Innerhalb eines Jahres ist das Direktvermarktungsportfolio von Mark-E leicht auf 653 Megawatt angewachsen, zeigt die aktuelle ZFK-Umfrage. Schneller Portfolioausbau sei auch nicht das zentrale Ziel der Tochtergesellschaft der Hagener Enervie Gruppe, sagt Javier Flores im Interview mit der ZFK. Mehr Anlagen bedeuten nicht automatisch mehr Ertrag – besonders im Massensegment ab 100 kW. Der Bereichsleiter Handel bei Mark-E sprach darüber, wie Prozesse, Kundenmanagement und Wirtschaftlichkeit ständig neu austariert werden müssen.
Herr Flores, das Direktvermarktungsportfolio von Mark-E hat im vergangenen Jahr zugelegt. Was waren die Treiber?
Unser Portfolio ist 2025 in der Tat von circa 620 auf 650 Megawatt leicht gestiegen. Wir wachsen dabei ausschließlich organisch, kaufen keine Portfolios, sondern arbeiten mit vielen Langzeitkunden, die uns teils seit bis zu 13 Jahren treu sind. Wir sind seit 2012 unterwegs und haben von Anfang an auf dieses Geschäftsfeld gesetzt. Dabei haben wir alle Auf und Abs der Direktvermarktung begleitet – nicht nur bei uns, sondern branchenweit.
Sie bewegen sich im Segment von Kleinanlagen ab 100 KW Leistung. Wie managen Sie diese hohe Anzahl von Kunden?
Die Mehrheit unseres Portfolios besteht aus diesen Kleinstkunden, die digital betreut werden müssen, da man sie manuell nicht effizient bearbeiten könnte. Die Margen sind überschaubar, deshalb ist eine Automatisierung notwendig – von der Vertragsanbahnung über den Abschluss bis zur Abrechnung. Trotz Automatisierung bleiben wir erreichbar, und die Kundenbindung ist hoch: Rund 95 Prozent bleiben uns über Jahre treu.
Wir haben früh eine digitale Lösung entwickelt, ein Online-Kundenportal ähnlich dem bei SLP-Kunden. Seit 2018 können Anlagenbetreiber dort ein Angebot einsehen, Kennzahlen eingeben und bei passender Kondition online abschließen – besonders für Kleinstanlagen ab 100 kWp ein Meilenstein, da es sich um ein Massengeschäft handelt.
Welche Vorteile bietet Ihr digitales Kundenportal?
Bei der Anzahl der Kunden geht es nur digital. Manuell ist der Aufwand zu groß. Das Portal automatisiert sämtliche Prozesse – von der Angebotsprüfung über den Vertragsabschluss bis zur Abrechnung. Rückfragen sind gering, die Abrechnung wird gelobt. Besonders im Massengeschäft, etwa bei Kleinstanlagen, ist dies der einzige praktikable Weg. Wir haben das Portal eingeführt, als die Direktvermarktungspflicht für Kleinstanlagen neu war. 2018 war es Neuland, und viele Anlagenbetreiber haben erstmals digitale Prozesse genutzt.
Bei welchen anderen Anlagengrößen und Marktsegmenten könnten Sie sich ein Wachstum vorstellen?
Unser Kernsegment liegt bei Kleinstanlagen ab 100 kW, vor allem PV-Anlagen bis etwa einem Megawatt. Hier bedienen wir über 1000 Kunden digital. Mittlere Anlagen – EEG-geförderte PV- und Windanlagen – sind ebenfalls Teil unseres Portfolios, aktuell circa 350 MW. Große Anlagen werden von uns ebenfalls betreut, jedoch kaufen wir keine großen Portfolios auf, sondern setzen auf organisches Wachstum. Die Betreuung erfolgt auch bei größeren Anlagen zunehmend über digitale Kundenportale, da die Anzahl der Kunden sonst zu hoch wäre.
Wir wachsen dabei ausschließlich organisch, kaufen keine Portfolios, sondern arbeiten mit vielen Langzeitkunden
Bei welchen Anlagen sind Sie eher zurückhaltend?
Beispielsweise bei PV-Parks ohne Förderung, da sich diese wirtschaftlich nicht rentieren. PPA-basierte Projekte bleiben eine Option, werden jedoch nur geprüft, wenn sie kommerziell sinnvoll sind. Zudem kooperieren wir zunehmend mit Stadtwerken und Regionalversorgern, um gemeinsam neue Anlagen anzuschließen und digital zu verwalten. Strategisch bleiben wir also breit aufgestellt, fokussieren uns aber auf organisches Wachstum und auf Segmente, die digital effizient betreut werden können.
PPAs bleiben also eine Option?
Im PV-Bereich ohne Subventionen sehen wir aktuell keine wirtschaftlich tragfähigen Projekte. Langfristige PPAs sind schwierig, da die Margen zu gering sind. Optionen bestehen, werden aber nur geprüft, wenn sie kommerziell sinnvoll sind. Kooperationen mit Stadtwerken und regionalen Partnern sind hier ein wachsendes Feld.
Wie wirkt sich die Regulierung, etwa durch Redispatch 2.0, auf Ihre Arbeit aus?
Die Kommunikation zwischen Direktvermarkter und Netzbetreiber ist nicht immer einfach. Nicht weil Netzbetreiber Fehler machen, sondern weil der gesetzliche Rahmen oft unklar ist. Redispatch 2.0 ist ein Thema mit enormem Aufwand für jeden Direktvermarkter. Wir haben versucht, alles zu automatisieren, aber es bleibt ein Albtraum für das Geschäftsfeld. Hier muss die Regulierung künftig klarere Rahmenbedingungen bieten, damit der Markt effizient arbeiten kann.
