Auf Seen und Stauseen schwimmen Solarmodule. Das klingt ungewöhnlich, ist aber Realität. In Deutschland gibt es bereits mehrere solcher Anlagen, weltweit laufen Hunderte Megawatt auf Gewässern. Die Technologie hat einen klaren Vorteil: Sie nutzt Flächen, die sonst leer liegen, ohne Land zu versiegeln oder Landwirtschaft zu verdrängen.
Aber Floating-PV ist nicht für jeden und nicht auf jedem Gewässer möglich. Dieser Artikel erklärt, wie die Technologie funktioniert, welche Anlagen in Deutschland laufen, was sie wirtschaftlich leistet und wo die Grenzen liegen.
Das Wichtigste in Kürze:
- Floating-PV-Anlagen schwimmen auf Baggerseen, Tagebaurestseen, Stauseen und Industriegewässern.
- Die größte Anlage Deutschlands befindet sich am Cottbuser Ostsee mit 29 Megawatt installierter Leistung.
- Der Kühleffekt des Wassers kann den Modulertrag leicht steigern – am Philippsee wurden rund 2 Prozent gemessen.
- Genehmigungsverfahren sind komplex: Bau-, Wasser- und Naturschutzrecht greifen gleichzeitig.
- Fraunhofer ISE schätzt das Potenzial in Deutschland auf 1,8 bis 2,5 Gigawatt je nach Ausrichtung.
- Für Privatpersonen ist Floating-PV auf dem Gartenteich unrealistisch – die Technologie richtet sich an Kommunen, Energieversorger und Industriebetriebe.
Wie eine schwimmende Solaranlage aufgebaut ist
Eine Floating-PV-Anlage ist im Kern eine gewöhnliche Photovoltaikanlage – die Solarmodule wandeln Sonnenlicht in Strom um, ein Wechselrichter macht ihn netzkompatibel. Der Unterschied liegt in der Unterkonstruktion.
Die Module ruhen auf einer schwimmenden Plattform aus miteinander verbundenen Pontons. Diese Floats bestehen meist aus Hochleistungskunststoff (HDPE), der witterungsbeständig, UV-stabil und korrosionsfest ist. Die Plattform wird mit Seilen oder Ankern am Gewässergrund oder Uferbereich verankert, damit sie bei Windbelastung nicht abtreibt.
Der Wechselrichter kann auf der schwimmenden Plattform oder an Land installiert werden. Die Kabelführung vom Wasser zum Netz ist eine der technischen Herausforderungen: Die Kabel müssen flexibel genug sein, um den Bewegungen der Plattform zu folgen, und gleichzeitig dauerhaft wasserdicht bleiben.
| Komponente | Material / Ausführung | Besonderheit |
|---|---|---|
| Schwimmkörper (Floats) | HDPE-Kunststoff | UV-stabil, korrosionsfest, recycelbar |
| Modulunterkonstruktion | Aluminium oder Stahl, verzinkt | Beständig gegen Ammoniak und Feuchtigkeit |
| Verankerung | Beton- oder Stahlkonstruktion am Grund | Muss Wasserspiegelschwankungen ausgleichen |
| Kabelführung | Flexible, wasserdichte Spezialkabel | Folgt den Bewegungen der Plattform |
| Wechselrichter | Auf Plattform oder an Land | Auf Plattform: kürzere Kabelwege, aber schwieriger Zugang |
Welche Gewässer geeignet sind
Nicht jedes Gewässer kommt für Floating-PV infrage. Die Eignung hängt von mehreren Faktoren ab: Gewässertyp, Ökologie, Wasserqualität, Netzanschluss und Genehmigungsfähigkeit.
Am besten geeignet sind künstliche oder erheblich veränderte Gewässer:
- Geflutete Tagebaurestseen, vor allem in Brandenburg, Sachsen und Sachsen-Anhalt
- Baggerseen aus dem Kies- und Sandabbau, die gewerblich genutzt werden oder bereits genutzt wurden
- Industrielle Wasserflächen wie Löschwasserteiche oder Klärteiche
- Stauseen mit begrenztem Freizeitnutzungsdruck
Auf natürlichen, ökologisch sensiblen Seen ist Floating-PV rechtlich stark eingeschränkt. Der Naturschutz und das Wasserrecht setzen enge Grenzen. Badeparadiese oder Fischereiseen sind in der Regel keine geeigneten Standorte.
Projekte in Deutschland
Laut einer Auswertung von wetter.de sind in Deutschland rund 21 Megawatt Floating-PV installiert, weitere 62 Megawatt befinden sich in Planung oder Bau (Stand Mai 2025). Einige konkrete Anlagen:
| Standort | Leistung | Gewässertyp | Besonderheit |
|---|---|---|---|
| Cottbuser Ostsee (Brandenburg) | 29 MW | Gefluteter Tagebau | Größte Floating-PV Deutschlands; Sturmschäden in der zweiten Jahreshälfte 2024 verzögerten die Inbetriebnahme; LEAG baut Wellenbrecher nach |
| Philippsee bei Bad Schönborn (Baden-Württemberg) | 14,98 MW | Baggersee | 27.160 Module, Ost-West-Ausrichtung, eingeweiht Oktober 2024; versorgt ein Kieswerk, Überschuss ins Netz |
| Silbersee III (Haltern am See, NRW) | 3,1 MW | Baggersee (Quarzwerke) | Betrieb seit 2022, nach einem Jahr rund 2,7 Millionen kWh erzeugt |
| Baggersee Leimersheim (Rheinland-Pfalz) | ca. 4 MW | Baggersee | Direktstromlieferung an einen Industriebetrieb |
Deutschland liegt im europäischen Vergleich noch zurück. Die Niederlande und Frankreich haben deutlich mehr installierte Leistung. Weltweit führen China, Indien, Japan und Südkorea.
Was Floating-PV leistet und was nicht
Der technische Vorteil von Floating-PV gegenüber Landanlagen liegt im Kühleffekt des Wassers. Solarmodule arbeiten weniger effizient, wenn sie heiß werden. Auf dem Wasser bleibt die Modultemperatur niedriger. Wie groß der Effekt ist, hängt vom Standort ab: Am Philippsee wurden rund 2 Prozent Mehrertrag gegenüber Landanlagen gemessen. In wärmeren Regionen kann der Effekt höher ausfallen.
Ein weiterer Effekt: Die Module beschatten einen Teil der Wasseroberfläche, was die Verdunstung reduziert. In Regionen mit Wasserknappheit kann das ein relevanter Nebeneffekt sein. Bei natürlichen Seen muss dieser Effekt aber gegen mögliche ökologische Auswirkungen auf Licht und Sauerstoffhaushalt abgewogen werden.
| Aspekt | Vorteil / Nachteil | Bemerkung |
|---|---|---|
| Flächennutzung | Vorteil | Keine Konkurrenz mit Landwirtschaft oder Bebauung |
| Modulertrag | Teils Vorteil | Am Philippsee ca. 2 Prozent mehr als Landanlagen; standortabhängig |
| Wasserverdunstung | Teils Vorteil | Reduziert Verdunstung, Auswirkung auf Ökologie prüfen |
| Installationskosten | Nachteil | Teurer als Landanlage wegen Spezialunterkonstruktion |
| Wartungszugang | Nachteil | Erfordert Boot oder schwimmenden Steg |
| Sturmresistenz | Herausforderung | Cottbuser Anlage erlitt Schäden durch Witterung 2024; Wellenbrecher nötig |
| Ökologie | Standortabhängig | Auf künstlichen Gewässern gering, auf natürlichen Seen kritischer |
Genehmigung: Warum Floating-PV aufwendiger ist als Landanlagen
Floating-PV-Projekte erfordern ein komplexeres Genehmigungsverfahren als Freiflächenanlagen. Mindestens drei Rechtsgebiete greifen gleichzeitig:
Das Baurecht verlangt einen Bebauungsplan, der die Wasserfläche als Sondergebiet für Photovoltaik ausweist. Dafür muss zunächst der Flächennutzungsplan der Gemeinde angepasst werden, ein Prozess, der Monate dauern kann.
Das Wasserrecht stellt zusätzliche Anforderungen. Die Anlage darf in der Regel nur einen begrenzten Anteil der Gewässerfläche bedecken und muss einen Uferabstand einhalten. Am Philippsee sind es maximal 15 Prozent der Wasserfläche. Die genauen Vorgaben variieren je nach Bundesland.
Das Naturschutzrecht prüft mögliche Auswirkungen auf Wasserqualität, Sauerstoffhaushalt, Unterwasserpflanzen und Wasservögel. Bei künstlichen Gewässern sind die Anforderungen in der Regel geringer als bei natürlichen Seen.
Wirtschaftlichkeit: Für wen sich Floating-PV rechnet
Floating-PV ist teurer als eine vergleichbare Landanlage. Die Mehrkosten entstehen durch die Spezialunterkonstruktion, die wasserdichte Verkabelung und den aufwendigeren Wartungszugang. Fachleute schätzen die Mehrkosten auf 15 bis 30 Prozent gegenüber einer Freiflächen-PV.
Dieser Aufpreis lässt sich nur dann rechtfertigen, wenn:
- keine vergleichbare Landfläche verfügbar oder genehmigungsfähig ist
- der Flächeneigentümer ohnehin über ein geeignetes Gewässer verfügt
- die Direktstromlieferung an einen nahen Industriebetrieb wirtschaftlich sinnvoll ist
Für Energieversorger, Kommunen und Industriebetriebe mit geeigneten Gewässern kann Floating-PV wirtschaftlich attraktiv sein. Für Privatpersonen ist sie dagegen kein Thema: Genehmigungsaufwand, Mindestgröße und Installationskosten stehen in keinem Verhältnis zum möglichen Ertrag.
Potenzial in Deutschland
Das Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme hat in einer Studie das technische Potenzial von Floating-PV in Deutschland auf 1,8 Gigawatt bei Südausrichtung und 2,5 Gigawatt bei Ost-West-Ausrichtung berechnet. Die größten Potenziale liegen in Sachsen und Baden-Württemberg, wo allein 69 Baggerseen für Floating-PV infrage kämen, was laut Ministerpräsident Kretschmann einem Potenzial von rund 900 Megawatt entspricht.
Deutschland liegt im europäischen Vergleich noch zurück, holt aber seit der rechtlichen Klärung der Rahmenbedingungen spürbar auf. Das Fraunhofer ISE sieht geflutete Baggerseen aus dem Kies- und Sandabbau als besonders geeignete Standorte: Sie sind durch den Abbau bereits verändert, liegen häufig nah an Industrie und Netzanschluss und werden nicht für Landwirtschaft oder Naturschutz benötigt.
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Fazit: Sinnvolle Technologie für den richtigen Standort
Floating-PV funktioniert. Die Anlagen in Deutschland liefern Strom, der Cottbuser Ostsee und der Philippsee zeigen, dass auch größere Projekte realisierbar sind. Die Technologie hat einen klaren Vorteil: Sie erschließt Flächen, die für andere Nutzungen nicht infrage kommen.
Die Grenzen sind aber genauso klar. Genehmigungsverfahren sind aufwendig, Kosten liegen über Landanlagen, und ökologische Auswirkungen müssen je nach Gewässertyp sorgfältig geprüft werden. Für Kommunen, Industriebetriebe und Energieversorger mit geeigneten Wasserflächen ist Floating-PV eine prüfenswerte Option. Für alle anderen ist eine Dach- oder Freiflächenanlage die einfachere und günstigere Wahl.
Dieser Artikel ist redaktionell mit journalistischem Handwerk und etwas KI-Unterstützung erstellt worden.
