Jahrelang war das Geschäftsmodell eines Direktvermarkters simpel: Kunden finden, Wetterprognose erstellen, Strom am Day-Ahead-Markt verkaufen, im Intraday nachjustieren, Entgelt kassieren. Wer das konnte, hatte ein Geschäft. Wer es gut konnte, hatte ein gutes Geschäft.
Diese Zeit ist vorbei.
Nicht weil das Handwerk schwieriger geworden wäre – im Gegenteil. Der klassische Direktvermarktungsprozess ist zur Commodity geworden. Die Margen sind dünn, die Algorithmen gut, der Markt konsolidiert. Was sich verändert hat, ist das Umfeld: Der Strommarkt stellt neue Anforderungen, für die das alte Modell schlicht nicht gebaut wurde. Und wer sich nicht weiterentwickelt, wird verdrängt.
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Was ein Direktvermarkter bisher getan hat – und warum das heute nicht mehr genug ist
Das klassische Direktvermarktungsmodell hat seinen Ursprung in einer sehr spezifischen Welt: Anlagen im EEG-Förderprogramm, stabile Preiserwartungen, ein klarer Auftrag. Ein Anlagenbetreiber mit 15 MW Wind oder Solar braucht jemanden, der seinen Strom in den Bilanzkreis nimmt, eine tägliche Prognose erstellt, Abweichungen im Intraday nachjustiert und die Ausgleichsenergieabrechnung mit dem Übertragungsnetzbetreiber abwickelt. Dafür gibt es ein Entgelt von typischerweise rund 2 Euro pro Megawattstunde – je nach Portfoliogröße und Standort.
Das ist kein triviales Geschäft. Aber es ist eines, das viele Unternehmen inzwischen sehr gut beherrschen. Bessere Wettermodelle, automatisierte Handelsalgorithmen, skalierte Backoffice-Prozesse: Was früher Expertise erforderte, ist heute gut standardisierbar. Wer nur diese Leistung anbietet, konkurriert auf einem Markt mit sehr dünnen Margen und sehr viel Wettbewerb. Sich dort zu differenzieren, wird immer schwieriger.
Die Konsolidierung ist bereits in vollem Gange. Die meisten unabhängigen Direktvermarkter sind mittlerweile Teil großer Utilities oder Ölfirmen – Total, Shell, EnBW, RWE. Auch Citadel FlexPower war lange ein unabhängiger Player, bevor wir Teil von Citadel wurden. Größe und Scale spielen eine entscheidende Rolle und zwar nicht nur in der Execution, sondern besonders dort, wo das klassische Direktvermarktungsmodell an seine Grenzen stößt.
Drei Kräfte, die das Geschäftsmodell sprengen
Strukturierte Produkte und PPAs brauchen Balance Sheet
Die Ukraine-Krise 2021/22 hat etwas offenbart, das vorher nur theoretisch relevant schien: Wenn Frontjahrespreise von damals üblichen 100 Euro auf zeitweise über 1.000 Euro pro Megawattstunde steigen, wollen Anlagenbetreiber diese Preise sichern. Nicht für 20 Jahre – aber vielleicht für ein, zwei, drei Jahre. Und gerade jetzt, in der aktuellen Marktsituation rund um den Krieg in Nahost, ist dieser Impuls wieder sehr lebendig.
Das Problem: Ein kurz- bis mittelfristiger PPA über mehrere hundert Megawatt erreicht schnell ein Notional von 100 Millionen Euro. Dieses Risiko gegenüber einem Direktvermarkter mit einem Balance Sheet von zehn Millionen Euro einzugehen, lässt keine Compliance-Abteilung zu. Egal wie gut der Service ist.
Hinzu kommen strukturierte Stromprodukte auf der Abnehmerseite – etwa die Lieferung von Solarstrom in definierten Stunden direkt an einen Industriekunden, zeitgleich, regional, mit Herkunftsnachweis. Genau das suchen zum Beispiel Rechenzentren wie Google, die nicht nur grünen Strom wollen, sondern grünen Strom zum Zeitpunkt des Verbrauchs, aus der Region. Für ein solches Produkt braucht man ein Risk- und Structuring-Desk, das in der Lage ist, das Risiko zu bepreisen, zu hedgen – und glaubwürdig über Jahre zu halten. Auch das ist eine Frage des Balance Sheets und der Händlerkapazität.
Wer nur die Produktionsseite abdeckt und Strom stumpf an die Börse schickt, kann weder das eine noch das andere bieten.
Co-Location und Batterien verlangen eine andere Kompetenzklasse
Inzwischen will kaum ein PV-Entwickler eine neue Freiflächenanlage ohne Batteriespeicher bauen. Das bedeutet: Das Wachstumssegment des Marktes ist künftig fast ausschließlich für Unternehmen offen, die beide Assets gemeinsam vermarkten können.
Regulatorisch ist das in den meisten Fällen ohnehin keine Frage der Präferenz: Co-Located-Batterien und Solaranlagen liegen hinter einem Zähler. Sie lassen sich nicht an zwei verschiedene Vermarkter aufteilen.
Doch der Sprung von der Wind- und PV-Vermarktung zur Batterievermarktung ist substanziell. Batterien brauchen Handelsalgorithmen, die 24/7 vollautomatisiert in Regelenergie- und Intraday-Märkten optimieren – mit einer Komplexität, die vier Stufen über der klassischen Prognose-und-Day-Ahead-Routine liegt. Noch nicht berücksichtigt sind dann die Interdependenzen: Wenn eine Netzanschlussbeschränkung, ein PPA dahinter und der optimierte Batteriebetrieb gleichzeitig koordiniert werden müssen, ist das eine Automatisierungsaufgabe, für die die meisten reinen Direktvermarkter schlicht nicht ausgerüstet sind.
Regelenergie wird zum Pflichtprogramm
Noch ist die Regelenergie für Wind- und Solaranlagen in Deutschland weitgehend verschlossen. In anderen europäischen Märkten ist das längst anders. Und die Öffnung kommt auch hierzulande. Ein Direktvermarkter, der heute nicht in der Lage ist, Regelenergie zu vermarkten, wird auch diesen Übergang nicht gut begleiten können.
Auch für einen co-located Batteriespeicher entfallen rund 30 Prozent der Erlösmöglichkeiten auf die Regelenergiemärkte. Wer das nicht anbieten kann, vermarktet einen erheblichen Teil des Asset-Werts gar nicht – ein strukturelles Problem für jede Anlage, die nicht staatlich gefördert wird.
Post-EEG: Das übersehene Wachstumssegment
Neben diesen drei strukturellen Druckkräften entsteht gerade ein weiteres Thema, das für den Markt erhebliche Konsequenzen hat: die ausgeförderten Anlagen. Allein bei Windenergie an Land hatten Mitte 2025 Anlagen mit 11,3 GW installierter Leistung ihre EEG-Vergütung bereits verloren – und dieser Anteil wächst Jahr für Jahr weiter. Diese Anlagen produzieren weiter Strom, stehen aber ohne die Preissicherheit da, die das EEG jahrelang geboten hat. Viele ihrer Betreiber sind aus genau dieser Sicherheit heraus groß geworden und haben entsprechend wenig Erfahrung damit, Preisrisiken selbst zu tragen. Die naheliegende Antwort ist ein PPA – aber auch hier ist nicht jeder Direktvermarkter ein geeigneter Partner. Wer einem Ü20-Windpark für drei Jahre einen festen Preis zusichern will, muss dieses Risiko hedgen und halten können. Wer einem Anlagenbetreiber anbieten will, die Anlage automatisch bei Stundenpreisen unterhalb von null abzuschalten – ein Produkt, das im Post-EEG-Kontext sehr gefragt ist –, braucht sowohl einen zuverlässigen Algorithmus als auch eine 24/7-Betriebsfähigkeit, die viele kleinere Häuser nicht haben. Auch für ausgeförderte Anlagen gilt also: Die Anforderungen an den Vermarktungspartner sind gestiegen, und zwar erheblich.
Vom Serviceunternehmen zum Risk Manager
Die vielleicht tiefgreifendste Veränderung ist keine Produkt-, sondern eine Kulturfrage.
Ein klassischer Direktvermarkter versteht sich als Dienstleister: guter Service, niedrige Kosten, stabile Entgeltmarge. Das Modell ist auf Kontinuität ausgelegt, nicht auf Volatilität. Und genau dort liegt das Risiko – denn der Strommarkt ist in seiner Natur volatil.
Die Ukraine-Krise hat das drastisch gezeigt: Bilanzierungskosten, die für 1,50 Euro pro Megawattstunde kalkuliert worden waren, stiegen in der Krise auf 7 bis 8 Euro. Wer mit einer Marge von 50 Cent kalkuliert hatte, wurde plötzlich von 6 Euro Mehrkosten getroffen. Direktvermarkter ohne aktives Trading Desk hatten keine Möglichkeit, von der gestiegenen Volatilität auf der anderen Seite zu profitieren – und damit auch keinen natürlichen Puffer.
Ein moderner Händler denkt strukturell in Risikopositionen: Welche Risiken trage ich, in welcher Marktlage profitiere ich, wie sichere ich mich ab, wenn eine Seite des Portfolios leidet? Diese Frage stellt man nicht einmal im Jahr – man beantwortet sie täglich. Das erfordert Menschen, nicht nur Algorithmen. Strommärkte sind zu erratisch, zu sehr von kurzfristigen Ereignissen getrieben, als dass rein systematische Modelle dauerhaft mithalten könnten. Unsere Erfahrung zeigt: Ein mit menschlichen Händlern besetzter Desk – 24/7, in mehreren Märkten – schlägt rein algorithmische Systeme in dieser Disziplin klar.
Für Anlagenbetreiber ist das übrigens nicht nur eine akademische Frage. Ein Direktvermarkter hält über Monate die Erlöse seiner Kunden – und zahlt oft erst zwei Monate später aus. Wer sicherstellen will, dass sein Geld sicher ist, sollte sich fragen: Kann dieser Partner eine echte Marktkrise überleben?
Ein neues Wort für eine neue Rolle
„Direktvermarkter" war nie ein besonders treffender Begriff – er beschreibt einen Prozess, keine Kompetenz. Was der Markt heute braucht und künftig noch stärker brauchen wird, ist etwas anderes: Stromhändler und Risk Manager, die auf beiden Seiten des Marktes agieren können, strukturierte Produkte anbieten, Flexibilität integriert vermarkten und Volatilität nicht als Risiko, sondern als Arbeitsgrundlage verstehen.
Die Konsolidierung, die bereits stattfindet, ist kein Zufall. Sie ist die logische Konsequenz davon, dass ein Markt, der jahrelang von Subventionen und stabilen Strukturen geprägt war, erwachsen wird. Wer das mitgemacht hat, weiß: Das Handwerk war nie das Problem. Die Frage ist, was man damit macht.