Börsenstrompreis (Spotmarkt)
Der Börsenstrompreis entsteht an der europäischen Strombörse EPEX Spot und bildet sich jede Stunde (bzw. im Viertelstunden-Handel) neu durch Angebot und Nachfrage. Seit dem starken Ausbau der Photovoltaik entsteht an sonnigen Mittagen eine ausgeprägte Preisdelle — der Börsenpreis fällt durch das hohe Solar-Angebot deutlich, gelegentlich sogar in den negativen Bereich.
Was ist der Börsenstrompreis?
Der Börsenstrompreis ist der an der europäischen Strombörse EPEX Spot gehandelte Preis für elektrische Energie. Strom wird dort in zwei Teilmärkten gehandelt:
- Day-Ahead-Markt: Handel am Vortag für den Folgetag, zentrale Auktion um 12:00 Uhr
- Intraday-Markt: Kontinuierlicher Handel für Viertelstunden des laufenden Tages bis wenige Minuten vor Lieferung
Der Day-Ahead-Preis ist die zentrale Referenz für fast alle Strommarkt-Akteure: Er bestimmt, was Versorger für die Beschaffung bezahlen, was Direktvermarkter für PV- und Windstrom erlösen und wie die EEG-Marktprämie berechnet wird.
Viertelstundenprodukte seit dem 1. Oktober 2025
Seit dem 1. Oktober 2025 werden Day-Ahead-Produkte europaweit in 15-Minuten-Intervallen gehandelt statt in Stundenblöcken. Damit bildet die Auktion die schnellen Erzeugungs- und Lastwechsel durch Photovoltaik und Wind deutlich genauer ab – insbesondere die steilen Rampen am Morgen und am Abend.
Praktische Folge: Preisspitzen und Negativpreise werden sichtbarer, weil sie nicht mehr über eine volle Stunde gemittelt werden. Beim Vergleich von Preisstatistiken vor und nach dem Umstellungsdatum ist deshalb Vorsicht geboten.
Im ersten Halbjahr 2026 lag der durchschnittliche Day-Ahead-Preis bei rund 99 Euro pro Megawattstunde.
Merit-Order und Preisbildung
Die Preisbildung folgt dem Merit-Order-Prinzip: Alle Erzeuger werden nach ihren Grenzkosten aufsteigend sortiert. Die Nachfrage wird stundenweise gedeckt, beginnend mit dem billigsten Kraftwerk. Der Preis des letzten, gerade noch benötigten Kraftwerks bestimmt den Einheitspreis für alle.
| Erzeugungsart | Typische Grenzkosten | Einsatzreihenfolge |
|---|---|---|
| Photovoltaik | nahe 0 €/MWh | zuerst |
| Wind (onshore/offshore) | nahe 0 €/MWh | zuerst |
| Braunkohle | 40–70 €/MWh | mittel |
| Steinkohle | 60–100 €/MWh | mittel |
| Erdgas | 80–200 €/MWh | typisch preissetzend |
| Öl, Gasturbinen | 200+ €/MWh | Spitzenlast |
Solange die Nachfrage durch erneuerbare Energien und Grundlastkraftwerke gedeckt werden kann, bleibt der Preis niedrig. Muss zusätzlich Gasstrom hinzugeschaltet werden, steigt der Preis sprunghaft auf das Niveau der Gasgrenzkosten.
Die solare Mittagsdelle
Seit 2020 hat der massive PV-Ausbau in Deutschland das Tagesprofil des Börsenstrompreises grundlegend verändert. An sonnigen Tagen zeigt der Preis eine typische Form:
| Tageszeit | Typ. Preisverlauf an Sonnentagen |
|---|---|
| 00–06 Uhr | Mittel (30–60 €/MWh), Grundlast |
| 06–10 Uhr | Spitzen (80–150 €/MWh), Morgenbedarf |
| 10–15 Uhr | Tief (0–40 €/MWh), Mittagsdelle durch PV |
| 15–19 Uhr | Steigend |
| 19–22 Uhr | Hoch (100–250 €/MWh), Abendspitze nach Sonnenuntergang |
| 22–24 Uhr | Fallend |
Die Mittagsdelle wird mit wachsender PV-Leistung tiefer und länger. In Ferienwochen oder an sonnigen Frühlingstagen mit niedriger Industrieauslastung fällt der Preis regelmäßig auf null oder darunter.
Negative Strompreise
Negative Strompreise entstehen, wenn das Angebot die Nachfrage so stark übersteigt, dass Erzeuger Geld zahlen, um überhaupt einspeisen zu können. Das klingt widersinnig, hat aber rationale Gründe:
- Abschaltkosten: Konventionelle Kraftwerke (Braunkohle, Kernkraft früher) können nicht kurzfristig abgeschaltet werden. An- und Abfahren kostet mehr als eine kurze negative Einspeisephase.
- EEG-Förderung ohne Marktkopplung: Alt-Anlagen erhalten ihre Vergütung unabhängig vom Börsenpreis und speisen weiter ein.
- Grenzüberschreitender Handel: Nachbarländer nehmen den Strom zu sehr niedrigen Preisen ab.
Die Zahl der negativen Stunden im deutschen Day-Ahead-Markt wächst kontinuierlich: 301 Stunden im Jahr 2023, 457 im Jahr 2024 und 573 im Jahr 2025; im ersten Halbjahr 2026 waren es 298 bis 299 Stunden. Details unter Negative Strompreise.
Für PV-Anlagenbetreiber in der Direktvermarktung hat das Solarspitzengesetz die Regeln deutlich verschärft: Für Anlagen mit Inbetriebnahme ab dem 25. Februar 2025 entfällt der Vergütungsanspruch nach § 51 EEG bereits ab der ersten negativen Viertelstunde – die früheren Vier- oder Sechs-Stunden-Schwellen gelten nur noch für ältere Anlagen. Das schafft einen direkten Anreiz, Speicher zu installieren oder die Einspeisung gezielt zu verlagern.
Monatliche Marktwerte für PV
Der Marktwert Solar ist der durchschnittliche Börsenstrompreis, gewichtet mit der tatsächlichen PV-Einspeisung. Er ist in der Regel niedriger als der Baseload-Preis (ungewichteter Durchschnitt), weil PV vor allem während der Mittagsdelle einspeist — also in Stunden mit niedrigeren Preisen.
Die Bundesnetzagentur veröffentlicht monatliche Marktwerte für Solar, Wind onshore und Wind offshore. Diese Werte sind die Basis für die EEG-Abrechnung in der Direktvermarktung: Die Differenz zwischen dem gesetzlichen „anzulegenden Wert” und dem monatlichen Marktwert wird als Marktprämie ausgezahlt.
Der Kannibalisierungseffekt — das Phänomen, dass PV durch ihre eigene Einspeisung den Marktwert Solar drückt — ist eine der zentralen ökonomischen Herausforderungen der Energiewende. Je mehr PV gebaut wird, desto geringer wird der Marktwert jeder einzelnen Kilowattstunde.
Auswirkungen auf PV-Geschäftsmodelle
Der Börsenstrompreis beeinflusst verschiedene PV-Geschäftsmodelle unterschiedlich:
| Geschäftsmodell | Abhängigkeit vom Börsenpreis |
|---|---|
| EEG-Einspeisevergütung (Altanlagen) | Keine — fester Tarif |
| EEG-Ausschreibung (gleitende Prämie) | Gering — Marktrisiko trägt Staat |
| Innovationsausschreibung (fixe Prämie) | Hoch — Betreiber profitiert bei hohen Preisen |
| PPA (Fixpreis) | Keine — vertraglich fixiert |
| PPA (Indexpreis) | Mittel |
| Direktvermarktung ohne Prämie | Sehr hoch — voll am Markt |
| Eigenverbrauch | Keine — unabhängig |
| Dynamische Stromtarife | Hoch — Verbraucherseite |
Für private PV-Betreiber mit dynamischen Stromtarifen ist der Börsenpreis ein direkter Taktgeber für das Energiemanagement: Wärmepumpe, Wallbox und Wäschetrockner laufen bevorzugt in Niedrigpreis-Stunden, also häufig während der Mittagsdelle.
Datenquellen
Für eine laufende Beobachtung der deutschen Börsenstrompreise stehen mehrere frei zugängliche Plattformen zur Verfügung:
- SMARD (Bundesnetzagentur): offizielle Daten, stündliche Auflösung, historisch ab 2015
- Energy Charts (Fraunhofer ISE): Visualisierungen mit Erzeugungsdaten und Preisen
- EPEX Spot Website: aktuelle Spotpreise, historische Einträge
- Electricity Maps: europäische Übersicht mit CO2-Intensität
Die Daten aus SMARD und Energy Charts sind auch die Basis für wissenschaftliche Analysen zur Mittagsdelle und für politische Debatten über die Zukunft der Strommarkt-Architektur.