Direktvermarktung von Wind-Strom

Von Barnd Duong · Stand 01.06.2026

Seit EEG 2014 müssen alle Wind-Anlagen > 100 kW ihren Strom direkt vermarkten — also über einen Vermarkter an die Strombörse oder an Industrie-Abnehmer. Die EEG-Marktprämie ist der finanzielle Ausgleich zwischen Marktpreis und anzulegendem Wert. Übersicht: Pflicht, Vermarkter, Geld-Fluss.

Wie funktioniert die Direktvermarktung?

1. Wind-Anlage liefert physikalisch Strom ins Netz
2. Vermarkter („Direktvermarkter") nimmt den Strom in seinen Bilanzkreis
3. Vermarkter verkauft Strom an Strombörse (EPEX, EEX) oder an Endabnehmer (PPA)
4. Erlös = Spotmarkt-Preis × MWh, abzgl. Vermarkter-Gebühr
5. Übertragungsnetzbetreiber zahlt zusätzlich die Marktprämie: anzulegender Wert minus Monatsmarktwert Wind
6. Gesamtertrag für Betreiber = Marktwert + Marktprämie − Vermarkter-Gebühr

Technisch läuft die Kommunikation über einen Fernwirk-Anschluss beim Netzbetreiber, der die Ist-Einspeisung viertelstündlich meldet. Der Direktvermarkter gleicht diese Werte mit der Prognose ab und übermittelt Korrekturen an den Bilanzkreis-Koordinator. Für kleinere Betreibergesellschaften ohne eigene Energiewirtschafts-Abteilung übernimmt der Vermarkter in der Praxis nahezu die gesamte administrative Abwicklung — ein Grund, warum die Wahl des richtigen Partners über reine Gebühren-Optimierung hinausgeht.

Die Vermarkter-Wahl

Marktprämien-Berechnung

Marktprämie [€/MWh]  =  anzulegender Wert  −  Monatsmarktwert_Wind

Beispiel März 2026: Zuschlagswert 72 €/MWh, Monatsmarktwert Wind März 48 €/MWh → Marktprämie 24 €/MWh. Erlös pro MWh = 48 € (Vermarktung) + 24 € (Prämie) − 1,5 € (Vermarkter) = 70,5 €/MWh für Betreiber.

Sonstige Direktvermarktung (Post-EEG)

Nach Ablauf der 20-jährigen Förderung läuft die Anlage in der „Sonstigen Direktvermarktung":

• Vermarkter verkauft Strom zum Marktpreis
• Keine Marktprämie mehr
• Erlös = Spot-Preis − Vermarkter-Gebühr
• Aktuell ca. 35–55 €/MWh (volatil) — eng für Bestandsanlagen mit hohem OPEX
• Alternative: PPA mit Industriekunde, höhere Stabilität

Bilanzkreis-Risiko

Wenn die Wind-Prognose vom realen Wind abweicht, entstehen Bilanzkreis-Abweichungs- kosten (Differenz zur prognostizierten Liefermenge). Der Vermarkter übernimmt das Risiko meist gegen Gebühr. Bei volatilen Strompreisen 2022/23 stiegen diese Risiken — manche Vermarkter haben Verträge angepasst (Volumen-Korridore).

Redispatch 2.0 und Einspeisemanagement

Seit der Redispatch-2.0-Reform (§ 13 Abs. 1a EnWG, in Kraft seit Oktober 2021) sind Anlagen ab 100 kW verpflichtend in ein digitales Einspeisemanagement des Netzbetreibers eingebunden. Wird die Anlage aus Netzengpass-Gründen abgeregelt, greift die sogenannte Ausfallarbeitsentschädigung: Der Betreiber erhält näherungsweise den entgangenen Erlös, den er ohne Abregelung erzielt hätte — Marktprämie und Marktwert eingeschlossen. Praktisch bedeutet das für den Direktvermarkter einen zusätzlichen Abrechnungsschritt: Er muss die tatsächlich eingespeiste Menge von der theoretisch möglichen Menge trennen und beides getrennt gegenüber ÜNB und Netzbetreiber melden. In windstarken Netzausbaugebieten (Schleswig- Holstein, Teile Niedersachsens) treten laut Bundesnetzagentur-Monitoringberichten regelmäßig zweistellige Abregelungsanteile am Jahresertrag auf; für Bestandsanlagen ohne Nachrüstung der Fernwirktechnik drohen Vergütungskürzungen, weshalb ein technisch aktueller Fernwirk-Anschluss Teil der Vermarkter-Prüfung sein sollte.

Preisrisiken managen: PPA versus reine Spotmarkt-Vermarktung

Innerhalb der Direktvermarktung bestehen praktisch zwei Grund-Modelle, die sich kombinieren lassen:

• Spotmarkt-Vermarktung mit Marktprämie: Standardmodell, volle Teilnahme an der Preisvolatilität des Day-Ahead- und Intraday-Handels an EPEX Spot. Vorteil: keine Gegenparteirisiken außerhalb des Vermarkters. Nachteil: Erlös schwankt mit dem Marktwert Wind, der bei hoher Windeinspeisung typischerweise unter dem durchschnittlichen Grundlastpreis liegt („Kannibalisierungseffekt").
• PPA (Power Purchase Agreement) mit Industrieabnehmer: Fixpreis oder Floor-Preis über mehrere Jahre, meist 5–15 Jahre Laufzeit. Reduziert Preisrisiko, erfordert aber Bonitätsprüfung des Abnehmers und eigene Vertragsjuristik. Besonders relevant für Post-EEG-Anlagen ohne Marktprämien-Absicherung — siehe PPA im Detail.

In der Praxis kombinieren größere Portfolios beide Modelle: ein Grundlast-Anteil über PPA abgesichert, der Rest über Spotmarkt vermarktet — das senkt die Volatilität des Gesamt-Cashflows, ohne die volle Preis-Chance aufzugeben.

Vermarktungsvertrag im Detail: Worauf beim Wechsel achten

Ein Direktvermarktungsvertrag regelt typischerweise folgende Punkte, die vor Unterschrift geprüft werden sollten:

1. Gebührenmodell: fix pro MWh, prozentual vom Marktwert, oder gestaffelt nach Volumen — die drei Modelle sind nicht direkt vergleichbar, ein Umrechnen auf den erwarteten Jahresertrag ist notwendig.
2. Prognose-Verantwortung: Wer erstellt die Wind-Einspeiseprognose (Vermarkter oder externer Dienstleister) und wer trägt die Bilanzkreis-Abweichungskosten bei Prognosefehlern?
3. Mindestlaufzeit und Kündigungsfrist: Standard 1–3 Jahre Laufzeit, 3–6 Monate Kündigungsfrist zum Laufzeitende; bei Sonderkonditionen teils 24 Monate Bindung.
4. Exit-Klauseln: außerordentliches Kündigungsrecht bei Insolvenz des Vermarkters oder bei wesentlicher Verschlechterung der Bonität.
5. Reporting: monatliche Abrechnungstransparenz (Marktwert, Prämie, Gebühr einzeln ausgewiesen) ist Mindeststandard — intransparente Pauschal-Abrechnungen erschweren die Kontrolle.

Ein Wechsel des Vermarkters ist im laufenden Betrieb unkompliziert möglich, sofern die Kündigungsfrist eingehalten wird; der neue Vermarkter übernimmt die Anmeldung beim Übertragungsnetzbetreiber üblicherweise innerhalb weniger Wochen.

Direktvermarktung Wind — Geldfluss, Marktprämie und Vermarkter-Vergleich

Häufige Fragen

Was passiert bei negativen Strompreisen?

Nach EEG 2024 entfällt die Marktprämie bei mehr als 4 Stunden negativen Strompreisen am Stück. Vermarkter haben oft eigene Negativ-Strom-Klauseln. In Praxis 2023–2026 zunehmend relevant (20–80 Stunden pro Jahr).

Wie oft kann ich den Vermarkter wechseln?

Üblich: Kündigungsfrist 3–6 Monate, danach Wechsel möglich. Bei langfristigen Verträgen 24 Monate.

Was kostet ein Vermarkter-Wechsel?

Meist gebührenfrei — bei großen Portfolios verhandeln Direktvermarkter um Gebühren-Senkung. Praktisch: Jährlicher Anbietervergleich lohnt sich.

Wer trägt das Risiko bei Redispatch-Abregelung?

Rechtlich der Netzbetreiber über die Ausfallarbeitsentschädigung nach § 13a EnWG — der Vermarkter übernimmt in der Praxis die Abrechnung und Geltendmachung gegenüber dem Netzbetreiber, meist gegen eine geringe Zusatzgebühr.

Ist ein PPA für kleinere Bestandsanlagen überhaupt realistisch?

Bei Einzelanlagen unter 3 MW ist das PPA-Volumen für viele Industrieabnehmer zu klein — hier bündeln manche Vermarkter mehrere Anlagen zu einem Portfolio-PPA. Als Richtwert lohnt sich der Aufwand ab einem Bündelvolumen von 10–15 GWh/a.