Grundlagen

Der Day-Ahead-Markt: Wie der Börsenstrompreis entsteht

Aktualisiert am 12. Juli 2026

Wenn in einer App der „aktuelle Börsenstrompreis” angezeigt wird, steht dahinter ein europaweit koordiniertes Auktionsverfahren, das jeden Tag zur selben Zeit abläuft. Der wichtigste Handelsplatz dafür ist der Day-Ahead-Markt an der Strombörse. Dieser Artikel erklärt Schritt für Schritt, wie aus Angebot und Nachfrage der Preis für jede Stunde – seit Oktober 2025 sogar für jede Viertelstunde – des Folgetags entsteht und wo diese Daten öffentlich einsehbar sind.

„Day-Ahead” – Handel für den nächsten Tag

Der Name ist Programm: Im Day-Ahead-Markt wird Strom für den folgenden Liefertag gehandelt. Erzeuger (etwa Kraftwerks- und Windparkbetreiber) geben Verkaufsgebote ab, Abnehmer (etwa Stadtwerke und große Verbraucher) Kaufgebote. Jedes Gebot nennt eine Menge und den Preis, zu dem man bereit ist, zu verkaufen bzw. zu kaufen. Für Deutschland und Luxemburg ist die EPEX SPOT (European Power Exchange) mit Sitz in Paris die zentrale Börse.

Die Auktion um 12:00 Uhr

Anders als an einer Aktienbörse, an der laufend gehandelt wird, ist der Day-Ahead-Markt eine geschlossene Auktion. Bis 12:00 Uhr (Mitteleuropäische Zeit) müssen alle Gebote für den Folgetag eingereicht sein.¹ Danach werden sämtliche Kauf- und Verkaufsgebote zusammengeführt. Es handelt sich um eine Einheitspreisauktion: Alle Zuschläge einer Zeitscheibe werden zum selben markträumenden Preis abgerechnet – unabhängig davon, welchen Preis ein einzelner Bieter genannt hatte.

Merit-Order und Grenzkraftwerk

Das Ordnungsprinzip der Preisbildung heißt Merit-Order. Alle verfügbaren Kraftwerke werden nach ihren Grenzkosten (variable Kosten pro zusätzlich erzeugter Kilowattstunde) aufsteigend sortiert. Ganz vorne stehen Erneuerbare wie Wind und Photovoltaik, deren Grenzkosten nahe null liegen, sowie Kernkraft; danach folgen Braunkohle, Steinkohle und schließlich Gaskraftwerke mit den höchsten Grenzkosten.

Die Nachfrage wird nun aus dieser aufsteigenden Reihenfolge gedeckt. Das letzte Kraftwerk, das noch benötigt wird, um die Nachfrage vollständig zu bedienen, ist das Grenzkraftwerk – und seine Grenzkosten bestimmen den Preis für alle. Der Spotpreis muss also genau so hoch sein, dass er die Grenzkosten aller benötigten Kraftwerke deckt.¹ Das erklärt, warum an windigen, sonnigen Tagen der Börsenpreis stark fallen und in windstillen Winterstunden mit hoher Last kräftig steigen kann: Es entscheidet, welches teure Kraftwerk am Ende noch „drankommt”.

EUPHEMIA und die europäische Marktkopplung

Die Berechnung erfolgt nicht isoliert für Deutschland. Der Day-Ahead-Markt ist Teil des Single Day-Ahead Coupling (SDAC), der europaweiten Kopplung der nationalen Strommärkte. Ein gemeinsamer Algorithmus namens EUPHEMIA (EU Pan-European Hybrid Electricity Market Integration Algorithm) ermittelt gleichzeitig die markträumenden Preise, die zugeteilten Mengen, die Nettoposition jeder Gebotszone und die Stromflüsse über die Grenzkuppelstellen – unter Berücksichtigung der begrenzten Übertragungskapazitäten zwischen den Ländern.¹

Die Idee dahinter: Solange freie Leitungskapazität besteht, fließt Strom automatisch von der günstigeren in die teurere Region, bis sich die Preise angleichen. Erst wenn die Grenzkuppelstellen ausgelastet sind (ein sogenannter Engpass), können sich die Preise zwischen den Gebotszonen wieder unterscheiden. Die Marktkopplung senkt so im Idealfall die Gesamtkosten und nutzt die europäischen Kraftwerkskapazitäten effizienter.

Das Ergebnis: Stunden- bzw. Viertelstundenkontrakte

Aus der Auktion ergeben sich die Preise für jede Zeitscheibe des Folgetags. Bis September 2025 waren das 24 Stundenkontrakte pro Tag. Seit dem 1. Oktober 2025 ist die Auktion auf Viertelstundenprodukte umgestellt: Ermittelt werden nun die Preise für die 96 Viertelstunden des Folgetags.¹ Der einzelne Preis wird in Euro pro Megawattstunde (€/MWh) angegeben; für den Endkunden lässt sich das leicht in Cent pro Kilowattstunde umrechnen (100 €/MWh = 10 ct/kWh).

Wo die Daten öffentlich einsehbar sind

Die Ergebnisse dieser Auktion sind kein Geheimnis. Die Bundesnetzagentur veröffentlicht die Großhandelspreise auf ihrer Informationsplattform SMARD (Strommarktdaten). Die Rohdaten liefern die deutschen Übertragungsnetzbetreiber; SMARD stellt sie visualisiert und als Download bereit – nach Angaben der Bundesnetzagentur unter der Creative-Commons-Lizenz CC BY 4.0, also frei weiterverwendbar.²

Ein Blick auf die Größenordnung: Der durchschnittliche Day-Ahead-Großhandelspreis lag im Jahr 2025 bei 89,32 €/MWh und damit 13,8 % höher als 2024 (78,51 €/MWh).² Solche Jahresmittel verdecken allerdings die enorme Spreizung innerhalb eines Tages – genau diese Schwankungen macht der Day-Ahead-Markt sichtbar und für dynamische Tarife nutzbar.

Day-Ahead ist nicht der einzige Markt

Der Day-Ahead-Markt ist der wichtigste, aber nicht der einzige kurzfristige Handelsplatz. Nach seinem Abschluss folgt der Intraday-Handel, der bis kurz vor der physischen Lieferung läuft und fortlaufend (nicht als einmalige Auktion) organisiert ist. Dort können Marktteilnehmer nachjustieren, wenn sich etwa eine Wind- oder Solarprognose ändert oder ein Kraftwerk ausfällt. Für die Referenzpreise, die in dynamischen Haushaltstarifen und in Preisdashboards angezeigt werden, ist jedoch praktisch immer der Day-Ahead-Preis die Grundlage, weil er einen ganzen Tag im Voraus feststeht und damit planbar ist.

Wichtig für die Einordnung: Der Börsenpreis ist nur ein Teil des Endpreises. Zum reinen Großhandelspreis kommen beim Haushalt noch Netzentgelte, Messkosten, Steuern, Umlagen und die Marge des Lieferanten hinzu. Ein Börsenpreis von etwa 8 ct/kWh führt daher keineswegs zu einer 8-Cent-Rechnung – aber die Bewegung des Börsenpreises schlägt bei dynamischen Tarifen direkt auf den variablen Anteil durch.

Warum der Börsenpreis manchmal negativ wird

Eine Besonderheit der Merit-Order ist, dass Gebote auch negativ sein können. Wenn sehr viel Wind- und Solarstrom eingespeist wird und die Nachfrage gleichzeitig niedrig ist, kann es für einzelne Erzeuger günstiger sein, für die Abnahme ihres Stroms zu bezahlen, statt Anlagen abzuschalten – etwa um technische Ausfahrkosten oder den Verlust einer Förderung zu vermeiden. In diesen Stunden fällt der markträumende Preis unter null. Solche negativen Preise sind kein Fehler, sondern ein Signal für einen Überschuss an günstigem Strom und häufen sich mit dem Ausbau der Erneuerbaren.

Quellen