Moor-PV und Floating-PV als Direktinvestment: Förderung, EEG 2027 und die Nachweise, an denen der Erlös hängt

Die meisten Solarparks in Deutschland stehen auf Acker, Grünland oder Konversionsflächen. Um die Fläche mit der Landwirtschaft und dem Naturschutz weniger in Konkurrenz zu bringen, hat der Gesetzgeber eine Gruppe von Standorten definiert, die er ausdrücklich fördern will: die besonderen Solaranlagen. Dazu gehören Agri-PV über Nutzpflanzen oder Dauerkulturen, Anlagen auf Parkplätzen, Anlagen auf entwässerten Moorböden, die wiedervernässt werden, und schwimmende Anlagen auf künstlichen Gewässern wie Baggerseen.

Für Anleger tauchen Moor-PV und Floating-PV zunehmend in Angeboten auf, oft mit dem Hinweis auf Klimaschutz und Flächeneffizienz. Beides stimmt, sagt aber wenig über den Erlös. Entscheidend sind drei Fragen: Welche Förderung erhält die Anlage tatsächlich, welche Auflagen muss sie über die Laufzeit erfüllen, und wie viel kostet der Standort gegenüber einer gewöhnlichen Freiflächenanlage? Dieser Beitrag geht sie der Reihe nach durch.

Was zählt im EEG als Moor-PV und was als Floating-PV?

Beide sind Unterfälle der besonderen Solaranlagen nach § 37 Abs. 1 Nr. 3 EEG. Moor-PV steht in Buchstabe e. Gemeint sind Moorböden, die bisher entwässert waren und landwirtschaftlich bewirtschaftet wurden; begünstigt ist die Anlage nur, wenn die Fläche zusammen mit ihrem Bau auf Dauer wieder nass wird. Was ein Moorboden ist, bestimmt § 3 Nr. 34a EEG über die Gebietskulisse des Agrarrechts (§ 11 GAP-Konditionalitäten-Verordnung). Die Kombination ist gewollt: Ein entwässerter Moorboden ist für eine gewöhnliche Freiflächenanlage in der Ausschreibung ausgeschlossen (§ 37 Abs. 1 Nr. 2 EEG, jeweils mit dem Zusatz „kein entwässerter Moorboden“). Wer dort bauen will, muss die Fläche wieder nass machen.

Floating-PV steht in Buchstabe f: Anlagen auf einem künstlichen Gewässer, also einem von Menschen geschaffenen wie einem Baggersee oder Tagebausee, oder auf einem erheblich veränderten Gewässer (§ 3 Nr. 4 und 5 WHG). Natürliche Seen und Flüsse sind ausgeschlossen. Anders als bei Moor-PV verlangt das Gesetz für Floating-PV keine zusätzliche Festlegung der Bundesnetzagentur; die Anforderungen ergeben sich aus dem Wasserrecht. Für kleinere Anlagen außerhalb der Ausschreibung gelten dieselben Kategorien über § 48 Abs. 1 Satz 1 Nr. 5 EEG.

Agri-PV, die dritte bekannte Form, gehört ebenfalls zu den besonderen Solaranlagen und hat eigene Regeln zur Doppelnutzung der Fläche; sie ist in In Agri-PV investieren: Doppelnutzung, Erlöse und Steuerhebel im Überblick beschrieben. Dieser Beitrag bleibt bei Moor und Wasser.

Welche Förderung erhalten Moor-PV und Floating-PV, und was ändert das EEG 2027?

Moor-PV erhält 0,5 Cent je Kilowattstunde mehr, Floating-PV dieselbe Vergütung wie jede andere Freiflächenanlage. Beide bieten in der Ausschreibung für Solaranlagen des ersten Segments mit, und der Zuschlagswert wird wie bei jedem anderen Gebot zum anzulegenden Wert, aus dem sich die Marktprämie berechnet; wie das im Einzelnen funktioniert, erklärt Direktvermarktung und Marktprämie: Wie ein Solarpark sein Geld verdient. Für Moor-PV erhöht sich dieser anzulegende Wert nach der Zuschlagserteilung um 0,5 Cent (§ 38b Abs. 1 Satz 3 EEG in der am 15. Mai 2024 geltenden Fassung). Hoch aufgeständerte Agri-PV hat einen eigenen Aufschlag. Floating-PV hat keinen.

Dass eine Fassung aus dem Mai 2024 gilt, hat einen Grund, der in vielen Darstellungen fehlt. Das Solarpaket I hatte für besondere Solaranlagen zwei Vorteile vorgesehen: ein eigenes Kontingent, das vorrangig bezuschlagt wird (§ 37d EEG, für 2026 1.200 Megawatt), und einen eigenen Höchstwert von bis zu 9,5 Cent statt 5,9 Cent (§ 37b Abs. 2 EEG). Beides darf nach § 101 Abs. 1 EEG erst angewandt werden, wenn die Europäische Kommission es beihilferechtlich genehmigt hat. Diese Genehmigung fehlt bis heute; die Bundesnetzagentur hat für die Gebotstermine am 1. März und am 1. Juli 2026 ausdrücklich darauf hingewiesen und das allgemeine Zuschlagsverfahren angewandt. In der Praxis konkurrieren Moor- und Floating-Projekte also mit jedem Acker-Solarpark um denselben Zuschlag, zum selben Höchstwert.

Wie viel Moor-PV und Floating-PV wird tatsächlich gebaut?

Sehr wenig, gemessen an den Ausschreibungen. Die Bundesnetzagentur weist in ihrer Ausschreibungsstatistik aus, auf welchem Flächentyp jedes Gebot steht. Wir haben die zehn Gebotstermine seit Juli 2023 ausgewertet, als Moor-PV erstmals auftauchte. In dieser Zeit wurden insgesamt 21,5 Gigawatt bezuschlagt. Davon entfielen 57 Megawatt auf Moor-PV, das sind 0,27 Prozent, und 7 Megawatt auf Gewässer, 0,03 Prozent. Auffällig ist das Verhältnis von Geboten zu Zuschlägen: Von 113 Megawatt Moor-PV, die geboten wurden, kam die Hälfte zum Zug; im März 2026 ging ein Gebot über 20 Megawatt leer aus. Ohne eigenen Höchstwert und ohne Vorrang muss ein Moor-Projekt mit dem Aufschlag im Rücken gegen Acker-Solarparks bestehen, die günstiger bauen.

Für Floating-PV bildet die Ausschreibung nur einen Teil des Markts ab. Ein Teil der schwimmenden Anlagen versorgt den Kies- oder Sandabbau am selben See direkt und wird deshalb gar nicht oder nur für den Überschuss über das EEG vergütet; der Fraunhofer-Leitfaden beschreibt dieses Modell als üblichen Genehmigungsweg an Seen mit aktivem Abbau. Das Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme nennt in seinem Leitfaden von 2025 auf Basis des Marktstammdatenregisters 44,2 Megawatt Floating-PV in Betrieb, zum Vergleich: Deutschland baut Freiflächenanlagen im Gigawattmaßstab je Ausschreibungsrunde. Eine aktuelle amtliche Gesamtzahl gibt es nicht, weil das Register den Standorttyp bei älteren Einträgen nicht zuverlässig führt.

Was verlangt die Wiedervernässung von einem Moor-PV-Projekt?

Einen dauerhaft hohen Wasserstand, und den Nachweis darüber über Jahre. Der Hintergrund ist der Klimaschutz: Entwässerte Moorböden setzen den Kohlenstoff frei, den sie über Jahrtausende gespeichert haben. Das Umweltbundesamt beziffert die Emissionen aus Moorböden für 2024 auf rund 52 Millionen Tonnen CO2-Äquivalente, etwa 8 Prozent der deutschen Treibhausgasemissionen; das Thünen-Institut kommt auf rund 50 Millionen Tonnen. Nach der Nationalen Moorschutzstrategie emittiert ein Hektar entwässertes Ackerland auf Moor rund 40 Tonnen im Jahr, wiedervernässt sind es 5,5 Tonnen. Die Idee hinter Moor-PV: Die Solaranlage soll die Wiedervernässung wirtschaftlich möglich machen, und die Förderung ist deshalb an sie gebunden.

Die Einzelheiten hat die Bundesnetzagentur am 1. Juli 2023 festgelegt (Az. 4.08.01.01/1#4, Tenor Ziff. 3). Für ein Projekt heißt das der Reihe nach:

• Vor dem Gebot: Die Fläche muss zum Gebotstermin landwirtschaftlich genutzt sein, und der Bieter erklärt, dass die Anlage einer künftigen Wiedervernässung nicht im Weg steht (§ 37 Abs. 2 Nr. 1a EEG).
• Beim Bau: Die Module müssen über dem Moorboden stehen; Wechselrichter und Leitungen dürfen außerhalb liegen. Die Anlage muss Vegetation zulassen, darf keine schädlichen Stoffe in den Boden eintragen und muss bodenschonend und rückstandslos rückbaubar sein.
• Bei der Inbetriebnahme: Sie ist erst zulässig, wenn die baulichen Maßnahmen der Wiedervernässung begonnen haben. Dem Netzbetreiber sind die wasserrechtliche Zulassung mit den Zielwasserständen und die Bestätigung eines sachverständigen Gutachters vorzulegen.
• Zielwasserstände: höchstens 10 Zentimeter unter Flur im Winter und 30 Zentimeter im Sommer, dieselben Werte, die auch die Moorschutzstrategie nennt.
• Innerhalb von fünf Jahren nach Inbetriebnahme: Nachweis, dass die Zielwasserstände auf Basis einer Messung erreicht und die Baumaßnahmen abgeschlossen sind, bestätigt durch die Behörde, ein Ingenieurbüro oder einen Umweltgutachter.
• Gelingt das nicht: Bestätigung, dass die Maßnahmen weiterlaufen, und ein neuer Nachweis spätestens nach weiteren fünf Jahren. Nach der Begründung der Festlegung setzt sich dieser Mechanismus fort, bis die Wasserstände bestätigt sind.

Für einen Anleger ist der letzte Punkt der wichtigste. Der Aufschlag und die Einordnung als besondere Solaranlage hängen an einer Wasserwirtschaft, die der Betreiber nur zum Teil in der Hand hat: Gräben, Stauwehre und Pumpen können auf Nachbarflächen liegen, und ein trockener Sommer kann den Wasserstand drücken. Die Festlegung regelt, wie der Nachweis zu führen ist, sie sagt aber nicht ausdrücklich, was mit dem Zahlungsanspruch geschieht, wenn der Nachweis endgültig scheitert; der Netzbetreiber prüft die Fördervoraussetzungen. Diese Lücke gehört deshalb nicht ins Kleingedruckte, sondern in den Kaufvertrag: Wer trägt das Risiko, wenn die Wiedervernässung nicht wie geplant gelingt, und wie ist es abgesichert?

Dazu kommen die praktischen Folgen des nassen Standorts. Bau und Wartung auf wassergesättigtem Boden verlangen andere Gründungen, andere Fahrzeuge und andere Zeitfenster, und der Versicherungsschutz muss Risiken abdecken, die ein Acker nicht kennt. Wie sich Standortrisiken im Versicherungsschutz niederschlagen, beschreibt Solarpark und Batteriespeicher versichern: Welche Policen zum Direktinvestment gehören und wer sie hält, was am Ende der Laufzeit mit dem Rückbau und seiner Sicherheit geschieht, Rückbau und Rückbausicherheit beim Solarpark: Wer zahlt, wie hoch die Bürgschaft ausfällt und was sie kostet.

Wo darf eine schwimmende PV-Anlage stehen?

Nur auf künstlichen oder erheblich veränderten Gewässern, auf höchstens 15 Prozent der Fläche und mit mindestens 40 Metern Abstand zum Ufer. Diese Grenzen stehen nicht im EEG, sondern im Wasserrecht: § 36 Abs. 3 WHG verbietet Solaranlagen auf natürlichen Gewässern ganz und begrenzt sie auf allen anderen, jeweils gemessen ab der Linie des Mittelwasserstandes. Die Vorschrift gilt unverändert; der Bundesrat hat die Bundesregierung im September 2025 lediglich gebeten, eine Erweiterung der Grenzwerte zu prüfen (Drucksache 214/25, Beschluss). Ein Gesetzentwurf dazu liegt nicht vor.

Die 15-Prozent-Grenze bestimmt die Größe. Ein Baggersee von 20 Hektar trägt höchstens 3 Hektar Anlage, nach Abzug des Uferstreifens oft weniger. Das Fraunhofer ISE schätzt das Potenzial auf den rund 6.000 künstlichen Seen in Deutschland unter diesen Grenzen auf 11,8 bis 16,5 Gigawatt, das wirtschaftlich und praktisch erschließbare Potenzial aber nur auf 1,8 bis 2,5 Gigawatt. Viele Seen sind zu klein, zu weit vom Netz entfernt oder noch im Abbau.

Den Standortvorteil, der schwimmenden Anlagen oft zugeschrieben wird, ordnet derselbe Leitfaden nüchtern ein: Die Kühlung durch das Wasser steigert den Ertrag in Deutschland um wenige Prozent, je nach Bauweise. Genehmigt werden muss eine schwimmende Anlage wasserrechtlich und baurechtlich; wird der Strom überwiegend vom Abbaubetrieb am See verbraucht, kann sie im Außenbereich privilegiert sein (§ 35 Abs. 1 BauGB), sonst braucht es in vielen Ländern einen Bebauungsplan. Wie Bebauungsplan und Flächensicherung bei gewöhnlichen Solarparks laufen, zeigt Netzanschluss, Dienstbarkeit, Baurecht: Woran Sie erkennen, dass ein Direktinvestment seinen Standort wirklich gesichert hat.

Rechnet sich Moor-PV oder Floating-PV für Anleger?

Moor-PV kann sich über den Aufschlag rechnen, wenn die Mehrkosten des Standorts darunter bleiben; Floating-PV rechnet sich über die Ausschreibung allein kaum. Zuerst zum Wert des Aufschlags. Wir haben ihn mit unserem eigenen Stundenmodell bestimmt: Ertragsprofil einer nach Süden geneigten Anlage in Mitteldeutschland aus PVGIS, Börsenpreise aus SMARD. Die Anlage liefert rund 1.011 Kilowattstunden je Kilowatt im Jahr. Mit den Preisen von 2025 fiel ein Viertel davon in Stunden mit negativem Preis, in denen nach § 51 EEG keine Marktprämie fließt und damit auch kein Aufschlag.

Der Aufschlag erhöht den anzulegenden Wert, also wirkt er nur, solange die Marktprämie überhaupt fließt. Das hängt vom Jahresmarktwert Solar ab: Liegt er unter dem anzulegenden Wert, wie 2025 mit 4,5 Cent bei einem Zuschlagswert von 4,79 Cent, zahlt der Netzbetreiber die volle Prämie und den vollen Aufschlag. Liegt er deutlich darüber, wie 2023 mit 7,2 Cent, ist die Prämie null, und der Aufschlag ist in diesem Jahr nichts wert. Wie sich der Marktwert entwickelt und warum er bei Solarstrom sinkt, erklärt Marktwert Solar: Warum Solarstrom an der Börse immer weniger wert ist.

Die letzte Zeile ergibt sich aus der Logik des Entwurfs: Wird die Marktprämie zweiseitig, zahlt der Betreiber in Hochpreisjahren die Differenz zwischen Marktwert und anzulegendem Wert zurück. Ein um 0,5 Cent höherer anzulegender Wert verringert diese Rückzahlung um denselben Betrag. Der Aufschlag wirkt dann in jedem Jahr, verliert aber auch die Hochpreisjahre, in denen eine Anlage im bisherigen Recht den Börsenerlös voll behält. Bei 4,79 Cent Zuschlagswert sind 0,5 Cent gut ein Zehntel mehr je vergüteter Kilowattstunde. Dem stehen Mehrkosten gegenüber, die kein amtliches Register ausweist: Gründung auf nassem Boden, Wasserbau für die Wiedervernässung, Gutachten und Messungen über zehn Jahre. Wie hoch sie im konkreten Projekt sind, muss der Anbieter offenlegen; ohne diese Zahl lässt sich der Aufschlag nicht bewerten.

Bei Floating-PV ist der Abstand größer. Das Fraunhofer ISE hat für schwimmende Anlagen Stromgestehungskosten von 9,0 Cent je Kilowattstunde bei Südausrichtung und 9,8 Cent bei Ost-West-Ausrichtung ermittelt, obwohl es mit niedrigen Kapitalkosten von real 2,5 Prozent rechnet. Der mengengewichtete Zuschlagswert der letzten Ausschreibung lag bei 4,79 Cent. Eine schwimmende Anlage, die ihren Strom nur über die Ausschreibung verkauft, deckt damit nach dieser einen Studie etwa die Hälfte ihrer Kosten. Sie trägt sich eher, wenn ein Abnehmer vor Ort den Strom zu einem höheren Preis abnimmt, etwa der Abbaubetrieb am See über einen Liefervertrag, oder wenn ein langfristiger Stromabnahmevertrag besteht; wie solche Verträge aufgebaut sind, zeigt PPA verstehen: Wie Stromabnahmeverträge die Erlöse eines Solarparks planbar machen. In unserem Modell liefert eine flach nach Ost und West ausgerichtete Anlage, wie sie auf dem Wasser üblich ist, 881 Kilowattstunden je Kilowatt, rund 13 Prozent weniger als die Südanlage; der Kühleffekt ist darin nicht enthalten. Warum ein flacheres Profil am Markt trotzdem nicht mehr wert sein muss, zeigt Süd, Ost-West oder vertikal: Welche Auslegung eines Solarparks sich für Anleger rechnet.

Zwei Gegenargumente gehören zur Einordnung. Der Markt ist klein, und damit fehlen Erfahrungswerte: Moor-PV ist erst seit 2023 förderfähig und mit 57 Megawatt bezuschlagt, schwimmende Anlagen kommen nach dem Fraunhofer-Leitfaden auf rund 44 Megawatt im Betrieb. Ertragsgutachten beruhen deshalb stärker auf Annahmen als bei einem Acker-Solarpark, und die Frage, wie sicher ein Ertrag ist, wird wichtiger; wie man ein Gutachten liest, erklärt Ertragsgutachten lesen: Was P50 und P90 für ein Solarpark-Direktinvestment bedeuten. Umgekehrt haben beide Formen einen Vorteil, der in keiner Kilowattstunde steckt: Sie konkurrieren kaum mit der Landwirtschaft um Fläche, und ein Moor-Projekt kann Fördermittel für den Moorklimaschutz einbinden; die Festlegung erkennt einen Förderbescheid nach der Bundesförderrichtlinie Moorklimaschutz ausdrücklich als Nachweis an.

Gelten Investitionsabzugsbetrag und Sonderabschreibung auch hier?

Grundsätzlich ja, im Detail ist die Einordnung offen. Investitionsabzugsbetrag und Sonderabschreibung nach § 7g Abs. 1 und 5 EStG gelten für abnutzbare, bewegliche Wirtschaftsgüter; dass eine Photovoltaikanlage dazu gehören kann, hat der Bundesfinanzhof bestätigt (Beschluss vom 07.12.2023, IV R 11/21). Module, Wechselrichter und Gestelle einer Moor- oder Floating-Anlage unterscheiden sich darin nicht von einer Freiflächenanlage. Für die Bauteile, die es nur hier gibt, fehlt eine ausdrückliche Aussage von Finanzverwaltung oder Rechtsprechung: Schwimmkörper und Verankerung auf dem See, Gründungen auf dem Moor und vor allem die Bauwerke der Wiedervernässung wie Stauwehre und Gräben, die eher der Fläche dienen als der Anlage. Welche Voraussetzungen der Investitionsabzugsbetrag sonst hat, fasst Investitionsabzugsbetrag: Alle Voraussetzungen des §7g EStG, und wer ihn nutzen kann zusammen.

Welche Fragen sollten Sie dem Anbieter stellen?

Bei besonderen Solaranlagen verschiebt sich die Prüfung vom Modul zum Standort. Diese Fragen sollten mit Unterlagen beantwortet werden, nicht mit einer Präsentation:

• Ist die Anlage im Zuschlag als besondere Solaranlage nach Buchstabe e oder f eingetragen, und steht der Moor-Aufschlag im Zuschlagsbescheid oder nur im Modell?
• Liegt die wasserrechtliche Zulassung vor, und welche Zielwasserstände legt sie fest?
• Wer betreibt Gräben, Wehre und Pumpen der Wiedervernässung, auf wessen Flächen liegen sie, und wer trägt deren Kosten über die Laufzeit?
• Wie wird der Wasserstand gemessen, von wem, und wie ist der Nachweis nach fünf Jahren organisiert?
• Was geschieht vertraglich, wenn der Nachweis nicht gelingt: Gibt es eine Garantie, eine Kaufpreisanpassung oder eine Rückabwicklung?
• Welche Mehrkosten hat der Standort gegenüber einer gewöhnlichen Freiflächenanlage, und wie verhalten sie sich zum Wert des Aufschlags?
• Bei Floating-PV: Wer nimmt den Strom ab, zu welchem Preis und für wie lange, und was gilt, wenn der Abbaubetrieb am See endet?
• Welche Auflagen enthält die wasserrechtliche Erlaubnis zu Bedeckung, Uferabstand, Monitoring und Befristung?
• Wie ist der Rückbau abgesichert, auf dem Wasser und auf dem nassen Boden?
• Deckt die Versicherung standortspezifische Schäden wie Sturm auf dem Wasser, Eisgang oder Setzungen im Moor?

Wenn auf die Fragen nach Wiedervernässung und Abnahme nur Absichtserklärungen kommen, ist das Projekt eher ein Entwicklungsvorhaben als eine fertige Anlage. Weitere Warnsignale bei Anbietern sammelt Woran Sie einen seriösen Anbieter für Energie-Direktbeteiligungen erkennen.

Wie wir besondere Solaranlagen im Projekt-Check prüfen

Wir behandeln den Aufschlag als eigene Erlöszeile mit eigenem Risiko, nicht als Teil des Zuschlagswerts. In unserer Modellrechnung läuft ein Fall mit und einer ohne Aufschlag, und die Differenz stellen wir den offengelegten Mehrkosten des Standorts gegenüber. Bei Moor-PV lesen wir die wasserrechtliche Zulassung, das hydrologische Gutachten und die Verträge über die Wasserbauwerke; fehlt eine Regelung für den Fall, dass der Wasserstandsnachweis scheitert, ist das für uns ein offener Punkt. Bei Floating-PV prüfen wir zuerst die Abnahmeseite, weil sie über die Wirtschaftlichkeit entscheidet, und dann die Auflagen der Erlaubnis. Renditezusagen geben wir dabei keine. Wer ein konkretes Angebot prüfen lassen möchte, kann es in einem unverbindlichen Erstgespräch mitbringen.