Marktprämie
Die Marktprämie ist das zentrale EEG-Förderinstrument der Direktvermarktung. Sie gleicht die Differenz zwischen dem gesetzlich festgelegten anzulegenden Wert und dem monatlichen Marktwert Solar aus. Für Anlagen ab 100 kWp ist die geförderte Direktvermarktung mit Marktprämie Pflicht. Bei negativen Börsenpreisen entfällt die Prämie.
Was ist die Marktprämie?
Die Marktprämie ist das zentrale Förderinstrument der geförderten Direktvermarktung nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz. Statt einer festen Einspeisevergütung verkauft der Betreiber – meist über einen Direktvermarkter – seinen Strom selbst am Markt und erhält zusätzlich eine staatliche Prämie, die das Marktrisiko ausgleicht.
Die rechtliche Grundlage steht in § 19 EEG (Zahlungsanspruch) und der Anlage 1 zu § 23a EEG (Berechnungsmethode). Das Modell heißt gleitende Marktprämie, weil sich die Prämie jeden Monat an den Börsenpreis anpasst: Sinkt der Marktwert, steigt die Prämie – und umgekehrt. Der Betreiber erhält dadurch eine planbare Gesamtvergütung, während der Anreiz erhalten bleibt, möglichst marktorientiert einzuspeisen.
Berechnung der gleitenden Marktprämie
Die Formel ist einfach: Die Marktprämie ist die Differenz aus dem gesetzlich festgelegten anzulegenden Wert und dem Monatsmarktwert.
Marktprämie (MP) = anzulegender Wert (AW) − Marktwert (MW)
Ergibt sich ein Wert kleiner null, wird die Prämie auf null gesetzt – sie wird nie negativ.
| Größe | Bedeutung | Quelle |
|---|---|---|
| Anzulegender Wert (AW) | Vergütungsanspruch je kWh, gesetzlich oder per Ausschreibung festgelegt | EEG / Zuschlag |
| Marktwert (MW) | gewichteter Monatsdurchschnitt des Spotpreises der Technologie | Übertragungsnetzbetreiber |
| Marktprämie (MP) | monatlich neu berechnete Differenz AW − MW | gleitend |
Beispiel: Liegt der anzulegende Wert bei 7,0 ct/kWh und der Marktwert Solar in einem Monat bei 4,5 ct/kWh, beträgt die Marktprämie 2,5 ct/kWh. Zusammen mit dem Verkaufserlös am Markt ergibt sich eine Gesamtvergütung in Höhe des anzulegenden Werts.
Der Marktwert Solar
Der Marktwert Solar ist der mit der tatsächlichen PV-Einspeisung gewichtete Monatsmittelwert des Börsenstrompreises. Für jede Viertelstunde wird der Spotpreis mit der hochgerechneten Solarerzeugung multipliziert; die Summe geteilt durch die gesamte Monatserzeugung ergibt den Marktwert.
Weil Photovoltaik gebündelt zur Mittagszeit einspeist – also in Stunden mit niedrigen Preisen – liegt der Marktwert Solar regelmäßig unter dem ungewichteten Baseload-Preis. Mit dem Merit-Order-Effekt und dem weiteren PV-Ausbau sinkt er tendenziell. 2024 und 2025 bewegte er sich überwiegend im Bereich einiger Cent pro Kilowattstunde; die genauen Monatswerte veröffentlichen die Übertragungsnetzbetreiber gemeinsam auf netztransparenz.de.
Direktvermarktungspflicht
Seit dem EEG 2023 ist die Schwelle für die Pflicht zur geförderten Direktvermarktung auf 100 kWp installierter Leistung gesenkt. Größere Anlagen müssen ihren Strom in der Direktvermarktung mit Marktprämie verkaufen und erhalten keine feste Einspeisevergütung mehr.
Für kleinere Anlagen ist die Direktvermarktung freiwillig. Die Schwelle ist über die EEG-Novellen mehrfach gesenkt worden – ursprünglich lag sie deutlich höher. Der geleakte EEG-2027-Entwurf sieht vor, die Schwelle weiter abzusenken und die feste Vergütung für Kleinanlagen ganz zu streichen.
Negative Preise und Ausblick
Bei negativen Strompreisen entfällt die Marktprämie. Mit dem Solarspitzengesetz wurde § 51 EEG verschärft: Für Neuanlagen ab Inbetriebnahme am 25. Februar 2025 entfällt die Vergütung bereits ab der ersten negativen Viertelstunde im Day-Ahead-Markt – ohne mehrstündigen Puffer. Im Gegenzug verlängert § 51a EEG den Förderzeitraum um die betroffenen Viertelstunden. Für ältere Anlagen gelten gestaffelte Vier- oder Sechs-Stunden-Regeln.
Mittelfristig steht die Marktprämie selbst zur Disposition: Die EU-Strommarktreform verpflichtet die Mitgliedstaaten, neue Förderungen ab Mitte 2027 als zweiseitige Differenzverträge auszugestalten. Der Entwurf des EEG 2027 sieht deshalb vor, die gleitende Marktprämie für Neuanlagen ab 100 kWp durch ein CfD-Modell mit Refinanzierungsbeitrag zu ersetzen – im Detail beschrieben unter Contracts for Difference. Dabei zahlen Betreiber Mehrerlöse bei hohen Preisen teilweise zurück.