Planung · EEG-Pflicht · Vermarktung

Direktvermarktung von Wind-Strom

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?

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

Die Vermarkter-Wahl

Vermarkter	Profil	Gebühr (Richtwert)
Statkraft Deutschland	Marktführer, multi-asset	1,2–1,8 €/MWh
EnBW Direktvermarktung	große Versorger-Tochter	1,5–2,2 €/MWh
Axpo Deutschland	Schweizer Versorger, EE-Spezialist	1,3–2,0 €/MWh
Trianel	Stadtwerke-Verbund	1,5–2,5 €/MWh
Next Kraftwerke	Virtuelles Kraftwerk, Tech-Fokus	1,8–2,5 €/MWh
Vasa Energy	kleine, agile Direktvermarkter	1,4–2,0 €/MWh

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).

Auswahl-Kriterien Vermarkter: Gebühren-Niveau, Bilanzkreis-Risiko-Verteilung, Vertragsdauer (typisch 1–3 Jahre), Auszahlungsfrequenz (monatlich Standard), Bonität, optionale Zusatzleistungen (Performance-Monitoring, Wartungs-Koordination).

Direktvermarktung Wind-Strom: Geldfluss — WEA → Netz → Vermarkter → Börse (EPEX/EEX) oder PPA Industrie. ÜNB zahlt Marktprämie = Anzulegender Wert − Monatsmarktwert Wind. Beispiel: 72 − 48 = 24 €/MWh, Erlös 70,5 €/MWh. Vermarkter-Gebühren: Statkraft 1,2–1,8, EnBW 1,5–2,2, Axpo 1,3–2,0 €/MWh. Post-EEG: 35–55 €/MWh

Direktvermarktung Wind — Geldfluss, Marktprämie und Vermarkter-Vergleich

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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.