Im Rahmen der Direktvermarktung wird erneuerbare Energie über einen Direktvermarkter am Strommarkt verkauft, der den Handel, die Prognose sowie regulatorische Aufgaben übernimmt. Erfahre, wie Lösungen wie XENON dich als Anlagenbetreiber oder Direktvermarkter dabei unterstützen, den Energieeinsatz zu optimieren, Kosten zu senken und Marktopportunitäten wie die Flexibilitätsvermarktung zu erschließen.

Was ist Direktvermarktung für erneuerbare Energien?

Direktvermarktung bedeutet, dass eine Anlage aktiv am Strommarkt teilnimmt – etwa am Day-Ahead- oder Intraday-Markt – anstatt eine feste Einspeisevergütung für den eingespeisten Strom zu erhalten. Der Handel erfolgt typischerweise über europäische Strombörsen wie die EEX, EPEX SPOT, Nord Pool oder EXAA. 

Zusätzlich zur Marktbeteiligung erhalten erneuerbare Energieanlagen, die an der Direktvermarktung teilnehmen, eine zusätzliche Förderung, die Marktprämie genannt wird (Marktprämienmodell). Diese Förderung ist ein einseitiger „Contract for Difference“-Vertrag, der sicherstellt, dass die Anlage monatlich mindestens die Einspeisevergütung erhält.

Insgesamt hat die Direktvermarktung das Ziel, erneuerbare Energien in den freien Markt zu integrieren, um Wettbewerbsfähigkeit und Flexibilität im Energiesystem zu gewährleisten.

Wie funktioniert Direktvermarktung?

Nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) haben Betreiber von Anlagen erneuerbarer Energien grundsätzlich Anspruch auf eine finanzielle Förderung über 20 Jahre ab Inbetriebnahme der Anlage. Art und Bedingungen der Förderung hängen von der Anlagengröße und dem Inbetriebnahmedatum ab. Kleine PV-Anlagen bis 100 Kilowatt  erhalten in der Regel eine feste Einspeisevergütung, während größere PV-Anlagen über das Marktprämienmodell direkt vermarktet werden müssen. PV-Anlagen über 750 Kilowatt oder einem Megawatt unterliegen meist Ausschreibungen. Für Ladeparks mit integrierten Photovoltaik(PV)-Anlagen gelten je nach Ausgestaltung und Eigenverbrauch besondere Regelungen.

Bei der Direktvermarktung verkauft der Anlagenbetreiber seinen Strom meist nicht selbst. Stattdessen arbeitet er mit einem Direktvermarkter zusammen, einem spezialisierten Dienstleister, der den gesamten Vermarktungsprozess übernimmt. Der Direktvermarkter prognostiziert die erwartete Stromerzeugung der erneuerbaren Anlage, verkauft den Strom an der Strombörse (wie an der EPEX für Spotmarkt oder an der EEX für Futures), verwaltet die Ausgleichsenergie und stellt sicher, dass alle regulatorischen und marktrelevanten Verpflichtungen erfüllt werden. So agiert der Direktvermarkter als Bilanzkreisverantwortlicher (BPR) und übernimmt die Ausgleichsverpflichtungen.

Für Anlagen, die sich noch innerhalb der 20-jährigen EEG-Förderperiode befinden, verkauft der Direktvermarkter den erzeugten Strom am Markt. Die Marktprämie wird in der Regel direkt vom Verteilnetzbetreiber (VNB) an den Anlagenbetreiber ausgezahlt. Auf diese Weise erhält der Betreiber die im EEG garantierten Mindesterlöse. In einigen Fällen, besonders bei vereinfachten Servicemodellen, kann der Direktvermarkter sowohl die Markterlöse als auch die Marktprämie im Auftrag des Anlagenbetreibers erhalten und als Gesamtbetrag (abzüglich einer Servicegebühr) weiterleiten. So können Erzeuger erneuerbarer Energien am Strommarkt teilnehmen, ohne sich selbst mit Handel oder regulatorischen Anforderungen auseinandersetzen zu müssen.

Direktvermarktungsmodelle in Deutschland

Bei der Direktvermarktung gibt es verschiedene Modelle für den Verkauf erneuerbarer Energie. Schauen wir uns die gebräuchlichsten Ansätze in Deutschland an:

Marktprämienmodell

Wie bereits erwähnt, ist das Marktprämienmodell das Standard- und am weitesten verbreitete Modell für große Kraftwerke in Deutschland. Dabei können Produzenten ihre erneuerbare Energie direkt am Spotmarkt (zum Beispiel an der EPEX Spot) verkaufen. So können sie zu gleichen Bedingungen mit konventionell erzeugtem Strom konkurrieren, wobei der Preis in Echtzeit durch Angebot und Nachfrage bestimmt wird.Um die Erzeuger erneuerbarer Energien vor Marktschwankungen zu schützen, erhalten sie eine Marktprämie, die zusätzlich zum Spotmarktpreis gezahlt wird. Diese Prämie gleicht Differenzen aus, wenn der Marktwert von Solarstrom unter den im EEG festgelegten garantierten Referenzpreis fällt. Außerdem werden damit zusätzliche Betriebskosten ausgeglichen, wie etwa Kosten für präzise Erzeugungsprognosen, das Management von Ausgleichsenergie sowie Handels- und Netzrisiken. Dadurch erhalten Produzenten erneuerbarer Energien eine Mindesteinnahme, die der traditionellen festen Einspeisevergütung entspricht. Das sorgt für finanzielle Sicherheit und fördert gleichzeitig die Marktteilnahme.

Das Marktprämienmodell kann jedoch nur innerhalb der 20-jährigen EEG-Förderperiode genutzt werden, danach können die meisten Anlagen aber weiterhin in der Direktvermarktung bleiben.

Regionale Direktvermarktung

Bei der regionalen Direktvermarktung wird der Strom aus der erneuerbaren Anlage direkt an lokale Verbraucher oder Unternehmen verkauft, statt über die nationale Strombörse. Das Ziel ist es, eine lokale Form von erneuerbarer Energie anzubieten, die Kunden in der unmittelbaren Umgebung der Energiequelle anspricht – zum Beispiel Nachbarschaften, nahe gelegene Städte oder regionale Unternehmen. Dieses Modell ist jedoch meist nicht förderfähig für die EEG-Marktprämie, da der Strom nicht über den standardisierten Marktprozess läuft, der für das EEG erforderlich ist.

Aufgrund des hohen administrativen und wirtschaftlichen Aufwands ist die regionale Direktvermarktung für Anlagenbetreiber eher selten, da sie Verträge und Beziehungen mit mehreren lokalen Abnehmern statt einem breiteren Markt benötigt. Zudem wurde 2017 mit dem Wegfall der besonderen EEG-Umlagebefreiung ein zentraler finanzieller Anreiz gestrichen, was dieses Modell im Vergleich zum Marktprämienmodell finanziell unattraktiv macht.

Post-EEG Direktvermarktung / Merchant PV

Da viele erneuerbare Anlagen, die Anfang der 2000er Jahre gebaut wurden, jetzt oder bald das Ende ihrer 20-jährigen EEG-Förderperiode erreichen, gewinnen alternative Vermarktungsmodelle zunehmend an Bedeutung. Nach Ablauf der EEG-Förderung müssen erneuerbare Energieanlagen ohne garantierte Einnahmen direkt auf dem freien Strommarkt konkurrieren. Diese Phase wird oft als Merchant PV oder Post-EEG Direktvermarktung bezeichnet.

Während Großanlagen langfristige Stromabnahmeverträge (Power Purchase Agreements, PPAs) mit Energieversorgern, Unternehmen oder Händlern abschließen können, setzen kleine PV-Anlagen meist weiterhin auf Direktvermarktungskanäle. Diese Anlagen können über virtuelle Kraftwerke gebündelt und hauptsächlich im Intraday-Spotmarkt vermarktet werden, was eine flexible und dezentrale Teilnahme am Energiemarkt über die EEG-Förderung hinaus ermöglicht.

Wie gridX Post-EEG- und Merchant-PV-Anlagen unterstützt

Um Betreiber in diesem Übergang optimal zu begleiten, bietet gridX passende Tools zur Optimierung unter realen Marktbedingungen an.

XENON

Mit XENON können Anlagenbetreiber durch intelligentes Lastmanagement und Peak Shaving in PV-Anlagen, E-Auto-Ladestationen (EV) und Speichersystemen Angebot und Nachfrage smart ausbalancieren. Das reduziert die Netzbelastung und senkt die Betriebskosten durch automatisierte Steuerung in Echtzeit.

Integration von Ausgleichsenergie- und Intraday-Märkten

Das XENON Flex-Modul ermöglicht die aktive Teilnahme an Ausgleichsenergie- und Intraday-Märkten, indem es die Flexibilität von Solar-, Batterie- und EV-Anlagen prognostiziert und bündelt. So kann in Echtzeit Marktdienstleistung erbracht werden, um Ungleichgewichte zu optimieren und Kosten durch Handel zu minimieren. Zusätzlich bietet das Modul eine API, um aggregierte Echtzeitdaten zu verwalten und Marktreaktionen zu automatisieren.

Prognose der PV-Abregelung

Für PV-Anlagen helfen unsere Prognosetools dabei, die erzeugte Energie optimal zu nutzen. Das System verwendet wetterbasierte Erzeugungsprognosen, die alle zehn Minuten aktualisiert werden, um genau vorherzusagen, wann Überschussstrom entsteht. Statt diesen Überschuss aufgrund von Netzengpässen (Abregelung) zu verschwenden, leitet die Lösung ihn intelligent zu vor Ort befindlichen Assets wie Batterien, E-Fahrzeugen oder Wärmepumpen weiter.

Expertentipps und weiterer Ausblick für Direktvermarktungsmodelle in Deutschland

Da immer mehr erneuerbare Energieanlagen die 20-jährige EEG-Förderperiode verlassen, entwickelt sich die Direktvermarktung von einem förderbasierten Modell hin zu einem zentralen Enabler für fortschrittliche Anwendungsfälle wie Merchant PV, flexiblen Handel und dynamische Netzinteraktion. Direktvermarktung ist längst nicht mehr nur eine Option, sondern wird zunehmend unerlässlich, um Anwendungsfälle wie explizite Flexibilität durch aggregierten Spotmarkt-Handel, Energiearbitrage nach §19 EEG und das Vermeiden von Abregelungspflichten wie der 60 Prozent-Einspeisebegrenzung für neue Kleinanlagen nach §9 EEG zu ermöglichen. Sie erlaubt Anlagenbetreibern auf Marktsignale zu reagieren, indem sie Strom einspeisen, wenn die Preise hoch sind, und den Eigenverbrauch priorisieren, wenn die Preise niedrig sind.

Dieser Wandel macht die enge Zusammenarbeit mit Direktvermarktern wichtiger denn je, da sie Marktzugang, Echtzeit-Handelsmöglichkeiten und technische Aggregation bieten. Diese Dienste sind besonders relevant für Kleinanlagen, die aktuell unabhängig von den Marktbedingungen Strom einspeisen und noch nicht in marktbasierte Mechanismen integriert sind.Tamika Balken, Product Manager Flexibility bei gridX, erklärt:

„Post-EEG Direktvermarktung erfordert maximale Flexibilität. Unser Ziel ist es, Anlagenbetreiber und Direktvermarkter dabei zu unterstützen, diese Flexibilität zu nutzen und neue Erlösquellen wie den Intraday-Handel zu erschließen.“

Zukünftig werden smarte Handelsstrategien, Echtzeit-Marktzugang über Direktvermarkter und automatisierte Energiemanagementsysteme wie XENON entscheidend sein, um Rentabilität und Wettbewerbsfähigkeit in einem förderfreien Energiemarkt sicherzustellen.