Theorie und Praxis der Preisbildung im deutschen Stromgroßhandel
Analyse des Gebotsverhaltens und der Wirtschaftlichkeit von Kraftwerken am Day-Ahead-Markt 2025
Der Day-Ahead (DA)-Markt sendet das zentrale kurzfristige Preissignal des europäischen Stromhandels. Die Preise entstehen im sogenannten Pay-as-cleared-Verfahren, bei dem alle bezuschlagten Gebote den gleichen Preis erhalten, der vom marginalen Kraftwerk gesetzt wird. Insbesondere seit der Energiepreiskrise 2022 wurde intensiv diskutiert, ob dieses Verfahren zu möglichen Übergewinnen führen könnte.
Das vorliegende Projekt untersucht systematisch, wie sich Gebotsverhalten und die Wirtschaftlichkeit von Kraftwerken im Jahr 2025 darstellten. Analysiert werden sowohl die historischen Grundlagen der Preisbildung, die realen Gebotskurven als auch die Wirtschaftlichkeit verschiedener Kraftwerkstechnologien.
Historische Entwicklung des europäischen Day-Ahead-Marktes und des Preisbildungsmechanismus
Die heutigen Marktstrukturen haben sich über Jahrzehnte hinweg herausgebildet:
- 1990/1991: In England/Wales entsteht der erste wettbewerbliche Strompool mit einheitlichem Clearingpreis, ein Jahr später folgt Norwegen mit einem ähnlichen Marktmodell [1].
- 1996: Eine EU-Richtlinie legt den Rahmen der Strommarktliberalisierung fest – ohne jedoch das Preisbildungsmodell vorzugeben [2].
- 2000/2001: In Deutschland (2000) und Frankreich (2001) finden die ersten Spotmarkttransaktionen statt – beide mit Pay-as-cleared-Mechanismus [3], [4].
- 2008: Die Strombörsen beider Länder fusionieren [4].
- 2021: Ein Großteil Europas wird über ein einheitliches Auktionsverfahren, das sogenannte Single Day-Ahead Coupling (SDAC) gekoppelt. SDAC sorgt für effiziente grenzüberschreitende Preisbildung und optimiert den Stromfluss über Landesgrenzen hinweg. Die SDAC-Mitglieder sind in Abb. 1 dargestellt [5].
- 2022: Eine Bundestagsausarbeitung warnt im Kontext der Gaskrise, dass alternative Preisverfahren wie Pay-as-bid die Investitionsanreize für erneuerbare Energien erheblich schwächen könnten [6].
- 2025: Der Day-Ahead Markt wird auf 15-Minuten-Produkte umgestellt [5].
Analyse des Gebotsverhaltens am Day-Ahead-Markt
Laut ökonomischer Theorie bieten Kraftwerke im Pay-as-cleared-Mechanismus Strom zu ihren Grenzkosten an, um ihre Gewinne am Day-Ahead-Markt zu maximieren. Ob dieses theoretisch prognostizierte Bieterverhalten mit den tatsächlich beobachteten Angeboten am Markt übereinstimmt, wurde im zweiten Teil des Projekts analysiert.
Methodik
Für das Jahr 2025 wurden drei Marktsituationen ausgewertet, indem jeweils Gebotskurven, Erzeugungsstruktur, Last und Day-Ahead-Preise miteinander verglichen wurden:
- Geringe EE-Erzeugung bei geringer Last
- Geringe EE-Erzeugung bei mittlerer bis hoher Last
- Hohe EE-Erzeugung bei mittlerer bis hoher Last
Zusätzlich wurden charakteristische Merkmale des Gebotsverhaltens identifiziert. Zuletzt erfolgte ein Gegenüberstellen der Gebotskurven mit einer modellierten Merit Order [7] zum Abgleich von Grenzkosten zu den realen Geboten.
Ergebnisse
Drei zentrale Erkenntnisse ergeben sich aus der Analyse des Gebotsverhaltens am deutschen Day-Ahead-Markt im Jahr 2025.
Besonders auffällig ist der hohe Anteil sehr niedriger Gebote: Rund zwei Drittel aller bezuschlagten Gebote lagen am technisch festgelegten Mindestpreis von –500 €/MWh. Dieses Verhalten findet sich nicht nur bei erneuerbaren Anlagen, die durch die EEG-Vergütung oder Marktprämie abgesichert sind und daher unabhängig vom Börsenpreis stabile Einnahmen erzielen. Auch eine Vielzahl thermischer Kraftwerke bietet zu diesen Minimalpreisen an. Die Gründe hierfür sind vielfältig: Bei erneuerbaren Energien dominieren regulatorische Anreize, zum Beispiel Fördermechanismen wie die Marktprämie bei alten EEG-Anlagen. während bei konventionellen Anlagen hohe Anfahrkosten oder das Ziel, im Markt zu bleiben und Folgestunden zu bedienen, eine Rolle spielen können.
Ein weiteres zentrales Ergebnis ist, dass nur rund zwei Drittel der deutschen Nettostromlast tatsächlich über den EPEX Day-Ahead-Markt abgewickelt werden. Ein erheblicher Anteil des Stroms wird weiterhin über bilaterale Verträge oder über eigene Erzeugungskapazitäten der Energieversorger beschafft. Gleichzeitig ist jedoch ein klarer Trend zu beobachten: Der Anteil des börslichen Handels ist in den vergangenen Jahren kontinuierlich gestiegen, was auf eine zunehmende Markttransparenz und wachsende Bedeutung kurzfristiger Vermarktungsstrategien hinweisen könnte.
Die Auswertung zeigt zudem, dass für den Großteil der untersuchten Zeiträume die Preise von wenigen Akteuren bestimmt werden. Die Angebotskurven dieser Akteure weisen häufig eine hohe Steilheit auf, deutlich stärker als es eine reine Grenzkostenlogik erwarten ließe. Grenzkosten und finaler Auktionpreis liegen jedoch im Jahresmittel nahe beieinander.
Eine Beispielhafte Gebotskurve für den 28.04 4 Uhr ist in Abb. 2 dargestellt. Es ist eine Stunde mit geringer EE-Erzeugung mit geringer Last. Hier sieht man, dass viele Anlagen, auch Nicht-Erneuerbare, den Mindestpreis von -500 €/MWh bieten. Außerdem ist das Handelsvolumen insgesamt sehr gering im Verhältnis zur durchschnittlichen deutschen Last von 45 GW in dieser Stunde und die Gebotskurve deutlich steiler als die modellierte Merit Order bei allerdings sehr ähnlichem resultierendem Preis.
Annuitätische Bewertung der Kraftwerkswirtschaftlichkeit
Im dritten Teil des Projektes wurden die Gesamtkosten der Kraftwerke mit den kraftwerkspezifischen Erlösen verrechnet, um die Wirtschaftlichkeit des Betriebs im Jahr 2025 abzuschätzen.
Methodik
Zur Bewertung der Wirtschaftlichkeit verschiedener Kraftwerkstypen wurden die jährlichen Erlöse aus der Stromvermarktung den jeweiligen annuitätischen Gesamtkosten gegenübergestellt. Die Berechnung der Kosten umfasste die Investitionskosten, die jährlichen Betriebskosten und die Zusatzkosten, wie z. B. ein eventuelles Anfahren der Anlagen: Erstere wurden über Annuitätenfaktoren auf jährliche Werte umgelegt, sodass sowohl Kapitalbindung als auch ein typischer Abschreibungszeitraum abgebildet werden konnten. Die laufenden jährlichen Betriebskosten setzen sich zusammen aus Brennstoffkosten, CO₂-Zertifikaten sowie fixen und variablen Betriebs- und Wartungskosten. Schließlich wurden zusätzlich Kosten für das Anfahrenbei den fossilen Kraftwerken in die Analyse miteinbezogen.
Die Erlöse der einzelnen Kraftwerkstypen wurden auf Basis der jährlich erzeugten Energiemenge abgeschätzt, die mit dem technologiespezifischen Marktwert des Strompreises von 2025 multipliziert wurden. Dieser Marktwert bildet ab, dass unterschiedliche Technologien zu verschiedenen Zeiten Strom produzieren und dadurch von unterschiedlichen Preisniveaus beeinflusst werden. Beispielsweise führt ein hoher Anteil von Strom aus PV‑Anlagen zu geringeren Preisen.
Um die Wirtschaftlichkeitsbewertung auf eine fundierte Datengrundlage zu stützen, wurden verschiedene Quellen herangezogen. Die technischen Effizienzen der betrachteten Kraftwerke basierten auf der Kraftwerksliste der FfE (auf Basis des Marktstammdatenregisters) [9] sowie ergänzenden Recherchen zu spezifischen Anlagen. Die Investitions- und Betriebskosten wurden aus der BDI/BCG-Studie „Klimapfade 2.0“ [10] entnommen. Für erneuerbare Energien wurden zudem die Vollaststunden sowie die Stromgestehungskosten aus aktuellen Veröffentlichungen des Fraunhofer ISE [11] berücksichtigt. Die Kosten für das Anfahren von thermischen Kraftwerken stützten sich auf Daten aus der empirischen Studie von Öberg et al. (2022) [12].
Ergebnisse
Die Analyse zeigt, dass im Jahr 2025 nur Windenergieanlagen (On- und Offshore), Gas-und-Dampf-Kombikraftwerke (GuD) sowie Laufwasserkraftwerke in geringem Maß wirtschaftlich waren. Diese Technologien profitierten entweder von günstigen Betriebskosten (EE-Anlagen), einer hohen Lebensdauer (Laufwasser), oder hohen Marktwerten zur Einspeisezeit (GuD). Kohlekraftwerke, PV-Anlagen und Gasturbinen waren im Jahr 2025 nicht wirtschaftlich. Die weiter steigenden CO₂-Kosten belasteten die Kohlekraftwerke so stark, dass sie selbst im abgeschriebenen Zustand nicht in der Lage waren, ihre Betriebskosten vollständig zu decken.
Photovoltaikanlagen erwiesen sich im Jahr 2025 weiterhin als stark von Förderinstrumenten abhängig. Ohne EEG-Förderung oder Marktprämie war im Durchschnitt der Betrieb nicht wirtschaftlich. Ausschlaggebend hierfür war insbesondere der sehr niedrige Marktwert von Photovoltaik (also der durchschnittliche Verkaufspreis zu Zeiten von PV-Erzeugung), der im betrachteten Jahr nur bei rund 42 €/MWh lag und damit 53 % weniger als der Jahresdurchschnittspreis von 89,3 €/MWh in Deutschland. Da PV-Anlagen einen Großteil der Erzeugung zeitgleich einspeisen, führt dies in diesem Zeitraum zu niedrigeren Preisen. Dadurch konnten die erzielbaren Markterlöse die annuitätischen Investitionskosten nicht decken. Dagegen ist der Marktwert der Strompreise zu Zeiten der GuD- und Gasturbineneinspeisung 41 % bzw. 65 % höher als der Durchschnitt.
Die Analyse verdeutlicht zudem, dass die Wirtschaftlichkeit konventioneller und erneuerbarer Technologien durch unterschiedliche Faktoren bestimmt wird. Während bei konventionellen Kraftwerken vor allem die Betriebskosten, insbesondere Brennstoff- und CO₂-Kosten ausschlaggebend sind, ist es bei erneuerbaren Anlagen in erster Linie die Höhe der Investitionskosten und der zugrunde gelegte Abschreibungszeitraum. Dadurch reagieren die Ergebnisse sehr sensibel auf Annahmen zu Wirkungsgrad konventioneller Kraftwerke, Investitionskosten oder Abschreibungsdauer. Bereits moderate Veränderungen dieser Parameter können die Wirtschaftlichkeit einzelner Technologien deutlich verschieben und zu anderen Bewertungen führen.
Basierend auf den getroffenen Annahmen konnten keine systematischen Übergewinne identifiziert werden. Allerdings ist die hohe Sensitivität der Ergebnisse hinsichtlich der Inputparameter zu berücksichtigen. Schließlich war 2025 ein windarmes Jahr, wodurch Gaskraftwerke häufiger im Markt aktiv waren und die Preise dadurch tendenziell höher ausgefallen sind. Dies kann auch die im Vergleich zu früheren Jahren relativ hohen Marktwerte für Windenergie erklären.
Fazit
Die Untersuchung zeigt, dass bei der Preisbildung die Angebotskurven häufig stark von der reinen Grenzkostenlogik abweichen, was vor allem an regulatorischen Rahmenbedingungen (zum Beispiel EEG-Vergütung) und unterschiedlichen Vermarktungsstrategien der Anbieter liegt. Nichtdestotrotz liegen im Mittel Auktionspreise und Grenzkosten nah beieinander.
Es konnten keine systematischen Übergewinne nachgewiesen werden. Außerdem zeigt die Analyse, dass die fossilen Kraftwerke (abgesehen von GuD) und ungeförderte PV-Anlagen im Jahr 2025 nicht wirtschaftlich produziert haben.
Literatur
[1] von der Fehr, N.-H. M., & Harbord, D. (1998). Competition in electricity spot markets: Economic theory and international experience (Memorandum No. 05/1998). University of Oslo, Department of Economics. https://www.econstor.eu/bitstream/10419/90803/1/Memo-05-1998.pdf
[2] European Parliament & Council. (1997). Directive 96/92/EC concerning common rules for the internal market in electricity (OJ L 27, 30.1.1997, pp. 20–29). Publications Office of the European Union. https://eur-lex.europa.eu/legal-content/DE/TXT/PDF/?uri=CELEX:31996L0092
[3] Müsgens, F. (2004). Market power in the German wholesale electricity market (EWI Working Paper No. 04.03). Institute of Energy Economics at the University of Cologne (EWI). https://www.econstor.eu/bitstream/10419/23154/1/Ewiwp043.pdf
[4] EPEX SPOT. (2020). EPEX SPOT celebrates 20 years since the first day-ahead auction. https://www.epexspot.com/en/news/epex-spot-celebrates-20-years-first-day-ahead-auction
[5] ENTSO-E. (2026). Single day-ahead coupling (SDAC). European Network of Transmission System Operators for Electricity. https://www.entsoe.eu/network_codes/cacm/implementation/sdac/
[6] Deutscher Bundestag, Wissenschaftliche Dienste. (2022). Merit Order: Alternativen zum Preisbildungsmechanismus an der Strombörse (WD 5‑111/22). https://www.bundestag.de/resource/blob/922150/ef7b04eda9b6b5034876248539891467/WD-5-111-22-pdf-data.pdf
[7] Forschungsgesellschaft für Energiewirtschaft (FfE). (2025). Dynamische Darstellung der aktuellen Merit-Order deutscher Kraftwerke. https://ffe.de/veroeffentlichungen/dynamische-darstellung-der-aktuellen-merit-order-deutscher-kraftwerke/[8] EPEX SPOT. 2024. “Market data“, https://www.epexspot.com/en/market-data
[9] Bundesnetzagentur. (2025). Marktstammdatenregister [Online-Datenbank]. Abgerufen am 1. Juni 2025 von https://www.marktstammdatenregister.de/MaStR/Einheit/Einheiten/OeffentlicheEinheitenuebersicht
[10] Boston Consulting Group. (2021). Klimapfade 2.0: Ein Wirtschaftsprogramm für Klima und Zukunft. https://web-assets.bcg.com/58/57/2042392542079ff8c9ee2cb74278/klimapfade-study-german.pdf
[11] Fraunhofer Institute for Solar Energy Systems ISE. (2024). Stromgestehungskosten erneuerbarer Energien. https://www.ise.fraunhofer.de/content/dam/ise/de/documents/publications/studies/DE2024_ISE_Studie_Stromgestehungskosten_Erneuerbare_Energien.pdf
[12] Öberg, S., Odenberger, M., & Johnsson, F. (2022). Exploring the competitiveness of hydrogen-fueled gas turbines in future energy systems. International Journal of Hydrogen Energy, 47(1), 624-644. https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0360319921039768
Weitere Informationen
