Intraday-Markt

Was ist der Intraday-Markt?

Der Intraday-Markt ist das zweite Segment des Strom-Spotmarkts an der EPEX Spot. Er öffnet, nachdem die Day-Ahead-Auktion am Vortag um 12:00 Uhr geschlossen hat, und erlaubt den Handel von Strom bis wenige Minuten vor der physischen Lieferung. Marktteilnehmer passen hier Positionen an, die seit der Day-Ahead-Auktion überholt sind: Eine aktualisierte Solarprognose, ein ausgefallenes Kraftwerk oder eine geänderte Last werden nicht mehr über teure Ausgleichsenergie abgerechnet, sondern am Markt nachgehandelt.

Der Handel findet für die deutsch-luxemburgische Gebotszone (DE-LU) statt und ist über den europäischen Verbund SIDC (Single Intraday Coupling, früher XBID) mit den Nachbarländern gekoppelt. Solange grenzüberschreitende Kapazität verfügbar ist, treffen Gebote aus ganz Europa im selben Orderbuch aufeinander.

Kontinuierlicher Handel und Intraday-Auktionen

Der Intraday-Markt besteht aus zwei Mechanismen, die parallel laufen.

Die drei Intraday-Auktionen (IDA) wurden am 13. Juni 2024 europaweit eingeführt. Sie bündeln Liquidität zu festen Zeitpunkten und liefern einen transparenten Referenzpreis je Viertelstunde, während der kontinuierliche Handel die Feinsteuerung bis zur letzten Minute übernimmt.

Für den kontinuierlichen Handel gilt in Deutschland eine Gate Closure von fünf Minuten vor Lieferbeginn, sofern Käufer und Verkäufer in derselben Regelzone bilanzieren. Grenzüberschreitende Geschäfte im SIDC enden in der Regel 60 Minuten vor Lieferung, weil die Übertragungsnetzbetreiber danach die Grenzkuppelstellen für den Systembetrieb reservieren.

Viertelstunde als Standard

Seit dem 1. Oktober 2025 ist die Viertelstunde die Market Time Unit im europäischen Day-Ahead-Markt, und die gekoppelten Intraday-Märkte haben den Wechsel auf 15-Minuten-Produkte an allen Grenzen im Oktober 2025 abgeschlossen. Die Bilanzkreisabrechnung läuft in Deutschland ohnehin viertelstündlich, so dass Bilanzkreisverantwortliche ihre Position jetzt im selben Raster handeln, in dem sie abgerechnet werden.

Für Photovoltaik ist das relevant, weil die Einspeisung morgens und abends innerhalb einer Stunde um ein Mehrfaches steigt oder fällt. Stundenprodukte glätteten diese Rampen, Viertelstundenprodukte bilden sie ab.

Handelsvolumen

Zum Vergleich: Am Day-Ahead-Markt wurden 2025 in der Gebotszone DE-LU rund 291 TWh gehandelt. Der Intraday-Markt hat damit etwas mehr als ein Drittel des Day-Ahead-Volumens erreicht, Tendenz steigend. Die Bundesnetzagentur weist im Monitoringbericht für 2024 ein Gesamtvolumen von rund 104 TWh für den deutschen Intraday-Handel über alle Börsen aus.

Preisspannen

Intraday-Preise schwanken stärker als Day-Ahead-Preise, weil sie Prognosefehler und kurzfristige Knappheit abbilden, die in der Vortagsauktion nicht sichtbar waren. Als Orientierung dient der Day-Ahead-Markt 2025 laut SMARD mit einem Jahresmittel von 89,32 EUR/MWh, einem Minimum von minus 250,32 EUR/MWh und einem Maximum von 583,40 EUR/MWh. Im kontinuierlichen Intraday-Handel liegen die Extremwerte einzelner Viertelstunden regelmäßig außerhalb dieser Bandbreite.

Drei Preismuster prägen den Intraday-Markt bei hoher Solareinspeisung:

• Mittagstal: Übertreffen die aktuellen Einspeiseprognosen die Day-Ahead-Erwartung, fallen die Viertelstundenpreise um die Mittagszeit unter die Auktionspreise, an Wochenenden und Feiertagen häufig in den negativen Bereich. Die Mechanik ist in negative Strompreise beschrieben.
• Abendrampe: Zwischen 17:00 und 21:00 Uhr fällt die PV-Einspeisung aus dem System, während die Last hoch bleibt. Im September 2026 lag der mittlere Preisunterschied zwischen den günstigsten und teuersten zwei Stunden eines Tages bei rund 220 EUR/MWh, der höchste Wert seit der Energiekrise 2022.
• Prognoserevisionen: Zieht Bewölkung schneller auf als erwartet, steigt der Preis innerhalb weniger Viertelstunden, weil Direktvermarkter fehlende Mengen nachkaufen müssen.

Bedeutung für PV-Betreiber

Betreiber mit fester Einspeisevergütung berühren den Intraday-Markt nicht; ihr Strom wird vom Netzbetreiber bilanziert. Anlagen in der Direktvermarktung dagegen hängen an ihm, auch wenn sie nur die Marktprämie beziehen. Der Direktvermarkter verkauft die prognostizierte Erzeugung am Day-Ahead-Markt und gleicht die Abweichung zur tatsächlichen Einspeisung intraday aus. Gelingt das nicht, zahlt er den Ausgleichsenergiepreis (reBAP), der in Knappheitsviertelstunden mehrere hundert Euro je MWh erreichen kann. Die Qualität der Intraday-Vermarktung ist deshalb ein Teil der Gebühr, die der Vermarkter vom Erlös einbehält.

Der Marktwert Solar, der die Marktprämie bestimmt, wird dagegen ausschließlich aus Day-Ahead-Preisen berechnet. Intraday-Gewinne oder -Verluste bleiben beim Vermarkter beziehungsweise werden über den Vertrag geteilt.

Speicher-Arbitrage

Für Großbatteriespeicher ist der Intraday-Markt inzwischen der ertragreichste Einzelmarkt. Eine Simulation für einen Speicher mit 10 MW Leistung und 20 MWh Kapazität ergab für September 2026 folgende Erlöse je Megawatt und Monat:

Die Zahlen gelten für einen Modellspeicher mit perfekter Vorausschau und liegen über dem, was im Betrieb erreichbar ist. Sie zeigen aber die Verschiebung der letzten Jahre: Während die Erlöse aus Regelenergie durch den Zubau präqualifizierter Speicher unter Druck stehen, wächst der Arbitrage-Spread im Spotmarkt mit jedem Gigawatt zusätzlicher Photovoltaik.

Wo die Daten liegen

Die Bundesnetzagentur veröffentlicht auf SMARD die Day-Ahead-Preise und einen Intraday-Preisindex je Viertelstunde, die EPEX Spot die Auktionsergebnisse der IDA und Monatsstatistiken im Download Center. Die Ausgleichsenergiepreise, an denen sich der Wert des Intraday-Handels bemisst, stehen auf netztransparenz.de.