Direktvermarktung

Worum es geht

Direktvermarktung ist die Vermarktung von Strom — aus Erzeugung oder Speicher — an der Strombörse oder über bilaterale Verträge. Im Fall eines Batteriespeichers entstehen Erlöse aus der Differenz zwischen Lade- und Entlade-Preisen sowie aus der Vorhaltung von Regelreserve für die Übertragungsnetzbetreiber.

Direktvermarktung ist das wirtschaftlich tragende Geschäftsmodell für Großspeicher ab 10 Megawatt. Die Vermarktung erfolgt über einen Direktvermarkter, der die Plattform-Anbindung an EPEX SPOT, regelleistung.net und gegebenenfalls bilaterale Lieferverträge bereitstellt.

Vermarktungspfade

Vier Pfade sind relevant:

• Day-Ahead-Markt — Preise werden am Vortag um 12 Uhr für jede Stunde des Folgetages festgelegt. Klassischer Handelspfad, planbar, mit moderater Volatilität.
• Intraday-Markt — Kontinuierlicher Handel bis 30 Minuten vor Lieferung. Höhere Volatilität, schmalere Spreads, höhere Anforderungen an die Software.
• Regelreserve — FCR (Primär), aFRR (Sekundär), mFRR (Minutenreserve). Vergütung über Leistungspreis (Vorhaltung) und Arbeitspreis (Abruf). Vergaben über regelleistung.net mit unterschiedlichen Block-Logiken [3].
• Bilaterale Lieferverträge (PPA) — Zwischen Speicherbetreiber und Letztverbraucher oder Lieferant. Längere Laufzeiten, geringere Volatilität.

Nur die wenigsten Speicher fahren ausschließlich einen Pfad. Multi-Use kombiniert zwei oder drei Pfade — typischerweise FCR plus Day-Ahead-Spread oder aFRR plus Intraday.

Ko-Optimierung mehrerer Pfade

Die parallele Bewirtschaftung mehrerer Vermarktungspfade ist die zentrale Herausforderung. Reservierte Kapazität für FCR steht für andere Anwendungen nicht zur Verfügung; ein abgerufener mFRR-Block kollidiert mit einem geplanten Day-Ahead-Verkauf. Die Optimierung erfolgt im Energy Management System (EMS), das Erlös-Erwartungen pro Pfad gegenrechnet und dynamisch priorisiert.

Reife EMS-Software erreicht heute zuverlässig die Kombination von zwei Pfaden, bei drei Pfaden steigen Implementierungs- und Betriebsaufwand spürbar.

Anforderungen an den Speicher

Direktvermarktung setzt drei technische Eigenschaften voraus:

• Hohe C-Rate — Spreads im Intraday und FCR-Vorhaltung verlangen Lade- und Entlade-Leistungen, die innerhalb von Minuten oder Sekunden abgerufen werden.
• Hohe Round-Trip-Efficiency — Jedes Prozent Effizienz schlägt direkt auf die Vermarktungsmarge durch.
• Hohe Zyklenfestigkeit — Vermarktungsmodelle mit FCR oder Intraday erzeugen vier- bis fünfstellige Vollzyklen über die Lebensdauer.

Aus diesen Anforderungen ergibt sich die nahezu durchgehende Wahl von LFP-Zellchemie für stationäre Großspeicher.

Auswahl des Direktvermarkters

Der Direktvermarkter ist Vertragspartner für die Plattform-Anbindung, das Bilanzkreis-Management und die operativen Vermarktungs-Entscheidungen. Wesentliche Auswahlkriterien:

• Ko-Optimierungs-Kompetenz — Welche Pfade kann der Direktvermarkter in welcher Tiefe?
• Margenstruktur — Wer trägt welches Risiko? Üblich sind Mischformen aus fixem Service-Entgelt und variablem Erlös-Anteil.
• Bilanzkreis-Management — Wie werden Prognosefehler bewertet, wer trägt die Ausgleichsenergie?
• Vertragslaufzeit — Märkte verändern sich schnell. Lange Laufzeiten reduzieren Flexibilität.
• Reporting und Datenzugang — Belastbare Auswertungen sind Voraussetzung für die laufende Bewertung der Vermarktungsstrategie.

Was offen bleibt

Die Marktlage für Großspeicher entwickelt sich dynamisch. Mit dem Zubau von Speicher-Kapazität erodieren die historisch hohen Spreads des Day-Ahead-Marktes; im FCR-Markt ist eine Vergütungs-Dämpfung beobachtbar, je mehr Speicher in den Markt eintreten. Sensitivitätsanalysen über drei Szenarien — anhaltend hohe Spreads, mittleres Niveau, deutliche Dämpfung — sind für jede Wirtschaftlichkeitsrechnung Pflicht.

Die Regulatorik zu Netzentgelt-Behandlung, doppelter Belastung von Letztverbraucher- und Erzeuger-Seite sowie Fragen der EEG-Umlage sind ebenfalls in Bewegung. Eine Festlegung der BNetzA wird in der zweiten Jahreshälfte 2026 erwartet [4].