Floating Photovoltaik in Deutschland: Potenzial, Projekte und Rechtslage 2026

Solarmodule gehören nicht nur auf Dächer und Freiflächen – sie können auch auf dem Wasser zuverlässig Strom erzeugen. Die sogenannte Floating Photovoltaik (schwimmende Photovoltaik) gilt als eine der spannendsten Zukunftstechnologien der Branche, denn sie nutzt Flächen, die ohnehin ungenutzt brachliegen: Baggerseen, Tagebaufolgegewässer und Speicherbecken. Während geeignete Dach- und Landflächen in Deutschland zunehmend knapp werden, weisen Studien ein gewaltiges Potenzial auf künstlichen Gewässern aus. Das Jahr 2026 könnte zum Schlüsseljahr dieser Technologie werden: In Cottbus geht die bislang größte schwimmende Solaranlage des Landes ans Netz, in Baden-Württemberg entsteht ein Industrieprojekt mit Direktbelieferung, und die Rechtslage ist seit dem EEG 2023 klarer denn je.

Was ist Floating Photovoltaik? Technik und Aufbau erklärt

Floating Photovoltaik bezeichnet Photovoltaik-Kraftwerke, deren Module nicht fest auf Dächern oder am Boden montiert sind, sondern auf Schwimmkörpern, die auf stehenden Gewässern oder auf dem Meer treiben. In Deutschland kommen nach Angaben des Fraunhofer-Instituts für Solare Energysysteme (ISE) vor allem geflutete Tagebauflächen, Kiesgruben und teilweise Stauseen in Betracht. Die Module erzeugen Solarstrom, ohne kostbare Landflächen zu beanspruchen – genau darin liegt ihr zentraler Vorteil in einem Land mit hoher Flächenkonkurrenz.

Schwimmkörper, Verankerung und Elektrotechnik

Der typische Aufbau ist gut erforscht: Eine Floating-PV-Anlage besteht aus einer von Schwimmkörpern getragenen Plattform, auf der die Solarmodule über eine Unterkonstruktion aus Stahl oder Aluminium befestigt sind. Für die Schwimmkörper, sogenannte Floats, wird meist der Hochleistungskunststoff HDPE verwendet. Die Verankerung erfolgt entweder über Beton- oder Stahlkonstruktionen am Gewässergrund oder im Uferbereich; die Wechselrichter können an Land oder direkt auf der schwimmenden Plattform stehen, und auch die Stromkabel werden auf Floats oder am Gewässergrund geführt.

Welche Verankerungstechnik gewählt wird, entscheidet über die Kosten. Ein im September 2026 vom Floating-PV-Spezialisten Nexentury vorgelegtes White Paper zur Technologie in Deutschland bezeichnet die Verankerung an festen Uferstrukturen als günstigste Option, weil Unterwasserarbeiten – der größte Kostentreiber bei schwimmenden Anlagen – weitgehend entfallen. Größere Anlagen werden üblicherweise über Seile und Ketten an Stahlprofilen im Gewässergrund verankert, wofür eine Gewässertiefe von weniger als 60 Metern erforderlich ist. Bei flacheren Gewässern kommen Stahldalben zum Einsatz, die in den Grund eingebracht werden. Zur Auslegung des Ankerkonzepts greifen Planer auf Software zurück, die sich zur Simulation mechanischer Belastungen von Offshore-Anlagen bewährt hat und Wind- sowie Wellenlasten berücksichtigt. Wo Anlagen besonders exponiert sind, schützen vorgelagerte Wellenbrecher, die bei manchen Projekten zugleich als Brutinseln und Raststätten für Vögel dienen. Ab dem Ufer ist eine schwimmende Anlage technisch identisch zu einer an Land errichteten.

Innovation aus Gilching: vertikal montierte Module

Die Technologie entwickelt sich auch konzeptionell weiter. Im Oktober 2025 nahm das Unternehmen Sinn Power auf einem Baggersee in Gilching in Bayern eine 1,87-Megawatt-Anlage in Betrieb, bei der die Module nicht schräg, sondern vertikal montiert sind – nach Unternehmensangaben die weltweit erste schwimmende Photovoltaikanlage dieser Art, wie pv magazine berichtete. Der Betreiber preist ökologische Vorteile der besonderen Bauweise sowie eine hohe Sturmfestigkeit an – ein Argument mit Gewicht, wie die Sturmschäden an der Cottbuser Anlage zeigen. Vertikale Module bieten dem Wind weniger Angriffsfläche und könnten Floating-PV künftig auch für exponierte Standorte interessant machen.

Das Potenzial: Von 21 Megawatt Bestand zur Gigawatt-Größenordnung

Wie groß ist das Potenzial schwimmender Solartechnik in Deutschland wirklich? Die Zahlen der Forschung spannen einen weiten Bogen – je nachdem, wie streng die Annahmen ausfallen. Der Ist-Zustand ist noch bescheiden: Laut einer gemeinsamen Analyse von RWE und dem Fraunhofer ISE waren in Deutschland 21 Megawatt Peak installierte Floating-PV-Leistung in Betrieb, weitere 62 Megawatt Peak befanden sich in Genehmigung oder Konstruktion. Selbst unter strengen technischen, wirtschaftlichen und ökologischen Vorgaben kommt das Forschungsteam auf 1,8 Gigawatt Peak bei Südausrichtung der Module beziehungsweise 2,5 Gigawatt Peak bei Ost-West-Ausrichtung, die auf Deutschlands künstlichen See installiert werden könnten. Das technische Potenzial auf geeigneten Flächen künstlicher Seen beziffert das Fraunhofer ISE in einer aktuellen Studie sogar auf 44 Gigawatt Peak. Das im Herbst 2026 veröffentlichte Nexentury-White Paper nennt für die mehr als 6.000 künstlichen Seen Deutschlands ein Potenzial von rund 15 Gigawatt auf einer Fläche von über 90.000 Hektar.

Die Datenbasis ist solide: Deutschland verfügt über 6.043 künstliche Seen mit einer Größe von mindestens einem Hektar, die gemeinsam über 90.000 Hektar Wasserfläche umfassen. Rund 70 Prozent davon sind Kiesgruben, die meisten dieser Gewässer liegen in Sachsen und Baden-Württemberg. Ende 2024 verzeichnete der EE-Monitor des Helmholtz-Zentrums für Umweltforschung (UFZ) bundesweit 21 Floating-PV-Anlagen mit einer installierten Leistung von rund 34 Megawatt. Weltweit ist die Technologie längst im Gigawatt-Maßstab angekommen: Die installierte Gesamtleistung stieg von etwa 10 Megawatt im Jahr 2014 auf über 7,7 Gigawatt im Jahr 2023, wie der Leitfaden „Floating PV“ des Fraunhofer ISE dokumentiert.

Warum ausgerechnet Baggerseen so gut geeignet sind

Etwa 70 Prozent der potenziellen Wasserflächen sind Kiesgruben – und das ist kein Zufall, sondern ein strukturierter Vorteil. Baggerseen liegen meist direkt neben energieintensiven Betrieben wie Kies- und Betonwerken, die den Solarstrom unmittelbar vor Ort abnehmen können. Zwei reale Projekte beweisen das Modell bereits: In Bad Schönborn fließt der Strom der größten deutschen Anlage in ein Kieswerk am See, in Iffezheim versorgt eine schwimmende Anlage ein Betonsteinwerk per Direktleitung. Zusätzlich zur industriellen Nähe kommt der Flächenvorteil: Es wird kein zusätzlicher Boden versiegelt, Badestrände und Naturschutzgebiete bleiben unberührt. Ähnlich wie bei der Agri-Photovoltaik, die Landwirtschaft und Stromerzeugung verbindet, handelt es sich um eine Doppelnutzung vorhandener Ressourcen – ein Kernprinzip integrierter Photovoltaik.

Die größten Floating-PV-Projekte in Deutschland im Detail

Bad Schönborn: 15 Megawatt auf dem Philippsee

Die bislang größte schwimmende Photovoltaikanlage Deutschlands steht auf dem Philippsee in Bad Schönborn im Kreis Karlsruhe. Mehr als 27.000 Solarmodule mit einer installierten Leistung von 15 Megawatt bedecken dort gut acht Hektar Wasserfläche; schon seit dem 1. August 2024 wird Strom erzeugt. Jährlich sollen rund 16 Millionen Kilowattstunden produziert werden. Der Strom fließt in ein Kieswerk an dem Baggersee, nicht benötigte Energie wird ins öffentliche Netz eingespeist. Bei der Einweihung im Oktober 2024 betonte Ministerpräsident Winfried Kretschmann: „Damit die Energiewende gelingt, müssen wir alle verfügbaren Potenziale ausschöpfen. Dazu gehören auch schwimmende Photovoltaikanlagen“, wie das Land Baden-Württemberg meldete.

Cottbuser Ostsee: 29 MWp nach Sturmschäden kurz vor dem Netzanschluss

Noch einmal deutlich größer fällt das Leuchtturmprojekt im Osten aus: Auf dem Cottbuser Ostsee, dem bislang größten Bergbaufolgesee Deutschlands, errichten die LEAG und der Projektentwickler EP New Energies eine 29-MWp-Anlage. Mehr als 51.000 Solarmodule werden auf rund 1.800 Schwimmkörpern – sogenannten Solarbooten – montiert und an 34 Dalben im Seeboden befestigt. Zur technischen Ausstattung gehören 88 Wechselrichter und acht Trafostationen. Die Anlagenfläche von 16 Hektar macht weniger als ein Prozent der Seefläche aus und bleibt damit weit unter der 15-Prozent-Grenze. Jährlich soll die Anlage rund 29.000 Megawattstunden erzeugen – genug für den Jahresverbrauch von etwa 8.250 Haushalten. Der Weg dorthin war steinig: Ein Sturm im Winter 2024/25 beschädigte die noch neue Anlage schwer, woraufhin LEAG das Konzept überdachte und an den Rändern verstärkte Einzelboote statt Doppelboote einsetzte. Zusätzlich wurde ein Wellenbrecher installiert. Wie rbb24 im Mai 2026 berichtete, soll die Anlage nach aktueller Planung im Spätsommer 2026 ans Netz gehen – dann als größte Floating-PV-Anlage Deutschlands.

Iffezheim: Solarstrom per Direktleitung aus dem Kühlsee

Das dritte Großprojekt zeigt, wie schwimmende Photovoltaik und Industrie zusammenwachsen: Der Energieversorger Erdgas Südwest begann im Februar 2026 mit dem Bau einer 6-Megawatt-Anlage auf dem Kühlsee in Iffezheim in Baden-Württemberg – die bis dato größte schwimmende Photovoltaikanlage des Unternehmens. Die Anlage nutzt rund 3,4 Hektar der Wasserfläche und belegt damit lediglich 3,8 Prozent des Sees. Aus betrieblichen Gründen ist sie elektrisch in zwei Anlagenteile mit 4 MW und 2 MW unterteilt. Besonders spannend ist das Vermarktungsmodell: 4 Megawatt versorgen über eine Direktleitung im Rahmen eines langfristigen Liefervertrags unmittelbar die Kronimus AG Betonsteinwerke. Die übrigen 2 MW hält eine Gesellschaft, an der die Eugen Kühl und Söhne GmbH & Co. KG – Eigentümerin des Kühlsees – und die Stadtwerke Baden-Baden beteiligt sind; dieser Anlagenteil speist ins werkseigene Verteilnetz des Unternehmens ein, wie pv magazine berichtete. Das Projekt ist ein Musterbeispiel dafür, wie Gewässereigentümer, Versorger und Industrie gemeinsam profitieren.

Rechtslage 2026: Wo Floating-PV in Deutschland erlaubt ist

§ 36 WHG: künstliche Gewässer, 15-Prozent-Grenze, 40-Meter-Abstand

Die rechtlichen Leitplanken sind im Wasserhaushaltsgesetz (WHG) festgelegt. Nach § 36 Abs. 3 WHG darf eine Solaranlage nur in und über einem künstlichen oder erheblich veränderten Gewässer errichtet und betrieben werden – etwa Baggerseen oder Hafenanlagen. Selbst dort gelten zwei harte Grenzen: Die Anlage darf höchstens 15 Prozent der Gewässerfläche bedecken, und der Abstand zum Ufer muss – bezogen auf die Linie des Mittelwasserstandes – mindestens 40 Meter betragen. Hinzu kommen die entsprechenden landesrechtlichen Vorschriften. Baurechtlich gelten schwimmende Anlagen wegen ihrer dauerhaften Verankerung und Kabelanbindung als bauliche Anlagen; im Außenbereich spricht nach Einschätzung des Kompetenzzentrums Naturschutz und Energiewende (KNE) vieles dafür, dass – wie bei Freiflächenanlagen an Land – ein Bebauungsplan erforderlich wird. Die 15-Prozent-Grenze ist dabei nicht in Stein gemeißelt, aber belastbar: Sie basiert laut KNE auf bislang ungeklärten ökologischen Auswirkungen, und die RWE-und-Fraunhofer-Analyse zeigt, dass eine Lockerung deutlich mehr Gewässerfläche für den Solarausbau erschließen würde. Wer ein großes Vorhaben plant, sollte zudem die Planung und Genehmigung großer PV-Anlagen frühzeitig mit allen Behörden abstimmen.

Förderfähigkeit nach dem EEG 2023

Förderrechtlich ist die Frage geklärt: Schwimmende PV-Anlagen sind nach Auskunft der Clearingstelle EEG|KWKG grundsätzlich als bauliche Anlage förderfähig, wenn die Vergütungs- und Fördervoraussetzungen der jeweils maßgeblichen EEG-Fassung erfüllt sind. Ob die Anlage auf dem Festland oder auf einem deutschen Binnengewässer errichtet wird, ist für die Anwendbarkeit des EEG ohne Bedeutung. Seit Inkrafttreten des EEG 2023 existiert mit der Floating-PV sogar ein eigener Fördertatbestand. Für Anlagenkombinationen – etwa schwimmende PV mit Batteriespeicher – besteht zudem seit dem EEG 2021 die Möglichkeit der Teilnahme an Innovationsausschreibungen.

Wirtschaftlichkeit: Chancen für Unternehmen, Kommunen und Gewässereigentümer

Die größten Kostentreiber und wie Planer sie senken

Ob ein Floating-PV-Projekt wirtschaftlich ist, entscheidet sich in der Planung. Laut Nexentury-White Paper ergeben sich für gut geplante Projekte aus höheren Energieerträgen, eingesparten Flächenkosten und der Mitnutzung bestehender Infrastruktur attraktive Renditeprofile. Die Kostenseite wird vom Verankerungskonzept dominiert: Unterwasserarbeiten sind der größte Kostentreiber, weshalb die Verankerung an Uferstrukturen wo immer möglich die günstigere Alternative ist. Modulare Bootssysteme nach dem Katamaranprinzip lassen sich beliebig erweitern und erzeugen mit wachsender Anlagengröße Skaleneffekte. Entscheidend für die Wirtschaftlichkeit sind zudem die Wahl des Vermarktungsmodells, die Nutzung des erzeugten Stroms und die Einbindung bestehender Infrastruktur – eine frühzeitige Betrachtung dieser Faktoren schafft die Grundlage für eine belastbare Investitionsentscheidung.

Direktlieferung und Batteriespeicher als Erfolgsmodelle

Die Praxisprojekte zeigen zwei Wege, die schwimmende Anlagen besonders attraktiv machen. Der erste ist die Direktversorgung: Sowohl in Bad Schönborn (Kieswerk) als auch in Iffezheim (Betonsteinwerk) beliefert die Anlage einen industriellen Abnehmer direkt am Gewässer – ohne lange Netzfahrten und mit planbaren Stromkosten für den Abnehmer. Das ist vor allem für energieintensive Unternehmen interessant, wie der Beitrag Gewerbe-Solar 2026 im Detail darstellt. Der zweite Weg ist die Kombination mit Batteriespeichern: Das volle Potenzial entfalte Floating PV laut White Paper in Verbindung mit Speichern, die den erzeugten Strom planbar und flexibel nutzbar machen. Für Eigentümer von Baggerseen und Speicherbecken eröffnet die Technologie schließlich eine zusätzliche Einnahmequelle aus bislang ungenutzten Wasserflächen – vergleichbar mit dem Prinzip der Dachverpachtung für Photovoltaik, bei der Flächeneigentümer ihre Ressource verpachten, ohne selbst zu investieren.

Ökologie: Was die Forschung über schwimmende Solaranlagen weiß

Langzeitdaten fehlen – BfN-Forschung läuft bis 2028

Weil in Deutschland bisher nur wenige Anlagen errichtet wurden, existieren noch keine Langzeitstudien über die Auswirkungen schwimmender PV-Module auf Gewässerökosysteme. Die Wirkungen müssen laut KNE immer projektbezogen abgeschätzt werden – abhängig vom verbauten Material, der Größe, der Anlagengestaltung, dem Anteil der überdeckten Wasserfläche und der ökologischen Empfindlichkeit des Gewässers. Genau hier setzt die Forschung an: Im Vorhaben „BfN FPV TVH2“ (Laufzeit August 2024 bis August 2028) werden an Seen in Deutschland und den Niederlanden empirische Vorher-Nachher-Vergleiche und Feldstudien zu Gewässerqualität, Plankton, Sediment, Strahlung, Licht, Wind, Vögeln, Fledermäusen und aquatischen Makrophyten durchgeführt. Bis die Ergebnisse vorliegen, wirken die 15-Prozent- und 40-Meter-Vorgaben des WHG als Vorsorgeprinzip. Positive Nebeneffekte sind gleichwohl dokumentiert: Die Wellenbrecher mancher Anlagen dienen als Brutinseln und Raststätten für Vögel, darunter bieten Gitterkörbe Fischen und Amphibien Lebensraum.

Fazit: Floating Photovoltaik ist in Deutschland angekommen

Schwimmende Solartechnik ist 2026 keine Zukunftsmusik mehr, sondern Realität mit Wachstumsschub. Der Bestand von einst 21 Megawatt wächst mit Bad Schönborn (15 MW), Gilching (1,87 MW), Iffezheim (6 MW) und Cottbus (29 MWp) rasant, und die Projektpipeline reicht von 62 Megawatt in Genehmigung bis zum theoretischen Gesamtpotenzial von 44 Gigawatt Peak auf künstlichen Seen. Die Rechtslage ist verlässlich, aber streng gefasst: künstliche Gewässer, maximal 15 Prozent Belegung, 40 Meter Uferabstand – dafür existiert mit dem EEG 2023 ein eigener Fördertatbestand. Wirtschaftlich überzeugen vor allem zwei Modelle: die Direktversorgung von Industrie am Ufer und die Kombination mit Batteriespeichern. Für Unternehmen, Stadtwerke, Kommunen und Eigentümer von Baggerseen ist Floating PV damit eine der spannendsten Chancen der kommenden Jahre – flankiert von ökologischer Begleitforschung, die bis 2028 belastbare Daten liefern wird. Wer die Entwicklung der Branche insgesamt verfolgen möchte, findet im Beitrag Photovoltaik Zukunftstrends 2026 den passenden Überblick – und in innovative Solar-Technologien die Technologien, die auf dem Wasser bereits morgen zum Einsatz kommen könnten.

Quellen und weiterführende Informationen

• Fraunhofer ISE: „Deutschland hat großes Potenzial für Schwimmende Photovoltaik“ (Presseinformation, Juli 2024)
• Fraunhofer ISE: Leitfaden „Floating PV: Nachhaltige Energieerzeugung auf dem Wasser“
• Clearingstelle EEG|KWKG: Sind Floating-PV-Anlagen vergütungsfähig?
• KNE: Fragen und Antworten zu schwimmenden Solaranlagen
• LEAG: Montage Deutschlands größter Floating-PV-Anlage beginnt
• rbb24: Solaranlage auf Cottbuser Ostsee soll ab Spätsommer am Netz sein
• pv magazine: Erdgas Südwest baut schwimmende Photovoltaik-Anlage zur Direktversorgung eines Betonsteinwerks
• Solarserver: White Paper zu Floating PV: 15 Gigawatt Potenzial in Deutschland