Solarparks auf Brachland: Warum das Modell jetzt boomt

Viele Kommunen und Projektentwickler stehen derzeit vor der Frage, wie zusätzlicher Flächenbedarf für Photovoltaik konfliktarm gedeckt werden kann. Dafür rückt die Nutzung von Brachflächen, stillgelegten Industriearealen, ehemaligen Deponien oder Tagebauen in den Fokus. Diese Flächen sind oft nicht mehr für Wohn- oder Ackerbau geeignet, haben aber bereits eine Erschließung per Straße und manchmal einen Anschluss ans Verteilnetz. Für Gemeinden können Solarparks auf Brachland daher Einnahmen und niedrigere Stromkosten bringen, ohne fruchtbares Land zu belegen. Gleichzeitig müssen technische Details wie Setzungen, Abdichtungen bei Deponien und die Lage zum nächsten Umspannwerk früh geprüft werden, weil sie über Machbarkeit und Wirtschaftlichkeit entscheiden.

Der Begriff Brachland umfasst verschiedene Flächentypen: stillgelegte Industrieareale, Renaturierungsflächen, Deponien, Kiesgruben und Parkplätze. In der Praxis unterscheiden Planer zwischen versiegelten Flächen, die statisch stabil sind, und Flächen mit Risiko für Setzungen oder Schadstofffreisetzung. Technisch ändert sich die Auslegung der PV‑Anlage je nach Untergrund.

Auf Deponien ist zum Beispiel die Integrität der Oberflächenabdichtung zentral. Viele Leitfäden empfehlen einen Mindestabstand von rund 0,5 m zur Abdichtung und möglichst nicht durchdringende Fundamente. Deshalb werden bei Deponien oft ballastierte Aufständerungen oder oberflächengebundene Plattenfundamente eingesetzt. Schraubanker oder spezielle Rammprofile sind möglich, wenn die Schichtdicke und die Abdichtung es erlauben; Pfahlgründungen gelten als letzter Ausweg und erfordern strenge Prüfungen.

“Erhalt der Kap‑Integrität hat Vorrang: Planung und Monitoring müssen Setzungen, Gas‑ und Sickerwassermessung einschließen.”

Bei Industriebrache oder Kiesgruben ist das Problem meist die Flächensubstanz und der Zugang zum Netz. Flächen in der Nähe von Umspannwerken reduzieren die Kosten für Netzanschluss erheblich. Hier hilft ein frühes Grid‑Screening: die Distanz zur nächsten Trafostation, vorhandene Leitungsreserve und mögliche Verstärkungsarbeiten sind Schlüsselfaktoren für die Wirtschaftlichkeitsrechnung.

Wenn Zahlen helfen, dann diese: Deutschland verzeichnete 2023 einen Netto‑Zubau von rund 14,3 GWp an Photovoltaik; frühere Bestandsauswertungen sprechen von etwa 32.000 ha belegter Freiflächenanlagen bis Ende 2021, ein signifikanter Anteil davon auf Konversionsflächen. Solche Größenordnungen zeigen, warum die Priorisierung vorbelasteter Flächen politisch Sinn macht.

Wenn komplexe technische Fragen auftauchen, ist die Abfolge wichtig: zunächst Umwelt‑ und Cap‑Review (bei Deponien), parallel Grid‑Screening, danach geotechnische Untersuchung und ein Konzept für nicht‑penetrative Fundationen und Monitoring.

In realen Projekten beginnt die Entwicklung meist mit einem Dialog zwischen Kommune, Eigentümer und Netzbetreiber. Ein typischer Ablauf: Flächensichtung, Umweltprüfung (insbesondere bei Deponien), Interconnection‑Anfrage beim Netzbetreiber und Wirtschaftlichkeits‑Screening. Frühzeitige Bürgerbeteiligung verringert Konflikte und erhöht die Akzeptanz.

Ein einfaches Beispiel: Auf einer ehemaligen Industriebrache führt die Nähe zur Straße und eine vorhandene Zufahrt zu geringeren Erschließungskosten. Liegt die Fläche zudem in der Nähe einer Mittelspannungsleitung, reduziert sich die Netzanschlussrechnung deutlich. Pachtverträge bringen Gemeinden regelmäßige Einnahmen; Projektentwickler kalkulieren mit Power‑Purchase‑Agreements (PPA) oder Direktvermarktung.

Bei Deponien kommt zusätzlich ein Plan für Überwachung und Rückbaupflichten dazu. Vor und nach dem Bau sind Messungen zur Setzung, zu Gasemissionen und zu Sickerwasser vorgeschrieben. Technisch bewähren sich ballastierte Systeme oder oberflächenverlegte Platten, die die Abdichtung schonen. Bei größeren Projekten entsteht zudem häufig der Wunsch nach Batteriespeichern, um die Eigenversorgung zu erhöhen oder Netzservices zu liefern.

Finanziell hängt vieles vom Netzanschluss ab: Sind Leitungen zu verstärken oder müssen Entfernung und Ausbau der Trafostation bezahlt werden, steigen die Investitionskosten schnell. Deshalb ist die Interconnection‑Phase in vielen Projekten die entscheidende Hürde. Viele Leitfäden empfehlen, Netzfragen und Umweltprüfungen parallel zu bearbeiten, um Zeit zu sparen und Fehlinvestitionen zu vermeiden.

Die Chancen sind vielfältig: Kommunen erhalten Pachteinnahmen, brachliegende Areale werden revitalisiert, lokale Wertschöpfung entsteht durch Bau und Betrieb, und die Flächenkonkurrenz mit Landwirtschaft nimmt ab. Zusätzlich kann Photovoltaik auf vorbelasteten Flächen Teil einer kommunalen Energieversorgung werden und dazu beitragen, lokale Klimaziele zu erreichen.

Risiken bestehen auf mehreren Ebenen. Ökologisch können lokal relevante Biotope betroffen sein. Deshalb sind Schutzrandstreifen und Biodiversitätsmaßnahmen wichtige Instrumente. Auf Deponien besteht die Gefahr, dass Abdichtungen beschädigt oder Messstellen unzugänglich werden. Technisch sind Setzungen und frühe Erschütterungen beim Bau relevant; vertragliche Regelungen für Monitoring und Rückbau sind daher üblich.

Ökonomisch besteht das Risiko, dass Netzanschlusskosten oder lange Genehmigungsverfahren Renditen schmälern. Außerdem kann es lokale Ablehnung geben, wenn Projekte als intransparent wahrgenommen werden. Praxisnahe Empfehlungen lauten: transparente Beteiligung, verbindliche Überwachung, feste Rückbauklauseln und Kompensationsleistungen für Naturflächen.

Ein weiterer Spannungsfall ist die Frage der Flächennutzung: Während Brachflächen zu bevorzugen sind, eröffnen sich auch andere Optionen wie Agri‑PV oder Floating‑PV. Agri‑PV erlaubt Doppel­nutzung von landwirtschaftlicher Fläche und PV, ist aber teurer und technisch anspruchsvoller. Floating‑PV bietet Potenzial auf Gewässern, erfordert aber spezielle Umweltprüfungen.

Die Skalierung von Solarparks auf Brachland hängt stark an drei Stellschrauben: Netzkapazität, Speicherintegration und rechtliche Rahmenbedingungen. Ohne zusätzliche Netzverstärkung bleibt in vielen Regionen die Anschlussfähigkeit begrenzt. Hier sind koordinierte Planungen zwischen Ländern, Netzbetreibern und Kommunen nötig, damit Schnittstellenprobleme früh gelöst werden.

Batteriespeicher werden künftig eine größere Rolle spielen, weil sie helfen, volatile Einspeisung zu glätten und Netzdienstleistungen anzubieten. In Projektrechnungen können Speicher den Puffer für Spitzen und Regelenergie liefern; sie erhöhen aber auch die Kapitalbindung. Ob sich Speicher lohnt, entscheidet oft das lokale Marktumfeld und die Vergütungsstruktur für Netzdienstleistungen.

Politisch kann eine “brownfield‑first” Strategie den Flächendruck mindern. In Deutschland zeigen Studien und Institute, dass Konversionsflächen einen großen Teil des kurzfristigen Flächenbedarfs decken können. Entscheidend ist ein verbindlicher Planungsrahmen, koordinierte Regionalszenarien und ein verbessertes Flächendaten‑Monitoring, zum Beispiel ein bundesweites Dashboard, das belegte Flächenkategorien aus Registrierenden Quellsystemen zusammenführt.

Für Bürgerinnen und Gemeinden bedeutet das: genaue Prüfungen, transparente Verträge und ein klares Monitoring‑Versprechen seitens der Projektträger. Für Investoren heißt es, Grid‑Risiken früh zu bewerten und Fördermechanismen für brownfield‑Projekte zu nutzen. Zusammengenommen bieten diese Schritte einen praktikablen Weg, um die Nutzung von Brachflächen dauerhaft und konfliktarm zu skalieren.

Solarparks auf Brachland sind aktuell aus guten Gründen im Aufwind: Sie verringern Nutzungskonflikte, nutzen vorhandene Infrastruktur und können wirtschaftlich attraktiv sein, wenn Netzanschluss und Umweltrisiken früh berücksichtigt werden. Technisch erfordern vorbelastete Flächen oft angepasste Fundamente, Monitoring und klare Rückbauverträge. Politisch und planerisch sind verbindliche Priorisierungen für Konversionsflächen sowie bessere Flächendaten zentrale Hebel, damit das Modell langfristig trägt und zugleich Naturschutz und lokale Interessen respektiert bleiben.