Kurzantwort
Frankreichs veröffentlichte PPE3 nennt 48 GW PV für 2030 und 55 bis 80 GW für 2035 im Festlandplan. Förderzugang, Eigenverbrauch, Netzanschluss und Steuerbedingungen sind projektbezogen zu prüfen. Eine CRE-Stellungnahme zu einer vorgeschlagenen S21-Änderung bestätigt allein noch keine wirksame neue Tarifregel.
Frankreichs Solarpolitik 2026 verbindet nationale Energieplanung mit unterschiedlichen Förder- und Anschlussverfahren. Die veröffentlichte PPE3 nennt für das Festland 48 GW Photovoltaik im Jahr 2030 und 55 bis 80 GW im Jahr 2035. Für ein konkretes Projekt entscheiden jedoch Fördersegment, Standort, Netzanschluss und Vertragsbedingungen. Ein nationales Ausbauziel ist keine individuelle Vergütungszusage.
Quelle: PPE3, veröffentlicht am 13. Februar 2026, Zusammenfassung auf Seite 9. Quellenstand dieses Leitfadens: 11. Oktober 2026. Der Artikel richtet sich an deutschsprachige Planer und Projektentwickler in Frankreich. SurgePV ist Anbieter von PV-Planungssoftware; der Leitfaden ersetzt keine französische Rechts-, Steuer- oder Netzanschlussberatung.
PPE3: Beschlossene Planung von früheren Entwürfen trennen
Das französische Ministerium bestätigt die Veröffentlichung der dritten Programmation pluriannuelle de l’énergie am 13. Februar 2026 für den Zeitraum 2026 bis 2035. Die Festland-PPE und die mit den jeweiligen Gebietskörperschaften erarbeiteten Planungen der nicht mit dem Festlandnetz verbundenen Zonen sind zu unterscheiden. Quelle: Ministerium, Übersicht der PPE, aktualisiert am 13. Februar 2026.
Die folgende Tabelle gibt Planungswerte wieder. Sie zeigt keine garantierte spätere Installation und keine individuelle Förderberechtigung.
| Kennzahl | Veröffentlichte PPE3-Angabe | Einordnung |
|---|---|---|
| PV-Leistung 2030 | 48 GW | Zielwert des Festlandplans |
| PV-Leistung 2035 | 55 bis 80 GW | Planungskorridor, keine bereits errichtete Leistung |
| Öffentlich unterstützte PV-Kapazität bis einschließlich 2028 | Höchstens 2,9 GW pro Jahr | Grenze für zu vergebende bzw. zu kontrahierende Förderung, nicht für jede tatsächliche Neuinstallation |
Quelle: PPE3, Seiten 9 und 99 bis 100. Die Planung sieht für die spätere Entwicklung Anpassungen anhand des Stromverbrauchs und der Flexibilität vor. Verwenden Sie den veröffentlichten Plan, wenn Sie eine Projektstrategie begründen, und kennzeichnen Sie politische Vorschläge als solche.
Für Planer ist außerdem die Bezugsgröße wichtig. Nennleistung in GW beschreibt den Anlagenbestand oder ein Ausbauziel. Stromerzeugung in TWh beschreibt Energie über einen Zeitraum. Ein Kapazitätsziel lässt sich ohne Ertragsmodell und passende Systemgrenze nicht in jährliche Erlöse umrechnen.
Den tatsächlichen Anlagenbestand mit passendem Datenstand lesen
Der französische Statistikdienst SDES nennt in seiner Veröffentlichung zum ersten Quartal 2026 einen nationalen PV-Anlagenbestand von 33,0 GW zum 31. März 2026, davon 32,1 GW im französischen Festland ohne Korsika. Im Quartal wurden 1,5 GW neu angeschlossen. Diese ersten Quartalsergebnisse sind vorläufig. Quelle: SDES, Statinfo solaire photovoltaïque, mit Korrekturhinweis vom 3. Juli 2026, geprüft am 11. Oktober 2026.
Die Abgrenzung ist für den Vergleich entscheidend: Der nationale Gesamtwert umfasst mehr Gebiete als der Festlandplan. Zudem wurden frühere Quartale wegen Doppelzählungen korrigiert. Mischen Sie daher nicht ungeprüft einen alten Marktbericht, einen aktuellen Plan und einen nationalen Gesamtwert in dieselbe Wachstumsrechnung.
Ein publizierter Marktbestand ist auch kein Ertragsmaß für ein einzelnes Dach. Dafür brauchen Sie den Standort, Wetterdaten, Modulbelegung, Verschattung und das Betriebsmodell. Nationale Ausbaudaten helfen bei der Marktbeobachtung; sie ersetzen keine projektspezifische technische Untersuchung.
Den passenden Förderweg vor der Kalkulation bestimmen
Für einen Förderantrag müssen Projektart und Verfahren zusammenpassen. Bezeichnen Sie dabei eindeutig, ob es um einen Tarifzugang, eine wettbewerbliche Ausschreibung oder einen eigenständig vereinbarten Stromverkauf geht. Die historische Bezeichnung „S21“ allein legt den heutigen Anspruch eines neuen Projekts nicht fest.
Die CRE veröffentlichte 2025 ein vereinfachtes Ausschreibungsverfahren, appel d’offres simplifié (AOS), für das Gebäudesegment und Überdachungen über 100 und unter 500 kWc. Die Veröffentlichung der CRE zum AOS beschreibt den Ersatz des früheren Tarifzugangs für das betreffende Segment. Die genaue Grenzbehandlung, Übergangsregeln und aktuelle Runde sind anhand des gültigen Pflichtenhefts zu prüfen. Quellenstand: 11. Oktober 2026.
| Projektfrage | Passender Prüfpunkt | Primärquelle |
|---|---|---|
| Gebäude- oder Überdachungsanlage mit möglichem Tarifzugang | Bauform, Leistungssegment und geltende Fassung des Tariftexts | CRE-FAQ zur PV-Förderung |
| Projekt im vereinfachten Gebäudesegment | Aktuelles AOS-Pflichtenheft und Runde | CRE-Ausschreibungsportal |
| Größere Dach- oder Freiflächenanlage | Einschlägige Ausschreibung, Unterlagen und Abrechnung | CRE-Ausschreibungsportal |
| Projekt in einer ZNI | Gebietsspezifischer Tarif oder Wettbewerb statt Festlandannahme | CRE-FAQ mit S21- und S24-Unterscheidung |
| Eigenverbrauchsprojekt | Verbrauch, Überschuss, Messung und Anschluss getrennt prüfen | Service Public zu PV-Anlagen |
Diese Tabelle ist eine Orientierung für die Unterlagenprüfung. Sie ist keine verbindliche Zuordnung aller Projektgrößen. Lesen Sie für ein konkretes Gebot die veröffentlichte Fassung der betreffenden Runde einschließlich Änderungen und Fragen-Antworten-Dokumenten.
Eine Stellungnahme ist noch keine neue Vergütungsregel
Die CRE veröffentlichte am 21. Mai 2026 ihre Stellungnahme zu einem Entwurf zur Änderung des S21-Rahmens. Darin werden unter anderem eine Abschaffung bestimmter Förderelemente und ein einheitlicher Überschusstarif von 11 EUR/MWh vorgeschlagen. Quelle: CRE-Stellungnahme zum S21-Entwurf.
Diese Veröffentlichung belegt den Vorschlag, nicht dessen späteres Inkrafttreten. Der abschließende Rechtsstand dieses Vorschlags und ein für neue Projekte am heutigen Quellenstand gültiger universeller Tarif wurden für diesen Leitfaden nicht bestätigt. Setzen Sie den vorgeschlagenen Wert deshalb nicht als feststehenden Erlös in ein Kundenangebot ein. Prüfen Sie die veröffentlichte rechtswirksame Fassung und ihre Übergangsregeln bei der zuständigen Stelle.
Welcher Zeitpunkt die anfänglichen Bedingungen bestimmt
Nach der CRE-FAQ hängt der anfängliche Tarif für die dort beschriebenen tarifgestützten Projekte vom Quartal der vollständigen Netzanschlussanfrage, demande complète de raccordement (DCR), ab. Die FAQ unterscheidet Festland und ZNI sowie unterschiedliche Quartalsabgrenzungen. Vertragsunterzeichnung und Inbetriebnahme sind keine austauschbaren Tarifstichtage.
Speichern Sie deshalb den Nachweis zur vollständigen Anfrage und die einschlägige Tarifveröffentlichung zusammen. Wenn ein Projekt geändert wird, muss geprüft werden, welche Auswirkungen die Änderung auf seinen Förderstatus hat. Eine frühere Tarifzusage für ein anderes Projekt ist dafür kein Beleg.
Eigenverbrauch: Erzeugung, Direktnutzung und Export unterscheiden
Beim individuellen Eigenverbrauch deckt vor Ort genutzter PV-Strom einen Teil des Bedarfs. Exportierter Überschuss ist ein anderer Energiefluss und braucht seine eigene Bewertung. Eine Eigenverbrauchsquote beschreibt, welcher Anteil der Erzeugung selbst genutzt wird; sie ist nicht der Anteil des gesamten Verbrauchs, den die Anlage deckt.
Für die Rechnung sollten zeitlich passende Last- und Erzeugungsdaten verwendet werden. Ein Betrieb mit hoher Mittagslast kann ein anderes Ergebnis erhalten als ein Wohngebäude mit Verbrauchsschwerpunkt am Abend. Ein Jahresgesamtverbrauch allein belegt die zeitliche Direktnutzung nicht. Speicherannahmen brauchen zusätzlich Ladeverluste, nutzbare Kapazität und ein nachvollziehbares Betriebsmodell.
Der Service-Public-Leitfaden zu PV unterscheidet die Varianten, darunter Eigenverbrauch ohne Einspeisung und Eigenverbrauch mit Überschussverkauf. Prüfen Sie die zur Variante passenden Anschlussunterlagen. Eigenverbrauch bedeutet weder automatisch kostenlosen Netzbetrieb noch garantierte Stromkostenersparnis in einer bestimmten Höhe.
Kollektiver Eigenverbrauch benötigt eine organisierte Abrechnung
Enedis beschreibt für die dargestellte Form des erweiterten kollektiven Eigenverbrauchs einen üblichen Abstand von höchstens 2 km zwischen den am weitesten entfernten Teilnehmern, einen gemeinsamen Verteilnetzbetreiber und eine kumulierte Erzeugungsleistung von höchstens 5 MW. Die Beteiligten sind über eine Personne Morale Organisatrice (PMO) organisiert. Quelle: Enedis, Voraussetzungen des kollektiven Eigenverbrauchs, geprüft am 11. Oktober 2026.
Prüfen Sie für Ausnahmen und den konkreten Standort die geltenden Bestimmungen mit dem Netzbetreiber. Der Ansatz ist keine pauschale Erlaubnis, beliebige Anlagen und Verbraucher zu einem privaten Inselnetz zusammenzuschließen. Verteilungsschlüssel, Messung, Teilnehmerwechsel und verbleibender Bezug sollten in der Projektorganisation geklärt sein.
Qualitative Arbeitsschritte; Förderzugang und Netzanschluss bleiben eigenständige Prüfungen.
- Gebiet und Projekt bestimmen
Festland oder ZNI, Bauform, Leistung, Betreiber und Eigenverbrauch erfassen.
- Gültiges Verfahren wählen
Tariftext oder Pflichtenheft mit Datum und Projektgrenzen dokumentieren.
- Anschluss und Nachweise klären
Vollständige Anfrage, Messkonzept, Genehmigungen und Zuständigkeiten prüfen.
- Energie und Erlöse modellieren
Direktnutzung, Export, Betriebskosten und Vertragsrisiken getrennt rechnen.
Redaktionelle Prüfreihenfolge aus den verlinkten CRE-, Enedis- und Ministeriumsunterlagen
Kein behördliches Verfahren, keine Förderzusage und kein Nachweis der Genehmigungsfähigkeit.
Umsatzsteuer: 5,5 % gelten nur bei erfüllten Voraussetzungen
Die französische Steuerverwaltung erläutert in der BOFiP-Fassung vom 10. Juni 2026 einen reduzierten Satz von 5,5 % für bestimmte Lieferungen und Installationen von PV-Ausrüstung in Wohngebäuden bis 9 kWc. Die Regel gilt seit 1. Oktober 2025. Technische Kriterien und geeignetes Energiemanagement sind Voraussetzungen. Quelle: BOFiP zu PV-Lieferung und Installation.
Die Verwaltung stellt auch klar, dass Batterie und PV steuerlich nicht automatisch dieselbe Leistung zum reduzierten Satz bilden. Lassen Sie daher die konkrete Angebots- und Rechnungsstruktur prüfen. Ein allgemeiner Satz „PV mit Speicher kostet nur 5,5 % TVA“ ist für die Steuerberechnung unzureichend.
Für eine Investitionsprämie brauchen Sie zusätzlich deren eigene Förderbedingungen. Steuerliche Entlastung, Zuschuss und Exporterlös sind unterschiedliche Zahlungen; keines dieser Instrumente beweist die Berechtigung für ein anderes. Dokumentieren Sie Kostenbasis und Auszahlung, statt einen alten Prämienbetrag als jährlich wiederkehrenden Ertrag anzusetzen.
Carports, Freiflächen und Landwirtschaft: Anforderungen am Standort prüfen
Für bestimmte bestehende Außenparkplätze beschreibt Service Public eine Pflicht zur Ausstattung mit erneuerbare Energie erzeugenden Überdachungen auf mindestens der Hälfte der Fläche. Im Festland, in Guadeloupe und Martinique liegt der relevante Größenmaßstab bei mehr als 1.500 m², nicht bei einer pauschalen Anzahl von Stellplätzen. Die territoriale Zuordnung und Ausnahmen sind wichtig. Quelle: Service Public Entreprendre, bestehende Parkplätze, geprüft am 11. Oktober 2026.
Für die in der Quelle erläuterten sonstigen Parkplätze liegt der Grundtermin bei 1. Juli 2026 ab 10.000 m² und bei 1. Juli 2028 für das kleinere erfasste Segment. Konzessionen, Ausnahmen und Verlängerungen benötigen eine gesonderte Prüfung. Prüfen Sie außerdem, ob es um einen bestehenden Parkplatz oder Neubau bzw. größere Renovierung geht; diese Fälle dürfen nicht vermischt werden.
Bei Freiflächenanlagen bestimmen Leistung, Bauhöhe und Schutzstatus die Art der erforderlichen baurechtlichen Genehmigung. Das beschreibt Service Public zu bodennahen PV und Überdachungen, geprüft am 11. Oktober 2026. Eine politische Beschleunigungszone sollte daher nicht als Ersatz für die konkrete Standort- und Genehmigungsprüfung behandelt werden.
Bei landwirtschaftlichen Projekten muss geklärt werden, ob die Anlage rechtlich als Agrivoltaik eingeordnet wird oder unter andere Regeln für PV auf landwirtschaftlichen Flächen fällt. Eine Beweidung oder erhöhte Montage allein bestätigt diese Einordnung nicht. Beziehen Sie die zuständigen Landwirtschafts- und Genehmigungsstellen früh ein und prüfen Sie die einschlägigen Anforderungen, statt einen pauschalen Prozentsatz landwirtschaftlicher Leistung zu versprechen.
Inselnetze und echte Inselanlagen sauber auseinanderhalten
Eine zone non interconnectée (ZNI) besitzt ein Stromsystem, das nicht mit dem französischen Festlandnetz verbunden ist. Eine PV-Anlage kann darin trotzdem an das örtliche öffentliche Netz angeschlossen sein. „ZNI“ und „Off-Grid“ bezeichnen deshalb unterschiedliche Dinge. Die Ministeriumsübersicht zu den PPE erklärt die besonderen territorialen Planungen; die CRE-FAQ unterscheidet Festland- und ZNI-Tarifrahmen.
Eine echte Inselanlage versorgt dagegen Lasten ohne Verbindung zu einem öffentlichen Stromnetz. Ihr Planungsziel umfasst die Versorgung zu den benötigten Zeiten. Jahresertrag allein reicht dafür nicht: Lastspitzen, Batteriebetrieb, Schlechtwetterperioden und eine gegebenenfalls erforderliche Zusatzversorgung müssen zum Betrieb passen.
Für netzgekoppelte Anlagen in einer ZNI klären Sie die örtlichen Anschluss- und Betriebsanforderungen. Für ein isoliertes Grundstück vergleichen Sie belastbare Angebote für Anschluss und autonome Versorgung. Pauschale Inselstrompreise oder Kosten je Kilometer Netzverlängerung ersetzen diesen Vergleich nicht. In beiden Fällen bleiben Genehmigung, Sicherheit und fachgerechte Auslegung gesonderte Aufgaben.
Ein wirtschaftliches Beispiel ohne erfundene Förderung
Dieses Beispiel verwendet frei gewählte Annahmen für ein gewerbliches Dach. Die Werte sind weder ein französischer Marktbenchmark noch ein bestätigter S21-Tarif. Die Rechnung zeigt, wie Direktnutzung und Überschussverkauf getrennt zum Jahresnutzen beitragen.
Welche vereinfachte Jahresbilanz ergibt sich aus 420.000 kWh angenommener Erzeugung, 70 % Direktnutzung und ausdrücklich angenommenen Preisen?
| Größe | Symbol | Wert | Einheit | Quelle oder Annahme |
|---|---|---|---|---|
| Jahreserzeugung | E | 420.000 | kWh/Jahr | Frei gewählte Annahme, kein Standortmodell |
| Eigenverbrauchsanteil | f | 70 | % | Frei gewählte Annahme |
| Vermiedener variabler Bezugspreis | p_buy | 0,18 | EUR/kWh | Frei gewählte Annahme |
| Exportpreis | p_sell | 0,04 | EUR/kWh | Frei gewählte Annahme, kein zugesagter Tarif |
| Betriebskosten | O | 6.000 | EUR/Jahr | Frei gewählte Annahme |
- Formel
- E_self = E × f; E_export = E − E_self; B = E_self × p_buy + E_export × p_sell − O
- Berechnung
- E_self = 294.000 kWh/Jahr; E_export = 126.000 kWh/Jahr; B = 52.920 + 5.040 − 6.000 = 51.960 EUR/Jahr
- Ergebnis
- 51.960 EUR/Jahr vor Finanzierung und Steuern im konstanten hypothetischen Beispiel
- Einordnung
- Der Wert der Direktnutzung und der Erlös des Exports werden separat gerechnet. Ein höherer jährlicher Ertrag sagt noch nicht, welche Energie tatsächlich am Standort genutzt wird.
- Annahmen und Grenzen
- Keine echte Anlage, keine Strompreis- oder Förderprognose. Lastprofil, Messgrenzen und Verluste müssen im echten Projekt belegt sein. Finanzierung, Steuern, Degradation, Ersatzkosten und Abzinsung fehlen; eine Rendite oder Amortisationszeit wird hier nicht abgeleitet.
- Quelle
- Explizite Beispielannahmen; Einheitenprüfung und unabhängiges Rechenskript im redaktionellen Prüfprotokoll
Die Verschattungsanalyse unterstützt die technische Ertragsprüfung. Für ein Angebot im Solar-Finanzworkflow sollten die tatsächlich verfügbaren Eingaben und Exporte geprüft werden. Dieser Artikel setzt keine automatische CRE-Konformität, Tarifaktualisierung oder ZNI-Inselnetzauslegung der Software voraus.
Unterlagen für die nächste Projektprüfung
| Aufgabe | Benötigte Grundlage | Offene Frage vor Freigabe |
|---|---|---|
| Förderzugang | Gültiger Tariftext oder Pflichtenheft und Projektdaten | Ist das Projekt tatsächlich im erfassten Segment und Zeitraum? |
| Netzanschluss | Projektanfrage, Messkonzept und Betreiberunterlagen | Welche Bedingungen und Kosten gelten am konkreten Standort? |
| Bau- und Standortprüfung | Flächen, Schutzstatus, Bauform und Genehmigungsunterlagen | Welche Genehmigung und Ausnahmen sind einschlägig? |
| Steuerberechnung | Ausrüstung, Leistungsumfang und Rechnungsstruktur | Ist der angesetzte Steuersatz für diese Leistung bestätigt? |
| Ertrag und Wirtschaftlichkeit | Dokumentiertes Standortmodell und Verbrauchsprofil | Welche Mengen sind modelliert, welche gemessen und welche nur angenommen? |
| Vertragsprüfung | Vergütungs- oder Stromverkaufsvertrag | Welche Mengen-, Preis-, Termin- und Betriebsrisiken bleiben beim Betreiber? |
Für die breitere Einordnung nutzen Sie den Überblick zur europäischen Solarförderung. Eine sinnvolle Projektentscheidung beginnt mit diesen Unterlagen. Der nationale Ausbauplan hilft bei der Marktstrategie, während das konkrete Verfahren und die technischen Daten über die Belastbarkeit des Angebots entscheiden.
Häufige Fragen zur Solarpolitik in Frankreich
Gilt ein Ausbauziel von 100 GW bis 2030?
Die veröffentlichte PPE3 vom Februar 2026 nennt im Festlandplan 48 GW Photovoltaik für 2030 und einen Korridor von 55 bis 80 GW für 2035. Verwenden Sie die veröffentlichte Fassung mit ihrer geografischen Abgrenzung. Frühere Entwürfe oder eine anders abgegrenzte nationale Marktstatistik sind keine austauschbare Grundlage.
Sind die neuen S21-Vorschläge bereits ein zugesagter Tarif?
Die CRE-Veröffentlichung vom 21. Mai 2026 ist eine Stellungnahme zu einem Entwurf. Sie belegt dessen vorgeschlagenen Inhalt, bestätigt aber allein kein späteres Inkrafttreten. Der abschließende Rechtsstand wurde hier nicht verifiziert. Prüfen Sie vor einem Angebot die wirksame Fassung, ihre Übergangsregeln und das betroffene Projektsegment.
Ist Solar auf einer französischen Insel automatisch Off-Grid?
Nein. Eine ZNI kann ein eigenes öffentliches Stromnetz besitzen, an das PV-Anlagen angeschlossen werden. Eine echte Inselanlage hat dagegen keine Verbindung zu einem öffentlichen Netz. Diese Unterscheidung entscheidet über Anschluss, Betriebsanforderungen und Förderprüfung. Für ein konkretes Projekt brauchen Sie die Unterlagen des örtlich zuständigen Betreibers.
Kann eine Ertragssimulation eine Förderprüfung ersetzen?
Eine Ertragssimulation berechnet Energie unter dokumentierten Annahmen. Sie bestätigt keine Förderberechtigung, steuerliche Behandlung oder Baugenehmigung. Für ein belastbares Angebot müssen technische Modellierung und administrative Nachweise zusammenpassen. Bewahren Sie das Modell mit seinen Eingaben sowie die gültigen Förder- und Vertragsunterlagen auf und kennzeichnen Sie noch offene Bedingungen.
