Kaum eine gehandelte Ware schwankt so stark wie Strom im Großhandel. An einem einzigen europäischen Tag kann eine Stunde Strom mittags weniger als nichts kosten und um 19 Uhr mehrere Hundert Euro pro Megawattstunde. Über längere Zeiträume kann eine gestörte Brennstoffversorgung den Durchschnittspreis vervielfachen, wie 2021–2022 in ganz Europa. Rätselhaft ist daran nichts. Es folgt daraus, wie Märkte auswählen, welche Kraftwerke laufen, wie wenig sich Strom speichern lässt und wie Brennstoff- und CO₂-Kosten in das teuerste Kraftwerk am Netz einfließen. Im Folgenden gehen wir jeden Preistreiber mit typischen Zahlen durch und schauen dann, was ein Haushalt tun kann.
Die Merit-Order: Warum das letzte Kraftwerk den Preis setzt
Die meisten Großhandelsmärkte (die europäische Day-Ahead-Marktkopplung, PJM, ERCOT, Australiens NEM) arbeiten mit einheitlichen Grenzkostenpreisen. Für jede Stunde oder jedes 15-Minuten-Intervall geben die Erzeuger Gebote ab. Der Betreiber sortiert sie vom billigsten zum teuersten (die Merit-Order) und geht die Liste nach oben durch, bis das Angebot die Nachfrage deckt. Jede eingesetzte Anlage erhält dann den Gebotspreis der letzten benötigten Anlage, den sogenannten Markträumungspreis.
Erzeuger bieten nahe an ihren kurzfristigen Grenzkosten, also den Kosten für eine zusätzliche MWh:
| Technik | Wichtigste Grenzkosten | Typische Grenzkosten (€/MWh) |
|---|---|---|
| Wind, Solar | Fast keine (etwas Wartung) | 0–10 |
| Laufwasserkraft | Fast keine | 0–10 |
| Kernenergie | Brennstoff, variable Betriebskosten | 5–15 |
| Braunkohle / Steinkohle | Brennstoff + CO₂-Zertifikate | 40–150, stark vom CO₂-Preis abhängig |
| GuD-Gaskraftwerk (CCGT) | Gas + CO₂ | 50–350+, abhängig vom Gaspreis |
| Gasturbinen / Öl-Spitzenlastkraftwerke | Gas oder Öl + CO₂, geringer Wirkungsgrad | 100–500+ |
| Speicherwasserkraft, Batterien | Opportunitätskosten der gespeicherten Energie | Unterschiedlich; sie bieten nahe dem Preis, den sie später erwarten |
Die Bandbreiten veranschaulichen die europäischen Verhältnisse im letzten Jahrzehnt. Die tatsächlichen Werte bewegen sich mit den Brennstoff- und CO₂-Preisen.
Rechenbeispiel: Gas zu 35 € gegenüber 150 €
Nimm ein GuD-Kraftwerk mit 55 % Wirkungsgrad, CO₂ zu 70 €/t und variablen Betriebskosten von 3 €/MWh:
- Gas zu 35 €/MWh_th: 35 / 0,55 = 63,6; CO₂ 70 × 0,20 / 0,55 = 25,5; plus 3 → Grenzkosten ≈ 92 €/MWh.
- Gas zu 150 €/MWh_th: 150 / 0,55 = 272,7; CO₂ 25,5; plus 3 → Grenzkosten ≈ 301 €/MWh.
Ist dieses GuD-Kraftwerk in den meisten Stunden die Grenzanlage, verdreifacht sich der Großhandelspreis ungefähr, und jeder Windpark, jeder Solarpark und jedes Kernkraftwerk in derselben Gebotszone kassiert den verdreifachten Preis mit. Genau das ist 2022 passiert. Das europäische Referenzgas (TTF) wurde monatelang zu einem Vielfachen des Niveaus vor 2021 gehandelt und überstieg im August 2022 kurzzeitig 300 €/MWh, und die Strompreise zogen mit.
Warum Strom so empfindlich reagiert: starre Nachfrage, kein Speicher
Zwei physikalische Tatsachen verstärken die Preisausschläge.
Kurzfristig reagiert die Nachfrage kaum auf den Preis. Die meisten Verbraucher sehen nie Echtzeitpreise, und wer sie sieht, hört um 18 Uhr nicht einfach auf zu kochen oder zu heizen. Die Nachfragekurve verläuft fast senkrecht.
Oben wird das Angebot steil. Die letzten paar Gigawatt kommen aus alten, ineffizienten Spitzenlastkraftwerken oder Notaggregaten mit sehr hohen Kosten. Steigt die Nachfrage in diesen steilen Bereich, etwa an einem kalten, windstillen Abend, kann ein kleiner Nachfrageanstieg den Markträumungspreis verdoppeln oder verdreifachen.
Trifft eine fast senkrechte Nachfragekurve auf eine Angebotskurve in Hockeyschlägerform, reagieren die Preise extrem empfindlich. Nahe der Spitze kann eine Änderung des verfügbaren Angebots um 2–3 % sie um Hunderte Euro verschieben.
Die wichtigsten Ursachen für Preisspitzen
1. Brennstoffpreisschocks
In vielen europäischen Ländern setzt Gas in einem großen Teil der Stunden den Grenzpreis; ACER hat das in seiner Bewertung des Marktdesigns 2022 erörtert. Steigen die Gaspreise, folgt der Strompreis in Stunden mit Gas als Grenzanlage fast eins zu eins. Wo Kohle die Grenzanlage ist, wirken Kohle- und CO₂-Preise genauso.
2. Knappheitsstunden
An einem kalten Winterabend mit wenig Wind und ohne Sonne erreicht die Nachfrage ihren Höhepunkt genau dann, wenn die schwankende Erzeugung am niedrigsten ist, und Netzbetreiber müssen womöglich auf Reserven zurückgreifen. Märkte deckeln die Preise, um Extreme zu begrenzen. Der harmonisierte Höchstpreis im europäischen Day-Ahead-Markt stieg 2022 von 3.000 auf 4.000 €/MWh, nachdem die Preise die alte Grenze erreicht hatten; nach den heutigen Regeln kann er weiter steigen, wenn sich die Preise ihm nähern. ERCOT in Texas erlaubt Preise bis 5.000 $/MWh. Beim Wintersturm Uri im Februar 2021 verharrten die ERCOT-Preise tagelang an der damaligen Obergrenze von 9.000 $/MWh, während die Gasversorgung einfror und Lasten abgeworfen wurden.
3. Ungeplante Ausfälle und wenig Wasser
Jedes große Kraftwerk, das ausfällt, verknappt das Angebot. 2022 drückten Prüfungen auf Spannungsrisskorrosion die französische Kernkraftproduktion auf den tiefsten Stand seit Jahrzehnten, und Frankreich, sonst Nettoexporteur, wurde für das Jahr zum Nettoimporteur. Im selben Sommer senkte die Dürre in Südeuropa die Erzeugung aus Wasserkraft und das Flusswasser, das zur Kühlung von Wärmekraftwerken zur Verfügung stand.
4. Netzengpässe
Sind die Kuppelleitungen voll, laufen die Preise zwischen den Gebotszonen auseinander. Eine Zone, die keinen billigen Strom aus den Nachbarländern importieren kann, muss ihre eigenen teuren Kraftwerke einsetzen. US-Märkte mit Knotenpreisen (PJM, ERCOT, CAISO) bepreisen Engpässe an jedem Netzknoten; so kann der Preis in einer Stadt hochschießen und ein paar Hundert km entfernt niedrig bleiben.
5. Wetter und Prognosefehler
Liegt eine Windprognose um einige Gigawatt daneben, können Intraday- und Ausgleichsenergiepreise kräftig nach oben oder unten ausschlagen. Hitzewellen treiben die Nachfrage nach Klimaanlagen hoch und senken gleichzeitig den Wirkungsgrad von Wärmekraftwerken.
Negative Preise: das andere Extrem
Mit wachsendem Wind- und Solaranteil fallen die Preise in sonnigen, windigen Stunden mit geringer Nachfrage häufiger auf null oder darunter. Der klassische Fall ist der Mittag an einem Frühlingswochenende. Die Preise werden negativ, weil Abschalten manche Erzeuger Geld kostet: Anlagen mit Förderung pro MWh kassieren die Förderung weiter, unflexible Wärmekraftwerke müssten teuer neu starten, und manche Verträge verlangen Lieferung. Marktdaten von Ember und den nationalen Netzbetreibern zeigen, dass Deutschland, die Niederlande, Spanien und South Australia zuletzt Hunderte Stunden mit negativen Preisen pro Jahr verzeichneten.
Die Lücke zwischen negativen Mittagspreisen und teuren Abenden macht Batteriespeicher und flexible Nachfrage wertvoll. Sie erklärt auch, warum der Marktwert von Solarstrom (der Durchschnittspreis, den seine Erzeugung tatsächlich erzielt) mit wachsendem Solarausbau unter den Grundlastdurchschnitt fällt, ein Effekt, den man „Kannibalisierung“ nennt.
Wie Preisspitzen bei den Verbrauchern ankommen
| Wer | Abhängigkeit vom Börsenpreis | Typische Verzögerung |
|---|---|---|
| Großindustrie mit Spotverträgen | Direkt | Stunden |
| Haushalte mit dynamischem/stündlichem Tarif (z. B. Skandinavien, Niederlande, Spaniens PVPC) | Direkt, plus Steuern und Netzentgelte | Am nächsten Tag |
| Haushalte mit festem oder reguliertem Tarif | Indirekt über die Absicherung des Versorgers | Monate bis 1–2 Jahre |
| Versorger ohne ausreichende Absicherung | Gravierend: Viele britische Versorger gingen 2021–2022 pleite | Sofort |
Die Energie aus dem Großhandel ist nur ein Teil der Stromrechnung. Netzentgelte, Steuern, Umlagen und Margen der Versorger machen oft 40–60 % des Haushaltspreises in Europa aus. Verdoppelt sich der Börsenpreis, verdoppelt sich die Rechnung also nicht.
Was Haushalte tun können
- Flexible Verbraucher verschieben. E-Auto laden, Geschirrspüler, Warmwasserbereiter und Wärmepumpen mit Pufferspeicher können alle in billigen Stunden laufen. Unser Rechner für Ladekosten von E-Autos zeigt, was ein günstigerer Nachttarif im Jahr spart.
- Selbst erzeugen. Eine Solaranlage auf dem Dach ersetzt Haushaltsstrom, der weniger schwankt als der Börsenpreis, aber mit ihm steigt. Der Net-Metering-Rechner zeigt, wie Vergütungen für eingespeisten Strom die Wirtschaftlichkeit verändern.
- Speichern. Mit einem dynamischen Tarif kann ein Heimspeicher die täglichen Preisspannen nutzen. Dimensioniere ihn mit dem Rechner für Solarbatterien. Damit sich Arbitrage allein rechnet, braucht es meist an den meisten Tagen eine Spanne von 0,10–0,20 €/kWh.
- Festpreise sichern, wenn es passt. Ein Festpreisvertrag verlagert das Risiko auf den Versorger, und für diese Versicherung zahlst du einen Aufschlag.
Das Beispiel setzt eine großzügige mittlere Spanne von 23 Cent an. Bei 8–10 Cent bekommst du weniger als die Hälfte. Deshalb schwankt die Amortisation über reine Arbitrage so stark.
Was Preisspitzen im Gesamtsystem dämpft
Politik und Netzplaner haben mehrere Hebel, jeder mit Zielkonflikten:
- Mehr Kuppelleitungen bündeln Ressourcen über größere Wetterräume.
- Speicher und Lastmanagement glätten die Abendspitze und nehmen den Mittagsüberschuss auf.
- Langfristverträge (PPAs, Differenzverträge) schützen Erzeuger und Verbraucher gleichermaßen vor kurzfristigen Preisen. Die EU-Strommarktreform von 2024 fördert zweiseitige CfDs für neue CO₂-arme Kraftwerke.
- Kapazitätsmechanismen bezahlen gesicherte Leistung dafür, in Knappheitsstunden bereitzustehen.
- Der Abschied vom Gas senkt, wie oft Gas die Grenzanlage ist. Niedrigere Lebenszykluskosten, wie sie der LCOE-Rechner zeigt, senken den Grenzpreis allein noch nicht. Genug Angebot mit Grenzkosten nahe null schiebt Gas aber weiter nach oben in der Merit-Order und aus immer mehr Stunden heraus.
Welche Länder am stärksten von Gas abhängen und welche Netze auf Wasserkraft, Kernenergie oder Wind setzen, siehst du in den Länderprofilen oder beim Vergleich der Strommixe auf der Weltenergiekarte. Die physikalische Seite des Ausgleichs von Angebot und Nachfrage erklärt So funktioniert das Stromnetz.
Rechner zu diesem Thema
Häufige Fragen
Warum bestimmt Gas den Strompreis, selbst wenn es nur einen kleinen Teil der Erzeugung liefert?
Was hat die europäische Strompreiskrise 2022 ausgelöst?
Warum sind Strompreise manchmal negativ?
Kommen Preisspitzen an der Börse sofort auf meiner Stromrechnung an?
Schützt mich ein Heimspeicher vor Preisspitzen?
Was ist ein Kapazitätsmarkt?
Quellen & Literatur
- ACER (2022). ACER's Final Assessment of the EU Wholesale Electricity Market Design
- IEA (2024). Electricity 2024 — Analysis and forecast to 2026
- Ember — European Electricity Review und Großhandelspreisdaten
- U.S. EIA — Today in Energy: Berichte zu Stromgroßhandelsmärkten
- Sensfuß, F., Ragwitz, M., Genoese, M. (2008). The merit-order effect. Energy Policy 36(8)
Die Zahlen in diesem Ratgeber sind typische Bandbreiten aus den genannten Quellen. Deine eigenen Werte hängen von Standort, Preisen und Ausstattung ab. Für standortgenaue Schätzungen nutzt du am besten die verlinkten Rechner.