagt es am deutlichsten — „Verfahrensfreie Vorhaben müssen ebenso wie genehmigungspflichtige Vorhaben den öffentlich-rechtlichen Vorschriften entsprechen." Bauplanungsrecht, Artenschutz, Wasser-, Denkmal- und Bodenschutz gelten weiter; es entfällt nur die behördliche Vorabprüfung.

Vier Ländertypen — und eine Liberalisierungswelle, die noch läuft

1. Generelle Verfahrensfreiheit ohne Grenzen: nur Baden-Württemberg.
2. Verfahrensfreiheit bei bauplanungsrechtlicher Privilegierung: Bayern (§ 35 Abs. 1 Nr. 8b) und Hessen (§ 35 Abs. 1 Nr. 8b und Nr. 9).
3. Verfahrensfreiheit im Satzungs- oder B-Plan-Gebiet: Bayern, Hessen, Niedersachsen, Mecklenburg-Vorpommern, Sachsen-Anhalt, Thüringen und faktisch Rheinland-Pfalz.
4. Keine Verfahrensfreiheit, nur Genehmigungsfreistellung oder Vollgenehmigung: Brandenburg, Nordrhein-Westfalen, Sachsen, Saarland, Schleswig-Holstein, Berlin, Bremen — und Hamburg als einziges Land ganz ohne Freistellungsweg.

Die Zeitachse zeigt, dass es sich um eine laufende Welle handelt: Bayern zum 1. Januar 2025, Baden-Württemberg im Juni 2025, Niedersachsen im Juli 2025, Hessen im Oktober 2025, Sachsen-Anhalt im Januar 2026, Mecklenburg-Vorpommern im Juni 2026. Wer heute liest, ein Solarpark brauche „immer eine Baugenehmigung", liest eine Aussage, die für ein Drittel der Bundesrepublik nicht mehr stimmt.

Agri-PV ist die Ausnahme von der Ausnahme: In keiner Landesbauordnung außer Hessen gibt es einen eigenen Agri-PV-Tatbestand. In Bayern ist Agri-PV ausdrücklich nicht verfahrensfrei, obwohl der klassische Solarpark im 200-Meter-Korridor es ist. In Baden-Württemberg ist sie von der unbegrenzten Verfahrensfreiheit miterfasst.

Die Länderöffnungsklausel: zehn Verordnungen, die niemand mehr braucht

Zur zweiten großen Länderfrage — den benachteiligten Gebieten — gibt es 2026 einen klaren Befund, der in fast allen Ratgebern fehlt: Kein einziges Bundesland hat von der neuen Ausschlussmöglichkeit des § 37c EEG Gebrauch gemacht. Die Bundesnetzagentur, die die Ausschreibungen durchführt, formuliert es auf ihrer Verfahrensseite so: „Derzeit haben keine Länder entsprechende Verordnungen erlassen."

Die alten Öffnungsverordnungen der zehn Länder, die die Klausel vor dem Solarpaket I genutzt hatten, sind dadurch inhaltlich gegenstandslos geworden — sie ergingen auf Grundlage einer Ermächtigung, die es in dieser Form nicht mehr gibt. Formal ist der Stand uneinheitlich:

Brandenburg, Mecklenburg-Vorpommern, Schleswig-Holstein, Berlin, Bremen und Hamburg hatten nie eine Öffnungsverordnung; dort gilt die bundesweite Kulisse seit dem 16. Mai 2024 unmittelbar.

Was daraus folgt, wenn Ihnen jemand ein Kontingent nennt: Die Sätze „Bayern lässt nur 200 Gebote im Jahr zu" oder „Sachsen hat einen Deckel von 180 MW" waren einmal richtig und sind es nicht mehr. Wenn ein Projektentwickler oder ein Ratgebertext 2026 noch damit argumentiert, arbeitet er mit einem Stand vor Mai 2024. Umgekehrt gilt: Einschränkungen der Länder gibt es sehr wohl — nur auf anderen Wegen, über Landesplanung, Regionalplanung und Beteiligungspflichten, und ohne Wirkung auf den EEG-Zuschlag.

Landes-Leitfäden: was Ihre Gemeinde vermutlich gelesen hat

Zwölf der sechzehn Länder haben ein offizielles Dokument zur Freiflächen-PV veröffentlicht, an dem sich Kommunen und Genehmigungsbehörden orientieren. Wer sie kennt, weiß, mit welchen Argumenten im Gemeinderat zu rechnen ist:

• Baden-Württemberg — „Freiflächensolaranlagen: Handlungsleitfaden" (Umweltministerium, 2019)
• Bayern — Themenplattform „Planen und Genehmigen von Freiflächen-Photovoltaikanlagen" im Energie-Atlas Bayern (laufend), dazu „PV-Freiflächen naturverträglich gestalten" (2023) und der LfU-Praxisleitfaden zur ökologischen Gestaltung
• Brandenburg — „Gemeinsame Arbeitshilfe Photovoltaik-Freiflächenanlagen: Gestaltungs- und Steuerungsmöglichkeiten für Kommunen" (2023)
• Hessen — „Freiflächen-Photovoltaikanlagen aus kommunaler Sicht" (LandesEnergieAgentur, 2024)
• Mecklenburg-Vorpommern — „Freiflächen- und Agri-Photovoltaikanlagen und Bauleitplanung" (Innenministerium, 2025)
• Niedersachsen — „Planung von Freiflächen-Photovoltaikanlagen in Niedersachsen" aus Sicht der Raumordnung (2022) und „Hinweise für einen naturverträglichen Ausbau" (2023)
• Nordrhein-Westfalen — „Photovoltaik auf Freiflächen: Leitfaden" (NRW.Energy4Climate, 2023) und der „Kurzleitfaden Bauplanungsrechtliche Grundlagen" (im Auftrag des Wirtschaftsministeriums, 2023)
• Rheinland-Pfalz — „Leitfaden zur Planung und Bewertung von Freiflächen-Photovoltaikanlagen aus raumordnerischer Sicht" (2024)
• Sachsen — „Photovoltaik auf Landwirtschaftsflächen" (Staatsministerium für Regionalentwicklung, 2024) und „Biodiversität und Freiflächensolaranlagen" (LfULG, 2024)
• Sachsen-Anhalt — Arbeitshilfe „Raumplanerische Steuerung von großflächigen Photovoltaik-Freiflächenanlagen in Kommunen"
• Schleswig-Holstein — Beratungserlass „Grundsätze zur Planung von großflächigen Solar-Freiflächenanlagen im Außenbereich" (2024)
• Thüringen — „Hinweise zur Planung von Freiflächen-Photovoltaikanlagen" (Landesverwaltungsamt, 2023)

Berlin, Bremen, Hamburg und das Saarland haben kein eigenes Freiflächen-PV-Dokument veröffentlicht. Bundesweit ergänzend wichtig sind die „Naturschutzfachlichen Mindestkriterien bei PV-Freiflächenanlagen" des Bundeswirtschaftsministeriums (2024) und die KNE-Handreichung zur „Bilanzierung des Kompensationsbedarfs bei Solarparkprojekten", die 2026 in dritter Fassung erschienen ist und die Bilanzierungsansätze der Länder vergleicht.

EEG-Flächenkulisse, Ausschreibung und Direktvermarktung

Die Genehmigung sagt, ob gebaut werden darf. Ob sich das Bauen lohnt, entscheidet unter anderem das Erneuerbare-Energien-Gesetz mit seiner Flächenkulisse in § 37 Abs. 1 EEG. Nur Anlagen auf Flächen dieser Kulisse können einen Zuschlag in der Ausschreibung und damit eine gesetzlich abgesicherte Vergütung erhalten. Die Kulisse ist deutlich weiter als die baurechtliche Privilegierung — das ist der meistübersehene Punkt des ganzen Themas:

Der Unterschied zwischen 200 und 500 Metern ist der praktisch wichtigste Punkt dieser Tabelle — und er wird ständig verwechselt. § 37 Abs. 1 Nr. 2 Buchst. c EEG erfasst zunächst die Flächen, die „die in § 35 Absatz 1 Nummer 8 Buchstabe b des Baugesetzbuchs genannten Voraussetzungen erfüllt" — das ist der privilegierte 200-Meter-Korridor. Darüber hinaus erfasst er aber auch Flächen, die „zum Zeitpunkt des Beschlusses über die Aufstellung oder Änderung des Bebauungsplans längs von Autobahnen oder Schienenwegen lag, wenn die Freiflächenanlage in einer Entfernung von bis zu 500 Metern, gemessen vom äußeren Rand der Fahrbahn, errichtet werden soll". Zwischen 200 und 500 Metern gilt also: förderfähig ja, privilegiert nein — die Gemeinde muss einen Bebauungsplan aufstellen. Dafür verlangt das EEG dort keine zwei Hauptgleise und kein übergeordnetes Netz, jeder Schienenweg genügt.

Eine Fläche außerhalb der Kulisse bekommt keine EEG-Vergütung. Unmöglich ist ein Projekt dort nicht — es muss dann über Direktvermarktung oder einen langfristigen Stromliefervertrag (PPA) finanziert werden und trägt das Marktpreisrisiko. Für die Genehmigung selbst macht der Vermarktungsweg keinen Unterschied.

Benachteiligte Gebiete: aus der Öffnungs- wurde eine Ausschlussklausel

Hier hat sich seit dem Solarpaket I (in Kraft am 16. Mai 2024) die Logik umgedreht, und viele Ratgebertexte im Netz sind noch auf dem alten Stand. Früher galt: Acker- und Grünland in benachteiligten Gebieten war nur förderfähig, wenn das Bundesland eine Öffnungs-Verordnung erlassen hatte — zehn Länder hatten das getan, jeweils mit eigenen Jahresdeckeln von 35 bis 500 MW. Heute gilt das Gegenteil: Die benachteiligten Gebiete stehen bundesweit in der Kulisse (§ 37 Abs. 1 Nr. 2 Buchst. h und i EEG), und § 37c EEG — amtlich überschrieben mit „Nichtberücksichtigung von Geboten in benachteiligten Gebieten; Verordnungsermächtigung für die Länder" — erlaubt den Ländern nur noch, Gebote per Verordnung ganz oder teilweise nicht zu berücksichtigen. Als Anknüpfungspunkte nennt das Gesetz insbesondere:

• einen Anteil der Freiflächenanlagen an der landwirtschaftlich genutzten Fläche des Landes von mehr als 1 Prozent (vor dem 1. Januar 2031) beziehungsweise mehr als 1,5 Prozent (danach) — die Länder dürfen auch höhere Werte festlegen,
• Flächen in Landschaftsschutzgebieten und Naturparks.

Praktisch heißt das für Eigentümer: Dass Ihre Fläche in einem benachteiligten Gebiet liegt, ist 2026 ein Vorteil und kein Genehmigungsproblem mehr — aber es lohnt der Blick, ob Ihr Bundesland von der Ausschlussmöglichkeit Gebrauch gemacht hat. Ob eine Fläche überhaupt als benachteiligtes Gebiet eingestuft ist, richtet sich nach der EU-Abgrenzung (Richtlinie 86/465/EWG beziehungsweise den Nachfolgeregelungen der ELER-Verordnung) und lässt sich nicht nach Gefühl beurteilen — der ENLAPA Flächencheck prüft es in Sekunden anhand amtlicher Geodaten mit.

Das Solarpaket I hat außerdem den Zugang ohne Ausschreibung erweitert: Anlagen bis 1 MW in benachteiligten Gebieten (und Bürgerenergieprojekte bis 6 MW) können die gesetzliche Vergütung ohne Teilnahme an der Ausschreibung erhalten.

Die Ausschreibung: was ein Zuschlag 2026 wert ist

Freiflächenanlagen ab einem Megawatt müssen an den Ausschreibungen der Bundesnetzagentur teilnehmen. Voraussetzung für das Gebot ist ein in Kraft getretener Bebauungsplan oder die baurechtliche Privilegierung — die Genehmigung ist also nicht Kür, sondern Zutrittskarte. Die Größenordnungen der jüngsten Runden im ersten Segment (Freifläche):

Beide Runden waren deutlich überzeichnet. Für Eigentümer ist daraus zweierlei abzulesen: Erstens ist der Wettbewerb um Zuschläge hart, was Entwickler dazu zwingt, nur wirklich tragfähige Standorte einzureichen. Zweitens hängt die Pachthöhe an diesen Cent-Beträgen — was ein Hektar Solarpark im Jahr erlöst und wie sich das in die Pacht übersetzt, rechnet der Beitrag Einspeisevergütung 2026 durch.

Was der „Bau-Turbo" und die RED III für Solarparks wirklich bringen

Zwei Gesetzgebungsvorhaben der Jahre 2025 und 2026 werden regelmäßig als Beschleuniger für Freiflächen-PV zitiert. Beide helfen Ihrem Solarpark nicht — und das zu wissen, erspart falsche Erwartungen gegenüber der Gemeinde.

Der Bau-Turbo (§ 246e BauGB) ist am 30. Oktober 2025 in Kraft getreten und erlaubt Gemeinden, befristet bis zum 31. Dezember 2030 von nahezu allen bauplanungsrechtlichen Vorschriften abzuweichen, ohne einen Bebauungsplan aufzustellen. Voraussetzung ist allerdings ein Vorhaben mit Wohnzweck. Ein Solarpark oder ein Batteriespeicher fällt nicht darunter.

Die RED III (Richtlinie (EU) 2023/2413) verpflichtet die Mitgliedstaaten, Beschleunigungsgebiete auszuweisen, in denen auf Genehmigungsebene UVP, spezielle artenschutzrechtliche Prüfung und FFH-Verträglichkeitsprüfung entfallen; die Frist dafür lief am 21. Februar 2026 ab. Das deutsche Umsetzungsgesetz ist am 15. August 2025 in Kraft getreten — es regelt Beschleunigungsgebiete aber nur für die Windenergie (§ 6b WindBG). Die im Referentenentwurf noch vorgesehene Möglichkeit, Beschleunigungsgebiete für Solarenergie im Flächennutzungsplan auszuweisen, steht im verabschiedeten Gesetz nicht mehr. Für Freiflächen-PV bleibt es deshalb 2026 beim normalen Bauleitplanverfahren mit vollständiger Umweltprüfung. Ob der Gesetzgeber nachbessert, ist offen; eine Genehmigungsstrategie darf sich nicht darauf stützen.

Netzanschluss: der Schritt, der über das Projekt entscheidet

Ohne Netzanschluss gibt es kein Projekt — und anders als die Genehmigung ist der Netzanschluss nicht verhandelbar und nicht planbar. Der Entwickler stellt die Netzanfrage beim zuständigen Netzbetreiber, der prüft, an welchem Netzverknüpfungspunkt die geplante Leistung eingespeist werden kann, welche Ertüchtigungen im Netz nötig sind und welche Anschlusskosten entstehen. Die Zusage ist befristet und an das konkrete Vorhaben gebunden, weshalb Genehmigung und Netzanschluss zeitlich zusammenpassen müssen.

Zuständig ist der Betreiber des Netzes, in das eingespeist wird — bei einem Solarpark üblicherweise der Mittelspannungsnetzbetreiber, nicht der oft bekanntere Hochspannungsbetreiber der Region. Wer die falsche Adresse anschreibt, verliert Wochen.

Die Netzanfrage wartet nicht auf den Aufstellungsbeschluss

Es hält sich hartnäckig die Annahme, eine Netzanfrage setze einen Aufstellungsbeschluss der Gemeinde voraus. In den von uns geprüften Reservierungsverfahren regionaler Netzbetreiber (Stand der geprüften Verfahren: 1. Mai 2026) stimmt das nicht. Verlangt werden dort in der Phase „Anfrage stellen" als Pflichtbedingung die vollständigen technischen Datenblätter nach TAR/TAB plus ein glaubhafter Nachweis der Ernsthaftigkeit — und für diesen Nachweis stehen mehrere gleichrangige Alternativen nebeneinander, von denen eine genügt:

1. erarbeitete Planungsgrundlagen, also der Planungsanstoß für das Bauleitverfahren — der vor jedem Gemeinderatsbeschluss vorliegt,
2. die Vorlage zum Aufstellungsbeschluss (Grobplanung),
3. die Bekanntmachung des Aufstellungsbeschlusses,
4. ein glaubhafter Nachweis aus der Entwurfsphase.

Der rechtskräftige Bebauungsplan wird erst ganz am Ende verlangt, bei der verbindlichen Anmeldung zur Umsetzung. Weil Kapazität in diesen Verfahren nach zeitlichem Eingang im Windhundverfahren vergeben wird, ist Warten kein Vorsichtsgewinn, sondern ein Kapazitätsrisiko: Netzanfrage und Gang zur Gemeinde laufen parallel, nicht nacheinander. Einzelne Netzbetreiber bieten zusätzlich eine nachweisfreie Vorabauskunft (Netzanschlussmonitor) an, die nichts reserviert, aber sofort zeigt, ob überhaupt Kapazität da ist.

Zwei Fallstricke, die in der Praxis Geld kosten: Eine Standort- oder Flurstücksänderung führt zur Neubewertung des Verknüpfungspunkts, und eine Leistungsabweichung von mehr als fünf Prozent nach oben macht eine komplett neue Anfrage nötig. Der angemeldete Leistungswert sollte deshalb von Anfang an großzügig angesetzt werden. Die Verfahren unterscheiden sich von Netzbetreiber zu Netzbetreiber erheblich — es gilt immer das aktuelle Merkblatt des konkret zuständigen Betreibers, niemals die Analogie zum Nachbarnetz.

Für Eigentümer ist die wichtigste Kennzahl die Entfernung zum nächsten Umspannwerk. Eine Fläche weit ab vom Netz oder in einem ausgelasteten Netzgebiet ist oft schwerer zu realisieren als eine Fläche mit anspruchsvollem Artenschutz — und ein Entwickler, der bereits eine Netzanschlusszusage vorweisen kann, hat den größten Unsicherheitsfaktor des Projekts ausgeräumt.

Wer beantragt, wer bezahlt, wer entscheidet

Für Grundstückseigentümer ist die Rollenverteilung die vielleicht wichtigste Information des ganzen Themas: Der Antrag und die Kosten liegen beim Projektentwickler, die Entscheidung bei der Gemeinde, und der Eigentümer zahlt nichts.

Der Projektentwickler als Antragsteller

Antragsteller ist in allen Verfahrensschritten der Entwickler beziehungsweise die von ihm gegründete Betreibergesellschaft. Er beantragt bei der Gemeinde die Einleitung des Bebauungsplanverfahrens, beauftragt und bezahlt Planungsbüro und sämtliche Gutachter, stellt die Netzanfrage, reicht den Bauantrag ein und nimmt an der Ausschreibung teil. Die Planungskosten der Gemeinde werden über einen städtebaulichen Vertrag nach § 11 BauGB auf ihn übertragen; beim vorhabenbezogenen Bebauungsplan tritt der Durchführungsvertrag nach § 12 BauGB hinzu.

Ein gut gestalteter Pachtvertrag hält ausdrücklich fest, dass Planung, Genehmigung, Bau, Betrieb und Rückbau vollständig zu Lasten des Betreibers gehen und der Eigentümer bei einem Scheitern des Verfahrens nichts nachzahlen muss. Worauf im Vertrag sonst noch zu achten ist, steht im Pachtvertrag Photovoltaik.

Die Gemeinde mit Planungshoheit

Die Gemeinde entscheidet frei, ob sie einen Bebauungsplan aufstellt. Einen Rechtsanspruch darauf gibt es nach § 1 Abs. 3 Satz 2 BauGB nicht, und er kann auch nicht vertraglich begründet werden. Viele Kommunen haben eigene Kriterienkataloge oder Freiflächenkonzepte beschlossen, in denen sie festlegen, welche Flächen sie überhaupt entwickeln wollen, wie viel Fläche insgesamt, welche Abstände zu Ortslagen gelten und welche Anforderungen an Eingrünung, Bürgerbeteiligung oder kommunale Beteiligung gestellt werden. Wer ein Projekt plant, sollte diese Beschlüsse kennen, bevor er die Gemeinde anspricht — sie sind meist im Ratsinformationssystem öffentlich einsehbar.

Das stärkste Argument für die Gemeinde: § 6 EEG

Betreiber von Freiflächen-Solaranlagen dürfen den Gemeinden im Umkreis von 2.500 Metern um die Anlage 0,2 Cent je tatsächlich eingespeister Kilowattstunde anbieten und bekommen diesen Betrag vom Netzbetreiber erstattet — die Zahlung belastet den Betreiber also wirtschaftlich nicht. Die Regelung ist freiwillig („dürfen"), in der Praxis aber fast immer Teil des Pakets, weil sie die Zustimmung im Gemeinderat spürbar erleichtert. Für eine 20-MWp-Anlage mit rund 20 GWh Jahresertrag sind das etwa 40.000 Euro pro Jahr, über zwanzig Jahre also eine Größenordnung, die in einem kleinen Gemeindehaushalt sichtbar ist. Die Zahlung ersetzt keine Gewerbesteuer und ist von der Pacht des Eigentümers unabhängig.

Kosten und Zeitplan im Überblick

Die folgende Aufstellung ist eine Orientierung aus der ENLAPA-Marktbeobachtung 2026 und keine Kostenzusage; die Spannen hängen stark von Projektgröße, Standort und Bundesland ab. Entscheidend ist die letzte Spalte.

Rückbau, Sicherheitsleistung und Bauzeit

Nach § 35 Abs. 5 BauGB muss der Betreiber einer privilegierten Anlage erklären, dass er sie nach dauerhafter Aufgabe der zulässigen Nutzung zurückbaut und Bodenversiegelungen beseitigt. Bei Anlagen im Bebauungsplan wird dieselbe Pflicht im städtebaulichen Vertrag und in der Baugenehmigung festgeschrieben. Die Behörde sichert sie über eine Sicherheitsleistung, üblicherweise eine Bankbürgschaft in Höhe der geschätzten Rückbaukosten.

Für Eigentümer ist das nicht genug: Die behördliche Sicherheit dient der Behörde, nicht Ihnen. Vereinbaren Sie im Pachtvertrag zusätzlich eine eigene Rückbausicherheit zu Ihren Gunsten, am besten als selbstschuldnerische Bankbürgschaft mit regelmäßiger Anpassung an die Baukostenentwicklung — sonst stehen Sie bei einer Insolvenz des Betreibers mit einer Fläche voller Fundamente da.

Der eigentliche Bau ist im Vergleich zur Genehmigung kurz: Nach Baubeginn vergehen meist wenige Monate, bis Unterkonstruktion, Module, Wechselrichter und Trafostation stehen. Länger dauern oft die Kabeltrasse bis zum Netzverknüpfungspunkt und die Arbeiten des Netzbetreibers am Anschluss, die vom Bauzeitplan der Anlage unabhängig sind. Bauzeitfenster können außerdem durch den Artenschutz eingeschränkt sein, etwa durch ein Rodungsverbot in der Brutzeit oder Vorgaben zur Rammung außerhalb bestimmter Monate. Den gesamten Ablauf von der Fläche bis zur Inbetriebnahme beschreibt der Beitrag Solarpark bauen.

Häufige Fehler von Eigentümern im Genehmigungsverfahren

1. Exklusivität ohne Frist unterschreiben. Eine Reservierungs- oder Optionsvereinbarung ohne Enddatum bindet die Fläche jahrelang, ohne dass der Entwickler liefern muss. Jede Option gehört mit einem klaren Meilenstein versehen — etwa „Aufstellungsbeschluss binnen 18 Monaten, sonst Rückfall".
2. Den Bebauungsplan für die Genehmigung halten. Der Bebauungsplan schafft nur das Baurecht; gebaut wird erst mit der Baugenehmigung. Zwischen beidem liegen oft Monate.
3. Die Gemeinde zuletzt informieren. Erfährt der Gemeinderat aus der Zeitung von dem Projekt, ist der Aufstellungsbeschluss deutlich schwerer zu bekommen.
4. Die Artenschutzsaison ignorieren. Wer im Sommer zusagt und im Frühjahr kartiert, verliert ein Jahr — das sollte im Zeitplan des Entwicklers stehen, bevor Sie unterschreiben.
5. Keine eigene Rückbausicherheit vereinbaren. Siehe oben.
6. Die Netzsituation nicht prüfen. Die Entfernung zum Umspannwerk und die freie Kapazität entscheiden über die Realisierbarkeit stärker als jeder Bodenwert.
7. Genehmigungskosten übernehmen. Für den Eigentümer fallen keine an. Steht im Vertragsentwurf etwas anderes, ist das ein Warnsignal.

Was Eigentümer vorab selbst prüfen können

Bevor Sie mit einem Projektentwickler sprechen, lohnt ein Blick auf die harten Kriterien: Liegt die Fläche in einem Schutzgebiet, Überschwemmungsgebiet oder Wald? Gehört sie zur EEG-Kulisse, etwa als benachteiligtes Gebiet oder im 500-Meter-Streifen entlang einer Autobahn oder Bahnstrecke? Liegt sie sogar im 200-Meter-Streifen der baurechtlichen Privilegierung — und außerhalb der 40-Meter-Anbauverbotszone? Wie weit ist das nächste Umspannwerk entfernt, und käme deshalb zusätzlich ein Batteriespeicher in Frage?

Genau diese Fragen beantwortet der kostenlose ENLAPA Flächencheck in wenigen Sekunden anhand amtlicher Geodaten — ohne E-Mail, ohne Rückruf. Gibt es keinen Ausschlussgrund, ist ein Gespräch mit der Gemeinde über deren Haltung zu Freiflächenanlagen der sinnvolle nächste Schritt, denn ohne kommunale Unterstützung entsteht kein Projekt.

Weiterführende Beiträge

• Solarpark bauen — der gesamte Ablauf von der Fläche bis zur Inbetriebnahme
• Solarpaket 1 für Freiflächen — was sich 2024 an der Förderkulisse geändert hat
• Einspeisevergütung 2026 — Zuschlagswerte, Ausschreibung und was ein Hektar erlöst
• Photovoltaik-Pachtpreise 2026 — was Entwickler für Solarflächen zahlen
• Pachtpreise Ackerland 2026 — die amtlichen Agrarpachten aller 16 Bundesländer zum Vergleich
• Pachtvertrag Photovoltaik — Laufzeit, Wertsicherung, Rückbausicherheit
• Flächen verpachten für Batterie-Großspeicher — Pacht, Flächenbedarf und Vertragspraxis bei BESS
• Agri-Photovoltaik: Landwirtschaft und Energie — Doppelnutzung in der Praxis
• Agri-Photovoltaik und Rechtsunsicherheit — die offenen Fragen der DIN SPEC 91434
• Solarpark und Biodiversität — wie die Eingriffsregelung im Solarpark erfüllt wird
• Freiflächen-Photovoltaik in Bayern — die bayerischen Besonderheiten
• Photovoltaik-Aufständerung auf der Freifläche — was im Bebauungsplan technisch festgesetzt wird
• Konversionsfläche verpachten und Freifläche verpachten für Photovoltaik — die Flächentypen im Überblick

Häufig gestellte Fragen zur Genehmigung von Freiflächen-PV

Fazit

Die Genehmigung einer Freiflächen-Photovoltaikanlage ist 2026 kein Geheimnis, sondern ein Verfahren mit zwei klar getrennten Wegen. Liegt Ihre Fläche im 200-Meter-Streifen an einer Autobahn oder einer mehrgleisigen Bahnstrecke, genügt die Baugenehmigung; liegt sie sonstwo, entscheidet die Gemeinde über einen Bebauungsplan, und das dauert ein bis drei Jahre. Neu ist seit dem 23. Dezember 2025 der dritte Fall: Ein Batteriespeicher innerhalb von 200 Metern um ein Umspannwerk ist privilegiert und braucht ebenfalls keinen Bebauungsplan — für netznahe Flächen ist das häufig der schnellere und besser bezahlte Weg. In allen Fällen gilt: Antrag, Gutachten und Kosten trägt der Projektentwickler, die Fachprüfungen zu Arten-, Wasser- und Denkmalschutz bleiben immer bestehen, und der größte Zeittreiber ist selten das Rathaus, sondern die Vegetationsperiode und die Netzkapazität.

Ob Ihre Fläche privilegiert liegt, in der EEG-Kulisse steht, ein Schutzgebiet berührt und wie weit das nächste Umspannwerk entfernt ist, zeigt Ihnen der kostenlose ENLAPA Flächencheck in wenigen Sekunden. Wenn Sie danach unverbindlich wissen möchten, was Projektentwickler für Ihre Fläche zahlen würden, können Sie sie hier inserieren und Pachtangebote geprüfter Entwickler einholen. Den Überblick über alle Flächentypen finden Sie unter Land verpachten für Solarpark, die Speichervariante unter Batteriespeicher-Fläche verpachten.

Quellen: Baugesetzbuch (§§ 1, 2, 3, 4, 8, 10, 11, 12, 30, 35, 36, 246e BauGB), Baunutzungsverordnung (§§ 11, 19 BauNVO), Erneuerbare-Energien-Gesetz (§§ 6, 19, 37, 37c, 48 EEG), Gesetz über die Umweltverträglichkeitsprüfung (Anlage 1 Nr. 18.7 und 18.8 UVPG), Bundesnaturschutzgesetz (§§ 14, 30, 34, 44, 67 BNatSchG), Wasserhaushaltsgesetz (§ 78 WHG), Bundesfernstraßengesetz (§ 9 FStrG), Energiewirtschaftsgesetz (§§ 11c, 17, 118 EnWG), Vierte Verordnung zur Durchführung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes (Anhang 1), Verordnung über Anlagen zum Umgang mit wassergefährdenden Stoffen (§§ 3, 20 AwSV) und Sechste Allgemeine Verwaltungsvorschrift zum Bundes-Immissionsschutzgesetz (TA Lärm, Nr. 6.1 und 6.4), jeweils in der am 22. September 2026 geltenden Fassung nach gesetze-im-internet.de. Privilegierung für Batteriespeicher: Gesetz zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts vom 18. Dezember 2025 (BGBl. 2025 I Nr. 347) und Gesetz zur Beschleunigung des Ausbaus von Geothermieanlagen, Wärmepumpen und Wärmespeichern vom 22. Dezember 2025 (BGBl. 2025 I Nr. 348), beide in Kraft am 23. Dezember 2025. Solarpaket I: Gesetz vom 8. Mai 2024 (BGBl. 2024 I Nr. 151), in Kraft am 16. Mai 2024. Bau-Turbo: § 246e BauGB, in Kraft am 30. Oktober 2025. RED III: Richtlinie (EU) 2023/2413 und das deutsche Umsetzungsgesetz, in Kraft am 15. August 2025. Ausschreibungsergebnisse: Bundesnetzagentur, Ausschreibung Solaranlagen erstes Segment, Gebotstermine 1. März 2026 und 1. Juli 2026; Stand der Länderverordnungen nach § 37c EEG: Bundesnetzagentur, Verfahrensseite Solaranlagen erstes Segment (Abruf 22. September 2026). Landesbauordnungen: LBO Baden-Württemberg, BayBO, HBO, NBauO, BauO LSA, LBauO Mecklenburg-Vorpommern, ThürBO, LBauO Rheinland-Pfalz, BauO NRW, SächsBO, BbgBO, LBO Schleswig-Holstein, LBO Saarland, BremLBO, BauO Berlin und HBauO, jeweils Stand 22. September 2026; Aufhebung der bayerischen Freiflächenverordnung: GVBl. Bayern 2024 Nr. 23. Batteriespeicher-Sicherheit: BVES-Sicherheitsleitfaden Lithium-Ionen-Großspeichersysteme, 3. Auflage vom 20. November 2025; vfdb-Merkblatt TWB-02 vom Februar 2025; Merkblatt des Bund-Länder-Arbeitskreises „Umgang mit wassergefährdenden Stoffen" zu Lithium-Ionen-Batterien vom 29. Mai 2024. Schallwerte: Schalltechnisches Gutachten zum Bebauungsplan „Batteriespeichersystem Herbitzheim", Gemeinde Gersheim, 2024. Netzanschluss: BGH, Beschluss vom 15. Juli 2025 (Az. EnVR 1/24); Bundesnetzagentur, Beschlüsse BK6-25-325 vom 30. März 2026 und BK6-25-287 vom 4. Mai 2026. Angaben zur Netzanfrage: Auswertung der ab 1. Mai 2026 geltenden Reservierungsverfahren regionaler Netzbetreiber durch ENLAPA. Kosten- und Dauerangaben: ENLAPA-Marktbeobachtung 2026, Orientierungswerte. Stand: 22. September 2026. Dieser Beitrag gibt einen allgemeinen Überblick und ersetzt keine Rechtsberatung; Verfahren und Anforderungen unterscheiden sich je nach Bundesland, Landkreis und Gemeinde. Lassen Sie Ihren konkreten Pachtvertrag vor Unterzeichnung anwaltlich prüfen.