EPEX Spot Markt — was dort gehandelt wird und wie der Preis entsteht
Der EPEX Spot ist die Strombörse für den kurzfristigen Handel: Strom für morgen (Day-Ahead) und Strom für heute (Intraday). Der Preis entsteht dort nicht durch Verhandlung, sondern durch Auktion und laufenden Handel — und genau dieser Preis steckt in Direktvermarktung, dynamischen Tarifen und Spitzenlast-Kosten.
EPEX SPOT SE ist die Strombörse für den kurzfristigen Handel in Zentral- und Westeuropa. Gehandelt wird physische Lieferung: Käufer und Verkäufer geben Gebote für definierte Lieferzeitfenster ab, die Börse ermittelt daraus einen Preis. Für Deutschland ist die Gebotszone DE-LU (Deutschland + Luxemburg) maßgeblich. Preise werden in Euro pro Megawattstunde (€/MWh) angegeben — 100 €/MWh sind 10 Cent je kWh, ohne Netzentgelte, Steuern und Abgaben. Wichtig zur Einordnung: EPEX Spot ist nur der kurzfristige Markt. Langfristige Absicherung über Jahre und Quartale läuft an Terminbörsen, nicht hier.
Day-Ahead ist eine Auktion für den Folgetag. Alle Gebote werden bis zum Gate Closure um 12:00 Uhr gesammelt, danach wird für jede Lieferstunde ein einheitlicher Preis errechnet — jeder Zuschlag bekommt denselben Preis, unabhängig vom eigenen Gebot. Intraday ist danach der laufende Handel: Hier korrigierst du, was am Vortag anders geplant war, als es tatsächlich kommt (Wind weniger, Anlage ausgefallen, Verbrauch höher). Intraday wird kontinuierlich gehandelt, innerhalb der eigenen Regelzone bis wenige Minuten vor Lieferbeginn. Merksatz: Day-Ahead ist die Planung, Intraday die Nachsteuerung.
Der Preis bildet sich über die Merit Order: Kraftwerke werden nach Grenzkosten sortiert, das teuerste noch benötigte Kraftwerk setzt den Preis für alle. Fahren viel Wind und Sonne, verdrängen sie teure Erzeugung nach hinten und der Preis fällt. Fehlt Erneuerbaren-Einspeisung bei hoher Last, setzen teure Gaskraftwerke den Preis. Negative Preise entstehen, wenn mehr eingespeist als abgenommen wird und Erzeuger trotzdem weiterlaufen wollen — dann zahlt der Verkäufer für die Abnahme. Das ist kein Fehler im Markt, sondern das Signal, die Einspeisung zu drosseln oder Verbrauch vorzuziehen.
Die klassische Handelseinheit ist die Stunde. Weil Last und Erzeugung sich aber innerhalb einer Stunde stark ändern, gibt es zusätzlich Viertelstundenprodukte — die passen zum 15-Minuten-Raster, in dem auch dein RLM-Lastgang und die Bilanzkreisabrechnung geführt werden. Für dich als Anlagenbetreiber ist das der Unterschied zwischen „grob passend" und „auf dein Messraster passend". Wenn dein Direktvermarkter über Stundenpreise abrechnet, dein Zähler aber 15-Minuten-Werte liefert, entsteht genau an dieser Stelle eine Differenz, nach der du fragen solltest.
Drei typische Wege: Erstens Direktvermarktung — dein Vermarkter verkauft am Spot, deine Marktprämie orientiert sich dagegen am Monatsmarktwert, den die Übertragungsnetzbetreiber monatlich veröffentlichen. Zwischen deinem tatsächlichen Spot-Erlös und dem Monatsmarktwert klafft eine Lücke, die je nach Vertrag bei dir oder beim Vermarkter landet. Zweitens dynamische Tarife: Dein Arbeitspreis folgt dann dem Stundenpreis plus Aufschlag, Netzentgelten und Abgaben. Drittens Flexibilität — Speicher, BHKW, verschiebbare Lasten verdienen genau an der Spreizung zwischen billigen und teuren Stunden.
Nimm deine Direktvermarktungs- oder Tarifabrechnung und kläre vier Punkte: (1) Welche Preisreihe ist Basis — Day-Ahead-Stundenpreis, Viertelstundenpreis oder Monatsmarktwert? (2) In welcher Auflösung wird dein Lastgang bzw. deine Einspeisung bewertet — 15 Minuten oder Stunde? (3) Ist das Entgelt des Vermarkters als fester ct/kWh-Betrag ausgewiesen oder steckt es in der Preisbildung? (4) Wie werden negative Stunden behandelt — wer trägt die Kosten, wenn abgeregelt bzw. trotzdem eingespeist wird? Steht eine dieser vier Angaben nicht in deinem Vertrag, ist das die Frage, die du deinem Vermarkter schriftlich stellst.
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