Wir setzen die ZFK-Sommerserie 2026 zum Thema Direktvermarktung fort. Zusätzlich zu den bereits erschienenen Artikeln folgt eine Reihe von Grafiken, Analysen und Interviews mit großen Direktvermarktern. Sie sind Direktvermarkter und wollen ebenfalls gelistet werden? Dann wenden Sie sich gern an den zuständigen Redakteur Artjom Maksimenko (a-maksimenko@zfk.de).
Die nächste Welle der Direktvermarktung entscheidet sich nicht allein an der Strombörse. Sie entscheidet sich dort, wo neue gesetzliche Pflichten auf alte IT-Systeme, fehlende Daten und knappe Umsetzungsfristen treffen.
Während die Branche über eine Ausweitung der Direktvermarktung auf kleinere Anlagen diskutiert, warnen die Direktvermarkter vor einem Missverhältnis: Je kleiner die Anlage, desto stärker fallen Vermarktungs-, Mess- und Prozesskosten ins Gewicht.
Kleine Anlagen, große Fragezeichen
Die von der Bundesregierung auf den Weg gebrachte EEG-Novelle könnte den Kreis der Anlagen erweitern, die für die Direktvermarktung infrage kommen. Aus Sicht von MVV Trading ist das grundsätzlich ein Schritt in die richtige Richtung. "Eine flächendeckende Direktvermarktung wäre eine gute Lösung, um die Netznutzung zu optimieren, den Anteil der erneuerbaren Energien zu erhöhen und den Markt zur Grundlage der Stromwende zu machen", teilte das Unternehmen mit.
Die Voraussetzungen dafür seien allerdings noch nicht geschaffen. MVV Trading verweist auf fehlende intelligente Mess- und Steuereinrichtungen sowie auf die Notwendigkeit massentauglicher Prozesse und Produkte. "Diese Voraussetzungen sind heute noch nicht vorhanden. Lange Übergangsfristen sind daher unvermeidlich", lautet die Einschätzung.
Für den Erfolg der Reform müssen laut MVV Trading gesetzliche Vorgaben, regulatorische Festlegungen und technische Prozesse eng aufeinander abgestimmt werden. Ohne einheitliche Standards, weitgehende Digitalisierung und ausreichend lange Übergangsfristen dürfte die Öffnung für Kleinanlagen kaum massentauglich werden.
Blick auf neue Kundengruppen
Der Oldenburger Versorger EWE richtet den Blick auf die möglichen neuen Kundengruppen. Als regionaler Energiedienstleister sieht das Unternehmen insbesondere bei kleineren Photovoltaikanlagen Potenzial für integrierte Energielösungen, die Stromspeicher, Wärmepumpe, Wallbox, intelligentes Energiemanagement, dynamische Stromtarife und Direktvermarktung miteinander verbinden. So könnten Erzeugung, Verbrauch und Vermarktung künftig besser aufeinander abgestimmt werden.
Gleichzeitig betont EWE, dass bei kleineren Anlagen die Wirtschaftlichkeit der entscheidende Faktor bleibt. Vermarktungs-, IT-, Mess- und Prozesskosten fielen dort im Verhältnis zu den Erlösen deutlich stärker ins Gewicht als bei größeren Anlagen. Ob sich die Potenziale tatsächlich erschließen lassen, hänge maßgeblich von der endgültigen gesetzlichen Ausgestaltung und den weiteren regulatorischen Rahmenbedingungen ab.
Kritisch sieht EWE die vorgesehene dauerhafte Begrenzung der Wirkleistungseinspeisung auf 50 Prozent für kleine PV-Anlagen. Und zwar unabhängig von Vermarktungsform sowie Sicht- und Steuerbarkeit der Anlagen. Dadurch werde vorhandenes Flexibilitätspotenzial eingeschränkt und das Potenzial der Direktvermarktung reduziert.
Auch die geplanten Regelungen zur Digitalisierung und IT-Umsetzung müssten praxistauglich ausgestaltet und mit angemessenen Umsetzungsfristen verbunden werden. Grundsätzlich unterstütze EWE das Ziel, Kundinnen und Kunden digitale Informationen und transparente Prozesse zur Verfügung zu stellen.
Die Nürnberger N-Ergie beschreibt die Chancen für sehr kleine Anlagen ähnlich vorsichtig. Wie viele zusätzliche Geschäftsmodelle sich ergeben, sei noch offen; sehr kleine Anlagen gehörten bislang nicht zum eigenen Portfolio. Zugleich sieht der Nürnberger Versorger in den zusätzlichen Transparenz-, Informations- und Dokumentationspflichten des Netzpakets erheblichen Anpassungsbedarf.
Die neuen Anforderungen an die Bewertung und Priorisierung von Netzanschlussbegehren müssten entlang der gesamten Prozesskette in die IT-Systeme übersetzt werden. Dafür seien praktikable Umsetzungsfristen unerlässlich.
Netzpaket trifft auf Netzpraxis
Die Umfrageantworten machen deutlich, dass die Debatte über das Netzpaket nicht abstrakt geführt wird. Für Direktvermarkter und Versorger geht es um konkrete Schnittstellen: Stammdaten, Messwerte, Netzanschlusszusagen, Priorisierungsregeln und die Frage, ob Informationen rechtzeitig und in verwertbarer Qualität vorliegen.
Der Kölner Direktvermarkter Next Kraftwerke bringt die Kritik auf einen Nenner: Der derzeit größte operative Engpass sei die "Digitalisierung bei den Netzbetreibern". Zugleich warnt das Unternehmen, dass steigende Redispatch-Eingriffe klare, standardisierte und praxistaugliche Prozesse erfordern. Die Diskussion über einen möglichen Redispatch-Vorbehalt im Netzpaket verunsichere zudem viele Projektentwickler, weil sich dadurch die wirtschaftlichen Folgen von Netzengpässen verändern könnten.
Die Hagener Enervie Gruppe, das auch die Perspektive eines regionalen Verteilnetzbetreibers einbringt, sieht bei der IT-Umsetzung "im Wesentlichen keine tiefgreifenden Hemmnisse". Zugleich verweist das Unternehmen auf eine offene Baustelle: Die im Gesetz angesprochene IT-Plattform der Netzbetreiber – auch als gemeinsame Lösung – existiere bislang noch nicht. "Hier sind noch diverse technische Herausforderungen zu bewältigen", heißt es in der Antwort.
Widersprüchliche Signale
Damit liegt ein zentraler Widerspruch offen: Die Gesetzgebung verlangt mehr Transparenz und standardisierte Informationen, während die dafür erforderliche gemeinsame technische Infrastruktur noch nicht vollständig vorhanden ist. Neue Pflichten schaffen noch keine funktionierenden Prozesse. Entscheidend wird sein, ob Netzbetreiber, Messstellenbetreiber, Direktvermarkter und Anlagenbetreiber dieselben Datenmodelle und Fristen zugrunde legen.
MVV Trading fordert in diesem Zusammenhang eine bessere Koordination der laufenden und künftigen Vorgaben. Eine "Roadmap" von Gesetzgeber und Regulierer könne helfen, die verschiedenen Vorhaben übersichtlicher zu machen und aufeinander abzustimmen. Das ist auch deshalb relevant, weil die Unternehmen parallel mit den Folgen der Redispatch-Neuregelungen und weiteren Änderungen der Marktkommunikation umgehen müssen.
Marktintegration unter Vorbehalt
Die Direktvermarkter berichten nicht von einem Stillstand. Im Gegenteil: Die Portfolios wachsen. In der ZFK-Umfrage meldeten 30 von 34 Unternehmen, die beide Stichtage angegeben hatten, zum 1. Juli ein größeres Portfolio als zum Jahresbeginn.
Das Wachstum bedeutet jedoch nicht, dass die Unternehmen die regulatorischen Fragen als gelöst betrachten. EWE meldet eine hohe Zahl von Anfragen zur marktdienlichen Abschaltung von PV-Anlagen und zur Auslegung der zum 23. Dezember 2025 wirksam gewordenen Änderungen des § 14 EnWG. Das Unternehmen plant zugleich, alle Technologien gezielt auszubauen, um stärker zu diversifizieren und zusätzliche Flexibilität zu integrieren.
Next Kraftwerke beschreibt diesen Umbau als bewusste Kombination von Erzeugung und Flexibilität. Als größter PV-Vermarkter setze das Unternehmen auf ein ausgewogenes Verhältnis von volatilen Erzeugungsanlagen und flexiblen Anlagen, um Vermarktungsrisiken zu begrenzen. Für Betreiber großskaliger Batteriespeicher böten sogenannte Tolling-Verträge fixe Preise und damit langfristig planbare Einnahmen; im Gegenzug könne Next Kraftwerke die Speicher marktoptimiert bewirtschaften.
Flexibilität wird zum Geschäftsmodell
Die Vermarktung verschiebt sich damit von der reinen Abnahme erneuerbarer Strommengen zu einem breiteren Flexibilitätsgeschäft. MVV Trading bezeichnet die Flexibilitätsbewirtschaftung als "ein zentrales Wachstumsfeld". EE-Vermarktung und Flexibilitätsvermarktung würden zunehmend zusammenwachsen. Im Fokus stehen bei MVV Wind und PV, Regelenergie sowie Batteriespeicher in Co-Location. Als Produkte nennt das Unternehmen "Hybrid DV" für die Bewirtschaftung von Co-Location-Anlagen mit geförderter Direktvermarktung und "Hybrid PPA" für ungeförderte Direktvermarktung.
Bei negativen Preisen setzen die Vermarkter auf eine Mischung aus marktdienlicher Abregelung, Vertragsgestaltung und Speichern. MVV regelt Anlagen ab, wenn es wirtschaftlich sinnvoll ist, und bietet zur Absicherung planbarer Cashflows ein Produkt an, das die weggefallene Marktprämie über die Vertragslaufzeit kompensiert. Andere Teilnehmer setzen auf Schwellenwerte, differenzierte Abregelungsoptionen oder die Optimierung von Batterien über mehrere Märkte.
Damit wird die Direktvermarktung zum Bindeglied zwischen Erzeugung, Verbrauch, Netz und Finanzierung. Ob ein Projekt wirtschaftlich funktioniert, hängt künftig nicht mehr nur vom erwarteten Marktwert ab. Entscheidend sind auch Steuerbarkeit, Datenqualität, Netzanschluss, Abregelungsrisiko und die Fähigkeit, mehrere Erlösquellen miteinander zu kombinieren.
Der operative Engpass bleibt
Bei allen neuen Chancen bleibt die alte Schwachstelle bestehen: die Umsetzung im Alltag. In den Antworten werden fehlende Daten, langsame Rückmeldungen, Redispatch-Prozesse und Abrechnungsfragen wiederholt als Belastung genannt.
EWE spricht von "nicht MaKo-konformem Verhalten beziehungsweise nicht gesetzes- und prozesskonformem Verhalten der Netzbetreiber". N-Ergie verweist auf lange Wartezeiten bei Netzanschlusszusagen; andere Teilnehmer nennen fehlende Ansprechpartner und manuelle Klärungen.
Die Direktvermarkter stehen damit vor einer doppelten Aufgabe. Sie müssen neue Produkte für kleinere Anlagen, Speicher und flexible Verbraucher entwickeln. Gleichzeitig müssen sie bestehende Prozesse stabilisieren, bevor das Volumen weiter wächst.
