Marktwert Solar: Warum Solarstrom an der Börse immer weniger wert ist

Solarstrom ist an der Börse eine Ware mit einem Makel: Er kommt immer dann, wenn alle anderen Solaranlagen auch liefern. Je mehr Photovoltaik am Netz hängt, desto tiefer fällt der Preis in genau den Stunden, in denen ein Solarpark produziert. Die Kennzahl, die das misst, heißt Marktwert Solar. Die Übertragungsnetzbetreiber berechnen sie jeden Monat, und sie ist zugleich die zweite Stellgröße in der Marktprämie, mit der ein Solarpark im Direktinvestment sein Geld verdient.

Dieser Beitrag legt die amtliche Reihe seit 2015 offen, rechnet mit Stundendaten der Bundesnetzagentur nach, wo der Wert verloren geht, erklärt eine Regel aus Anlage 1 des EEG, die in den meisten Erklärstücken fehlt, und zeigt, was von der Kannibalisierung bei einer Direktbeteiligung mit EEG-Zuschlag tatsächlich ankommt. Er beschreibt den Markt, nicht ein konkretes Projekt.

Was ist der Marktwert Solar und wer berechnet ihn?

Der Marktwert Solar ist der durchschnittliche Erlös einer Kilowattstunde Solarstrom am Spotmarkt, gewichtet mit der Menge, die in jeder Viertelstunde tatsächlich erzeugt wurde. Rechtsgrundlage ist Anlage 1 zu § 23a EEG. Nach Nummer 3.3.4 wird für jede Viertelstunde eines Kalendermonats der Spotmarktpreis mit dem Solarstrom multipliziert, den die Übertragungsnetzbetreiber in ihrer Online-Hochrechnung für diese Viertelstunde ausweisen; die Summe wird durch die Monatsmenge geteilt. Das Ergebnis ist der Monatsmarktwert Solar, kurz MW Solar, in Cent je Kilowattstunde. Nummer 4.3.4 beschreibt dieselbe Rechnung über ein ganzes Kalenderjahr; das Ergebnis ist der Jahresmarktwert Solar, JW Solar.

Berechnen und veröffentlichen müssen beide Werte die vier Übertragungsnetzbetreiber auf ihrer gemeinsamen Seite netztransparenz.de, die Monatswerte zu Beginn des Folgemonats, die Jahreswerte nach Nummer 5.3 bis zum zehnten Werktag des Folgejahres, auf drei Nachkommastellen. Daneben stehen dort der Marktwert für Wind an Land und auf See sowie das ungewichtete Monatsmittel des Spotmarktpreises. Genau dieser Vergleich macht die Kennzahl lesbar: Der Quotient aus Marktwert Solar und Spotmittel heißt Marktwertfaktor (englisch Capture Rate). Liegt er bei 1, ist Solarstrom so viel wert wie eine durchschnittliche Kilowattstunde; liegt er bei 0,5, bringt sie nur die Hälfte.

Für einen Solarpark mit EEG-Förderung ist der Marktwert keine Statistik, sondern eine Rechengröße: Die gleitende Marktprämie ist die Differenz zwischen dem anzulegenden Wert der Anlage und dem Marktwert Solar (Anlage 1 Nr. 3.1.2 und 4.1.2 EEG). Fällt der Marktwert, steigt die Prämie, und umgekehrt. Wie diese Formel im Alltag mit dem Direktvermarkter funktioniert und woher der anzulegende Wert kommt, erklärt Direktvermarktung und Marktprämie: Wie ein Solarpark sein Geld verdient; hier geht es um die Stellgröße selbst.

Wie hat sich der Marktwert Solar seit 2015 entwickelt?

Von einer Prämie zu einem Abschlag. Bis 2018 lag der Monatsmarktwert Solar in sechs von zwölf Monaten über dem Spotmittel; Solarstrom kam mittags in die teuren Stunden und war deshalb eher mehr wert als der Durchschnitt. 2019 waren es noch fünf Monate, 2020 vier, 2021 drei, und seit 2022 schafft der Marktwert Solar das nur noch in ein bis zwei Wintermonaten. Der Jahresmarktwert, den die Übertragungsnetzbetreiber seit 2019 ausweisen, zeigt denselben Weg in einer Zahl.

Zwei Dinge fallen auf. Erstens ist der Jahresmarktwert Solar 2025 mit 4,508 Cent kaum niedriger als 2024 mit 4,624 Cent, obwohl das Preisniveau um 14 Prozent gestiegen ist; der Faktor fiel deshalb von 0,59 auf 0,50. Kannibalisierung zeigt sich also nicht zwingend in einem sinkenden Cent-Betrag, sondern im wachsenden Abstand zum übrigen Markt. Zweitens war 2022 ein Ausreißer: In der Gaskrise waren die Preise in allen Stunden hoch, der Faktor stieg auf 0,95, und Solarparks ohne Preisdeckel verdienten so viel wie nie. Wer den Marktwert einer 20-jährigen Beteiligung aus 2022 ableitet, rechnet mit einem Jahr, das sich so nicht wiederholen muss.

Innerhalb des Jahres ist die Spanne noch größer als zwischen den Jahren. 2025 reichte der Monatsmarktwert Solar von 11,511 Cent im Januar bis 1,843 Cent im Juni; 2026 folgte im April mit 1,317 Cent der niedrigste Monatswert, den die Reihe seit 2015 kennt, obwohl das Spotmittel im selben Monat bei 7,852 Cent lag. Der Sommer ist also nicht nur die Zeit der höchsten Erzeugung, sondern auch die der niedrigsten Preise, und beides zusammen ergibt den Jahreswert.

Was ist Kannibalisierung, und in welchen Stunden passiert sie?

Kannibalisierung heißt, dass Solaranlagen sich gegenseitig den Preis verderben, weil sie alle zur selben Zeit liefern. Der Börsenpreis einer Stunde entsteht aus der Reihenfolge der Kraftwerke nach ihren Grenzkosten; erneuerbare Anlagen stehen mit Grenzkosten nahe null ganz vorn. Speist mittags viel Photovoltaik ein, rücken teure Kraftwerke aus dem Markt, der Preis fällt, und wenn das Angebot die Nachfrage übersteigt, fällt er unter null. Für die einzelne Anlage ist das kein Fehler, für die Flotte ein Systemeffekt: Jedes zusätzliche Gigawatt senkt den Preis in genau den Stunden, in denen alle anderen Gigawatt auch produzieren. Ende 2025 waren nach der Bundesnetzagentur 117 Gigawatt Photovoltaik installiert, 16,4 Gigawatt davon neu aus 2025, und die Solarerzeugung stieg auf 74,1 Terawattstunden.

Wo der Wert verloren geht, zeigt eine Auswertung der SMARD-Stundenreihen, die wir für drei Jahre nach Tagesstunde sortiert haben: Wie hoch war der Preis im Mittel in dieser Stunde, welcher Anteil der Jahres-Solarerzeugung fiel hinein, und was hat die Solar-Kilowattstunde dort tatsächlich erlöst?

Drei Befunde. Erstens verändert sich das Erzeugungsprofil nicht: In allen drei Jahren fallen 60 Prozent der Solarerzeugung zwischen 10 und 15 Uhr an. Was sich verändert, ist der Preis in diesem Fenster. 2019 lag das Mittagsmittel bei 37 Euro und damit nur knapp unter dem Tagesmittel; 2025 lag es bei 55 Euro, während der Morgen 104 und der Abend 101 Euro brachten. Zweitens trifft es die Mittags-Kilowattstunde noch härter als das Mittagsmittel zeigt, weil die Erzeugung innerhalb des Fensters in den billigsten Viertelstunden am größten ist: 2025 erlöste sie zwischen 13 und 14 Uhr im Schnitt 23,5 Euro je Megawattstunde bei einem Stundenmittel von 46 Euro, und in 99 dieser Stunden war der Preis negativ. Drittens werden die Randstunden wertvoller, nützen dem Solarpark aber wenig: Zwischen 19 und 20 Uhr lag der Preis 2025 bei 136 Euro, dort entsteht aber nur ein Prozent der Jahreserzeugung.

Der Anteil der Solarerzeugung, der in Stunden mit negativem Preis anfällt, ist die zweite Achse der Kannibalisierung. Nach unserer Auswertung waren es 2019 rund 3 Prozent, 2023 8 Prozent, 2024 18 Prozent und 2025 24 Prozent; im laufenden Jahr bis August wieder 23 Prozent. In diesen Stunden erlöst die Kilowattstunde nicht wenig, sondern kostet Geld, und seit § 51 EEG in der Fassung des Solarspitzengesetzes gibt es für neue Anlagen dort auch keine Marktprämie. Was das im Einzelnen bedeutet und warum ein Direktvermarkter die Anlage dann abregelt, erklärt Negative Strompreise: Was sie für PV- und Speicher-Anleger bedeuten.

Monats- oder Jahresmarktwert: Was gilt für einen Solarpark ab 2023?

Der Jahresmarktwert. Anlage 1 Nr. 2 EEG 2023 teilt die Anlagen in zwei Gruppen: Wer vor dem 1. Januar 2023 in Betrieb gegangen ist oder seinen Zuschlag davor erhalten hat, bekommt die Marktprämie weiter monatlich berechnet, als anzulegender Wert minus Monatsmarktwert (Nummer 3.1.2). Für alle anderen Anlagen gilt Nummer 4: Die Marktprämie wird für das Kalenderjahr berechnet, als anzulegender Wert minus Jahresmarktwert (Nummer 4.1.2), rückwirkend nach dem Jahresende. Unterjährig zahlt der Netzbetreiber nach § 26 Abs. 1 EEG monatliche Abschläge, die er am Jahresmarktwert des Vorjahres bemessen darf; die Differenz wird mit der Endabrechnung im Folgejahr ausgeglichen.

Der Unterschied klingt technisch, ist aber Geld. Bei der monatlichen Rechnung gilt die Untergrenze null in jedem Monat einzeln: In einem Januar mit 11,5 Cent Marktwert wird die Prämie null, und die Anlage behält den hohen Winterpreis; im Juni mit 1,8 Cent füllt die Prämie auf den anzulegenden Wert auf. Die guten Monate bleiben also beim Betreiber, die schlechten werden ausgeglichen. Bei der jährlichen Rechnung verschwindet dieser Vorteil: Winter und Sommer werden im Jahresmarktwert verrechnet, bevor die Untergrenze greift. Für einen neuen Park ist die Spanne zwischen Januar und Juni deshalb für die Prämie unerheblich; es zählt allein, wo der Jahresdurchschnitt landet.

2023 war die Regel folgenlos, weil der Marktwert in jedem Monat über dem anzulegenden Wert lag und die Prämie ohnehin null war. 2024 und 2025 kostete die jährliche Rechnung die neue Anlage 0,3 bis 0,5 Cent je Kilowattstunde gegenüber einer Altanlage mit gleichem Profil und gleichem Zuschlagswert, weil die hohen Wintermonate den Jahresmarktwert anheben und damit die Prämie drücken, ohne dass die Sommermonate einzeln aufgefüllt werden. Wer in einer Erlösprognose die Monatsformel für einen Park mit Zuschlag ab 2023 verwendet, überschätzt den Erlös um genau diesen Betrag. Beide Werte liegen dennoch über dem anzulegenden Wert, weil das Flottenprofil auch nach der Abregelung in positiven Stunden mehr erlöst als den Jahresmarktwert; die Negativstunden drücken den Jahresmarktwert, die abgeregelte Anlage nimmt daran aber nicht teil.

Wie viel Kannibalisierung verkraftet eine Direktbeteiligung?

Mehr, als der Blick auf die Reihe vermuten lässt, aber nicht beliebig viel. Solange ein Solarpark eine EEG-Marktprämie erhält und der Jahresmarktwert unter seinem anzulegenden Wert liegt, gleicht die Prämie den fallenden Marktwert aus: Sinkt der Jahresmarktwert um einen Cent, steigt die Prämie um einen Cent. Drei Kanäle bleiben offen, und über sie kommt die Kannibalisierung bei der Beteiligung an.

1. Stunden mit negativem Preis. In ihnen gibt es nach § 51 EEG keinen anzulegenden Wert, also weder Erlös noch Prämie; der Direktvermarkter regelt ab. Jeder Prozentpunkt der Erzeugung, der in solche Stunden fällt, ist Ertrag, den das Ertragsgutachten ausweist und die Abrechnung nicht zeigt. 2025 waren es nach unserer Auswertung 24 Prozent der Flottenerzeugung.
2. Das eigene Profil gegen den Flottenschnitt. Die Prämie rechnet mit dem Jahresmarktwert aller Solaranlagen, nicht mit dem, was der eigene Park erlöst hat. Wer in denselben Stunden liefert wie alle, erlöst den Flottenwert; wer mehr in die Randstunden liefert, behält den Vorsprung; wer etwa wegen eines Süd-Profils mit hoher Mittagsspitze darunter liegt, trägt den Abstand allein. Wie groß dieser Unterschied je Auslegung ist, zeigt Süd, Ost-West oder vertikal: Welche Auslegung eines Solarparks sich für Anleger rechnet.
3. Erlöse ohne EEG-Bezug. Ein Stromabnahmevertrag, ein Weiterbetrieb nach dem Förderzeitraum oder ein Park ohne Zuschlag hängen ohne Sockel am Marktwert. Was Anbieter in solchen Verträgen zusagen und was nicht, ordnet PPA verstehen: Wie Stromabnahmeverträge die Erlöse eines Solarparks planbar machen ein; die Jahre nach dem Zuschlag behandelt Solarpark nach 20 Jahren: Weiterbetrieb, Repowering oder Rückbau?.

Wie stark die ersten beiden Kanäle wirken, lässt sich mit zwei Stellgrößen durchspielen: dem Erlös der Flotte in den Stunden mit positivem Preis und dem Anteil der Erzeugung in Negativstunden. Aus beiden folgt der Jahresmarktwert, und daraus die Prämie. Wir halten den anzulegenden Wert bei 4,79 Cent und lassen die Anlage in Negativstunden abregeln.

Die Tabelle liest sich in zwei Richtungen. Nach unten, mit fallenden Preisen in den positiven Stunden, verändert sich der Erlös kaum, sobald die Prämie greift: Von 65 auf 45 Euro in den positiven Stunden kostet bei 20 Prozent Negativanteil 0,4 Cent, von 55 auf 45 Euro nur noch 0,16 Cent. Das ist die Absicherung, die der Zuschlag liefert. Nach rechts, mit wachsendem Negativanteil, sinkt der Erlös dagegen in jeder Zeile: Bei 55 Euro kosten die Schritte von 10 auf 40 Prozent zusammen 0,43 Cent, bei 45 Euro 0,56 Cent, das sind 9 bis 12 Prozent des anzulegenden Werts. Die Marktprämie sichert den Preis, aber nicht die Menge; ein Modell, das die Negativstunden als konstant fortschreibt, unterschätzt genau den Kanal, der wächst.

Warum trifft die Kannibalisierung Solar härter als Wind?

Weil Windstrom sich über den Tag und über das Jahr verteilt und Solarstrom nicht. 2025 lag der Jahresmarktwert für Wind an Land bei 7,441 Cent, für Wind auf See bei 8,059 Cent und für Solar bei 4,508 Cent, bei einem Spotmittel von 8,932 Cent. Der Marktwertfaktor für Wind an Land lag also bei 0,83, für Solar bei 0,50. Beide Technologien kannibalisieren sich, aber Wind hat mehr Stunden, in denen wenig anderer Wind weht, und produziert im Winter, wenn die Preise hoch sind. Solar produziert im Sommer mittags, wenn alle Solaranlagen produzieren.

Der Abstand hat sich umgekehrt. Bis 2018 lag der Monatsmarktwert Solar in jedem einzelnen Monat über dem für Wind an Land; 2025 nur noch in vier von zwölf Monaten, 2026 bis August in einem. Für einen Anleger ist das kein Argument für Wind, sondern ein Hinweis darauf, wie schnell sich die Wertigkeit einer Technologie am Markt verschieben kann, wenn der Zubau das Profil überholt.

Bremst der Speicherzubau die Kannibalisierung?

Er verschiebt sie, er beendet sie nicht. Batteriespeicher kaufen mittags, wenn der Preis am tiefsten ist, und verkaufen abends, wenn er hoch ist. Damit heben sie den Mittagspreis an und senken den Abendpreis, und beides verengt die Spanne, von der die Kannibalisierung lebt. In den Zahlen für 2026 ist das bisher nicht sichtbar: Der Marktwertfaktor Solar lag von Januar bis August bei 0,52 wie im Vorjahr, der Negativstundenanteil der Solarerzeugung bei 23 Prozent. Der Speicherzubau ist gegen 16 Gigawatt neue Photovoltaik pro Jahr bislang klein.

Das ehrliche Gegenargument gehört dazu: Je mehr Speicher die Mittagsstunden stützen, desto stärker profitiert davon jede Solaranlage, ohne selbst einen Speicher zu haben. Der Effekt kommt aber allen zugleich zugute und ist damit kein Vorteil eines einzelnen Projekts, und er wird von jedem neuen Gigawatt Photovoltaik teilweise wieder aufgezehrt. Für eine Erlösprognose über 20 Jahre ist der Speicherzubau deshalb eine Annahme, die man ausweist, kein Sicherheitsnetz, auf das man baut.

Was ändert das EEG 2027 am Marktwert?

Am Marktwert selbst nichts, an dem, was ein neuer Park von ihm behält, einiges. Der Regierungsentwurf des EEG 2027 rechnet die Marktprämie für Anlagen mit Zuschlag ab 2027 weiterhin mit dem Jahresmarktwert Solar, macht sie aber zweiseitig: Liegt der Jahresmarktwert über dem anzulegenden Wert, zahlt der Betreiber die Differenz als Refinanzierungsbeitrag zurück. Ein Jahr wie 2022 mit einem Faktor von 0,95 und einem Jahresmarktwert von 22 Cent wäre für solche Anlagen ein Jahr mit Rückzahlung, nicht mit Sondererlös. Welche Schwellen der Entwurf vorsieht und was der Rückblick 2019 bis 2025 unter dieser Regel ergibt, rechnet EEG 2027: Was der Refinanzierungsbeitrag für ein Solarpark-Direktinvestment bedeutet durch; der Entwurf steht noch in der parlamentarischen Beratung.

Welche Fragen sollten Sie dem Anbieter stellen?

• Mit welchem Marktwert rechnet die Erlösprognose: mit dem Jahresmarktwert der Flotte oder mit einem eigenen Capture-Preis für das Profil des Parks? Und woher kommt die Zahl?
• Wird die Marktprämie monatlich oder jährlich gerechnet, und passt das zum Zuschlagsdatum der Anlage (Anlage 1 Nr. 2 EEG)?
• Welcher Anteil der Erzeugung ist in der Prognose als abgeregelt in Negativstunden angesetzt, und steigt er über die Laufzeit oder bleibt er konstant?
• Wie wird der Marktwert nach dem Förderzeitraum angesetzt, falls das Modell Jahre ohne Prämie enthält?
• Weist das Modell den Erlös in positiven Stunden getrennt von der Prämie aus, sodass man beide Annahmen prüfen kann?
• Ist der Speicherzubau als Annahme für steigende Mittagspreise im Modell enthalten, und wenn ja, wie?

Wie wir den Marktwert in der Projektprüfung behandeln

Bei jedem Solarpark, den wir Anlegern vorstellen, legen wir die Marktwertannahme des Anbietermodells neben die amtliche Reihe und neben unsere eigene Stundenrechnung für das konkrete Profil des Parks. Wir prüfen, ob die Prämie nach der richtigen Regel gerechnet ist, wie der Negativstundenanteil über die Laufzeit angesetzt wurde und was der Erlös bei einem Marktwertfaktor von 0,4 statt 0,5 noch trägt. Ergibt das ein anderes Bild als das Exposé, steht es in unserem Bericht. Wenn Sie ein konkretes Angebot prüfen lassen möchten oder wissen wollen, wie sich eine Direktbeteiligung in Ihre Situation einfügt, vereinbaren Sie ein Erstgespräch.