EEG-Marktprämie für Windenergie

Von Barnd Duong · Stand 01.06.2026

Die Marktprämie ist der finanzielle Ausgleich zwischen dem im EEG zugeschlagenen Wert und dem tatsächlich am Strommarkt erzielten Preis. Der Übertragungsnetzbetreiber zahlt sie monatlich an den Anlagenbetreiber.

Berechnungs-Formel

Marktprämie_Monat  =  anzulegender Wert  −  Monatsmarktwert_Wind

Mit Faktor-Korrektur:

anzulegender Wert_effektiv  =  Zuschlagswert  ×  Standortqualitätsfaktor  +  Süd-Bonus

Monatsmarktwert Wind 2024–2026

Marktwert Wind = volumengewichteter Durchschnitt der Spotmarkt-Preise zu den Zeiten der Wind-Stromerzeugung. Quelle: ÜNB-Veröffentlichungen.

Beispielrechnung

• Zuschlagswert: 7,30 ct/kWh
• Standortqualitätsfaktor: 0,95 (leicht unter Referenz)
• Korrektur-Faktor: 1,06 (gemäß EEG-Tabelle)
• Süd-Bonus: 0,30 ct/kWh
• Effektiver anzulegender Wert: 7,30 × 1,06 + 0,30 = 8,04 ct/kWh
• Monatsmarktwert Wind April 2026: 3,90 ct/kWh
• Marktprämie April: 8,04 − 3,90 = 4,14 ct/kWh
• Gesamterlös pro MWh = 3,90 (Verkauf) + 4,14 (Prämie) − 0,15 (Vermarktergebühr) = 79 €/MWh

Historische Einordnung: vom Einspeisetarif zur Marktprämie

Bis 2012 erhielten Windenergie-Anlagenbetreiber eine feste Einspeisevergütung, unabhängig vom tatsächlichen Marktpreis des erzeugten Stroms. Mit der Umstellung auf das Marktprämienmodell (verpflichtend seit 2014) sollten Erneuerbare-Energien-Anlagen näher an den Strommarkt herangeführt werden: Der Betreiber verkauft seinen Strom selbst — meist über einen Direktvermarkter — an der Börse und erhält zusätzlich die Differenz zum garantierten anzulegenden Wert als Marktprämie ausgezahlt. Ökonomisch bleibt der Betreiber damit über den gesamten Förderzeitraum auf ein festes Erlösniveau abgesichert, wird aber gleichzeitig an Marktsignale herangeführt — etwa indem sich negative Preise unmittelbar auf den Erlös auswirken können, sobald die Wegfall-Regel greift.

Ausfallvergütung als Rückfall-Mechanismus

Kann ein Anlagenbetreiber aus technischen oder organisatorischen Gründen keinen Direktvermarktungsvertrag abschließen — etwa weil kein Direktvermarkter zur Verfügung steht —, greift die sogenannte Ausfallvergütung nach § 38 EEG. Sie liegt regelmäßig unter dem Niveau, das über die reguläre Marktprämie erzielbar wäre, und ist als Auffanglösung, nicht als gleichwertige Alternative gedacht. In der Praxis ist die Ausfallvergütung bei etablierten Wind-Projekten die Ausnahme, da praktisch jeder Betreiber einen Direktvermarktungsvertrag mit einem der etablierten Anbieter (z. B. Statkraft, EnBW Trading, Next Kraftwerke) abschließt.

Marktprämie versus PPA — wirtschaftlicher Vergleich

Die Marktprämie garantiert über die gesamte Förderdauer von 20 Jahren einen definierten anzulegenden Wert und nimmt dem Betreiber damit das Preisrisiko am Strommarkt ab — mit Ausnahme der Wegfall-Stunden bei stark negativen Preisen. Ein PPA verlagert dieses Preisrisiko dagegen vertraglich auf einen Industrieabnehmer oder Energiehändler, meist zu einem über die Vertragslaufzeit fixierten oder gecappten Preis. Für Anlagen, die aus der 20-jährigen EEG-Förderung herausfallen (siehe Repowering-Bereich), ist der PPA regelmäßig die einzige verbleibende Erlösquelle, sofern kein erneuter Ausschreibungszuschlag (siehe Ausschreibungen) über ein Repowering-Vorhaben erfolgt.

Wegfall der Marktprämie

• Negativ-Strompreis-Regel: keine Marktprämie für Stunden mit negativem Spotpreis, wenn die negativen Stunden 4 Stunden am Stück überschreiten
• Brutto-/Netto-Marktwert: bei negativen Stunden zählt Brutto (mit Marktprämie), wenn keine Wegfall-Regel zieht
• Bilanzkreis-Abweichungen: gehen zulasten des Vermarkters, nicht des Betreibers

Rolle des Direktvermarkters

Der Direktvermarkter übernimmt für den Anlagenbetreiber die operative Stromvermarktung an der Börse (typischerweise EPEX Spot) und die Fahrplan- bzw. Bilanzkreis-Bewirtschaftung. Dafür stellt er eine Vermarktungsgebühr in Rechnung, die je nach Anbieter und Vertragslaufzeit zwischen etwa 0,10 und 0,30 ct/kWh liegt und in der Beispielrechnung oben bereits abgezogen wurde. Bei der Wahl des Direktvermarkters lohnt sich ein Vergleich mehrerer Angebote, da sich Vermarktungsgebühr, Prognosegüte (die sich auf Ausgleichsenergiekosten auswirkt) und Vertragsflexibilität (Laufzeit, Kündigungsfristen) zwischen den Anbietern spürbar unterscheiden können. Größere Portfolios können zudem über spezialisierte Vermarkter zusätzliche Erlösquellen wie Regelenergie-Vermarktung erschließen, was bei Einzelanlagen wirtschaftlich meist nicht darstellbar ist.

Prognoserisiko und Ausgleichsenergie

Der Direktvermarkter muss der Bilanzkreis-Führung täglich eine Einspeiseprognose übermitteln. Weicht die tatsächliche Einspeisung von der Prognose ab — etwa weil eine Wetterfront anders zieht als vorhergesagt —, entstehen Ausgleichsenergiekosten, die je nach Vertragsgestaltung ganz oder teilweise beim Direktvermarkter verbleiben und nicht auf den Anlagenbetreiber durchgereicht werden. Bei der Vertragsprüfung eines Direktvermarktungsvertrags ist deshalb genau zu klären, wer das Prognoserisiko wirtschaftlich trägt — das ist ein Detail, das in Standardverträgen unterschiedlich geregelt ist und die tatsächliche Nettomarge des Betreibers beeinflussen kann.

Standortqualitätsfaktor-Korrektur

Bewertung erfolgt nach 5, 10 und 15 Jahren — der tatsächlich erzielte Ertrag wird mit dem Referenz-Ertrag verglichen, der anzulegende Wert nachträglich angepasst:

EEG-Marktprämie — Berechnungsformel, Monatsmarktwert-Trend und Beispielrechnung

Häufige Fragen

Wer zahlt die Marktprämie?

Der Übertragungsnetzbetreiber (50Hertz, Amprion, TenneT, TransnetBW), refinanziert über EEG-Umlage / KfW-Klima-Transformations-Fonds.

Wie lange läuft die Marktprämie?

20 Jahre ab Inbetriebnahme, dann Übergang zur sonstigen Direktvermarktung ohne Prämie.

Was passiert bei mehr als 4 Stunden negativem Spotpreis?

Marktprämie entfällt für diese Stunden vollständig. In 2024 ca. 60 Stunden pro Jahr betroffen — Tendenz steigend, daher relevanter Wirtschaftlichkeitsfaktor.

Kann ich zwischen Marktprämie und PPA wechseln?

Grundsätzlich ja, ein Wechsel in die sonstige Direktvermarktung ohne Marktprämie ist möglich, muss der ÜNB aber angezeigt werden. Ein Rückwechsel in die geförderte Marktprämie ist ebenfalls vorgesehen, allerdings mit Meldefristen, die im konkreten Fall geprüft werden sollten.

Wie wirkt sich der Kannibalisierungseffekt langfristig aus?

Mit steigendem Windanteil am Strommix sinkt der Marktwert Wind tendenziell in genau den Stunden, in denen viel Windstrom anfällt — ein struktureller Effekt, der bereits in den Marktwert-Zeitreihen der vergangenen Jahre sichtbar ist. Die Marktprämie federt diesen Effekt für den einzelnen Betreiber ab, verschiebt die Kosten aber auf die Umlagefinanzierung.