EPEX Spot und Day-Ahead-Preise: So entsteht der Börsenstrompreis
Wenn du einen dynamischen Stromtarif hast, bestimmt die EPEX Spot deinen Strompreis. Jeden Tag um 12 Uhr mittags wird dort auktioniert, was Strom morgen kosten wird - für jede einzelne Viertelstunde. Klingt abstrakt, ist aber der Mechanismus, der darüber entscheidet, ob du abends 35 Cent oder nachts 5 Cent pro Kilowattstunde zahlst. Hier erfährst du, wie diese Auktion funktioniert, welche Faktoren die Preise treiben und wie du die Preiskurven für deinen Vorteil liest.
TL;DR
- Die EPEX Spot in Paris ist die zentrale Strombörse für Deutschland, Frankreich, die Benelux-Staaten und weitere europäische Länder
- In der Day-Ahead-Auktion (täglich um 12 Uhr) werden die Strompreise für jede Viertelstunde des Folgetages festgelegt
- Die Merit Order bestimmt den Preis: Günstigste Kraftwerke (Wind, Solar) bieten zuerst, das teuerste noch benötigte Kraftwerk setzt den Preis
- Der durchschnittliche Day-Ahead-Preis lag 2025 bei 86,54 Euro/MWh (8,65 Cent/kWh), Anfang 2026 bei rund 105 Euro/MWh
- Typisches Tagesmuster: Günstig nachts und mittags bei Sonne, teuer morgens (7-9 Uhr) und abends (17-20 Uhr)
Was ist die EPEX Spot?
EPEX Spot steht für European Power Exchange und ist die zentrale Spotmarkt-Strombörse für Westeuropa. Sie sitzt in Paris, betreibt aber Handelsplattformen für Deutschland, Frankreich, Österreich, die Schweiz, die Benelux-Staaten, Großbritannien, Polen und die nordischen Länder. Wenn in Deutschland von "dem Börsenstrompreis" die Rede ist, meint man fast immer die Preise der EPEX Spot für die Gebotszonen Deutschland/Luxemburg.
Die EPEX Spot ist nicht die einzige Strombörse, aber die relevanteste für deinen dynamischen Tarif. Es gibt auch die EEX (European Energy Exchange) in Leipzig, die aber hauptsächlich für langfristige Termingeschäfte (Futures, Forwards) zuständig ist. Der kurzfristige Handel, der deinen Stundenpreis bestimmt, läuft über die EPEX Spot.
Zwei Märkte, ein Ziel: Day-Ahead und Intraday
An der EPEX Spot gibt es zwei zentrale Handelsplätze:
Der Day-Ahead-Markt
Das ist der wichtigere der beiden für dich als Endverbraucher. Hier werden einen Tag im Voraus die Preise für jede Viertelstunde des Folgetages festgelegt. Seit dem 30. September 2025 läuft die Auktion in Viertelstundenauflösung. Vorher waren es Stundenblöcke, was bedeutete, dass der Preis sich nur 24-mal am Tag änderte. Jetzt sind es 96 Preispunkte pro Tag.
Die Auktion funktioniert so: Bis 12 Uhr mittags geben alle Marktteilnehmer ihre Gebote ab. Kraftwerksbetreiber melden, wie viel Strom sie zu welchem Preis in jeder Viertelstunde anbieten können. Stromhändler und Versorger melden, wie viel sie nachfragen. Ein Algorithmus (EUPHEMIA) berechnet dann den Gleichgewichtspreis für jede Viertelstunde - den Preis, bei dem Angebot und Nachfrage sich treffen.
Gegen 12:45 Uhr werden die Ergebnisse veröffentlicht. Das ist der Moment, ab dem dein Anbieter dir die Preise für morgen in der App anzeigen kann. Wenn du also abends in der Tibber- oder Ostrom-App die Preise für den nächsten Tag siehst, sind das die Ergebnisse dieser Auktion.
Der Intraday-Markt
Hier wird kurzfristig nachgebessert. Wenn sich die tatsächliche Stromerzeugung oder der Verbrauch anders entwickelt als am Vortag prognostiziert (zum Beispiel weil der Wind plötzlich nachlässt oder ein Kraftwerk ausfällt), handeln die Marktteilnehmer auf dem Intraday-Markt. Dieser läuft kontinuierlich, ähnlich wie eine Aktienbörse, und Strom kann bis 5 Minuten vor Lieferung gehandelt werden.
Für deinen dynamischen Tarif ist der Intraday-Markt weniger relevant, weil die meisten Anbieter die Day-Ahead-Preise als Basis nehmen. Aber er beeinflusst das Gesamtsystem und damit indirekt auch die Day-Ahead-Preise der Folgetage.
Die Merit Order: Warum das teuerste Kraftwerk den Preis bestimmt
Das Herzstück der Strompreisbildung ist das Merit-Order-Prinzip. Es klingt erstmal unlogisch, ist aber ökonomisch schlüssig.
Stell dir vor, du brauchst für eine bestimmte Viertelstunde 60 Gigawatt Strom in Deutschland. Die Kraftwerke bieten ihren Strom zu unterschiedlichen Grenzkosten an:
- Wind und Solar: 0 Euro/MWh (keine Brennstoffkosten)
- Kernkraft: 5-10 Euro/MWh (in Frankreich, Deutschland hat keine mehr)
- Braunkohle: 30-40 Euro/MWh
- Steinkohle: 50-70 Euro/MWh
- Erdgas: 70-120 Euro/MWh
- Öl und Spitzenlasten: 150+ Euro/MWh
Die Kraftwerke werden der Reihe nach zugeschaltet, vom günstigsten zum teuersten, bis die nachgefragte Menge gedeckt ist. Der Preis, den alle Erzeuger erhalten, ist der Preis des teuersten noch benötigten Kraftwerks - der sogenannte Grenzanbieter.
Was heißt das konkret? An einem windigen Sonntag im Mai, wenn 40 GW aus Wind und 30 GW aus Solar kommen, die Nachfrage aber nur bei 50 GW liegt, braucht man kaum fossile Kraftwerke. Der Preis fällt auf wenige Cent oder wird sogar negativ. An einem kalten, windstillen Winterabend, wenn Gaskraftwerke die Lücke schließen müssen, setzt der Gaspreis den Strompreis - und der liegt bei 80-120 Euro/MWh (8-12 Cent/kWh nur für den Energieanteil).
Was die Preise treibt: Die wichtigsten Einflussfaktoren
Erneuerbare Energien (kurzfristig)
Wind und Sonne sind die stärksten Preisdrücker. Je mehr Erneuerbare einspeisen, desto weiter links in der Merit Order wird die Nachfrage gedeckt, desto günstiger der Strom. An einem sonnigen Frühlingstag mit viel Wind fallen die Day-Ahead-Preise regelmäßig unter 5 Cent/kWh, teilweise in den negativen Bereich.
Das ist auch der Grund für die berühmte Mittagsspitze bei den Einspeisungen: Wenn die Sonne am höchsten steht, drücken 40-50 GW PV-Leistung den Preis nach unten. Deshalb ist Strom im Sommer mittags oft billiger als nachts.
Gaspreis (mittelfristig)
Da Gaskraftwerke häufig den Grenzpreis setzen, wirkt der Erdgaspreis direkt auf den Strompreis. Der Anstieg der Day-Ahead-Durchschnittspreise von 78 Euro/MWh (2024) auf 86,54 Euro/MWh (2025) und über 105 Euro/MWh (Anfang 2026) ist zu einem großen Teil auf steigende Gaspreise zurückzuführen.
CO2-Zertifikate
Jedes Kraftwerk, das fossile Brennstoffe verbrennt, muss Emissionszertifikate kaufen. Der CO2-Preis lag 2025 bei rund 65-75 Euro pro Tonne. Diese Kosten fließen in die Gebote der fossil befeuerten Kraftwerke ein und heben damit den Grenzpreis an.
Nachfrage und Wetter
Die Stromnachfrage folgt vorhersehbaren Mustern: werktags höher als am Wochenende, im Winter höher als im Sommer (vor allem durch Wärmepumpen und Beleuchtung), morgens und abends höher als nachts. Extreme Wetterlagen - Hitzewellen (Klimaanlagen), Kältewellen (Heizungen) oder Dunkelflauten (wenig Wind und Sonne) - treiben die Nachfrage und damit die Preise nach oben.
Kraftwerksausfälle und Wartung
Wenn ein großes Kraftwerk ungeplant ausfällt, fehlt Kapazität in der Merit Order, und teurere Kraftwerke müssen einspringen. Das passiert regelmäßig und erklärt manche Preisspitzen, die auf den ersten Blick keinen Sinn ergeben.
Internationale Vernetzung
Deutschland ist mit seinen Nachbarländern über Grenzkuppelstellen verbunden. Wenn in Frankreich Kernkraftwerke ausfallen (was seit 2022 regelmäßig vorkommt), steigt die Nachfrage nach deutschem Strom, und die Preise ziehen an. Umgekehrt kann günstiger skandinavischer Wasserkraftstrom die deutschen Preise drücken.
Typische Preismuster: Der Tag an der Börse
Wenn du dir die Day-Ahead-Preise über Wochen anschaust, erkennst du wiederkehrende Muster. Die zu kennen ist Gold wert, wenn du deinen Verbrauch optimieren willst.
Das Standardmuster an Werktagen
Nacht (0-5 Uhr): Niedrige Preise. Die Industrie steht größtenteils still, Haushalte schlafen. Windstrom, der nachts weht, drückt die Preise zusätzlich. Typisch: 3-8 Cent/kWh (Energieanteil).
Morgenspitze (6-9 Uhr): Steile Preisanstiege. Deutschland wacht auf, Fabriken fahren hoch, Pendler laden ihre E-Autos ab. PV liefert noch kaum. Typisch: 10-18 Cent/kWh.
Vormittag/Mittag (10-14 Uhr): Preisrückgang durch PV-Einspeisung. Die berühmte Solarsenke, besonders ausgeprägt im Frühling und Sommer. Typisch: 2-8 Cent/kWh bei Sonne, 8-14 Cent bei Bewölkung.
Nachmittag (15-17 Uhr): Leichter Anstieg. PV-Leistung nimmt ab, Nachfrage bleibt hoch.
Abendspitze (17-20 Uhr): Zweithöchste Preise des Tages. PV fällt weg, Nachfrage durch Kochen, Waschen, Heizen ist hoch. Typisch: 12-20 Cent/kWh.
Spätabend (21-24 Uhr): Preise fallen wieder. Nachfrage sinkt, Windstrom wird relevanter.
Wochenenden und Feiertage
Am Wochenende fehlt die Industrienachfrage. Die Preiskurve ist flacher, das Niveau niedriger. Feiertage sind die günstigsten Tage im Jahr - besonders wenn sie auf sonnige Frühlingstage fallen. Ostern 2025 hatte Stunden mit negativen Day-Ahead-Preisen.
Saisonale Unterschiede
Frühling und Herbst bieten die größten Preisschwankungen und damit das größte Sparpotenzial. Viel Sonne und Wind treffen auf moderate Nachfrage.
Sommer hat niedrige Mittagspreise durch PV, aber die Gesamtvolatilität ist geringer.
Winter bringt die höchsten Durchschnittspreise. Wenig Sonne, hoher Heizbedarf, und wenn auch noch der Wind ausbleibt, können die Preise auf 20+ Cent/kWh (Energieanteil) klettern.
Preiskurven lesen: So nutzt du die Daten
Die Day-Ahead-Preise sind öffentlich und kostenlos verfügbar. Du findest sie:
- Direkt bei der EPEX Spot (epexspot.com/en/market-results)
- Bei ENTSO-E, dem europäischen Transparenzportal (transparency.entsoe.eu)
- Aufbereitet auf Seiten wie bricklebrit.com oder energy-charts.info
- In der App deines dynamischen Tarif-Anbieters
Für die Praxis reicht in der Regel die Anbieter-App. Wenn du aber tiefer einsteigen willst - etwa um eigene Automatisierungen zu bauen - sind die ENTSO-E-Daten dein Freund. Die API ist kostenlos nutzbar und liefert die Preise in maschinenlesbarem Format.
Worauf du achten solltest
Schau dir nicht einzelne Tage an, sondern Muster über Wochen. Einzelne Preisausschläge nach oben oder unten sind normal und sagen wenig aus. Aber wenn du siehst, dass mittags zwischen 11 und 14 Uhr zuverlässig die günstigsten Preise liegen, kannst du deinen Geschirrspüler und die Waschmaschine dort einplanen.
Achte auf die Einheit: Börsenpreise werden in Euro pro Megawattstunde (EUR/MWh) angegeben. Um auf Cent pro Kilowattstunde umzurechnen, teilst du durch 10. Also: 85 EUR/MWh = 8,5 Cent/kWh. Das ist nur der Energieanteil - Netzentgelte, Steuern und Umlagen kommen obendrauf.
Negative Preise: Wenn die Börse unter null geht
Negative Börsenpreise sind kein Fehler, sondern ein Feature. Sie entstehen, wenn mehr Strom produziert wird als nachgefragt. Warum schalten die Erzeuger nicht einfach ab? Weil manche Kraftwerke (Kernkraft, Braunkohle) technisch nicht schnell herunterfahren können und es billiger ist, draufzuzahlen, als den Betrieb zu unterbrechen. Und weil Wind- und Solaranlagen durch Einspeisevergütungen einen Anreiz haben, auch bei negativen Preisen am Netz zu bleiben (allerdings nur bis zur 4-Stunden-Grenze - danach entfällt die Vergütung).
2025 gab es 573 Stunden mit negativen Day-Ahead-Preisen, dazu 81 Stunden bei exakt null. Für 2026 werden 700 bis 900 negative Stunden prognostiziert - getrieben durch den weiteren Ausbau von Wind und Solar. Diese Stunden sind die Goldstücke für Besitzer von Speichern und flexiblen Verbrauchern.
Allerdings: Ein negativer Börsenpreis bedeutet nicht automatisch negativen Endkundenpreis. Weil Netzentgelte, Steuern und Umlagen (zusammen rund 13-16 Cent) obendrauf kommen, muss der Börsenpreis unter -18 Cent/kWh fallen, damit du als Endkunde tatsächlich Geld fürs Verbrauchen bekommst. Das passiert selten, aber die Stunden um den Nullpunkt herum sind trotzdem extrem günstig.
Die Rolle der Viertelstundenauflösung
Der Wechsel von Stunden- auf Viertelstundenauflösung zum 1. Oktober 2025 war ein bedeutender Schritt. Warum? Weil sich PV-Einspeisung innerhalb einer Stunde dramatisch ändern kann. Eine Wolke zieht auf, und innerhalb von 15 Minuten sinkt die PV-Leistung um 20 GW. Im alten Stundenmodell wurde das über die Stunde gemittelt, die Preissignale waren verwaschen. Jetzt bilden die Viertelstundenpreise solche Schwankungen viel genauer ab.
Für dich als Verbraucher bedeutet das: Die Preisspitzen sind schärfer, aber auch die Täler. Du hast mehr Möglichkeiten, gezielt in die günstigsten 15-Minuten-Fenster zu laden. Dein Smart Meter (seit Oktober 2025 rechnen die meisten auf Viertelstundenbasis ab) und ein gutes Energiemanagementsystem können das automatisch nutzen.
Wie sich der Börsenstrompreis entwickelt hat
Ein Blick auf die Geschichte hilft, die aktuellen Preise einzuordnen:
2020: Durchschnittlich 30,47 EUR/MWh. Corona-Lockdowns drückten die Nachfrage.
2021: 96,85 EUR/MWh. Energiekrise begann, Gaspreise explodierten.
2022: 235,45 EUR/MWh. Höhepunkt der Energiekrise nach dem Ukraine-Krieg. Einzelne Stunden über 700 EUR/MWh.
2023: 95,18 EUR/MWh. Normalisierung, aber über Vorkrisenniveau.
2024: 78,01 EUR/MWh. Weitere Entspannung, viel Erneuerbare.
2025: 86,54 EUR/MWh. Leichter Anstieg durch Gaspreise und CO2-Kosten.
2026 (Q1): 105,91 EUR/MWh. Anstieg um 22,4 % gegenüber dem Vorjahr, getrieben von kaltem Winter und höheren Gaspreisen.
Diese Schwankungen zeigen: Die Börsenpreise sind in den letzten Jahren deutlich volatiler geworden. Für Fixpreiskunden spielt das keine Rolle (der Versorger mittelt das weg), aber für dich als Nutzer eines dynamischen Tarifs sind sie der Rohstoff, aus dem du Ersparnisse oder eben auch höhere Kosten formst.
Die europäische Dimension: Warum dein Strompreis von französischen AKWs abhängt
Der europäische Strommarkt ist eng vernetzt. Deutschland hat Grenzkuppelkapazitäten zu Frankreich, Österreich, der Schweiz, den Niederlanden, Belgien, Polen, Tschechien und Dänemark. Strom fließt über diese Verbindungen in beide Richtungen, je nachdem wo er gerade billiger ist.
Das bedeutet: Wenn in Frankreich mehrere Kernkraftwerke gleichzeitig gewartet werden (was 2022/23 zu einer historischen Krise führte), steigt die Nachfrage nach deutschem Strom, und die Preise ziehen an - auch wenn in Deutschland selbst genug Kapazität da wäre. Umgekehrt profitiert Deutschland von günstigem Strom aus Skandinavien (Wasserkraft) oder Frankreich (Kernkraft), wenn die Leitungen frei sind.
Die Gebotszone Deutschland/Luxemburg ist die preisbestimmende Zone für deinen dynamischen Tarif. Seit Oktober 2018 ist sie von Österreich getrennt (vorher bildeten Deutschland und Österreich eine gemeinsame Zone). Das hat dazu geführt, dass die Preise in beiden Ländern sich unterschiedlich entwickeln können.
Wohin die Reise geht
Der europäische Strommarkt wird sich in den nächsten Jahren weiter verändern. Mehr Erneuerbare bedeuten mehr Volatilität - also größere Preisschwankungen innerhalb eines Tages. Für Nutzer dynamischer Tarife ist das eine gute Nachricht, weil größere Schwankungen mehr Sparpotenzial bieten (vorausgesetzt, du hast die Flexibilität, sie zu nutzen).
Die EU diskutiert zudem über Marktreformen, die den Merit-Order-Effekt abmildern sollen. Contracts for Difference (CfDs) für Erneuerbare und mögliche Kapazitätsmechanismen könnten die Spitzenpreise deckeln, aber auch die Tiefstpreise anheben. Wie sich das auf deinen dynamischen Tarif auswirkt, hängt von den konkreten Ausgestaltungen ab.
Was sicher ist: Die EPEX Spot bleibt das Herzstück. Wer ihre Mechanismen versteht, versteht den Strommarkt. Und wer den Strommarkt versteht, kann mit einem dynamischen Tarif gezielt sparen.