96 Preissignale statt 24: Was sich 2026 für Stadtwerke und Heimspeicher ändert

**TL;DR:** Seit dem 1. Oktober 2025 handelt die EPEX Spot im Day-Ahead-Auktionsverfahren 15-Minuten-Produkte statt Stundenprodukte. Aus 24 Preissignalen pro Tag wurden 96. Sechs Monate später zeigt sich: Stadtwerke-Prognosesysteme hatten Anlaufprobleme, Heimspeicher-EMS rechnen deutlich häufiger neu, und die Preisspreizung innerhalb einer Stunde ist höher als erwartet.

## Was sich am 1. Oktober 2025 geändert hat

Die Umstellung der Day-Ahead-Auktion auf Viertelstundenprodukte war seit Jahren angekündigt. Treiber war die Single Day-Ahead Coupling (SDAC) auf europäischer Ebene, konkret die Umsetzung der Verordnung (EU) 2015/1222 in der aktualisierten Fassung. Ziel: Die Market Time Unit (MTU) sollte auf das Niveau der Imbalance Settlement Period (ISP) abgesenkt werden, also auf 15 Minuten.

Seit Oktober 2025 bekommt jeder Marktteilne

hmer pro Tag 96 Preissignale statt 24. Was in der Theorie nach "feinerer Auflösung" klingt, hat in der Praxis spürbare Konsequenzen – nicht alle waren vorab klar.

### Die wichtigsten technischen Änderungen

- **Gate Closure Time:** Weiterhin 12:00 Uhr Vortag, keine Änderung.

- **Produktgranularität:** 96 Viertelstundenprodukte (QH1 bis QH96).

- **Preisveröffentlichung:** EPEX Spot liefert die Ergebnisse weiterhin gegen 13:00 Uhr, allerdings mit entsprechend grösserer Datenmenge.

- **Bilanzkreisabrechnung:** Die ISP war bereits seit Juni 2025 auf 15 Minuten umgestellt, dadurch passt nun die Auktion zur Abrechnung.

## Was das für Stadtwerke bedeutet

Stadtwerke mit eigenen Beschaffungseinheiten haben die sechs Monate seit der Umstellung intensiv genutzt, um ihre Prozesse anzupassen. Die Erfahrungen, die wir im Austausch mit Kunden und in Projekten gesammelt haben, lassen sich in drei Punkten zusammenfassen.

### 1. Prognosesysteme mussten nachziehen

Viele Lastprognose-Tools, die bei Stadtwerken im Einsatz sind, wurden ursprünglich für Stundengranularität gebaut. Die Umstellung auf 96 Preissignale hat sichtbar gemacht, wo Prognosen tatsächlich eine feinere Auflösung abbilden können – und wo das Modell faktisch nur eine Stundenprognose auf vier Viertelstunden verteilt.

Besonders bei Haushalts- und Gewerbekundenclustern zeigte sich, dass klassische SLP-basierte Ansätze die kurzfristigen Lastsprünge (z. B. durch PV-Eigenerzeugung, Wärmepumpenzyklen oder EV-Laden) nicht sauber abbilden. In Projekten haben wir gesehen, dass MAPE-Werte in der Viertelstundenprognose typischerweise 2–4 Prozentpunkte höher liegen als in der Stundenprognose – eine nüchterne, aber relevante Verschlechterung.

### 2. Die intraday-Preisspreizung innerhalb einer Stunde ist höher als erwartet

Vor der Umstellung gab es die Annahme, dass benachbarte Viertelstunden meist sehr ähnliche Preise aufweisen würden – schliesslich sind Erzeugungssituationen innerhalb einer Stunde selten drastisch unterschiedlich.

Die Praxisdaten seit Oktober 2025 zeigen ein anderes Bild: Besonders in den Randstunden der Sonneneinstrahlung (05:00–08:00 Uhr und 16:00–19:00 Uhr) gibt es Viertelstundenspreads von teilweise 30–80 €/MWh innerhalb einer einzigen Stunde. Der Grund liegt in den steilen PV-Rampen, kombiniert mit dem Ausregelverhalten konventioneller Erzeuger.

Für Stadtwerke heisst das: Die Beschaffungsoptimierung muss die QH-Granularität tatsächlich abbilden und kann nicht auf Stundendurchschnitten operieren.

### 3. Redispatch 3.0-Anbindung wird komplexer

Stadtwerke mit Erzeugungsanlagen ≥100 kW sind bereits Redispatch-2.0-pflichtig. Mit der feineren Marktgranularität passen sich auch die Datenlieferpflichten an. Unser [Redispatch-Portal](https://www.stromfee.ai/contact) verarbeitet inzwischen konsistent 96-Werte-Zeitreihen für Planungs- und Ist-Daten.

## Was das für Heimspeicher und BESS-Betreiber bedeutet

Für Betreiber von Batteriespeichern – egal ob Heimspeicher mit 10 kWh oder Gewerbespeicher mit 500 kWh – ist die Umstellung auf 96 Preissignale eher eine Chance als ein Problem. Allerdings nur dann, wenn das Energie­management­system (EMS) die Granularität auch tatsächlich nutzt.

### Arbitrage-Potenzial ist gestiegen, aber moderat

Die höhere Preisspreizung bedeutet in der Theorie: mehr Arbitrage-Potenzial. In den ersten sechs Monaten seit Oktober 2025 haben wir bei einem mittelständischen Nahwärmenetz mit 1,2-MWh-BESS (NMC, 1C) eine Steigerung der täglichen Arbitrage-Erträge um durchschnittlich 8–14 % gegenüber dem Vorjahreszeitraum beobachtet. Ein Teil davon ist sicher der allgemein höheren Volatilität geschuldet, aber rund 4–6 Prozentpunkte sind nach unserer Einschätzung direkt auf die feinere Granularität zurückzuführen.

Wichtig: Das ist kein freies Geld. Die Zusatzzyklen gehen auf die Zellchemie, und bei NMC-Systemen sollte man die kalendarische und zyklische Alterung realistisch einpreisen. Wir rechnen typischerweise mit 18–25 €/MWh Throughput-Kosten.

### §14a EnWG und dynamische Tarife bei Heimspeichern

Seit Januar 2025 gilt §14a EnWG in der überarbeiteten Fassung – steuerbare Verbrauchseinrichtungen (Wärmepumpen, Wallboxen, Heimspeicher bei Netzbezug) bekommen reduzierte Netzentgelte, dürfen aber im Gegenzug netzdienlich gesteuert werden.

In Kombination mit dynamischen Tarifen nach §41a EnWG ergibt sich für Heimspeicher ein interessantes Bild: Wer einen dynamischen Tarif mit 96 Preissignalen nutzt und einen Speicher hat, der seinerseits viertelstundengenau optimiert, kann die Preisspreizung nutzen. Voraussetzung ist ein EMS, das am Vortag nach 13:00 Uhr die 96 Preise aus dem MSB- oder Lieferantensystem übernimmt und einen MILP-Fahrplan rechnet.

Nicht jeder Heimspeicher-Hersteller liefert das ab Werk. Die Bandbreite reicht von "Eigenverbrauchsoptimierung ohne Preissignal" bis zu "viertelstundengenaue MILP-Optimierung mit Wetter- und Preisprognose". Vor dem Kauf lohnt ein Blick ins Datenblatt – oder eine konkrete Nachfrage beim Hersteller.

## Was wir bei Stromfee gesehen haben

Unsere [electricity_price_forecast](https://www.stromfee.ai) Pipeline wurde im Sommer 2025 auf 96-Werte-Ausgabe umgestellt. Das Prophet-basierte ML-Modell liefert seitdem viertelstundengenaue Prognosen, die in der Causal Engine für BGA-Fahrplanoptimierung verwendet werden.

Drei Beobachtungen aus der Pipeline:

1. **Prognosegüte:** Die MAPE für den Day-Ahead-Preis auf QH-Ebene liegt bei rund 12–18 %, gegenüber 9–13 % auf Stundenebene im Vorjahr. Das ist ein realistischer Wert, kein Marketing-Glanz. Wer deutlich bessere Zahlen behauptet, sollte sich auf kritische Rückfragen einstellen.

2. **Ausreisser-Viertelstunden:** Es gibt auffällig oft einzelne Viertelstunden mit extremen Preisausschlägen (negativ oder stark positiv), die auch gut trainierte Modelle nicht zuverlässig treffen. Für BESS-Fahrpläne empfehlen wir daher robuste Optimierung statt deterministischer MILP – also Szenario-basiert mit 3–5 Preispfaden.

3. **Intraday-Absicherung:** Die Continuous-Intraday-Märkte (XBID) bleiben wichtig, um Day-Ahead-Fehlprognosen auszugleichen. Wer rein Day-Ahead optimiert, lässt Geld liegen – aber auch hier: nicht jeder Speicher lohnt eine automatisierte Intraday-Anbindung.

Mehr zur Methodik finden Sie in der [Stromfee Academy](https://www.stromfee.ai) mit dem BESS-PV-Game und dem Arbitrage-Simulator.

## Praktische Empfehlungen

Für **Stadtwerke**:

- Prüfen Sie, ob Ihre Prognosesysteme tatsächlich auf QH-Niveau arbeiten oder intern nur Stundenwerte interpolieren.

- Rechnen Sie die Beschaffungsoptimierung neu – Stundendurchschnittsstrategien lassen seit Oktober messbar Geld liegen.

- Passen Sie Ihre Redispatch-2.0-Datenlieferung an die 96-Werte-Granularität an.

Für **BESS- und BGA-Betreiber**:

- Lassen Sie sich vom EMS-Hersteller schriftlich bestätigen, dass die Optimierung auf 96 Preissignalen läuft.

- Kalkulieren Sie Throughput-Kosten realistisch mit 18–25 €/MWh, bevor Sie Mehrzyklen in Auftrag geben.

- Bei Neuanlagen: Prüfen Sie, ob Day-Ahead + Intraday kombiniert werden können.

Für **Heimspeicher-Besitzer**:

- Prüfen Sie, ob Ihr Tarif wirklich 96 Preissignale nutzt oder nur als "dynamisch" vermarktet wird.

- Die Wirtschaftlichkeit dynamischer Tarife hängt stark vom Lastprofil ab. Für reine PV-Eigenverbraucher ohne Wärmepumpe und ohne EV lohnt der Aufwand oft nicht.

## FAQ

**1. Seit wann gilt die 15-Minuten-Granularität im Day-Ahead?**

Seit dem 1. Oktober 2025. Die Umstellung war Teil der europäischen Harmonisierung im Rahmen der SDAC.

**2. Ändern sich die Gate Closure Times?**

Nein. Day-Ahead schliesst weiterhin um 12:00 Uhr, Ergebnisveröffentlichung gegen 13:00 Uhr.

**3. Muss ich als Stadtwerk meine IT umstellen?**

In der Regel ja. Prognosetools, Handelssysteme und Bilanzkreismanagement müssen 96-Werte-Zeitreihen konsistent verarbeiten. Die meisten grossen Anbieter haben ihre Systeme 2024/2025 angepasst, bei Eigenentwicklungen ist Prüfung ratsam.

**4. Lohnt sich ein dynamischer Tarif für Haushalte mit Heimspeicher?**

Das hängt vom Lastprofil ab. Bei kombiniertem Betrieb mit Wärmepumpe oder Elektrofahrzeug sind Einsparungen von 5–12 % gegenüber klassischen Tarifen realistisch. Ohne steuerbare Lasten deutlich weniger.

**5. Wie stark ist die Volatilität tatsächlich gestiegen?**

Die Spreads zwischen benachbarten Viertelstunden liegen in den Rampenstunden bei 30–80 €/MWh. Über den Tag gemittelt ist die Volatilität moderat gestiegen, aber nicht dramatisch.

**6. Welche Prognose-MAPE ist realistisch?**

Seriöse Day-Ahead-Preisprognosen liegen auf QH-Ebene bei 12–20 % MAPE. Behauptungen unter 10 % sollten kritisch hinterfragt werden – meist liegt eine andere Fehlerdefinition zugrunde.

**7. Was passiert mit den Stundenprodukten?**

Sie sind im Day-Ahead abgelöst. In Terminmärkten (EEX) gibt es weiterhin Stunden-, Block- und Baseload-Produkte – dort ändert sich nichts.

## Zusammenfassung

Die Umstellung auf 96 Preissignale ist keine Revolution, aber eine substanzielle Änderung der Marktmechanik. Wer die Granularität tatsächlich nutzt – im Prognosesystem, im EMS, in der Beschaffungsoptimierung – kann messbare Vorteile heben. Wer

[gekürzt]