Directe vermarkter · Woordenlijst

Een directe vermarkter verkoopt stroom uit opwekkingsinstallaties op de elektriciteitsmarkten. Dat kan in opdracht van de installatie-exploitant gebeuren of voor eigen rekening, wanneer hij de stroom commercieel afneemt. In Duitsland associeert men de term vooral met stroom uit hernieuwbare energie. Veel wind-, fotovoltaïsche, biomassa- en waterkrachtinstallaties krijgen geen vaste invoedingsvergoeding meer, maar worden via de directe vermarkting in de markt geïntegreerd. De Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG 2023) spreekt van de Direktvermarktungsunternehmer. Daarmee wordt degene bedoeld die door de installatie-exploitant is belast met de directe vermarkting van stroom uit hernieuwbare energie of mijngas, of die deze stroom commercieel afneemt. Hij mag daarbij voor deze stroom noch eindverbruiker noch netbeheerder zijn.

Directe vermarkting betekent volgens de EEG de verkoop van stroom aan derden. Uitgezonderd is stroom die in de directe ruimtelijke nabijheid van de installatie wordt verbruikt en niet via een net wordt geleid. Technisch bestaat er dus geen speciale leiding van het windpark naar een bepaalde klant. De stroom vloeit fysiek verder volgens de regels van het net. Directe vermarkting is een commerciële handeling: de opgewekte kilowattuur worden toegewezen aan een balanceringsgroep, geprognosticeerd, verhandeld en afgerekend. De hoeveelheid energie meet men in kilowattuur of megawattuur. Voor de lopende vermarkting telt bovendien het vermogen in kilowatt of megawatt. Dat toont welke hoeveelheden op welk tijdstip naar verwachting worden ingevoed.

De directe vermarkter neemt taken over die een afzonderlijke installatie vaak niet zelf kan uitvoeren of waarvoor de opbouw zich voor haar niet loont. Daartoe behoren opwekkingsprognoses, meldingen van afnameschema's, de handel op de day-ahead- en intradaymarkt, het beheer van de balanceringsgroep, de afrekening en de communicatie met netbeheerders. Bij de gesubsidieerde directe vermarkting komt de afstandsbediening van de installatie erbij. Grotere portefeuilles bundelen veel installaties. Zo compenseren prognosefouten van afzonderlijke installaties elkaar gedeeltelijk, en kunnen de handelsprocessen professioneel worden georganiseerd.

Wettelijk kader in Duitsland (stand EEG 2023)

Wie moet direct vermarkten? Volgens de geldende EEG 2023 hangt dat vooral af van het geïnstalleerde vermogen. Een vaste invoedingsvergoeding is er regulier alleen voor installaties met hoogstens 100 kilowatt en een wettelijk bepaalde aan te leggen waarde (anzulegender Wert). Grotere nieuwe installaties moeten hun stroom in beginsel direct vermarkten als zij EEG-subsidie willen ontvangen. Voor hen bestaat enkel in noodgevallen de zogenoemde Ausfallvergütung (uitvalvergoeding). Die wordt hoogstens drie kalendermaanden aaneen en in totaal zes maanden per jaar betaald en valt lager uit dan de reguliere subsidie. Bij overschrijding van deze maximale duur vervalt de aanspraak voor de hele maand. Oudere bestaande installaties en kleinere installaties mogen vrijwillig overstappen naar directe vermarkting.

De EEG koppelt de gesubsidieerde directe vermarkting aan technische en meettechnische verplichtingen. De installatie-exploitant moet technische voorzieningen aanhouden waarmee de directe vermarkter op elk moment de feitelijke invoeding kan opvragen en het invoedingsvermogen op afstand kan sturen. Hij moet hem daartoe ook de bevoegdheid verlenen. Voor kleine installaties tot 100 kilowatt zijn onder bepaalde voorwaarden afwijkende afspraken mogelijk. Een installatie mag bovendien alleen aan de directe vermarkting worden toegewezen als haar gehele invoeding per kwartier wordt gemeten en gebalanceerd. Installatie-exploitanten mogen van directe vermarkter wisselen. Verkoopt een exploitant zelf aan de beurs of rechtstreeks aan eindverbruikers, dan neemt hij de bevoegdheden van de directe vermarkter zelf over.

De EEG kent twee vormen van directe vermarkting: de gesubsidieerde variant met marktpremie en de overige directe vermarkting zonder EEG-betalingsaanspraak. De overige variant komt bijvoorbeeld voor bij stroomleveringscontracten met bedrijven of bij installaties na afloop van de subsidie. Voor nieuwe installaties ligt een regeringsontwerp voor een EEG-wijziging voor (vaak EEG 2027 genoemd). Daarna zou de vaste vergoeding voor nieuwe installaties grotendeels vervallen en zou directe vermarkting voor kleinere installaties gefaseerd verplicht worden. Zolang deze wijzigingen niet zijn goedgekeurd en in werking getreden, gelden de beschreven regels van de EEG 2023.

Afbakening ten opzichte van stroomleverancier, netbeheerder en aggregator

Een directe vermarkter is niet automatisch een stroomleverancier voor eindverbruikers. Een leverancier verkoopt stroom aan huishoudens, bedrijven of industrie. Hij neemt daarvoor inkoop, klantcontract, afrekening en de verplichtingen aan de verbruikszijde op zich. De directe vermarkter staat daarentegen aan de opwekkingszijde en vermarkt ingevoede stroom uit installaties. Een onderneming kan beide rollen vervullen, maar de functies blijven gescheiden.

Ook de netbeheerder is iets anders. Hij is verantwoordelijk voor netaansluiting, netbedrijf, netveiligheid en de fysieke opname van de stroom. Stroomhandel met als doel marktopbrengsten voor afzonderlijke installaties te realiseren, hoort niet tot zijn taken. De EEG sluit de netbeheerder daarom uitdrukkelijk uit van de definitie van de Direktvermarktungsunternehmer. Regelt een netbeheerder een installatie af wegens een netcongestie, dan is dat een netbedrijfsmaatregel en geen vermarktingsbeslissing.

De term overlapt met de aggregator en de virtuele centrale. Een aggregator bundelt decentrale installaties of verbruikers om ze op de markt bruikbaar te maken, bijvoorbeeld voor regelenergie, flexibiliteit of stroomhandel. Een directe vermarkter kan als aggregator optreden als hij veel installaties technisch en commercieel samenbrengt. Niet elke aggregator is echter een directe vermarkter in de zin van de EEG. En niet elke directe vermarkting benut al actief stuurbare flexibiliteit.

Marktpremie en opbrengstmechanica

Bij gesubsidieerde directe vermarkting verkoopt de installatie-exploitant zijn stroom niet tegen een vast tarief aan de netbeheerder. Hij behaalt marktopbrengsten en ontvangt daarnaast van de netbeheerder de glijdende marktpremie. Die compenseert het verschil tussen de aan te leggen waarde en een marktwaarde van de betreffende energiedrager. De aan te leggen waarde is wettelijk vastgelegd of in een veiling bepaald. De marktwaarde is een gemiddelde waarde, bij wind en fotovoltaïsche energie meestal een maandwaarde. Een voorbeeld: bij een aan te leggen waarde van 7 cent per kilowattuur en een marktwaarde van 5 cent bedraagt de marktpremie 2 cent. Ligt de marktwaarde boven de aan te leggen waarde, dan daalt de premie naar nul. Hoe hoog de opbrengsten in detail zijn, hangt af van installatietype, jaar van ingebruikname, veilingresultaat en de telkens geldende versie van de EEG.

Bijzonder belangrijk zijn de regels voor negatieve prijzen. Is de day-ahead-prijs negatief, dan daalt de aan te leggen waarde onder bepaalde voorwaarden naar nul en vervalt de marktpremie (§ 51 EEG). Voor bestaande installaties gelden, afhankelijk van het jaar van ingebruikname en de omvang, verschillende minimumduren van negatieve prijzen. De Solarspitzengesetz heeft de regel aangescherpt: voor nieuwe installaties die sinds 25 februari 2025 in bedrijf zijn genomen, vervalt de aanspraak al vanaf het eerste negatieve kwartier. Deze periodes worden via § 51a EEG gedeeltelijk aan het einde van de subsidieperiode ingehaald. Voor directe vermarkters wordt de aansturing van installaties in fasen met negatieve prijzen daardoor economisch belangrijker.

De directe vermarkter is in dit model de schakel tussen installatie en markt. Doorgaans geeft hij de marktopbrengst door aan de installatie-exploitant en houdt hij een vermarktingsvergoeding in. Ook andere modellen zijn mogelijk: vaste dienstvergoedingen, deelnames in meeropbrengsten, kortingen op de marktwaarde, regels voor negatieve prijzen en afspraken over de aansturing van de installatie. De term directe vermarkter zegt daarom op zichzelf niets over wie welk prijsrisico draagt. Dat regelen het contract en de wettelijke randvoorwaarden.

Directe vermarkting is niet hetzelfde als volledige marktintegratie van hernieuwbare energie. De marktpremie zekert nog steeds een aanzienlijk deel van de opbrengsten af. Niet elke installatie kan bovendien flexibel op prijssignalen reageren. Een fotovoltaïsche installatie zonder opslag kan haar invoeding nauwelijks in de tijd verschuiven. Een windturbine kan bij negatieve prijzen worden afgeregeld, maar verliest dan productie. Biomassa-installaties hebben aanzienlijk meer stuurbaar vermogen, voor zover brandstofvoorziening, warmtegebruik en technische uitvoering dat toelaten.

Prognoses, afnameschema's en risico's van de balanceringsgroep

Voor de elektriciteitsmarkt telt niet alleen de jaarhoeveelheid van een installatie. Beslissend is hoeveel stroom er in elk kwartier wordt ingevoed. De EEG eist voor de directe vermarkting daarom een meting en balancering per kwartier. Directe vermarkters stellen opwekkingsprognoses op uit weergegevens, installatiegegevens, beschikbaarheden en historische invoedingspatronen. Daaruit ontstaan afnameschema's voor de handel en voor het systeem van balanceringsgroepen.

Wijkt de feitelijke invoeding af van het schema, dan ontstaat onbalansenergie. De afwijkingen worden in de balanceringsgroep gecompenseerd en afgerekend. De directe vermarkter heeft daarom belang bij goede prognoses, snelle correcties in de intradayhandel en een betrouwbare gegevensaansluiting. Bij wind en fotovoltaïsche energie zijn afwijkingen geen kwestie van gebrek aan discipline, maar het gevolg van weersafhankelijke opwekking. De taak bestaat erin deze onzekerheid om te zetten in verhandelbare en afrekenbare processen.

Daarin verschilt directe vermarkting van een loutere afnamegarantie. Een afnemer zou kunnen toezeggen elke ingevoede kilowattuur tegen een vaste prijs te kopen. Een directe vermarkter moet daarentegen ook het tijdsverloop van de invoeding beheren. Dat wordt belangrijker naarmate er meer hernieuwbare stroom in het systeem zit, omdat de waarde van een kilowattuur dan sterker van het tijdstip afhangt. Stroom in een winderige nacht met weinig vraag is op de markt minder waard dan stroom in een schaars avonduur.

Marktgedreven en netgerelateerde afregeling

Directe vermarkters worden vaak algemeen beschreven als veroorzakers of verhinderaars van afregeling. Daarbij gaat het om twee fundamenteel verschillende gevallen. Marktgedreven afregeling beslist de directe vermarkter binnen het kader van het contract, bijvoorbeeld bij negatieve prijzen. Netgerelateerde afregeling wordt daarentegen door de netbeheerder bevolen. Sinds 1 oktober 2021 verloopt zij via Redispatch 2.0. Daarbij werden de vroegere redispatch met grote centrales en het tot dan toe bestaande invoedingsmanagement voor EE- en WKK-installaties samengevoegd. Redispatch 2.0 betreft in beginsel installaties vanaf 100 kilowatt. Verantwoordelijkheden, kostengevolgen en rechtsgronden verschillen in beide gevallen duidelijk. De directe vermarkter kan marktgedreven sturen, maar beslist niet over de fysieke netveiligheid.

Betekenis voor het elektriciteitssysteem

Directe vermarkters maken decentrale, weersafhankelijke opwekking bruikbaar voor de bestaande marktprocessen. Zonder prognose, toewijzing aan een balanceringsgroep en handel zouden zeer veel afzonderlijke invoedingen nauwelijks zinvol in beursprijzen, afnameschema's en afrekeningen te vertalen zijn. Vroeger plande een klein aantal ondernemingen de inzet van grote centrales. Tegenwoordig voeden zeer veel installaties in, met uiteenlopende omvang, verschillende eigenaars en technische eigenschappen. De directe vermarkter bundelt ze zo dat ze passen in een marktmodel met afnameschema's, balanceringsgroepen en naar tijd gedifferentieerde prijzen.

Hun rol groeit met het aandeel hernieuwbare energie. Dan komen vaker zeer lage of negatieve prijzen, een sterk schommelende residuele belasting, regionale netcongesties en kortetermijnaanpassingsbehoefte voor. Directe vermarkters kunnen daarop reageren: met betere prognoses, stuurbare installaties, geïntegreerde opslag of de combinatie van flexibele verbruikers met opwekkingsportefeuilles. Wat daarvan economisch mogelijk is, hangt echter niet alleen van de vermarkter af. Technische uitrusting, meetconcepten, marktregels, nettarieven, subsidieregels en aansluitvoorwaarden spelen eveneens een rol.

Bij flexibiliteit is de rol dubbelzinnig. De directe vermarkter kan bestaande flexibiliteit zichtbaar maken, waarderen en vermarkten. Hij kan echter geen flexibiliteit halen uit installaties waarvan de technische of juridische voorwaarden geen verschuiving toelaten. Of een installatie bij een negatieve beursprijs afregelt, hangt van veel factoren af: subsidieaanspraken, opportuniteitskosten, technische minimumvermogens, verplichtingen tot warmtelevering, netvoorschriften en contractregels. Ook voor de leveringszekerheid is hij slechts één bouwsteen. Gegarandeerd vermogen, netreserve, regelenergie en langetermijninvesteringsbeslissingen vervangt hij niet.

Typische vereenvoudigingen

„Directe vermarkters brengen groene stroom naar de beurs, daarmee is de systeemvraag opgelost“: De beurshandel is slechts een deel van de taak. Even belangrijk zijn datakwaliteit, beschikbaarheid, afstandsbediening, risico van de balanceringsgroep, reglementaire afrekening en de vraag of prijssignalen de installatie überhaupt bereiken.
„Directe vermarkting betekent groene stroom voor een bepaalde klant“: De verkoop van windstroom beschrijft geen fysieke stroomstroom naar een bepaalde afnemer. Voor groenestroomleveringen zijn leveringscontracten, garanties van oorsprong en de balancering aan de verbruikszijde bepalend. Voor stroom die met marktpremie wordt gesubsidieerd, kunnen in Duitsland in beginsel geen garanties van oorsprong worden gebruikt.
„De directe vermarkter regelt installaties af bij netcongesties“: Netgerelateerde ingrepen beveelt de netbeheerder aan in het kader van Redispatch 2.0. De directe vermarkter stuurt marktgedreven.
„Directe vermarkter is slechts een ander woord voor stroomhandelaar“: Bedoeld is een gespecialiseerde rol tussen installatie-exploitant, stroombeurs, balanceringsgroep, netbeheerder en subsidieregime. Zij maakt van decentrale opwekking verhandelbare, geprognosticeerde en afrekenbare stroomhoeveelheden, zonder alle systeemvragen op te lossen.

Bronnen

§ 3 EEG 2023 – Begriffsbestimmungen — Bundesministerium der Justiz / gesetze-im-internet.de; unbekannt (aktuelle Fassung). § 3 Nr. 16 und Nr. 17 EEG 2023
Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien (EEG 2023), Gesamtausgabe als PDF — Bundesministerium der Justiz / gesetze-im-internet.de; unbekannt. § 10b (Fernsteuerbarkeit) und § 21b Abs. 3 und 4 EEG 2023
EEG 2023 § 21 Einspeisevergütung und Mieterstromzuschlag — NWB Verlag (Gesetzestext); unbekannt. § 21 Abs. 1 und 2 EEG 2023
Informationsbereitstellung für Redispatch-Maßnahmen — Bundesnetzagentur; 2021-03-23. Pressemitteilung, Abschnitt „Daten für den Redispatch 2.0“
Stundenregel nach § 51 EEG — Next Kraftwerke (Sekundärquelle eines Direktvermarkters); unbekannt. Abschnitte zu den Stundenregeln und zum Solarspitzengesetz

Gerelateerde begrippen

Edited by eCMS on 11.11.2026 19:18