Negative Strompreise kosten EEG-Betreiber bares Geld
Negative Strompreise treten inzwischen regelmäßig auf, an einzelnen Tagen sogar über viele Stunden. Für direktvermarktete EEG-Anlagen in der gleitenden Marktprämie kann das schnell teuer werden: Die Marktprämie entfällt, gleichzeitig zahlen Sie faktisch drauf, wenn Sie weiter einspeisen. Ohne intelligente Abschaltung oder Abregelung entstehen so dauerhafte finanzielle Einbußen.
Zunehmende negative Preise & Verluste
Die steigende Volatilität am Strommarkt setzt Betreiber von EEG-Anlagen zunehmend unter Druck. Wer in Zeiten negativer Strompreise ungesteuert einspeist, zahlt drauf.
Wegfall der Marktprämie (§51 EEG)
Für Neuanlagen seit 25.02.2025 entfällt die Marktprämie ab der ersten negativen Viertelstunde.
Komplexe Regulatorik
Das Zusammenspiel aus EEG-Förderlogik, Redispatch 2.0 und Direktvermarktungsverträgen überfordert viele Anlagenbetreiber und birgt rechtliche Risiken.
Rechtssicher handeln:
Die verschärften Regeln des § 51 EEG
Je nach Zeitpunkt der Erstinbetriebnahme (IBN) und Anlagengröße gelten unterschiedliche Regelungen bei negativen Strompreisen.Regelung (§ 51 EEG) | Gilt für Anlagen | Konsequenz |
6-Stunden-Regel
| Ab 500 kWp
| Keine Marktprämie, wenn der Börsenpreis 6 aufeinanderfolgende Stunden negativ ist |
4-Stunden-Regel | Ab 500 kWp
| Keine Marktprämie, wenn der Börsenpreis 4 aufeinanderfolgende Stunden negativ ist. |
Dynamische Stundenregel | Ab 400 kWp | • Seit 2026: Keine Marktprämie, wenn der Börsenpreis 2 aufeinanderfolgende Stunden negativ ist. • Ab 2027: Keine Marktprämie, wenn der Börsenpreis 1 Stunde negativ ist. |
15-Minuten-Regel | Alle Anlagen | Keine Marktprämie bei negativem Börsenpreis in einem 15-Minuten-Intervall. |
Schritt für Schritt: So schützt EWE Ihre Erlöse
EWE kombiniert Preisprognosen, einen Toleranzbereich von 1 ct/kWh zur Absicherung gegen kurzfristige Marktschwankungen und die Fernsteuerbarkeit Ihrer Anlage im Virtuellen Kraftwerk. So wird Ihre Anlage nur dann abgeschaltet, wenn es wirtschaftlich sinnvoll ist.
Ihre Vorteile mit der marktdienlichen Abschaltung
Machen Sie Ihre Anlage fit für die volatile Strommarkt-Zukunft. Mit der marktdienlichen Abschaltung verwandeln Sie regulatorische Pflichten in wirtschaftliche Chancen.Wir stoppen die Einspeisung exakt dann, wenn negative Preise zu Verlusten führen würden. Ihre Erlöse bleiben geschützt.
Neben der Verlustvermeidung erhalten Sie Chancen auf attraktive Flexibilitätsboni durch strategische Abschaltungen.
Kein manueller Aufwand für Sie: Das Virtuelle Kraftwerk von EWE übernimmt die 24/7-Überwachung und schaltet vollautomatisch.
Wir steuern Ihre Anlage nach den Vorgaben des §51 EEG und integrieren sie nahtlos in Redispatch 2.0. Die komplexe Regulatorik übernehmen wir komplett für Sie.
Die Lösung ist vollständig ohne separate Gebühren mit Ihrem bestehenden oder geplanten Direktvermarktungsvertrag mit EWE möglich.
Drei typische Szenarien – und wie die marktdienliche Abschaltung Ihre Wirtschaftlichkeit verbessert
Die folgenden Beispiele orientieren sich an typischen Konstellationen in der Direktvermarktung. Konkrete Werte hängen von Ihrer Anlage und Ihrem Vertrag ab.
Szenario | Marktsituation (Beispiel) | Nutzen |
Verlustvermeidung | Börsenpreis (–6 ct/kWh) | Gezielte Abschaltung: Schutz Ihrer Liquidität durch Stopp der defizitären Einspeisung. |
Vorsorgliche Abschaltung | Börsenpreis –3 ct/kWh | Sicherheitspuffer: Präventive Abschaltung schützt vor Verlusten durch unvorhersehbare Preisstürze. |
Flexibilitätsbonus | Börsenpreis –1,52 ct/kWh | Gewinnmaximierung: Sie erhalten den vollen Ertrag (+1,88 ct/kWh) plus 1 ct/kWh Flexibilitätsbonus (Gesamt: 2,88 ct/kWh). |
Woher kommt der Flexibilitätsbonus?
EWE optimiert Ihre Einspeisung konsequent nach aktuellen Marktsignalen und trägt dabei das wirtschaftliche Risiko aus Prognoseabweichungen für Sie. Sollte eine durch uns vorgenommene Abregelung Ihrer Anlage im Nachhinein als nicht erforderlich eingestuft werden, greift bei einem kalkulatorischen Nachteil von über 1 ct/kWh ein Kompensations-Mechanismus. In diesem Fall erhalten Sie neben dem vollständigen Erlösausgleich zusätzlich den sogenannten Flexibilitätsbonus in Höhe von 1 ct/kWh.Anzulegender Wert:
Der anzulegende Wert, umgangssprachlich auch EEG-Vergütung genannt, richtet sich nach Erzeugungstechnologie, installierter Leistung und Inbetriebnahmedatum und bestimmt, wie hoch Ihre Marktprämie ausfällt. Der Wert wird oft vom Netzbetreiber auf Abrechnungen ausgewiesen oder kann im Register der Bundesnetzagentur eingesehen werden. Für Anlagen größer als 1000 kWp wird dieser in der Regel über eine Ausschreibung festgelegt.
Wenn Sie mehrere Einheiten mit unterschiedlichen Inbetriebnahmezeitpunkten an einer gemeinsamen Marktlokation betreiben, berechnen wir einen leistungsgewichteten Durchschnitt.
Beispiel: Zwei Einheiten mit je 50 kW – die eine mit 6,0 ct/kWh, die andere mit 8,0 ct/kWh – ergeben gemeinsam 7,0 ct/kWh als anzulegenden Wert.
Stundenregelung nach § 51 EEG:
Sie gibt an, ab wann bei negativen Börsenpreisen keine Marktprämie von Ihrem Netzbetreiber mehr gezahlt wird. Je nach Inbetriebnahmedatum gilt z. B. eine 6-, 4-, 3-, 2- oder 1-Stunden-Regel. Ab 2027 reicht bereits eine negative Stunde. Für neue Anlagen mit Inbetriebnahme nach dem 24. Februar 2025 entfällt die Förderung bereits bei jeder einzelnen negativen Viertelstunde (15-Minutenregelung).
Zusammenfassung mehrerer Anlagen:
Nach den Vorgaben des § 24 EEG gelten mehrere Anlagen als eine gemeinsame Anlage, wenn sie (i.) innerhalb von 12 Monaten und (ii.) ohne ausreichende räumliche Trennung in Betrieb genommen werden. Maßgeblich sind neben der größeren Leistung auch das spätere Inbetriebnahmedatum.
Beispiel: Eine Anlage mit 200 kW und Inbetriebnahme (IBN) am 01.06.2022 sowie eine weitere Anlage nebenan mit 250 kW und IBN am 01.04.2023 unterliegen beide den EEG-Auflagen einer 450kW-Anlage mit IBN am 01.04.2023. Beide Anlagen unterliegen somit der dynamischen Stundenregelung nach §51 EEG.
Da Abschaltentscheidungen auf Prognosen zu Marktwert und Marktprämie basieren, können Abweichungen zwischen prognostizierten und tatsächlichen Werten auftreten. Aus diesem Grund haben wir einen Toleranzbereich von 1 ct/kWh definiert, der marktübliche Prognoseunsicherheiten berücksichtigt und gleichzeitig einen Flexibilitätsbonus einschließt.
- Liegt die tatsächliche Summe aus Börsenvergütung und Marktprämie unter 1 ct/kWh, erfolgt kein Ausgleich.
- Liegt sie über 1 ct/kWh, erstatten wir den entgangenen Gewinn und zahlen zusätzlich einen Flexibilitätsbonus von 1 ct/kWh.
Dieses Verfahren schafft transparente und faire Rahmenbedingungen für alle Anlagenbetreiber.