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Beiträge

| Fachbeitrag | Direktvermarktung erneuerbarer Energien

© adege/Pixabay

| Jonas Klamka |

Weite Teile des in Deutschland produzierten EEG-Stroms werden im Rahmen der Direktvermarktung über die Strombörse vermarktet. Die verpflichtende Direktvermarktung soll die erneuerbaren Energien an ein marktwirtschaftliches Umfeld heranführen und so die Marktintegration EEG-geförderter Anlagen verbessern. Dieser Fachbeitrag stellt die Prozesse der Direktvermarktung sowie die damit einhergehenden Erfordernisse kompakt dar und bietet eine Marktübersicht.

Von der Einspeisevergütung zur Direktvermarktung
Zur Finanzierung von Erneuerbare-Energien-Anlagen besteht neben der Einspeisevergütung die Möglichkeit, den Strom aus EEG-geförderten Anlagen direkt zu vermarkten. Zunächst wurde dies durch die geförderte Direktvermarktung (oder auch Marktprämienmodell) als Wahloption im EEG 2012 eingeführt und seitdem sukzessiv erweitert und inzwischen für Neuanlagen ab einer Leistung von 100 kW zur Pflicht gemacht. Ziel der verpflichtenden Direktvermarktung ist eine Heranführung der erneuerbaren Energien an ein marktwirtschaftliches Umfeld und damit einhergehend die verbesserte Marktintegration EEG-geförderter Anlagen. Zusätzlich besteht aber auch die Option, freiwillig – auch mit Anlagen geringerer Leistung – in die geförderte Direktvermarktung zu wechseln. Neben der geförderten Direktvermarktung gibt es auch die sogenannte sonstige Direktvermarktung, bei der keine gesetzliche Vergütung für die Erzeugungsmengen gezahlt wird (siehe Abbildung 4).

Große Teile des in Deutschland produzierten EEG-Stroms werden heute im Rahmen der Direktvermarktung über die Strombörse vermarktet (Abbildung 1). Die Direktvermarktung ist somit in weniger als 10 Jahren zum Standard bei der Vermarktung von EEG-Strom geworden.

Abbildung 1: Entwicklung der Jahresarbeit nach fester Einspeisevergütung und Direktvermarktung (inkl. Sonstiger Direktvermarktung und Grünstromprivileg bis 2014) 2009-2019. Quelle: BMWi (2020)

Abbildung 1: Entwicklung der Jahresarbeit nach fester Einspeisevergütung und Direktvermarktung (inkl. Sonstiger Direktvermarktung und Grünstromprivileg bis 2014) 2009-2019. Quelle: BMWi (2020)

Ein wesentlicher Unterschied zwischen der geförderten Direktvermarktung und der festen Einspeisevergütung ist, dass bei dem Modell der festen Einspeisevergütung die Einnahmen nur aus der gesetzlichen Vergütung stammen, während sie bei der geförderten Direktvermarktung aus zwei Quellen kommen, der Marktprämie, ausgezahlt vom Netzbetreiber, und dem Marktwert, ausgezahlt vom Direktvermarktungsunternehmen. Gemeinsam ist beiden Ansätzen, dass die Vergütungszahlungen über die EEG-Umlage finanziert und für die Förderperiode von 20 Jahren gezahlt werden.

Für einen Teil der Anlagen, wird die Höhe dieser Vergütung zeitpunkt-, technologie- und größenabhängig durch den Gesetzgeber festgelegt, für andere Anlagen wird die Höhe in Ausschreibungen durch die Bundesnetzagentur bestimmt.

Obwohl der EEG-geförderte Strom aus erneuerbaren Energien stammt, verliert er die Möglichkeit, seine positive Umwelteigenschaft in Form von Herkunftsnachweisen zu vermarkten. Das heißt, für Strom aus Anlagen, die eine Vergütung gemäß EEG erhalten, dürfen keine Herkunftsnachweise ausgestellt werden. Dies ist durch das Doppelvermarktungsverbot (§ 80 EEG 2017) geregelt. Ziel des Gesetzgebers ist es, die mehrfache Vergütung der positiven Umwelteigenschaften dieses Stroms zu verhindern.

In Abbildung 2 (linke Seite) sind die (bilanziellen) Stromflüsse und Zahlungsflüsse innerhalb der Einspeisevergütung schematisch dargestellt. Der Anlagenbetreiber speist den Strom ein und bekommt vom Netzbetreiber die EEG-Vergütung für seine Anlage aus dem EEG-Konto ausgezahlt. Die Netzbetreiber veräußern den Strom am Strommarkt. Die Erlöse werden auf das EEG-Konto eingezahlt. Die Lücke im EEG-Konto zwischen Strommarkterlösen und den Vergütungsauszahlungen wird durch die EEG-Umlage geschlossen. Diese wird von den Endverbrauchern in unterschiedlicher Höhe gezahlt. Es fällt beispielsweise für stromkostenintensive Unternehmen oder Eigenversorger eine reduzierte EEG-Umlage an.

Abbildung 2: Unterschied zwischen der Einspeisevergütung und der geförderten Direktvermarktung © EnergieAgentur.NRW

Abbildung 2: Unterschied zwischen der Einspeisevergütung und der geförderten Direktvermarktung © EnergieAgentur.NRW

Geförderte Direktvermarktung
Bei der geförderten Direktvermarktung wird der Strom nicht mehr an die Netzbetreiber geliefert und durch diese vermarktet, sondern an einen Dritten verkauft. Da für die allermeisten Anlagenbetreiber eine eigenständige Vermarktung des Stroms ihrer Anlagen mit zu hohen Kosten verbunden wäre, ist dieser Dritte in der Regel ein spezialisiertes Direktvermarktungsunternehmen (DVU) oder ein Energieversorger, der die Direktvermarktung von EEG-Anlagen anbietet. In Abbildung 2 (rechte Seite) ist der Ablauf der geförderten Direktvermarktung schematisch für den Fall, dass das DVU die gesamte Erzeugung am Spotmarkt verkauft, dargestellt. Der Anlagenbetreiber veräußert den Strom an das DVU und erhält von diesem für jede Kilowattstunde den technologiespezifischen Marktwert. Das DVU bekommt im Gegenzug für seine Dienstleistung ein Entgelt vom Anlagenbetreiber. Als zweite Zahlung bekommt der Anlagenbetreiber vom Netzbetreiber seine individuelle Marktprämie. Dabei entsprechen Marktprämie und Marktwert der individuellen Vergütung der Anlage, welche auch als anzulegender Wert bezeichnet wird. Da über die Marktprämie immer die Differenz von Marktwert zu anzulegendem Wert ausgeglichen wird und sie somit über die Zeit schwankt, wird diese auch gleitende Marktprämie genannt. Die Summe aus schwankendem Marktwert und gleitender Marktprämie bleibt dabei also konstant.

Anzulegender Wert (zzgl. Vermarktungsprämie) = Marktwert + Marktprämie

Der Marktwert wird bisher auf Monatsbasis für die unterschiedlichen Technologien ermittelt. Dazu wird – beispielsweise für den Fall Photovoltaik – für jede Stunde h des Monats die PV-Erzeugung qh mit dem zugehörigen stündlichen Spotpreis ph an der Strombörse multipliziert. Anschließend werden diese Werte aufsummiert und durch die Summe der gesamten Monatsproduktion von PV dividiert. Im Ergebnis erhält man den durchschnittlichen Marktwert einer Kilowattstunde PV-Strom im betreffenden Monat.

 

Die technologiespezifischen Monatsmarktwerte werden auf der Informationsplattform der deutschen Übertragungsnetzbetreiber veröffentlicht.

Abbildung 3 verdeutlicht, dass es bei der Betrachtung der Erlöse in der geförderten Direktvermarktung zwei Perspektiven gibt. Aus Sicht des Anlagenbetreibers ist die Referenzgröße der seiner Anlage zugeordnete anzulegende Wert (Abbildung 3, Balken 1). Diese individuelle Vergütung wird für Windenergieanlagen und Solaranlagen um 0,4 Ct/kWh Vermarktungsprämie erhöht. Für steuerbare EEG-Anlagen erhöht sich der anzulegende Wert um 0,2 Ct/kWh. Durch diese zusätzliche Zahlung soll der Mehraufwand (beispielsweise Anbahnungskosten, Entgelt für das DVU, zusätzliche Kosten für Fernsteuerbarkeit) durch die Direktvermarktung pauschal berücksichtigt werden (Abbildung 3, Balken 2). Entsprechen sich zusätzliche Vermarktungskosten und Vermarktungsprämie, ist der Anlagenbetreiber gegenüber der festen Einspeisevergütung genau gleichgestellt. Unter dem Strich erhält der Anlagenbetreiber dann den anzulegenden Wert.

Abbildung 3: Zusammensetzung der Erlöse in der geförderten Direktvermarktung. DV-Erlöse1 stellt die Situation dar, wenn durch die Vermarktung der Anlagen überdurchschnittliche Erlöse erzielt werden. DV-Erlöse2 stellt die Situation unterdurchschnittlicher Erlöse dar. © EnergieAgentur.NRW

Abbildung 3: Zusammensetzung der Erlöse in der geförderten Direktvermarktung. DV-Erlöse1 stellt die Situation dar, wenn durch die Vermarktung der Anlagen überdurchschnittliche Erlöse erzielt werden. DV-Erlöse2 stellt die Situation unterdurchschnittlicher Erlöse dar. © EnergieAgentur.NRW

Aus Sicht des DVUs stehen die erzielbaren Gewinne im Mittelpunkt. Dabei werden neben der Einnahmenseite, also beispielsweise die Erlöse am Spotmarkt, auch die Kosten der Vermarktung betrachtet. Als Referenzgröße dient dann der technologiespezifische Marktwert, den das DVU an den Anlagenbetreiber weiterreichen muss. Vereinfacht gilt also, wenn die erzielten Erlöse und das Direktvermarktungsentgelt in Summe mindestens dem weiterzureichenden Marktwert entsprechen, ist für das DVU eine Vermarktung der Anlage wirtschaftlich. Da die Höhe des Marktwerts gesetzlich geregelt ist, berücksichtigt das DVU seine Vermarktungskosten bei der Höhe des Direktvermarktungsentgelts (eine detailliertere Kostendarstellung erfolgt in Abschnitt Direktvermarktung aus Anbietersicht).

Da der Monatsmarktwert, der zur Ermittlung der individuellen Marktprämie herangezogen wird, den durchschnittlichen Marktwert der Erzeugung aller Anlagen der jeweiligen Technologie abbildet, können sich die individuellen Vermarktungserlöse von diesem Wert unterscheiden. Durch einen Anlagenbestand mit durchweg hoher Standortgüte und optimierter Vermarktung lässt sich also ein Erlös oberhalb des Monatsmarktwertes erzielen (Balken 4). Analog gilt jedoch auch, dass wenn unterdurchschnittliche Vermarktungserlöse erzielt werden, diese unterhalb des Monatsmarktwertes liegen können (Balken 5). Dies versucht das Direktvermarktungsunternehmen bei der Höhe der individuellen Vermarktungsentgelte zu berücksichtigen. Inwieweit der Anlagenbetreiber dadurch zusätzliche Erlöse erzielt oder Abstriche hinnehmen muss, hängt am Ende von den vertraglichen Vereinbarungen zwischen Anlagenbetreiber und DVU ab.

Für Anlagen in der geförderten Direktvermarktung besteht zusätzlich die Möglichkeit, sich Regionalnachweise ausstellen zu lassen, wenn der Strom innerhalb eines Radius von 50 km um die EE-Anlage verbraucht wird (EA.paper #5). Diese sind aus Vertriebssicht für Stromtarife attraktiv, für die ein Anteil an regionaler Erzeugung aus EEG-geförderten Anlagen ausgewiesen werden soll.

Sonstige Direktvermarktung
Neben der geförderten Direktvermarktung gibt es auch die Möglichkeit der sogenannten sonstigen Direktvermarktung (Abbildung 4). Letztere unterscheidet sich darin, dass kein Anspruch auf die Marktprämie nach dem EEG besteht. Dies führt im Umkehrschluss jedoch dazu, dass das erwähnte Doppelvermarktungsverbot (§ 80 EEG) entfällt, die positive Umwelteigenschaft des Stroms also erhalten bleibt, und für den erzeugten Strom ein Anspruch auf Herkunftsnachweise besteht. Diese werden über das Herkunftsnachweisregister durch das Umweltbundesamt ausgegeben. In der sonstigen Direktvermarktung bekommt der Anlagenbetreiber für seinen Strom ein individuell vereinbartes Entgelt vom DVU und bezahlt dieses für die Vermarktung des Stroms. Zusätzliche Einnahmen können durch den Handel mit Herkunftsnachweisen erzielt werden. Der Anlagenbetreiber muss seine Anlage beim Herkunftsnachweisregister registrieren lassen und kann sich anschließend pro erzeugter Megawattstunde einen Herkunftsnachweis ausstellen lassen. Hierfür fallen einmalige Registrierungskosten, jährliche Grundgebühren sowie eine Gebühr pro ausgestelltem Nachweis an (Die Höhe der Kosten wird in der Herkunfts- und Regionalnachweisdurchführungsverordnung geregelt). Diese Herkunftsnachweise kann der Anlagenbetreiber anschließend vermarkten. Nachfrager solcher Herkunftsnachweise sind beispielsweise Anbieter von Ökostromprodukten.

Abbildung 4: Ablauf sonstige Direktvermarktung © EnergieAgentur.NRW

Abbildung 4: Ablauf sonstige Direktvermarktung © EnergieAgentur.NRW

Direktvermarktung aus Sicht des Direktvermarktungsunternehmens
Hinter der Direktvermarktung von Strom verbirgt sich also erstmal nicht viel mehr als der Weiterverkauf der Strommengen, die über die geförderte oder sonstige Direktvermarktung über den Netzbetreiber bilanziell an den Direktvermarkter geliefert werden. Da es sich bei Strom jedoch um ein Gut mit besonderen Eigenschaften handelt, ist der Weiterverkauf des Stroms mit einigen Erfordernissen und Herausforderungen verbunden.

Zu diesen besonderen Eigenschaften des Guts Strom gehören unter anderem die Leitungsgebundenheit, die notwendige Gleichzeitigkeit von Erzeugung und Verbrauch sowie die beschränkte und relativ kostenintensive Speicherfähigkeit. Hinzu kommen die zusätzlichen Herausforderungen, die mit der Vermarktung von wetterabhängigen Erzeugungstechnologien wie PV und Windenergie einhergehen, wie die Prognose der Erzeugung und der Ausgleich bei Abweichungen.

Welche Prozesse finden auf der Seite der Direktvermarkter statt?
Im Folgenden wird der Prozess der geförderten Direktvermarktung vereinfacht dargestellt (Abbildung 5).

Abbildung 5: Prozess der geförderten Direktvermarktung aus Sicht des Direktvermarktungsunternehmens © EnergieAgentur.NRW

Abbildung 5: Prozess der geförderten Direktvermarktung aus Sicht des Direktvermarktungsunternehmens © EnergieAgentur.NRW

Akquise, Vertragsabschluss und Anmeldung
Da im Vergleich zur Einspeisevergütung der Abnehmer des Stroms nicht im Vorhinein feststeht, sondern frei gewählt werden kann, müssen sich Direktvermarktungsunternehmen aktiv um Kunden bemühen und im Wettbewerb untereinander bestehen. Dazu bieten sie beispielsweise regelmäßig Informationsveranstaltungen an, stellen Erlösrechner auf ihren Internetseiten bereit oder arbeiten gezielt mit Installateuren von EE-Technik zusammen, um gegebenenfalls schon bei der Anlagenplanung einbezogen zu werden.

Die Anlagenbetreiber können dabei von unterschiedlichen Ausrichtungen der Direktvermarktungsunternehmen profitieren, je nachdem welche Technologie, welche Leistungsgröße oder welches Betreibermodell angestrebt wird. Es gibt DVU, die sich beispielswiese auf die Vermarktung kleinerer Anlagen spezialisiert haben, vor allem auf dem Regelenergiemarkt aktiv sind oder kombinierte Produkte für Direktvermarktung, Eigenversorgung und Bezugsstrom anbieten. Die Angebote sind vielfältig und ein Vergleich lohnt sich für die Anlagenbetreiber. (Eine Auswahl von Direktvermarktungsunternehmen finden Sie unter diesem Beitrag und in unserem Branchenführer.Erneuerbare.)

Nachdem Anlagenbetreiber und Direktvermarktungsunternehmen zusammengefunden haben und sich über die Ausgestaltung des Vertrags einig sind, müssen die technischen und rechtlichen Voraussetzungen für die Direktvermarktung geschaffen und überprüft werden. Hierzu ist gesetzlich verankert, dass das Direktvermarktungsunternehmen jederzeit die Ist-Einspeisung der Anlagen abrufen und über sogenannte Fernwirktechnik die Erzeugung regeln kann. Derzeit muss dafür die technische Möglichkeit einer stufenweisen Regelung der Anlagen gewährt werden.

Daneben bestehen gesetzliche Meldepflichten. Wer diese durchführt, wird in der Regel individuell im Direktvermarktungsvertrag geregelt. Dazu gehört beispielsweise die An- beziehungsweise Ummeldung bei dem betreffenden Verteilnetzbetreiber.

Pooling und Prognosen
Da die Erzeugung einzelner Anlagen häufig nicht genügt, um die Mindestgröße für die meisten handelbaren Stromprodukte von einer Megawattstunde zu erreichen, ist es für das DVU in der Regel notwendig, die Anlagen in einem sogenannten Pool zusammenzufassen, um eine ausreichend große Leistung und Steuerbarkeit für eine wirtschaftliche Vermarktung zu erreichen. Hierzu wird häufig ein sogenanntes virtuelles Kraftwerk genutzt (mehr Informationen zum Thema virtuelle Kraftwerke: Interview und EA.paper #11). Dafür werden unterschiedliche Erzeuger, Verbraucher und Speicher kombiniert und mit entsprechender Informations- und Kommunikationstechnik ausgestattet. Unterstützt durch Algorithmen, wird dieser Pool von vernetzten Anlagen durch eine zentrale Leitstelle wie ein „klassisches Kraftwerk“ betrieben und die Leistung vermarktet.

Die Geschäftsmodelle unterscheiden sich zum Teil. Je nach Fokus des Unternehmens sind die Geschäftsmodelle auf unterschiedliche Märkte ausgerichtet, beispielsweise an der Strombörse oder auf den Regelenergiemarkt, oder ermöglichen das Angebot von Regionalstromtarifen. Jedoch wird für die allermeisten Geschäftsmodelle der DVU im Zuge der Einsatzplanung eine Prognose der Erzeugung notwendig sein. Dazu können von spezialisierten Energiedienstleitern Solar- und Windleistungsprognosen extern eingekauft werden. Diese Dienstleister liefern beispielsweise Windgeschwindigkeits- und solare Strahlungsprognosen, mit denen das DVU sein eigenes Kraftwerksparkmodell „füttert“ oder fertige standort- und anlagenscharfe Produktionsprofile. Die Prognosezeiträume reichen dabei von zwei Wochen bis zu 5 Minuten. Darüber hinaus bieten verschiedene Akteure auch Prognosen unter Berücksichtigung von Netzengpässen und Einspeisemanagement an, um die tatsächlichen Vermarktungspotenziale möglichst genau abzuschätzen.

Je nach Geschäftsmodell und Zusammensetzung des zu vermarktenden Anlagenpools muss das DVU zusätzlich Prognosen über den Eigenverbrauch der Anlagen treffen. Wird beispielsweise eine große EE-Anlage, die teilweise zur Deckung des gewerblichen Verbrauchs des Anlagenbetreibers genutzt wird, vermarktet, kann das DVU sich gegebenenfalls auf relativ gleichbleibende Verbrauchsmuster verlassen. Je unregelmäßiger der Eigenverbrauch ist, desto schwieriger wird es, diesen treffsicher zu prognostizieren.

Am Ende dieses Schrittes verfügt das Direktvermarktungsunternehmen über einen Anlagenpool und hat eine Idee davon, wie diese Anlagen zukünftig in das Netz einspeisen werden.

Handel
Im nächsten Schritt kann das DVU beispielsweise die Erzeugung aus den zusammengefassten EE-Anlagen an der Strombörse vermarkten. Die Teilnahme am börslichen Handel ist allerdings mit hohen Anforderungen und Kosten verbunden und somit eher für große Unternehmen als für einzelne Anlagenbetreiber wirtschaftlich darstellbar. So fallen beispielsweise neben der Börsenzulassung zusätzlich Kosten für die IT-Infrastruktur sowie speziell geschultes Personal (im Schichtbetrieb) an.

Erzeugung aus erneuerbaren Energien wird dabei vornehmlich über den Spotmarkt gehandelt. Bei diesem vortäglichen Handel (auch Day-Ahead-Markt genannt) werden Stromkontrakte für den nächsten Tag gehandelt. Die Mindestangebotsgröße ist dabei ein Megawatt Leistung über eine Stunde. Zusätzlich gibt es standardisierte Blockgebote, die beispielsweise Spitzenlastzeiten (peakload) abbilden und werktags von 8 bis 20 Uhr gelten, also ein Megawatt Leistung über 12 Stunden umfassen. Um Strommengen möglichst gewinnbringend zu vermarkten, werden die Handelspositionen bis kurz vor der physikalischen Erfüllung im untertägigen Handel (auch Intra-Day-Markt genannt) angepasst. So können Abweichungen von der prognostizierten Erzeugung, wenn beispielsweise unerwartet mehr Wind weht oder eine Wolkenfront die solare Einstrahlung beeinträchtigt, durch den Handel ausgeglichen werden.

Ausgleich
Da für den sicheren Betrieb des Stromnetzes eine stabile Netzfrequenz notwendig ist, muss die Bilanz von Stromeinspeisung und -entnahme stets ausgeglichen sein. Dazu werden verpflichtend alle Erzeugungseinheiten und Verbraucher sogenannten Bilanzkreisen zugeordnet. Diese bilden als virtuelle Energiemengenkonten die kleinste Einheit im Strommarkt und dienen als Schnittstelle zwischen den physikalischen Stromflüssen und bilanziellen Handelsflüssen. Der Bilanzkreisverantwortliche ist für eine viertelstündlich ausgeglichene Leistungsbilanz seines Bilanzkreises verantwortlich und soll diese durch aktive Bewirtschaftung (Handelsgeschäfte, Regelung von Anlagen) sicherstellen. Er ist verpflichtet, dem zuständigen Übertragungsnetzbetreiber jeweils am Vortag einen Fahrplan vorzulegen, der zeigt, dass die geplante Einspeisung und Entnahme seiner Bilanzkreise ausgeglichen ist. Kommt es zu außerplanmäßigen Abweichungen, muss in letzter Instanz der Übertragungsnetzbetreiber eingreifen (Redispatch, Regelenergie), um die Netzstabilität zu gewährleisten. Hieraus resultierende Kosten werden verursachenden Bilanzkreisverantwortlichen in Form von sogenannten Ausgleichsenergiekosten in Rechnung gestellt.

Erlöse und Gewinne
Als letzter Schritt soll die Einnahmeseite aus DVU-Sicht beleuchtet werden. Bei der Darstellung wird sich auf die Vermarktung an der Strombörse konzentriert. Daneben lässt sich Strom aus der Direktvermarktung natürlich auch auf anderen Wegen vermarkten, beispielsweise über virtuelle Kraftwerke auf den Regelenergiemärkten oder im Rahmen von Regionalstromprodukten.

Die vom DVU erzielbaren Erlöse an der Strombörse hängen stark von den Erzeugungsprofilen der durch ihn vermarkteten Anlagen ab. Da die Erzeugung aus PV- und Windenergieanlagen von der Wetterlage abhängt, kann die Erzeugung (fast) nicht gesteuert werden und beispielsweise an Hochpreisphasen ausgerichtet werden, wie es flexible Erzeugungseinheiten können. Das DVU muss also das Erzeugungsprofil seines Anlagenpools als gegeben hinnehmen und erzielt die Strompreise der zugehörigen Stunden. Wie bereits erwähnt, versucht das DVU diesen Umstand bei der Festlegung seiner Vermarktungsentgelte zu berücksichtigen.

Eine wesentliche Voraussetzung für den wirtschaftlichen Betrieb des Direktvermarktungsunternehmens besteht also darin, seine Prozesse so zu optimieren, dass die zuvor aufgeführten Kosten, die in den einzelnen Stufen (Anbahnung, Prognose, Handel, Ausgleich) anfallen, minimiert werden. Dies kann beispielsweise durch Vorteile eines großen Anlagenpools geschehen. Dadurch können fixe Kosten für den Handel oder für Bilanzkreismanagement über eine größere Anzahl von Anlagen verteilt werden. Eine weitere Möglichkeit ergibt sich aus der voranschreitenden Digitalisierung. Direktvermarktungsunternehmen können durch innovative Technik und Algorithmen die Einsatzplanung ihrer Anlagen weiter optimieren. Wird dadurch die Prognosequalität erhöht, können beispielsweise potentielle Ausgleichsenergiekosten gesenkt werden oder es kann früh erkannt werden, in welchem Markt sich die Energie gewinnbringender veräußern lässt. Weiterhin lassen sich Prozesse automatisieren und so zusätzlich Kosten der Vermarktung senken.

Fazit
Durch die verpflichtende Direktvermarktung sind in der energiewirtschaftlichen Landschaft inzwischen neue Akteure aufgetaucht und zusätzliche Geschäftsmodelle entstanden. Mittlerweile wird der Großteil der EEG-Erzeugung durch diese privaten Anbieter vermarktet. Dies hat auch dazu beigetragen, dass die Marktintegration erneuerbarer Energien vorangeschritten ist und diese bereits energiewirtschaftliche Verantwortung – beispielsweise bei der Bereitstellung von Regelenergie – übernehmen.

Ausblick
Im Jahr 2021 endet für die ersten EEG-geförderten Anlagen der 20-jährige Vergütungszeitraum. Seitens der Vermarkter gibt es Interesse auch diesen Anlagen Angebote für den Weiterbetrieb in der sonstigen Direktvermarktung zu machen, seien es bilaterale Stromlieferverträge in Form von Power Purchase Agreements oder anderweitige Möglichkeiten, den Strom aus solchen, auch Post-EEG-Anlagen genannten, Erzeugern weiter zu nutzen.

Wer bietet die Dienstleistung der Direktvermarktung an?
Wie bereits erwähnt, wird die Direktvermarktung von Strom in Deutschland von unterschiedlichen Akteuren angeboten. Altbekannte Energiemarktteilnehmer, wie große Energiekonzerne und Stadtwerke, bieten Anlagenbetreibern die Möglichkeit, ihren Strom für sie zu vertreiben. Aber es entstehen auch innovative, digitale Geschäftsmodelle abseits der „klassischen“ Energieversorger, die beispielsweise in Form von virtuellen Kraftwerken Energiedienstleistungen wie die Direktvermarktung kombinieren und anbieten.

Eine große Übersicht mit Anbietern von Energiedienstleistungen, zu denen häufig auch die Direktvermarktung zählt, finden Sie in unserem Branchenführer.Erneuerbare. Eine Auswahl von in NRW ansässigen Anbietern finden Sie hier:

AnbieterURL
Eonhttps://eeg-direktvermarktung.eon.de/
Mark-Ehttps://www.mark-e.de/geschaeftskunden/dienstleistungen/direktvermarktung/
Naturstrom AGhttps://www.naturstrom.de/kraftwerksbetreiber/stromvermarktung/
Next Kraftwerkehttps://www.next-kraftwerke.de/virtuelles-kraftwerk/stromproduzenten
Quadra Energyhttps://www.quadra-energy.com/energielogistik#NaN
Rheinenergiehttps://www.rheinenergie.com/de/geschaeftskunden/energiedienstleistungen/virtuelles_kraftwerk/direktvermarktung/direktvermarktung.html
Stadtwerke Düsseldorfhttps://www.swd-ag.de/energieloesungen/business-loesungen/direktvermarktung-eeg-strom/
statkraft marketshttps://www.statkraft.de/fur-unsere-kunden/direktvermarktung/
SVS Versorgungsbetriebehttps://www.svs-versorgung.de/energieberatung/eeg-direktvermarktung/
Trianelhttps://www.trianel.com/produkte/direktvermarktung
WSW Wuppertaler Stadtwerkehttps://www.wsw-online.de/wsw-energie-wasser/businesskunden/geschaeftskunden/energiedienstleistungen/#c282