Der Preis der Energie

Strom und Gas sind Waren, die an Börsen gehandelt werden – aber Waren mit besonderen Eigenschaften. Strom lässt sich kaum lagern, muss in jedem Augenblick genau so erzeugt werden, wie er verbraucht wird, und fließt durch Netze, die niemand doppelt bauen kann. Daraus folgen Regeln, die auf den ersten Blick seltsam wirken: Das teuerste Kraftwerk bestimmt den Preis für alle, an sonnigen Tagen kostet Strom weniger als nichts, und ein Krieg am Persischen Golf verteuert den Strom in Bayern.

Dieses Dossier erklärt, wie die Energiemärkte funktionieren, die heute über Strom- und Gasrechnungen, über die Kosten der Industrie und über den Erfolg der Energiewende entscheiden. Es konzentriert sich auf das Wissen, das man braucht, um Nachrichten über Energiepreise einordnen zu können: Wer handelt mit wem? Wie entsteht der Börsenpreis? Warum hängt der Strompreis so stark am Gaspreis? Was davon kommt beim Haushalt an? Und welche Baustellen sind offen?

Der Schwerpunkt liegt auf dem Strommarkt, weil er am stärksten im Umbruch ist. Gas und CO₂ kommen dort vor, wo sie den Strompreis bestimmen. Das Dossier beginnt beim Aufbau des Marktes seit der Öffnung für den Wettbewerb 1998 und endet bei der Lage im Herbst 2026: Seit Ende Februar 2026 ist die Straße von Hormus für den Schiffsverkehr weitgehend gesperrt, der europäische Gaspreis hat sich mehr als verdoppelt, und die deutschen Gasspeicher waren zum Beginn des Herbstes so leer wie seit Jahren nicht.

Wer nur wenig Zeit hat, findet das Wichtigste in den Kapiteln 4 und 5: wie das Prinzip der Merit-Order den Börsenpreis festlegt, und warum dabei meist Gaskraftwerke den Ausschlag geben. Mit dem Rechner in Kapitel 4 lässt sich das selbst ausprobieren.

Bis 1998 versorgten in Deutschland Gebietsmonopole ihre Kunden mit Strom: Erzeugung, Netz und Verkauf lagen in einer Hand, und wer in einem Gebiet wohnte, hatte keine Wahl. Heute ist die Kette in Teile zerlegt, die nach unterschiedlichen Regeln funktionieren.

2.1 Wettbewerb und Monopol

Mit der Neufassung des Energiewirtschaftsgesetzes öffnete Deutschland 1998 den Strom- und Gasmarkt für den Wettbewerb.↗ Seither gilt ein Grundprinzip: Überall dort, wo Wettbewerb möglich ist, soll es ihn geben – bei der Erzeugung, im Handel und im Verkauf an die Kunden. Wo er nicht möglich ist, wird reguliert. Das betrifft die Netze. Ein zweites Stromnetz neben dem ersten zu bauen, wäre unsinnig teuer; die Netze sind ein natürliches Monopol. Ihre Betreiber dürfen deshalb keine eigenen Preise festsetzen, sondern erhalten Netzentgelte, die die Bundesnetzagentur genehmigt. Und sie müssen alle Händler und Versorger zu gleichen Bedingungen durchleiten.

Erzeugung, Großhandel und Vertrieb stehen im Wettbewerb. Die Netze sind ein natürliches Monopol und werden reguliert. Datenbasis: Darstellung dieses Dossiers.

Zwischen Erzeugung und Verkauf liegt der Großhandel. Dort kaufen Versorger, Stadtwerke, Händler und große Industriebetriebe Strom in großen Mengen, gemessen in Megawattstunden. Ein Teil des Handels läuft über Börsen: Langfristige Geschäfte werden vor allem an der European Energy Exchange in Leipzig geschlossen, die 2002 entstand.↗ Den kurzfristigen Handel organisiert die Tochterbörse EPEX Spot mit Sitz in Paris.↗ Daneben schließen große Marktteilnehmer Geschäfte direkt miteinander ab, ohne Börse; dieser Handel heißt „over the counter“, kurz OTC.↗

2.2 Ein Preis für Deutschland und Luxemburg

Für den Großhandel bilden Deutschland und Luxemburg eine gemeinsame Gebotszone. Innerhalb dieser Zone gibt es zu jedem Zeitpunkt nur einen Großhandelspreis – ganz gleich, ob der Strom in einem Windpark an der Nordsee oder in einem Gaskraftwerk bei München erzeugt wird. Der Markt tut also so, als gäbe es innerhalb der Zone keine Engpässe im Netz. Wo das nicht stimmt, müssen die Netzbetreiber nachträglich eingreifen (siehe Kapitel 9). Mit den Nachbarländern ist der deutsche Markt gekoppelt: Ein gemeinsames Rechenverfahren verteilt die Leitungskapazitäten an den Grenzen so, dass Strom vom günstigeren in den teureren Markt fließt.

Strom für denselben Augenblick wird mehrmals gehandelt: Jahre im Voraus, am Vortag und noch Minuten vor der Lieferung. Jeder dieser Märkte hat eine eigene Aufgabe.

Derselbe Strom kann auf allen Stufen gehandelt werden. Je näher die Lieferung rückt, desto kurzfristiger und genauer wird gehandelt. Datenbasis: EMA Energiewelt, EnBW, APG; Darstellung dieses Dossiers.

Am Terminmarkt kaufen und verkaufen Unternehmen Strom für künftige Zeiträume, etwa für das ganze nächste Jahr. Ein Stadtwerk, das weiß, wie viel Strom seine Kunden ungefähr brauchen werden, sichert sich so frühzeitig einen Preis. Versorger kaufen ihren Bedarf häufig in Teilmengen über zwei bis drei Jahre ein.↗ Das ist der Grund, warum sich Schwankungen an der Börse erst verzögert und gedämpft in den Tarifen der Haushalte zeigen.

Der wichtigste Kurzfristmarkt ist die Day-Ahead-Auktion. Bis 12 Uhr geben Erzeuger und Käufer ihre Gebote für den folgenden Tag ab, kurz nach 12:30 Uhr stehen die Preise fest.↗ Seit dem 1. Oktober 2025 wird dabei europaweit nicht mehr für jede Stunde, sondern für jede Viertelstunde ein eigener Preis ermittelt. Dieser Day-Ahead-Preis ist der Börsenstrompreis, von dem in den Nachrichten meist die Rede ist. Danach läuft der Intraday-Handel fortlaufend weiter, bis kurz vor der Lieferung. Hier gleichen Händler aus, was sich seit der Auktion geändert hat – etwa weil ein Wetterbericht mehr Wind vorhersagt.

Was dann noch an Abweichungen bleibt, gleichen die Übertragungsnetzbetreiber in Echtzeit mit Regelenergie aus: Kraftwerke, Speicher oder Verbraucher, die sich bereithalten, um innerhalb von Sekunden oder Minuten mehr oder weniger Strom einzuspeisen. Wer seine Mengen schlecht plant und Abweichungen verursacht, muss die Kosten dafür tragen.

An der Strombörse zahlen alle Käufer denselben Preis, und alle Verkäufer erhalten ihn. Welcher Preis das ist, entscheidet das teuerste Kraftwerk, das gerade noch gebraucht wird.

4.1 Das Prinzip

In der Day-Ahead-Auktion bietet jeder Kraftwerksbetreiber seinen Strom ungefähr zu den Grenzkosten an: zu den Kosten, die für eine zusätzliche Megawattstunde tatsächlich anfallen, also vor allem für Brennstoff und CO₂-Zertifikate. Die Baukosten des Kraftwerks spielen dafür keine Rolle, weil sie ohnehin angefallen sind. Wind- und Solaranlagen haben fast keine Grenzkosten, denn Wind und Sonne kosten nichts. Danach folgen Braunkohle, Steinkohle und Gas, am Ende Gasturbinen und Ölkraftwerke.

Die Börse ordnet alle Angebote nach ihrem Preis, vom günstigsten zum teuersten. Diese Reihenfolge heißt Merit-Order. Dann werden so viele Angebote angenommen, wie nötig sind, um die Nachfrage zu decken. Das letzte noch benötigte Kraftwerk bestimmt den Preis, und diesen einheitlichen Preis erhalten alle angenommenen Anbieter – auch der Windpark, der für weit weniger produzieren könnte.↗ Fachleute nennen das Einheitspreis- oder „Pay-as-clear“-Verfahren.

Jeder Block ist eine Kraftwerksart: Seine Breite zeigt die verfügbare Leistung, seine Höhe die Grenzkosten. Die Nachfrage (senkrechte Linie) schneidet die Kurve beim preissetzenden Kraftwerk. Gaskraftwerke rechnen mit 55 Prozent (GuD) und 36 Prozent (Gasturbine) Wirkungsgrad. Importe, Exporte und Speicher sind nicht dargestellt. Datenbasis: vereinfachte, gerundete Annahmen zum deutschen Kraftwerkspark; keine Abbildung eines realen Tages.

4.2 Warum alle denselben Preis bekommen

Auf den ersten Blick scheint es ungerecht, dass ein Windpark denselben Preis erhält wie ein Gaskraftwerk. Würde man aber jedem Anbieter nur sein eigenes Gebot bezahlen, würden die Anbieter nicht mehr ihre Kosten bieten, sondern versuchen, den erwarteten Höchstpreis zu erraten – der Preis würde kaum sinken, die Auswahl der Kraftwerke aber schlechter. Das Einheitspreisverfahren sorgt dafür, dass stets die günstigsten Anlagen laufen. Die Differenz zwischen dem Marktpreis und den eigenen niedrigen Kosten verdienen günstige Anlagen als Deckungsbeitrag; daraus müssen sie ihre Baukosten zurückzahlen. Als 2022 die Preise explodierten, wurde dieses Prinzip heftig kritisiert, weil Betreiber von Wind-, Solar- und Kohlekraftwerken sehr hohe Gewinne erzielten. Der Wissenschaftliche Dienst des Bundestages prüfte damals Alternativen und kam zu dem Ergebnis, dass jede davon eigene Nachteile hätte.↗

4.3 Was der Rechner zeigt

Drei Zusammenhänge lassen sich mit dem Rechner gut beobachten. Erstens: Je mehr Wind und Sonne zur Verfügung stehen, desto weiter rücken die teuren Kraftwerke aus dem Bild, und der Preis fällt. Zweitens: Bei hoher Nachfrage und wenig Wind bestimmt fast immer ein Gaskraftwerk den Preis; dann schlägt jede Änderung des Gaspreises direkt auf den Strompreis durch. Drittens: Steigt der Gaspreis stark, kann Kohlestrom billiger werden als Gasstrom. Die Reihenfolge der Kraftwerke ändert sich – mehr Kohle läuft, die Emissionen steigen. Ein hoher CO₂-Preis wirkt in die Gegenrichtung.

Gaskraftwerke liefern nur einen Teil des deutschen Stroms. Weil sie aber in vielen Stunden das letzte benötigte Kraftwerk sind, bestimmen sie den Strompreis weit stärker, als ihr Anteil vermuten lässt.

5.1 Was ein Gaskraftwerk kostet

Ein modernes Gaskraftwerk wandelt etwas mehr als die Hälfte der Energie im Gas in Strom um. Für eine Megawattstunde Strom braucht es also knapp zwei Megawattstunden Gas – der Gaspreis geht fast doppelt in die Stromkosten ein. Dazu kommen die Kosten für CO₂-Zertifikate. Die Beispielrechnung zeigt, was das in diesem Jahr bedeutet hat.

Grenzkosten je Megawattstunde Strom: Brennstoff (petrol) und CO₂-Zertifikate (violett). Bei teurem Gas wird Kohlestrom günstiger als Gasstrom. Datenbasis: Beispielrechnung dieses Dossiers mit TTF-Preisen und CO₂-Preisen 2026 (Cleanthinking, WKO); Wirkungsgrad Gas 55 Prozent, Emissionen vereinfacht.

Im Februar 2026 kostete eine Megawattstunde aus einem Gaskraftwerk rechnerisch rund 80 Euro, im September über 180 Euro. Ein Braunkohlekraftwerk lag im September trotz des hohen CO₂-Ausstoßes bei rund 100 Euro und war damit deutlich günstiger. In Stunden, in denen Gaskraftwerke den Preis setzen, steigt der Börsenstrompreis mit dem Gaspreis – im August 2026 lag er im Monatsmittel bei rund 127 Euro je Megawattstunde, fast anderthalbmal so hoch wie im Mittel des Jahres 2025.

5.2 Der Gasmarkt

Erdgas wird in Europa vor allem über virtuelle Handelspunkte gehandelt. Der wichtigste ist die niederländische Title Transfer Facility, kurz TTF; ihr Preis gilt als europäischer Gaspreis. Deutschland fördert selbst kaum Gas und ist auf Importe angewiesen. Bis 2022 kam ein großer Teil aus Russland. Nach dem russischen Angriff auf die Ukraine drosselte Russland seine Lieferungen und stellte sie schließlich ein; ab Ende August 2022 floss durch die Ostseepipeline Nord Stream 1 kein Gas mehr, im September 2022 wurden die Leitungen durch Explosionen schwer beschädigt.↗ Seither kommt das Gas vor allem aus Norwegen und über die Nachbarländer, ergänzt durch Flüssiggas (LNG) aus Übersee.

Norwegen ist der wichtigste Lieferant. Direkt über deutsche Terminals kam 2025 gut ein Zehntel der Importe als Flüssiggas. Datenbasis: Bundesnetzagentur, Zahlen zur Gasversorgung 2025 (vorläufig).

Flüssiggas macht den Gasmarkt zum Weltmarkt: Ein Tanker aus Katar oder den USA fährt dorthin, wo am meisten gezahlt wird – nach Europa oder nach Asien. Damit ist Europa Krisen ausgesetzt, die weit entfernt beginnen. Genau das ist 2026 geschehen. Seit Beginn des Iran-Krieges Ende Februar ist die Straße von Hormus für den Handelsverkehr faktisch gesperrt; Katar, einer der größten LNG-Lieferanten der Welt, kann nur noch eingeschränkt liefern. Der TTF-Preis stieg von rund 30 Euro je Megawattstunde vor dem Krieg auf ein Mehrjahreshoch von 84,50 Euro im September und lag Anfang Oktober wieder über 80 Euro.↗ Weil sich das Einspeichern im Sommer nicht lohnte, waren die deutschen Gasspeicher am 1. September 2026 nur zu 53,4 Prozent gefüllt – der niedrigste Stand zu dieser Jahreszeit seit 15 Jahren. Die Bundesnetzagentur hält die Versorgung dennoch für stabil; das Problem ist vor allem der Preis.

5.3 Der CO₂-Preis

Seit 2005 müssen Kraftwerke und große Industrieanlagen in der EU für jede Tonne CO₂, die sie ausstoßen, ein Zertifikat abgeben.↗ Die Zahl der Zertifikate ist begrenzt und sinkt jedes Jahr; gehandelt werden sie an der Börse. So entsteht ein Preis für CO₂, der Ende August 2026 bei rund 82 Euro je Tonne lag. Für ein Braunkohlekraftwerk, das je Megawattstunde Strom gut eine Tonne CO₂ ausstößt, ist das der größte Kostenblock; für ein Gaskraftwerk weniger als ein Drittel davon. Der CO₂-Preis verschiebt damit die Merit-Order zugunsten von Gas und vor allem zugunsten der Erneuerbaren. Ein zweiter Emissionshandel für Gebäude und Verkehr sollte ursprünglich 2027 beginnen; die EU hat seinen Start auf 2028 verschoben.↗

Wind und Sonne liefern inzwischen den größten Teil des deutschen Stroms. Das verändert nicht nur die Höhe der Preise, sondern vor allem ihr Muster über den Tag und das Jahr.

Anteile an der Bruttostromerzeugung von 507,5 Terawattstunden. Kernkraft spielt seit April 2023 keine Rolle mehr. Datenbasis: AG Energiebilanzen, Stand Februar 2026 (vorläufig).

2025 stammten nach der Bundesnetzagentur 58,8 Prozent des in Deutschland erzeugten Stroms aus erneuerbaren Quellen. Wind war die wichtigste Quelle, Photovoltaik lag vor Erdgas und Braunkohle.↗ Kernkraftwerke spielen keine Rolle mehr, seit die letzten drei im April 2023 vom Netz gingen. Im Austausch mit den Nachbarländern führte Deutschland 2025 netto rund 22 Terawattstunden Strom ein; Strom fließt dorthin, wo er gerade teurer ist.↗

6.1 Warum Strom weniger als nichts kosten kann

An sonnigen und windigen Tagen kann mehr Strom angeboten werden, als gebraucht wird. Viele ältere Wind- und Solaranlagen erhalten eine feste Förderung je erzeugter Kilowattstunde und speisen deshalb auch dann ein, wenn der Börsenpreis unter null fällt; manche Kraftwerke können ihre Leistung nicht schnell genug drosseln. Dann zahlen Erzeuger dafür, dass ihnen jemand den Strom abnimmt. Solche Stunden mit negativen Preisen sind in den letzten Jahren stark häufiger geworden.

Nach einem Rückgang während der Energiekrise 2021/22 haben sich die Stunden mit negativen Preisen seit 2022 mehr als verachtfacht. Datenbasis: Bundesnetzagentur (2022 bis 2025), Energy Brainpool und ZfK (2020, 2021).

6.2 Der Wert der Flexibilität

Im Tagesverlauf entsteht ein typisches Muster: Mittags drückt der Solarstrom den Preis, am Abend, wenn die Sonne untergeht und viele Menschen kochen und heizen, steigt er steil an. Im August 2026 lag der Unterschied zwischen dem teuersten und dem günstigsten Preis eines Tages im Mittel bei rund 20 Cent je Kilowattstunde.

Mittags drückt Solarstrom den Preis unter null, abends steigt er steil an. Speicher laden, wenn Strom billig ist, und entladen, wenn er teuer ist. Datenbasis: schematische Darstellung ohne Maßstab.

Wer Strom zeitlich verschieben kann, verdient an diesen Unterschieden – und stabilisiert dabei das System. Das ist der Grund für den Boom der Batteriespeicher: Ende März 2026 waren in Deutschland Batteriespeicher mit rund 27,8 Gigawattstunden Kapazität installiert, überwiegend kleine Heimspeicher. Im ersten Quartal 2026 kam bei den Großspeichern aber erstmals ungefähr so viel Kapazität hinzu wie bei den Heimspeichern.↗ Flexibel sein können aber auch Elektroautos, Wärmepumpen oder Industriebetriebe, die ihren Verbrauch in günstige Stunden legen. Dynamische Stromtarife, die den Börsenpreis an Haushalte weitergeben, sollen genau das ermöglichen.

Der Börsenpreis ist nur ein Teil dessen, was Haushalte bezahlen. Netze, Steuern und Umlagen machen zusammen mehr als die Hälfte des Strompreises aus.

Nur der erste Block hängt unmittelbar vom Großhandelspreis ab. Netzentgelte, Steuern und Umlagen machen zusammen fast 60 Prozent aus. Datenbasis: BDEW-Strompreisanalyse Januar 2026, vorläufige Werte.

Nach der Strompreisanalyse des Energieverbands BDEW zahlt ein durchschnittlicher Haushalt 2026 rund 37,2 Cent je Kilowattstunde. Davon entfallen etwa 41 Prozent auf Beschaffung und Vertrieb – das ist der Teil, der vom Großhandelspreis abhängt. Rund ein Viertel sind Netzentgelte. Der Rest besteht aus Mehrwertsteuer, Stromsteuer, der Konzessionsabgabe an die Gemeinden und mehreren Umlagen.↗ Ein Börsenpreis von 100 Euro je Megawattstunde entspricht übrigens 10 Cent je Kilowattstunde; dazu kommen beim Versorger die Kosten für Beschaffungsstrategie, Risiko und Vertrieb.

7.1 Warum der Börsenpreis verzögert ankommt

Weil Versorger ihren Strom zum großen Teil Monate und Jahre im Voraus kaufen (siehe Kapitel 3), folgen die Tarife dem Börsenpreis nur langsam. Das dämpft Preisspitzen, wie 2022, als die Börsenpreise explodierten und die Haushaltstarife erst später und weniger stark stiegen. Es verzögert aber auch Entlastungen, wenn die Börsenpreise wieder fallen. Ähnlich wirkt sich die Hormus-Krise aus: Die gestiegenen Preise für Lieferungen im kommenden Jahr – Ende August 2026 kostete Grundlaststrom für 2027 rund 101 Euro je Megawattstunde – werden erst nach und nach in neue Tarife einfließen.

7.2 Staatliche Entlastung 2026

Zum Jahresbeginn 2026 hat die Bundesregierung den Strompreis an drei Stellen gesenkt. Sie bezuschusst die Entgelte für die Übertragungsnetze mit 6,5 Milliarden Euro, sie hat die Gasspeicherumlage abgeschafft, und sie hat die Stromsteuer für rund 600.000 Unternehmen des produzierenden Gewerbes sowie für Land- und Forstwirtschaft dauerhaft auf den europäischen Mindestsatz gesenkt.↗ Die Netzentgelte für Haushalte sanken dadurch um rund 1,6 Cent je Kilowattstunde.↗ Für Unternehmen mit mittlerem Verbrauch lag der Strompreis bei Neuabschlüssen 2026 bei rund 16 Cent je Kilowattstunde.

In den Jahren 2021 bis 2023 zeigte sich, wie eng Strom- und Gasmarkt miteinander verbunden sind – und wie schnell eine Knappheit beim Gas den ganzen Energiemarkt erfasst.

Jahresmittel des Day-Ahead-Preises für Deutschland und Luxemburg. Der Ausschlag 2022 geht fast vollständig auf den Gaspreis zurück. Datenbasis: SMARD und Bundesnetzagentur.

Schon im Laufe des Jahres 2021 stiegen die Gaspreise stark: Die Wirtschaft erholte sich nach der Pandemie, die Speicher waren schwach gefüllt, und Russland lieferte weniger als üblich. Im Jahresmittel kostete Strom an der Börse 97 Euro je Megawattstunde – mehr als dreimal so viel wie im Vorjahr.↗ Nach dem russischen Angriff auf die Ukraine im Februar 2022 wurde aus der Knappheit eine Krise. Am 26. August 2022 stieg der europäische Gaspreis auf über 345 Euro je Megawattstunde, mehr als das Zehnfache früherer Jahre. Über die Merit-Order schlug das direkt auf den Strom durch: Im August 2022 lag der Börsenstrompreis im Monatsmittel bei rund 465 Euro je Megawattstunde,↗ im Jahresmittel 2022 bei 235 Euro.

Die Bundesregierung reagierte mit Notmaßnahmen: Sie ließ in kurzer Zeit schwimmende LNG-Terminals an der Nord- und Ostseeküste errichten, rettete Gasimporteure vor der Pleite und führte für 2023 eine Strom- und eine Gaspreisbremse ein. Haushalte zahlten für 80 Prozent ihres bisherigen Verbrauchs höchstens 40 Cent je Kilowattstunde Strom und 12 Cent je Kilowattstunde Gas; den Rest zum Marktpreis.↗ So blieb ein Anreiz zum Sparen. Tatsächlich sank der Gasverbrauch deutlich; 2025 lag er immer noch rund 13,5 Prozent unter dem Mittel der Jahre 2018 bis 2021.↗

Der Strommarkt wurde für ein System aus großen, steuerbaren Kraftwerken gebaut. Je mehr Wind und Sonne liefern, desto deutlicher zeigen sich seine Lücken. Vier Fragen bestimmen die Debatte.

9.1 Wer bezahlt Kraftwerke, die selten laufen?

Für Dunkelflauten braucht Deutschland Kraftwerke, die einspringen, wenn Wind und Sonne fehlen. Diese Anlagen laufen aber immer seltener und verdienen am Strommarkt allein kaum genug, um sich zu finanzieren. Die Bundesregierung hat sich deshalb im Januar 2026 mit der EU-Kommission auf eine Kraftwerksstrategie geeinigt: Ausgeschrieben werden sollen rund zwölf Gigawatt neue steuerbare Leistung, die bis spätestens 2031 in Betrieb geht; ab 2032 soll ein breiter Kapazitätsmarkt folgen.↗ Der Bundestag beschloss im Juli 2026 das Gesetz für die erste Tranche; die erste Ausschreibung war für den 8. September 2026 angesetzt. Die neuen Kraftwerke müssen auf Wasserstoff umgestellt werden können und ab 2045 klimaneutral laufen.↗

9.2 Ein Preis für ganz Deutschland?

Der meiste Windstrom wird im Norden erzeugt, große Verbraucher sitzen im Süden und Westen, und die Leitungen dazwischen reichen nicht aus. Damit das Netz nicht überlastet, regeln die Netzbetreiber Anlagen im Norden ab und fahren im Süden Kraftwerke hoch – der sogenannte Redispatch. Das Netzengpassmanagement kostete 2025 rund 3,1 Milliarden Euro.↗ Der Verband der europäischen Netzbetreiber ENTSO-E empfahl 2025, Deutschland in fünf Gebotszonen aufzuteilen; dann wäre Strom im Norden billiger und im Süden teurer. Die Bundesregierung lehnt das ab und setzt stattdessen auf schnelleren Netzausbau und ein eigenes Maßnahmenpaket.↗

9.3 Wie werden Wind und Sonne künftig finanziert?

Mit der Reform des EU-Strommarkts von 2024 sollen neue Wind-, Solar- und andere Anlagen, die staatlich gefördert werden, künftig grundsätzlich über zweiseitige Differenzverträge unterstützt werden. Liegt der Marktpreis unter einem vereinbarten Wert, zahlt der Staat die Differenz; liegt er darüber, muss der Betreiber den Überschuss abgeben. In Deutschland muss diese Regel spätestens ab Juli 2027 angewendet werden.↗ Daneben gewinnen langfristige Lieferverträge zwischen Erzeugern und Unternehmen an Bedeutung, sogenannte PPAs.

9.4 Wie sicher ist die Gasversorgung?

Die Hormus-Krise zeigt, dass die neue Gasversorgung über den Weltmarkt Preisrisiken mit sich bringt. Ob der Winter 2026/27 ruhig verläuft, hängt vom Wetter und von der Lage am Persischen Golf ab. Langfristig sinkt der Gasbedarf mit dem Umstieg auf Wärmepumpen und Elektromobilität – aber gerade die neuen Reservekraftwerke werden in den nächsten Jahren noch mit Erdgas betrieben werden.

Von der Marktöffnung bis zu den Plänen für die kommenden Jahre. Einträge ab 2027 sind beschlossene oder geplante Vorhaben.

Day-Ahead-Markt

Börsenauktion am Vortag, in der für jede Viertelstunde des nächsten Tages ein Strompreis ermittelt wird. Gebote bis 12 Uhr.

Differenzvertrag (CfD)

Vertrag zwischen Staat und Anlagenbetreiber über einen festen Referenzpreis: Liegt der Marktpreis darunter, zahlt der Staat die Differenz; liegt er darüber, gibt der Betreiber den Überschuss ab.

Dunkelflaute

Zeitraum mit wenig Wind und wenig Sonne, meist im Winter. Dann müssen steuerbare Kraftwerke, Speicher und Importe den Bedarf decken.

Emissionshandel (EU-ETS)

System, in dem Kraftwerke und Industrie für jede ausgestoßene Tonne CO₂ ein Zertifikat abgeben müssen. Die Menge ist begrenzt, der Preis entsteht am Markt.

Gebotszone

Gebiet mit einem einheitlichen Großhandelspreis für Strom. Deutschland und Luxemburg bilden eine gemeinsame Gebotszone.

Grenzkosten

Kosten, die für die Erzeugung einer zusätzlichen Einheit anfallen – bei Kraftwerken vor allem Brennstoff und CO₂-Zertifikate.

Grundlast (Baseload)

Stromlieferung in gleichbleibender Menge rund um die Uhr; das Standardprodukt am Terminmarkt.

Intraday-Handel

Fortlaufender Stromhandel am Liefertag bis kurz vor der Lieferung, um Prognoseabweichungen auszugleichen.

Kapazitätsmarkt

Markt, in dem Kraftwerke oder Speicher dafür bezahlt werden, Leistung bereitzuhalten – nicht nur für den tatsächlich gelieferten Strom.

Konzessionsabgabe

Entgelt, das Netzbetreiber an Gemeinden für die Nutzung öffentlicher Wege für Leitungen zahlen; es wird auf den Strompreis umgelegt.

LNG

Liquefied Natural Gas: auf minus 162 Grad gekühltes, verflüssigtes Erdgas, das per Schiff transportiert und an Terminals wieder in Gas umgewandelt wird.

Marktkopplung

Gemeinsame Berechnung der Strompreise mehrerer europäischer Länder, bei der die Leitungskapazitäten zwischen ihnen mitberücksichtigt werden.

Megawattstunde (MWh)

Energiemenge von 1.000 Kilowattstunden. Ein Preis von 100 Euro je Megawattstunde entspricht 10 Cent je Kilowattstunde.

Merit-Order

Reihenfolge, in der Kraftwerke nach ihren Grenzkosten eingesetzt werden – vom günstigsten zum teuersten.

Negativer Strompreis

Börsenpreis unter null: Erzeuger zahlen dafür, dass ihr Strom abgenommen wird – bei Überangebot und unflexibler Erzeugung.

Netzentgelt

Gebühr für die Nutzung der Strom- oder Gasnetze. Sie wird von der Bundesnetzagentur oder den Landesbehörden genehmigt.

OTC-Handel

„Over the counter“: Handel direkt zwischen zwei Unternehmen, ohne Börse, oft über Makler.

Pay-as-clear

Einheitspreisverfahren: Alle angenommenen Anbieter erhalten den Preis des letzten noch benötigten Angebots.

PPA

Power Purchase Agreement: langfristiger Liefervertrag direkt zwischen einem Stromerzeuger und einem Abnehmer, meist einem Unternehmen.

Redispatch

Eingriff der Netzbetreiber in die Fahrweise von Kraftwerken, um Netzengpässe zu vermeiden: Anlagen vor dem Engpass werden gedrosselt, dahinter hochgefahren.

Regelenergie

Leistung, die Netzbetreiber kurzfristig abrufen, um Abweichungen zwischen Erzeugung und Verbrauch in Echtzeit auszugleichen.

Terminmarkt

Markt für Lieferungen in der Zukunft, etwa für das nächste Jahr. Dient vor allem der Absicherung gegen Preisschwankungen.

TTF

Title Transfer Facility: virtueller Handelspunkt für Erdgas in den Niederlanden; sein Preis gilt als Referenz für Europa.

Übertragungsnetzbetreiber

Betreiber der Höchstspannungsnetze; in Deutschland vier Unternehmen: 50Hertz, Amprion, TenneT und TransnetBW. Sie sind für die Systemstabilität verantwortlich.

Hinweis: Energiepreise schwanken stark; alle Werte beziehen sich auf den genannten Zeitpunkt. Börsendaten verschiedener Anbieter können sich durch Rundung und Abgrenzung leicht unterscheiden. Die Beispielrechnungen und der Merit-Order-Rechner beruhen auf vereinfachten Annahmen. Stand der Informationen: Mitte Oktober 2026.

Strommarkt: Daten und Erklärungen

• Bundesnetzagentur: Daten zum Strommarkt 2025 (5.1.2026)
• Bundesnetzagentur: Daten zum Strommarkt 2022 (4.1.2023)
• SMARD: Jahresrückblick Stromerzeugung und Stromhandel 2020
• Naturstrom: Auswertung der Day-Ahead-Preise 2025 (PDF, 5.1.2026)
• ZfK: Negative Strompreise – fulminantes Comeback 2023
• Wissenschaftliche Dienste des Bundestages: Merit Order – Alternativen zum Preisbildungsmechanismus (31.10.2022, PDF)
• EMA Energiewelt: Strombörse EPEX und Börsenstrompreis erklärt
• EnBW: Strompreis und Strombörse – wie funktioniert der Strommarkt?
• APG: SDAC – Start der 15-Minuten-Produkte im Day-Ahead-Markt (30.9.2025)
• AG Energiebilanzen: Bruttostromerzeugung 2025 (Infografik, PDF)
• Rabot Energy: Strompreis im August 2026 – 20 Cent Preisspanne pro Tag
• pv magazine: Batterie-Rekordzubau im 1. Quartal 2026 (8.5.2026)
• WKO Oberösterreich: Energiemarkt-Update September 2026 (PDF)
• euenergy.live: Strompreise in Deutschland 2022 (Monatswerte)

Gas, CO₂ und Öl

• Bundesnetzagentur: Zahlen zur Gasversorgung 2025 (Januar 2026)
• energy news magazine: Europäischer Gaspreis liegt über 80 Euro je Megawattstunde (8.10.2026)
• Cleanthinking: Historisch niedrige Füllstände – reicht das Gas für den Winter 2026/27? (8.9.2026)
• Börsen-Zeitung: EU-Gaspreis erreicht Allzeithoch (26.8.2022)
• Cleanthinking: Emissionshandel, ETS2 und CO₂-Preis (24.9.2026)

Preise für Verbraucher und Entlastungen

• BDEW: Strompreisanalyse Januar 2026 (PDF)
• Bundesregierung: Niedrigere Stromkosten – Zuschuss zu den Netzentgelten
• IG Metall: So funktioniert die Strom- und Gaspreisbremse
• top agrar: Strompreise 2021 auf Rekordniveau (EWI-Analyse, 12.1.2022)

Politik, Regulierung und Umbau

• Solarserver: Bundesregierung einigt sich mit EU auf Kraftwerksstrategie (16.1.2026)
• pv magazine: Bundestag macht Weg für Ausschreibungen von Gaskraftwerken frei (9.7.2026)
• pv magazine: Bundeswirtschaftsministerium veröffentlicht neuen Aktionsplan Gebotszone (15.12.2025)
• Stiftung Umweltenergierecht: Die EU-Strommarktreform 2024 (PDF)
• Bundesverband WindEnergie: Faktencheck Redispatch, nach Zahlen der Bundesnetzagentur (21.4.2026, PDF)

Nachschlagewerke

• Wikipedia: Energiewirtschaftsgesetz
• Wikipedia: European Energy Exchange
• Wikipedia: EU-Emissionshandel
• Wikipedia: Nord Stream

Bücher zum Vertiefen

• Panos Konstantin: Praxisbuch Energiewirtschaft. Energieumwandlung, -transport und -beschaffung. Berlin, mehrere Auflagen.
• Claudia Kemfert: Kampf um Strom. Mythen, Macht und Monopole. Hamburg 2013.
• Daniel Yergin: The New Map. Energy, Climate, and the Clash of Nations. New York 2020.