Jahrelang war das Gesch\u00e4ftsmodell eines Direktvermarkters simpel: Kunden finden, Wetterprognose erstellen, Strom am Day-Ahead-Markt verkaufen, im Intraday nachjustieren, Entgelt kassieren. Wer das konnte, hatte ein Gesch\u00e4ft. Wer es gut konnte, hatte ein gutes Gesch\u00e4ft.<\/p>\n
Diese Zeit ist vorbei.<\/p>\n
Nicht weil das Handwerk schwieriger geworden w\u00e4re \u2013 im Gegenteil. Der klassische Direktvermarktungsprozess ist zur Commodity geworden. Die Margen sind d\u00fcnn, die Algorithmen gut, der Markt konsolidiert. Was sich ver\u00e4ndert hat, ist das Umfeld: Der Strommarkt stellt neue Anforderungen, f\u00fcr die das alte Modell schlicht nicht gebaut wurde. Und wer sich nicht weiterentwickelt, wird verdr\u00e4ngt.<\/p>\n
Dank unserer Handelserfahrung, strukturierten Produkten und Prognosetechnologie k\u00f6nnen wir gro\u00dfe Portfolios an erneuerbaren und flexiblen Energien zu wettbewerbsf\u00e4higen Preisen bewirtschaften.<\/span><\/span><\/span><\/span><\/p>\n <\/span> Mehr erfahren<\/span><\/span> <\/a> <\/p>\n Das klassische Direktvermarktungsmodell hat seinen Ursprung in einer sehr spezifischen Welt: Anlagen im EEG-F\u00f6rderprogramm, stabile Preiserwartungen, ein klarer Auftrag. Ein Anlagenbetreiber mit 15 MW Wind oder Solar braucht jemanden, der seinen Strom in den Bilanzkreis nimmt, eine t\u00e4gliche Prognose erstellt, Abweichungen im Intraday nachjustiert und die Ausgleichsenergieabrechnung mit dem \u00dcbertragungsnetzbetreiber abwickelt. Daf\u00fcr gibt es ein Entgelt von typischerweise rund 2 Euro pro Megawattstunde \u2013 je nach Portfoliogr\u00f6\u00dfe und Standort.<\/p>\n Das ist kein triviales Gesch\u00e4ft. Aber es ist eines, das viele Unternehmen inzwischen sehr gut beherrschen. Bessere Wettermodelle, automatisierte Handelsalgorithmen, skalierte Backoffice-Prozesse: Was fr\u00fcher Expertise erforderte, ist heute gut standardisierbar. Wer nur diese Leistung anbietet, konkurriert auf einem Markt mit sehr d\u00fcnnen Margen und sehr viel Wettbewerb. Sich dort zu differenzieren, wird immer schwieriger.<\/p>\n Die Konsolidierung ist bereits in vollem Gange. Die meisten unabh\u00e4ngigen Direktvermarkter sind mittlerweile Teil gro\u00dfer Utilities oder \u00d6lfirmen \u2013 Total, Shell, EnBW, RWE. Auch Citadel FlexPower war lange ein unabh\u00e4ngiger Player, bevor wir Teil von Citadel<\/a> wurden. Gr\u00f6\u00dfe und Scale spielen eine entscheidende Rolle und zwar nicht nur in der Execution, sondern besonders dort, wo das klassische Direktvermarktungsmodell an seine Grenzen st\u00f6\u00dft.<\/p>\n Die Ukraine-Krise 2021\/22 hat etwas offenbart, das vorher nur theoretisch relevant schien: Wenn Frontjahrespreise von damals \u00fcblichen 100 Euro auf zeitweise \u00fcber 1.000 Euro pro Megawattstunde steigen, wollen Anlagenbetreiber diese Preise sichern. Nicht f\u00fcr 20 Jahre \u2013 aber vielleicht f\u00fcr ein, zwei, drei Jahre<\/a>. Und gerade jetzt, in der aktuellen Marktsituation rund um den Krieg in Nahost, ist dieser Impuls wieder sehr lebendig.<\/p>\n Das Problem: Ein kurz- bis mittelfristiger PPA <\/a>\u00fcber mehrere hundert Megawatt erreicht schnell ein Notional von 100 Millionen Euro. Dieses Risiko gegen\u00fcber einem Direktvermarkter mit einem Balance Sheet von zehn Millionen Euro einzugehen, l\u00e4sst keine Compliance-Abteilung zu. Egal wie gut der Service ist.<\/p>\n Hinzu kommen strukturierte Stromprodukte auf der Abnehmerseite \u2013 etwa die Lieferung von Solarstrom in definierten Stunden direkt an einen Industriekunden, zeitgleich, regional, mit Herkunftsnachweis. Genau das suchen zum Beispiel Rechenzentren<\/a> wie Google, die nicht nur gr\u00fcnen Strom wollen, sondern gr\u00fcnen Strom zum Zeitpunkt des Verbrauchs, aus der Region. F\u00fcr ein solches Produkt braucht man ein Risk- und Structuring-Desk, das in der Lage ist, das Risiko zu bepreisen, zu hedgen \u2013 und glaubw\u00fcrdig \u00fcber Jahre zu halten. Auch das ist eine Frage des Balance Sheets und der H\u00e4ndlerkapazit\u00e4t.<\/p>\n Wer nur die Produktionsseite abdeckt und Strom stumpf an die B\u00f6rse schickt, kann weder das eine noch das andere bieten.<\/p>\n Inzwischen will kaum ein PV-Entwickler eine neue Freifl\u00e4chenanlage ohne Batteriespeicher bauen. Das bedeutet: Das Wachstumssegment des Marktes ist k\u00fcnftig fast ausschlie\u00dflich f\u00fcr Unternehmen offen, die beide Assets gemeinsam vermarkten k\u00f6nnen.<\/p>\n Regulatorisch ist das in den meisten F\u00e4llen ohnehin keine Frage der Pr\u00e4ferenz: Co-Located-Batterien und Solaranlagen liegen hinter einem Z\u00e4hler. Sie lassen sich nicht an zwei verschiedene Vermarkter aufteilen.<\/p>\n Doch der Sprung von der Wind- und PV-Vermarktung zur Batterievermarktung <\/a>ist substanziell. Batterien brauchen Handelsalgorithmen, die 24\/7 vollautomatisiert in Regelenergie<\/a>– und Intraday-M\u00e4rkten optimieren \u2013 mit einer Komplexit\u00e4t, die vier Stufen \u00fcber der klassischen Prognose-und-Day-Ahead-Routine liegt. Noch nicht ber\u00fccksichtigt sind dann die Interdependenzen: Wenn eine Netzanschlussbeschr\u00e4nkung, ein PPA dahinter und der optimierte Batteriebetrieb gleichzeitig koordiniert werden m\u00fcssen, ist das eine Automatisierungsaufgabe, f\u00fcr die die meisten reinen Direktvermarkter schlicht nicht ausger\u00fcstet sind.<\/p>\n Noch ist die Regelenergie f\u00fcr Wind- und Solaranlagen in Deutschland weitgehend verschlossen. In anderen europ\u00e4ischen M\u00e4rkten ist das l\u00e4ngst anders. Und die \u00d6ffnung kommt auch hierzulande. Ein Direktvermarkter, der heute nicht in der Lage ist, Regelenergie zu vermarkten, wird auch diesen \u00dcbergang nicht gut begleiten k\u00f6nnen.<\/p>\n Auch f\u00fcr einen co-located Batteriespeicher entfallen rund 30 Prozent der Erl\u00f6sm\u00f6glichkeiten auf die Regelenergiem\u00e4rkte. Wer das nicht anbieten kann, vermarktet einen erheblichen Teil des Asset-Werts gar nicht \u2013 ein strukturelles Problem f\u00fcr jede Anlage, die nicht staatlich gef\u00f6rdert wird.<\/p>\n Neben diesen drei strukturellen Druckkr\u00e4ften entsteht gerade ein weiteres Thema, das f\u00fcr den Markt erhebliche Konsequenzen hat: die ausgef\u00f6rderten Anlagen. Allein bei Windenergie an Land hatten Mitte 2025 Anlagen mit 11,3 GW installierter Leistung ihre EEG-Verg\u00fctung bereits verloren<\/a> \u2013 und dieser Anteil w\u00e4chst Jahr f\u00fcr 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 gro\u00df geworden und haben entsprechend wenig Erfahrung damit, Preisrisiken selbst zu tragen. Die naheliegende Antwort ist ein PPA \u2013 aber auch hier ist nicht jeder Direktvermarkter ein geeigneter Partner. Wer einem \u00dc20-Windpark f\u00fcr drei Jahre einen festen Preis zusichern will, muss dieses Risiko hedgen <\/a>und halten k\u00f6nnen. Wer einem Anlagenbetreiber anbieten will, die Anlage automatisch bei Stundenpreisen unterhalb von null abzuschalten \u2013 ein Produkt, das im Post-EEG-Kontext sehr gefragt ist \u2013, braucht sowohl einen zuverl\u00e4ssigen Algorithmus als auch eine 24\/7-Betriebsf\u00e4higkeit, die viele kleinere H\u00e4user nicht haben. Auch f\u00fcr ausgef\u00f6rderte Anlagen gilt also: Die Anforderungen an den Vermarktungspartner sind gestiegen, und zwar erheblich.<\/p>\n Die vielleicht tiefgreifendste Ver\u00e4nderung ist keine Produkt-, sondern eine Kulturfrage.<\/p>\n Ein klassischer Direktvermarkter versteht sich als Dienstleister: guter Service, niedrige Kosten, stabile Entgeltmarge. Das Modell ist auf Kontinuit\u00e4t ausgelegt, nicht auf Volatilit\u00e4t. Und genau dort liegt das Risiko \u2013 denn der Strommarkt ist in seiner Natur volatil.<\/p>\n Die Ukraine-Krise hat das drastisch gezeigt: Bilanzierungskosten, die f\u00fcr 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 pl\u00f6tzlich von 6 Euro Mehrkosten getroffen. Direktvermarkter ohne aktives Trading Desk hatten keine M\u00f6glichkeit, von der gestiegenen Volatilit\u00e4t auf der anderen Seite zu profitieren \u2013 und damit auch keinen nat\u00fcrlichen Puffer.<\/p>\n Ein moderner H\u00e4ndler 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 \u2013 man beantwortet sie t\u00e4glich. Das erfordert Menschen, nicht nur Algorithmen. Stromm\u00e4rkte sind zu erratisch, zu sehr von kurzfristigen Ereignissen getrieben, als dass rein systematische Modelle dauerhaft mithalten k\u00f6nnten. Unsere Erfahrung zeigt: Ein mit menschlichen H\u00e4ndlern besetzter Desk \u2013 24\/7, in mehreren M\u00e4rkten \u2013 schl\u00e4gt rein algorithmische Systeme in dieser Disziplin klar.<\/p>\n F\u00fcr Anlagenbetreiber ist das \u00fcbrigens nicht nur eine akademische Frage. Ein Direktvermarkter h\u00e4lt \u00fcber Monate die Erl\u00f6se seiner Kunden \u2013 und zahlt oft erst zwei Monate sp\u00e4ter aus. Wer sicherstellen will, dass sein Geld sicher ist, sollte sich fragen: Kann dieser Partner eine echte Marktkrise \u00fcberleben?<\/p>\n \u201eDirektvermarkter“ war nie ein besonders treffender Begriff \u2013 er beschreibt einen Prozess, keine Kompetenz. Was der Markt heute braucht und k\u00fcnftig noch st\u00e4rker brauchen wird, ist etwas anderes: Stromh\u00e4ndler und Risk Manager, die auf beiden Seiten des Marktes agieren k\u00f6nnen, strukturierte Produkte anbieten, Flexibilit\u00e4t integriert vermarkten und Volatilit\u00e4t nicht als Risiko, sondern als Arbeitsgrundlage verstehen.<\/p>\n Die Konsolidierung, die bereits stattfindet, ist kein Zufall. Sie ist die logische Konsequenz davon, dass ein Markt, der jahrelang von Subventionen und stabilen Strukturen gepr\u00e4gt war, erwachsen wird. Wer das mitgemacht hat, wei\u00df: Das Handwerk war nie das Problem. Die Frage ist, was man damit macht.<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":" Direktvermarktung wird zur Commodity. Wer heute nur Strom prognostiziert und handelt, verliert den Markt. 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Drei Kr\u00e4fte, die das Gesch\u00e4ftsmodell sprengen<\/h2>\n
Strukturierte Produkte und PPAs brauchen Balance Sheet<\/h3>\n
Co-Location und Batterien verlangen eine andere Kompetenzklasse<\/h3>\n
Regelenergie wird zum Pflichtprogramm<\/h3>\n
Post-EEG: Das \u00fcbersehene Wachstumssegment<\/h2>\n
Vom Serviceunternehmen zum Risk Manager<\/h2>\n
Ein neues Wort f\u00fcr eine neue Rolle<\/h2>\n
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