Das Marktprämienmodell sorgt oft für Fragen bei Anlagenbetreibern. Es bietet eine wichtige Alternative zur festen Einspeisevergütung für erneuerbare Energien. In diesem Artikel erklären wir, wie das Modell funktioniert und welche Vorteile es hat.
💡 Zusammenfassung
- Das Marktprämienmodell fördert seit dem EEG 2017 die Direktvermarktung von erneuerbaren Energien wie Solar- und Windkraft. Es gleicht die Differenz zwischen Marktpreis und Referenzwert aus.
- Betreiber profitieren von flexibler Vermarktung und höherem Marktwert. Seit 2020 sind die Erlöse für erneuerbare Energien sieben- bis neunmal höher als zuvor.
- Direktvermarktung ist ab 2025 bereits ab 25 kW (PV-Anlagen) verpflichtend. Zuvor lag diese Grenze bei 100 kW. Anlagenbetreiber erhalten eine Marktprämie, die Preisschwankungen ausgleicht.
- Die Managementprämie deckt Kosten für Prognosen und Vermarktung. Biogas-Anlagen profitieren zusätzlich vom Flexibilitätszuschlag von 40 €/kW nach EEG 2014.
- Seit Februar 2025 entfällt die Vergütung bei negativen Strompreisen. Dies bedeutet, dass Betreiber während Perioden mit negativen Strompreisen keine Einspeisevergütung erhalten.
- Preisschwankungen und Kannibalisierungseffekte bleiben Risiken. Kritiker bemängeln die Komplexität des Modells und den hohen EEG-Finanzierungsbedarf für 2025 (17,030 Mrd. €).
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Was ist das Marktprämienmodell?
Das Modell wurde mit dem EEG 2017 eingeführt. Es richtet sich an Betreiber von Solaranlagen, Windkraftanlagen oder Biogas-Anlagen, die ihren Strom direkt vermarkten wollen. Die Marktprämie gleicht die Differenz zwischen Marktpreis an der Strombörse (z. B. EPEX Spot) und dem festgelegten Referenzwert aus. Diese Zahlung wird über die EEG-Umlage finanziert.
Stromproduzenten profitieren von der höheren Flexibilität. Sie können ihren Grünstrom zu besseren Preisen verkaufen.
Beispiel: Eine PV-Anlage bekommt zusätzlich zur Einspeisevergütung eine Marktprämie, wenn der Marktpreis niedriger ist als der anzulegende Wert.
Ziele des Marktprämienmodells
Das Marktprämienmodell stärkt die Direktvermarktung von erneuerbaren Energien wie Solarstrom und Windenergie. Es passt die Marktprämie automatisch an Börsenerlöse an. Anlagenbetreiber können durch bessere Einspeiseprognosen und höhere Erlöse profitieren.
Grünstromproduzenten werden so stärker in den Strommarkt eingebunden. Das Modell unterstützt die Integration erneuerbarer Energien in die Energiemärkte. Es fördert eine effiziente Stromerzeugung und -vermarktung. Elektrizitätsversorgungsunternehmen erhalten einen Anreiz, erneuerbare Energien flexibler einzusetzen.
Dies hilft, die Netzstabilität zu sichern und den Gesamtstrompreis zu senken.
Funktionsweise des Marktprämienmodells
Das Marktprämienmodell stärkt den Handel mit Strom aus erneuerbaren Energien. Es verbindet Direktvermarktung und flexible Prämien.
Direktvermarktung erneuerbarer Energien
Direktvermarktung ist ab 2025 Pflicht für PV-Anlagen mit einer Leistung von mindestens 25 kW. Zuvor lag die Grenze bei 100 kW. Anlagen mit mehr als 750 kW (bei Photovoltaik) oder 150 kW (bei Biomasse) nehmen weiterhin an Ausschreibungen teil. Betreiber verkaufen den Strom direkt auf den Energiemärkten. Virtuelle Kraftwerksbetreiber wie Next Kraftwerke helfen, die Vermarktung effizient zu managen.
Die Direktvermarktung nutzt das Marktprämienmodell. Es gleicht die Differenz zwischen Börsenstrompreis und dem anzulegenden Wert aus. Diese Methode fördert eine bessere Integration erneuerbarer Energien in den Stromhandel. Betreiber profitieren von der Managementprämie und flexiblen Erlösmöglichkeiten.
Ermittlung der Marktprämie
Die Marktprämie ergibt sich aus dem Unterschied von Marktwert und Managementprämie. Der Marktwert beschreibt den energieträgerspezifischen Wert des Stroms. Für Biogas- und Biomethananlagen gibt es zusätzlich einen Flexibilitätszuschlag von 40 €/kW.
Die Managementprämie deckt den Mehraufwand in der Direktvermarktung ab. Betreiber tragen Kosten durch Prognosen und Vermarktung. Das Marktprämienmodell fördert so erneuerbare Energien wie Photovoltaikanlagen oder Windkraftanlagen effizient.
Seit Februar 2025 entfällt die Vergütung bei negativen Strompreisen, was die Risiken für Betreiber erhöht. Die Berechnung der Marktprämie sichert dennoch attraktive Stromkosten für Betreiber und Verbraucher gleichermaßen.
Aktuelle anzulegende Werte (Stand 2025)
Ab 2025 gibt es neue Anforderungen und Vergütungssätze. Besonders hervorzuheben sind:
- Keine Vergütung bei negativen Strompreisen.
- Direktvermarktungspflicht für PV-Anlagen ab 25 kW.
| Anlagengröße | Vollversorgung (Cent/kWh) | Teilspeisung (Cent/kWh) |
|---|---|---|
| Bis 10 kWp | 8,30 | 12,95 |
| Bis 40 kWp | 7,20 | 10,95 |
| Bis 100 kWp | 6,00 | 10,95 |
| Bis 400 kWp | 5,95 | 9,00 |
| Bis 1.000 kWp | 5,90 | 7,80 |
Die halbjährliche Degression von 1 % bleibt weiterhin bestehen. Zudem können Betreiber die höheren Flexibilitätsanforderungen nutzen, um durch verbesserte Prognosen höhere Marktwerte zu erzielen.
Beispiele für die Anwendung des Marktprämienmodells
Das Marktprämienmodell hilft Betreibern, erneuerbare Energien effizient zu vermarkten. Es zeigt Wege, wie Solarstrom oder Biogas ins Netz eingespeist werden können.
Volleinspeisung
Bei der Volleinspeisung wird der gesamte Strom einer PV-Anlage ins Netz eingespeist. Eine PV-Anlage mit 300 kW und einem Jahresertrag von 300.000 kWh erzielt Einnahmen von 27.930 € pro Jahr.
Der anzulegende Wert beträgt in diesem Fall 9,31 Cent pro kWh. Betreiber profitieren hier von festen Erlösen ohne Eigenverbrauch.
Das Modell eignet sich besonders für Biogas-Anlagen oder Klärgas-Anlagen mit hohen Volllaststunden. Es ermöglicht die Teilnahme am Marktprämienmodell, das durch das Erneuerbare-Energien-Gesetz geregelt ist.
Virtuelle Kraftwerke können diese Anlagen bündeln und optimiert vermarkten.
Teileinspeisung
Teileinspeisung ermöglicht den teilweisen Eigenverbrauch von Strom. Im Beispiel beträgt der Eigenverbrauch 60.000 kWh. Die Einsparung liegt bei 15.000 €. Der restliche Strom wird eingespeist und verkauft.
Für 240.000 kWh erzielt der Betreiber Einnahmen von 14.736 €. Der anzulegende Wert beträgt 6,14 Cent/kWh.
Eigenverbrauch reduziert Kosten für zugekauften Strom. Gleichzeitig bringt die Einspeisung stabile Einnahmen. Modelle wie das virtuelle Kraftwerk unterstützen Betreiber bei der Direktvermarktung.
Teileinspeisung kombiniert Flexibilität mit finanziellen Vorteilen.
Mit Teileinspeisung senken Betreiber Energiekosten und sichern Zusatzeinnahmen.
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Vorteile und Herausforderungen des Marktprämienmodells
Das Marktprämienmodell bietet Betreibern von erneuerbaren Energien Chancen auf höhere Einnahmen. Es stellt sie aber auch vor Risiken, wie Preisschwankungen am Strommarkt und die Sonneinstrahlung.
Chancen für Betreiber
Betreiber profitieren von höheren Marktwerten seit 2020. Erneuerbare Energien erzielen sieben- bis neunmal mehr Erlöse im Vergleich zu damals. Differenzverträge sichern ihnen die Differenz zwischen Marktpreis und Gebotspreis.
Dies schafft mehr Planungssicherheit.
Durch die Direktvermarktung können Betreiber flexibler handeln. Virtuelle Kraftwerke bündeln Strom aus Biogas oder Solarenergie und steigern Einnahmen. Das Marktprämienmodell passt gut zu Wind- und Sonnenenergie.
Betreiber nutzen so den aktuellen anzulegenden Wert optimal aus.
Risiken und Kritikpunkte
Preisschwankungen stellen ein großes Risiko dar. Erneuerbare Energien wie Solar und Wind erzeugen Kannibalisierungseffekte, da sie oft gleichzeitig Strom liefern. Diese Effekte drücken die Preise, besonders bei starker Sonneneinstrahlung oder viel Wind.
Betreiber von Biogas-Anlagen und virtuellen Kraftwerken können darunter leiden.
Der EEG-Finanzierungsbedarf zeigt starke Schwankungen. Im Jahr 2023 lag er bei -3,637 Mrd. €. Für 2024 wird er auf 10,616 Mrd. € geschätzt, 2025 sogar auf 17,030 Mrd. €. Diese Unsicherheiten erschweren langfristige Planungen.
Kritiker bemängeln zudem die Komplexität der Differenzverträgen und der Berechnung des anzulegenden Werts.
Marktprämienmodell vs. feste Einspeisevergütung
Das Marktprämienmodell und die feste Einspeisevergütung bieten unterschiedliche Ansätze. Beide Modelle fördern die Erzeugung erneuerbarer Energien, jedoch mit verschiedenen Mechanismen und Auswirkungen.
| Kriterien | Marktprämienmodell | Feste Einspeisevergütung |
|---|---|---|
| Zielgruppe | Neuere Anlagen (ab 2017) | Bestandsanlagen (vor 2017) |
| Vergütung | Marktpreis + Marktprämie | Fester Vergütungssatz |
| Marktwert | Direkt abhängig von Börsenpreisen | Unabhängig von Marktpreisen |
| Risiko | Höheres Risiko durch Preisschwankungen | Geringeres Risiko durch feste Sätze |
| Flexibilität | Eignet sich für aktive Vermarkter | Geeignet für passive Betreiber |
| Beispiel | Teileinspeisung in der Direktvermarktung | Volleinspeisung ohne Marktintegration |
Fazit
Das Marktprämienmodell treibt die Direktvermarktung von erneuerbaren Energien voran. Seit 2012 sichert es Betreibern finanzielle Stabilität, indem es die Differenz zwischen Marktwert und Förderhöhe ausgleicht.
Ab 2016 besteht eine Pflicht zur Direktvermarktung für PV-Anlagen über 100 kWp.
Es bietet Schutz bei schwankenden Marktpreisen und fördert effiziente Einspeisung durch virtuelle Kraftwerke. Das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) 2021 und 2023 haben diese Regeln weiterentwickelt, um die Energiewende zu stärken.
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Häufig gestellte Fragen
Das Marktprämienmodell fördert Betreiber erneuerbarer Energien, indem es die Differenz zwischen dem Marktpreis und einem festgelegten Referenzwert ausgleicht. Es ermöglicht flexiblere Vermarktung, höhere Erlöse und stabilisiert Einnahmen trotz schwankender Marktpreise.
Ab 2025 müssen Photovoltaikanlagen ab 25 kW ihre Energie direkt vermarkten. Zuvor lag die Grenze bei 100 kW. Für größere Anlagen über 750 kW bleibt die Teilnahme an Ausschreibungen verpflichtend.
Seit Februar 2025 entfällt die Einspeisevergütung während negativer Strompreisphasen. Betreiber erhalten in diesen Zeiten keine Vergütung für den eingespeisten Strom, was das Risiko erhöht.
Der Finanzierungsbedarf für das Erneuerbare-Energien-Gesetz wird für 2025 auf 17,030 Milliarden Euro geschätzt. Diese Erhöhung spiegelt die wachsende Integration erneuerbarer Energien in den Markt wider.
Das Modell birgt Risiken wie Preisschwankungen und Vergütungsausfälle bei negativen Strompreisen. Betreiber müssen sich stärker am Markt orientieren, um von der Direktvermarktung zu profitieren, was höhere Managementkosten und Marktunsicherheiten mit sich bringt.
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