Direktvermarktung Wie Betreiber von Windparks neue Wertschöpfungsstufen erklimmen

Wer Windparks plant und baut, kennt das wirtschaftliche Potenzial der Anlagen meist besser als jeder andere. Der nächste logische Schritt ist deshalb mittlerweile für viele Projektierer, nicht nur die Betriebsführung in Eigenregie abzuwickeln, sondern auch den erzeugten Strom selbst zu vermarkten und daraus ein dauerhaftes Geschäftsmodell aufzubauen. Der Weg zum Energieversorger führt allerdings mitten durch den Dschungel der energiewirtschaftlichen Prozesse, mit unzähligen spezifischen Regeln, Fristen und Marktrollen. Wer die Hürden kennt und auf passende Unterstützung baut, kann den Einstieg dennoch erfolgreich gestalten und in einem zunehmend anspruchsvolleren Marktumfeld neue Erlösoptionen nutzen.

Die aktuellen Rahmenbedingungen auf dem deutschen Energiemarkt sprechen eine klare Sprache. Der Anteil erneuerbarer Energien am deutschen Strommix wächst kontinuierlich, während die klassische EEG-Förderung an Bedeutung verliert. Die ersten Anlagengenerationen sind bereits aus der festen Einspeisevergütung gefallen, Jahr für Jahr folgen weitere. Zugleich entstehen neue Windkraftprojekte immer häufiger ganz ohne staatliche Förderung. Die wirtschaftliche Tragfähigkeit und Skalierbarkeit untermauern nicht zuletzt die mittlerweile fast 30.000 Onshore-Windenergieanlagen in Deutschland, aus denen sich eine installierte Gesamtleistung von mehr als 68 GW ergibt. Auf der Erzeugerseite tritt im Zuge dessen eine Frage in den Vordergrund: Wie lässt sich der Grünstrom aus Windparks dauerhaft profitabel vermarkten? Ein Wandel, der auf der Abnehmerseite wiederum auf eine wachsende Nachfrage trifft. Immer mehr Unternehmen sowie Kommunen & Co. wollen Preis- und Versorgungsrisiken senken sowie ihre CO₂-Bilanz mit nachweislich grünem Strom verbessern und suchen dafür verlässliche Partner.

Für Projektierer eröffnet das gleich zwei Wege: Sie können entweder den Strom aus eigenen Windparks direkt vermarkten und so selbst zum Energieversorger werden oder ihr Angebot erweitern, indem sie ihren Kunden über den Anlagenbau hinaus passende Folgekonzepte offerieren. Neben der Eigenversorgung mit dem erzeugten Strom kann so etwa direkt die gewinnbringende Vermarktung des überschüssigen Reststroms umgesetzt werden. Und wer schon vor Jahren die erste Anlagengeneration errichtet hat, kann heute das Repowering des Standorts und die anschließende Vermarktung des Stroms aus einer Hand anbieten. Gerade hier schlummert noch großes Potenzial für die Zukunft des Marktes. Denn wie aus Zahlen der Fachagentur Wind und Solar hervorgeht, fiel bereits 2025 circa ein Drittel der ans Netz gegangenen Windkraftanlagen auf Repowering-Projekte. In den kommenden Jahren dürfte dieser Anteil weiter steigen. Aus dem Projektierer wird so ein Partner über den gesamten Lebenszyklus einer Anlage hinweg.

Vom Anlagenbetrieb von Windparks zum Vermarktungsmodell

Für den Einstieg in die Vermarktung des erzeugten Stroms gibt es nicht die eine richtige Strategie, sondern mehrere verschiedene Ansätze. Welcher davon passt, hängt von der konkreten Ausgangslage ab, beispielsweise von der Größe und Prognostizierbarkeit der Anlagen sowie der Risikobereitschaft im Vermarktungsportfolio. Das einfachste Modell ist hier sicher die geförderte Direktvermarktung im Marktprämienmodell, also der Verkauf des Stroms an der Börse oder über einen anderen Direktvermarkter. In den letzten Jahren haben in der sonstigen Direktvermarktung die Power Purchase Agreements (PPA) an Bedeutung gewonnen, bei denen Betriebe langfristig mit Grünstrom samt Herkunftsnachweisen beliefert werden, was direkt auf deren CO₂-Bilanz einzahlt. Einen wahren Boom erlebt aktuell die Kombination von Erzeugungsanlagen mit Speichern. Auf diese Weise lassen sich auch profitable Arbitragemodelle umsetzen, bei denen Strom in Phasen niedriger oder negativer Preise bezogen, zwischengespeichert und bei hohen Preisen wieder eingespeist wird.

Dieser Speicherboom kommt nicht von ungefähr. Deutlich gesunkene Batteriepreise und ein rasant wachsender Markt für Großspeicher führen dazu, dass neue Erzeugungsprojekte zunehmend von vornherein mit Speicherkapazität geplant und Bestandsanlagen nachgerüstet werden. Der Hintergrund liegt in der Marktentwicklung selbst: Je mehr Wind- und Solarstrom zeitgleich eingespeist wird, desto stärker geraten die Börsenpreise in genau diesen Stunden unter Druck. Parallel kann es zu Redispatch-Abregelungen kommen, da die Netze überlastet sind. Die Folge sind sinkende Marktwerte und immer häufigere Phasen negativer Preise, in denen die Einspeisung wirtschaftlich wertlos oder sogar defizitär ist. Eine reine Erzeugungsanlage ohne Flexibilität lässt sich unter diesen Bedingungen nur schwer optimal vermarkten – der Speicher wandelt sich damit vom optionalen Zusatz zum nahezu obligatorischen Bestandteil eines tragfähigen Geschäftsmodells. Neben den beschriebenen Arbitragegeschäften reduziert er zudem Verluste durch Abregelung und erschließt weitere Erlösquellen, etwa am Regelenergiemarkt. Zugleich steigt allerdings die Komplexität der Vermarktung. Ladung, Entladung und der Einsatz über mehrere Märkte hinweg müssen kontinuierlich optimiert und sauber in Fahrplan- und Bilanzkreisprozesse eingebettet werden. Wer Speicher in sein Geschäftsmodell integriert, sollte diesen Mehraufwand von Beginn an mitdenken.

So unterschiedlich die Modelle im Einzelfall sind, folgen sie dennoch demselben Grundgedanken: die erzeugte Energie aktiv und intelligent zu vermarkten, statt sie passiv ins Netz einzuspeisen oder abregeln zu lassen. Was im ersten Moment nach einem unkomplizierten Vorgang klingt, erfordert im Hintergrund eine durchgängige, komplexe Prozesskette. Zentral ist hierbei vor allem die Marktkommunikation, also der standardisierte, elektronische Datenaustausch mit Netz- und Messstellenbetreibern sowie Messdienstleistern, etwa für die An- und Abmeldung von Lieferstellen oder die Ummeldung von Einspeiseanlagen bei Vermarktungswechsel. Sie folgt festen Formaten und Fristen und ist manuell längst nicht mehr zu bewältigen. Parallel müssen Erzeugung und Verbrauch prognostiziert, die benötigten Mengen an der Börse gehandelt und über das Bilanzkreismanagement bewirtschaftet werden. Gerade bei der stark wetterabhängigen Windkraft ist dies oft in sehr kurzen Taktungen erforderlich. Am Ende der Kette stehen die Abrechnung gegenüber Kunden und Netzbetreibern – inklusive der Ausfallarbeit für abgeregelte Mengen unter dem Redispatch 2.0-Regime – sowie die Überführung sämtlicher Energiedaten in die Finanzbuchhaltung. Erst wenn all diese Teilprozesse zuverlässig ineinandergreifen, wird aus dem erzeugten Strom tatsächlich wirtschaftlicher Erfolg.

Wo die Hürden liegen

So attraktiv die Geschäftsmodelle sein können, so anspruchsvoll ist der Einstieg. Deutschland gilt nicht umsonst als einer der komplexesten Energiemärkte Europas, etwa aufgrund der außergewöhnlich hohen Zahl an Marktpartnern, mit denen kommuniziert werden muss, sowie regulatorischer Besonderheiten wie dem Redispatch 2.0. Wer diese Prozesse in Eigenregie aufbauen will, stößt hinsichtlich Personalaufwand, Know-how und passender Software schnell an seine Grenzen. Dazu kommen wirtschaftliche Risiken wie wegfallende Netznutzungsbefreiungen und steigende Prozesskosten, die auf die Margen drücken. Besonders im Blick behalten sollte man zudem die Liquidität. Entschädigungen für abgeregelte Anlagen aus dem Redispatch zahlen die Netzbetreiber häufig erst mit deutlicher Verzögerung, sodass erhebliche Außenstände entstehen können, die vorfinanziert werden müssen. Und schließlich gilt: Eine Erfolgsgarantie gibt es nicht. Auch die beste Prozess- und Softwareunterstützung schützt nicht vor einer Schieflage, wenn der Business Case nicht trägt oder sich weitere Rahmenbedingungen (zum Beispiel Gesetzgebung) ungünstig entwickeln. Der Einstieg will deshalb sorgfältig geplant und gut kalkuliert sein.

Fokus aufs Kerngeschäft

Angesichts dieser Anforderungen lohnt für jeden Einsteiger eine ehrliche Bestandsaufnahme. Welche Prozesse kann und will das Unternehmen selbst abbilden und wo ist externe Unterstützung sinnvoller? Für Projektierer liegt die Kernkompetenz im Anlagenbau, im Anlagenbetrieb und gegebenenfalls in der Kundenbeziehung, nicht zwangsläufig in der Abwicklung der energiewirtschaftlichen Marktprozesse im Hintergrund. Genau hier setzt die Rolle des Energielogistikers an. Ein spezialisierter Dienstleister wie Aktif stellt passende Lösungen und operative Unterstützung bereit, mit denen sich die gesamte Prozesskette abbilden lässt – vom Kunden- und Vertragsmanagement über Marktkommunikation und Prognose sowie das Bilanzkreis- und Redispatch-Management bis hin zur Abrechnung mit der Anbindung an die Finanzbuchhaltung. Anforderungen und Spezifikationen werden hierfür individuell abgestimmt, Bestandsdaten migriert und in passende Lösungen eingebunden, bevor der laufende Betrieb übernommen wird. Weil die einzelnen Bausteine modular aufgebaut sind, lässt sich gezielt der Teil auslagern, den Unternehmen nicht selbst betreiben möchten.

Wichtig ist dabei eine klare Abgrenzung. Der Lösungsanbieter liefert Prozess- und Energiemarkt-Know-how und nimmt dem Einsteiger die operative Komplexität ab, damit dieser sich auf Vertrieb und Anlagenbetrieb konzentrieren kann. Die betriebswirtschaftliche Bewertung des Geschäftsmodells und die Kalkulation des Business Case bleiben hingegen Aufgabe des Unternehmens selbst oder spezialisierter Kanzleien. Für den technischen und operativen Teil steht mit einer Prozessplattform wie "Aktif smart&easy" eine praxisbewährte Grundlage bereit. Für viele Akteure ist das der entscheidende Faktor, um aus ihren Windparks tatsächlich das eigene Energieversorgungsgeschäft aufzubauen: Schritt für Schritt und mit überschaubarem Risiko.