Bevor es um Märkte und Preise geht, schauen wir auf die Maschine selbst: Kraftwerke, Speicher, Leitungen, Verbraucher. Acht Lektionen, von der Steckdose bis zum Netzengpass. Wer verstanden hat, wie diese Maschine funktioniert und wo sie an Grenzen stößt, versteht später auch, warum der Strommarkt so gebaut ist, wie er ist.
Das Stromsystem hat drei Teile: Erzeugung, Netz und Verbrauch. Das Netz besteht aus zwei Ebenen. Das Übertragungsnetz ist die Autobahn: Es transportiert große Mengen über weite Strecken. Das Verteilnetz sind die Landstraßen und Wohnstraßen: Es bringt den Strom bis zu dir nach Hause. Viele Windräder und Solaranlagen speisen schon ins Verteilnetz ein.
Ein Lkw fährt von einer großen Fabrik über die Autobahn bis in die Nähe einer Stadt. An der Ausfahrt wird die Ladung auf kleinere Transporter umgeladen, die durch die Straßen bis zu jedem Haus fahren. Beim Strom übernimmt das Umspannwerk die Rolle der Ausfahrt mit Umladestation: Dort wird die Spannung von „Autobahn“ auf „Landstraße“ heruntergesetzt.
Warum zwei Ebenen? Strom über lange Strecken zu schicken verursacht Verluste. Je höher die Spannung, desto kleiner sind diese Verluste. Darum fährt der Strom auf der Autobahn mit sehr hoher Spannung (bis 380.000 Volt) und wird erst in der Nähe der Verbraucher Schritt für Schritt heruntergesetzt, bis zu den 230 Volt aus deiner Steckdose.
Früher floss Strom fast nur in eine Richtung: vom Großkraftwerk über die Autobahn nach unten zu den Häusern. Heute sitzen viele Erzeuger selbst unten im Verteilnetz, etwa die Solaranlage auf dem Dach oder der Windpark auf dem Acker. An sonnigen Tagen fließt Strom deshalb manchmal sogar von unten nach oben.
Wichtig für Windparks: Das Verteilnetz ist nicht nur die kleine Leitung vor deinem Haus. Es reicht von 110.000 Volt (Hochspannung) über die Mittelspannung bis zu den 230 Volt. Ein einzelnes Windrad erzeugt Strom mit 20 bis 30 Kilovolt, also Mittelspannung. Größere Windparks werden über ein eigenes Umspannwerk an das 110-kV-Netz angeschlossen, das in Deutschland noch zum Verteilnetz gehört. Nur sehr große Windparks an Land hängen direkt am Übertragungsnetz. Windparks auf See speisen dagegen immer ins Übertragungsnetz ein.
Für die Autobahn sind in Deutschland vier große Firmen zuständig, die Übertragungsnetzbetreiber. Für die Landstraßen gibt es viele hundert Verteilnetzbetreiber, oft die örtlichen Stadtwerke.
Warum wird Strom über weite Strecken mit sehr hoher Spannung transportiert?
Hohe Spannung senkt die Verluste in der Leitung. Für die Steckdose wird sie später im Umspannwerk wieder heruntergesetzt.
Wo speist eine Solaranlage auf einem Hausdach typischerweise ein?
Kleine und mittlere Anlagen hängen an den „Landstraßen“, also im Verteilnetz.
Strom lässt sich kaum lagern. Deshalb muss in jedem Moment genau so viel erzeugt werden, wie verbraucht wird. Ob das stimmt, zeigt die Netzfrequenz: In Europa soll sie bei 50 Hertz liegen. Weicht sie ab, springen automatisch Reserven ein. Diese eine Regel ist der Grund, warum der ganze Strommarkt so gebaut ist, wie er ist.
Stell dir eine Bäckerei vor. Wenn mehr Brötchen gebacken als verkauft werden, liegen sie im Regal. Kommen mehr Kunden als gedacht, gibt es eine Schlange. Das Lager gleicht aus. Beim Strom gibt es dieses Regal praktisch nicht. Batterien und Pumpspeicher existieren, aber verglichen mit dem Verbrauch eines ganzen Landes sind sie klein. Was in diesem Moment erzeugt wird, wird im selben Moment verbraucht.
Das Stromnetz ist wie eine Badewanne, die immer gleich voll sein muss. Kraftwerke drehen den Wasserhahn auf, Verbraucher ziehen den Stöpsel. Läuft mehr rein als raus, steigt der Pegel. Läuft mehr raus als rein, sinkt er. Beides ist gefährlich. Der Pegel ist beim Strom die Frequenz: zu viel Strom, Frequenz steigt; zu wenig Strom, Frequenz sinkt.
Wer passt auf den Pegel auf? Die Übertragungsnetzbetreiber aus Lektion 1.1. Sie halten dafür Reserve bereit: Kraftwerke, Batterien oder große Verbraucher, die auf Abruf mehr oder weniger Strom liefern. Die Reserve kommt in drei Stufen, wie bei einem Notfall:
Diese Reserven heißen zusammen Regelleistung. Sie sind die letzte Sicherung. Aber sie sind teuer, und sie reichen nur für kleine Abweichungen. Das große Gleichgewicht muss vorher geplant werden. Und genau dafür gibt es den Markt (Kapitel 2).
Die Netzfrequenz fällt auf 49,9 Hertz. Was bedeutet das?
Der Pegel in der Badewanne sinkt: Es fließt mehr raus (Verbrauch) als rein (Erzeugung).
Warum reicht es nicht, alles über Reserven zu regeln?
Die Reserve fängt nur Restfehler auf. Den Großteil müssen Erzeuger und Verbraucher vorher aufeinander abstimmen.
Fast jedes Kraftwerk ist im Kern ein großer Dynamo: Etwas dreht eine Turbine, ein Generator macht daraus Strom. Nur Solarzellen kommen ganz ohne Drehung aus. Trotzdem kann nicht jedes Kraftwerk das Gleiche. Manche laufen am liebsten rund um die Uhr gleichmäßig (Grundlast, zum Beispiel Braunkohle oder Atomkraft). Andere können in Minuten hoch- und herunterfahren (Spitzenlast, zum Beispiel Gasturbinen). Wind und Sonne liefern sehr günstig, aber nur, wenn das Wetter mitspielt. Zum Glück ergänzen sie sich: Die Sonne ist im Sommer stark, der Wind im Winter. Ein gutes Stromsystem mischt diese Eigenschaften.
Eine Mannschaft besteht nicht aus elf Stürmern. Es gibt Verteidiger, die das ganze Spiel über ruhig ihre Position halten. Es gibt Mittelfeldspieler, die je nach Spielstand mal vorne, mal hinten aushelfen. Und es gibt Einwechselspieler, die nur kurz reinkommen, wenn es brennt. Beim Strom ist es genauso: Jedes Kraftwerk hat eine Rolle, und erst zusammen gewinnen sie das Spiel.
Fast alle Kraftwerke funktionieren im Kern wie ein Fahrraddynamo: Etwas dreht sich, und ein Generator macht aus der Drehung Strom. Der Unterschied zwischen den Kraftwerken liegt nur darin, was die Turbine antreibt.
Wärmekraftwerke (Kohle, Atom, Biomasse und die meisten Gaskraftwerke) machen einen Umweg: Sie erhitzen Wasser zu Dampf, und der Dampf treibt die Turbine. Dabei geht viel Energie als Abwärme verloren. Darum stehen neben vielen Kraftwerken große Kühltürme. Ein Kohlekraftwerk macht nur aus etwa 40 % der Energie im Brennstoff Strom, ein modernes Gaskraftwerk aus etwa 60 %.
Wind und Wasser sparen sich den Umweg: Sie drehen die Turbine direkt. Solarzellen sind die große Ausnahme. Bei ihnen dreht sich gar nichts. Licht trifft auf eine dünne Halbleiterschicht und schlägt dort Elektronen los, die als Strom fließen.
Zu jeder Technologie siehst du, wie sie funktioniert, wie ihre Produktion über eine typische Woche aussieht und was für und gegen sie spricht. Achte besonders auf die kleinen Kurven: Sie zeigen auf einen Blick, wer gleichmäßig, wer flexibel und wer wetterabhängig liefert.
Uran wird im Reaktor gespalten. Die Wärme macht Dampf, der Dampf treibt die Turbine.
Läuft monatelang fast unverändert auf voller Leistung.
In Deutschland seit April 2023 abgeschaltet.
Kohle aus dem Tagebau wird direkt neben dem Kraftwerk verbrannt, die Hitze macht Dampf.
Läuft meist durch, wird bei viel Sonne und Wind nur teilweise heruntergefahren.
Kohleausstieg laut Gesetz spätestens 2038.
Wie Braunkohle, aber mit energiereicherer Kohle, die meist per Schiff importiert wird.
Läuft an Werktagen tagsüber, nachts und am Wochenende oft weniger.
Ebenfalls Teil des Kohleausstiegs.
Zuerst treibt das heiße Abgas direkt eine Gasturbine. Mit der restlichen Hitze wird zusätzlich Dampf gemacht. „GuD“ heißt Gas und Dampf.
Fährt fast jeden Tag hoch und runter, je nach Bedarf und Preis.
Nur der erste Teil des GuD-Kraftwerks: Das heiße Abgas treibt die Turbine, ohne Dampfkreislauf. Funktioniert wie ein Flugzeugtriebwerk.
Steht meistens still und springt nur für wenige Stunden ein.
Holz wird verbrannt oder Pflanzen und Gülle zu Biogas vergoren. Das Gas treibt einen Motor mit Generator an.
Läuft oft gleichmäßig durch. Neuere Anlagen speichern Gas und produzieren gezielt, wenn Strom gebraucht wird.
Fließendes Wasser dreht eine Turbine. Laufwasserkraftwerke stehen in Flüssen, Speicherkraftwerke an Stauseen.
Sehr gleichmäßig, ändert sich nur langsam mit dem Wasserstand über das Jahr.
Der Wind dreht den Rotor, ein Generator in der Gondel macht daraus Strom. Moderne Anlagen sind über 200 Meter hoch.
Folgt dem Wetter: Tage mit viel Produktion wechseln mit fast windstillen Tagen. Auch nachts und im Winter stark.
Wie Wind an Land, nur in der Nord- und Ostsee. Der Strom kommt über lange Seekabel an Land.
Ebenfalls wetterabhängig, aber auf See weht der Wind stärker und stetiger.
Solarzellen wandeln Licht direkt in Gleichstrom um. Ein Wechselrichter macht daraus den Wechselstrom fürs Netz.
Jeden Tag ein Bogen mit dem Maximum mittags, nachts null. Wolken drücken einzelne Tage.
Die kleinen Kurven sind schematische Wochenverläufe (Montag bis Sonntag), keine Messdaten. Wirkungsgrade sind ungefähre Werte.
1. Kann ich es steuern? Kann der Betreiber selbst entscheiden, wann es läuft? Bei Gas ja, bei Wind nein.
2. Wie schnell reagiert es? Ein Kraftwerk, das Stunden zum Hochfahren braucht, kann nicht auf eine plötzliche Wolke reagieren.
3. Was kostet eine zusätzliche Megawattstunde? Wer Brennstoff kaufen und CO₂-Zertifikate bezahlen muss, hat hohe Kosten pro MWh. Wind und Sonne haben fast keine, weil Wind und Sonnenlicht nichts kosten.
| Erzeuger | Rolle | Steuerbar? | Reaktion | Kosten je MWh | CO₂ |
|---|---|---|---|---|---|
| Atomkraft | Grundlast | ja, aber träge | langsam | niedrig | keins |
| Braunkohle | Grundlast | ja, aber träge | langsam | niedrig bis mittel | sehr hoch |
| Steinkohle | Mittellast | ja | mittel | mittel | hoch |
| Gas (GuD-Kraftwerk) | Mittellast | ja | mittel | mittel bis hoch | mittel |
| Gasturbine | Spitzenlast | ja | schnell | hoch | mittel bis hoch |
| Biomasse | flexibel | ja | mittel | mittel | gering |
| Wasserkraft | Grundlast (Fluss) | kaum | – | sehr niedrig | keins |
| Wind | wetterabhängig | nur abregeln | – | fast null | keins |
| Sonne | wetterabhängig | nur abregeln | – | fast null | keins |
Vereinfachte Einordnung. „Langsam“ heißt: Hochfahren dauert viele Stunden. „Schnell“ heißt: wenige Minuten.
Warum sind die „langsamen“ Kraftwerke so träge? Ein Braunkohlekraftwerk ist ein riesiger Kessel, der auf Hunderte Grad aufgeheizt werden muss. Das Hoch- und Runterfahren kostet Zeit, Brennstoff und belastet das Material. Darum laufen solche Kraftwerke am liebsten durch. Eine Gasturbine funktioniert eher wie ein Flugzeugtriebwerk: anwerfen, fertig.
Hier steckt ein häufiger Denkfehler. Ende 2025 waren in Deutschland deutlich mehr Solaranlagen installiert als Windräder. Trotzdem hat Wind fast eineinhalbmal so viel Strom erzeugt. Warum? Die Sonne scheint nachts nie und im Winter nur kurz. Ein Windrad dreht sich dagegen auch nachts und im Winter.
Deutschland, Stand Ende 2025. Balken jeweils relativ zum größeren Wert. Quellen: Bundesnetzagentur, AG Energiebilanzen.
Die Sonne liefert ihr Maximum im Sommer: lange Tage, hoher Sonnenstand. Der Wind weht in Deutschland dagegen im Herbst und Winter am stärksten, wenn Tiefdruckgebiete über das Land ziehen. Zusammen ergibt das über das Jahr einen gleichmäßigeren Verlauf als jede Quelle allein.
Schematische Darstellung zum Verstehen der Form, keine Messwerte.
Anteile an der Bruttostromerzeugung 2025 (gesamt rund 509 TWh). Quelle: AG Energiebilanzen. Die Zahlen ändern sich jedes Jahr, die Reihenfolge ist wichtiger als die Nachkommastellen.
Welche Technologie erzeugt Strom, ohne dass sich etwas dreht?
Alle anderen treiben eine Turbine mit Generator an. Solarzellen lösen mit Licht direkt Elektronen in einem Halbleiter.
Um 18 Uhr geht überraschend ein großes Kraftwerk vom Netz. Welcher Erzeuger kann am schnellsten einspringen?
Gasturbinen starten in Minuten. Braunkohle braucht Stunden, und Wind kann man nicht bestellen.
Es sind mehr Solaranlagen als Windräder installiert. Warum erzeugt Wind trotzdem mehr Strom?
Installierte Leistung sagt nur, wie viel maximal möglich ist. Wie viel tatsächlich erzeugt wird, hängt davon ab, wie oft die Anlage laufen kann.
Warum laufen Braunkohlekraftwerke am liebsten rund um die Uhr?
Ein großer Kessel braucht Stunden zum Aufheizen. Ständiges An und Aus kostet Brennstoff und belastet das Material.
Speicher verschieben Strom in der Zeit: Sie nehmen ihn auf, wenn es zu viel gibt, und geben ihn ab, wenn er fehlt. Bei jedem Speicher zählen zwei Dinge: wie stark er laden und entladen kann (Leistung in MW) und wie lange er das durchhält (Menge in MWh). Batterien sind schnell, halten aber nur wenige Stunden. Für lange Flauten im Winter braucht es andere Lösungen, etwa Wasserstoff, und die stehen noch am Anfang.
Der Kühlschrank (Batterie) ist schnell erreichbar, aber klein. Er rettet dich über den Abend. Der Vorratskeller (Pumpspeicher) ist größer, aber du hast nur einen, und du kannst ihn nicht überall bauen. Einmachgläser (Wasserstoff) halten Monate, aber beim Einkochen geht einiges verloren. Ein gut organisierter Haushalt nutzt alle drei.
In Lektion 1.2 war das Stromnetz eine Badewanne, deren Pegel immer gleich bleiben muss. Ohne Speicher gibt es dafür nur einen Weg: Der Wasserhahn (die Kraftwerke) muss sich in jedem Moment genau nach dem Abfluss (dem Verbrauch) richten.
Ein Speicher ist wie ein Eimer neben der Wanne. Läuft gerade mehr Wasser zu als ab, schöpfst du den Überschuss in den Eimer. Sinkt der Pegel, gießt du aus dem Eimer nach. Erzeugung und Verbrauch müssen dann nicht mehr von selbst in jedem Moment zusammenpassen, denn der Eimer gleicht den Unterschied aus.
Der Haken: Verglichen mit der Wanne ist dieser Eimer heute noch klein. Er reicht, um ein paar Stunden zu überbrücken, aber nicht für Tage. Wie klein genau, siehst du weiter unten.
| Speicher | Wie es funktioniert | Hält typisch | Was zurückkommt | Stärke |
|---|---|---|---|---|
| Batterie | Chemisch, wie im Handy, nur größer | 1 bis 4 Stunden | rund 85 bis 90 % | sehr schnell, überall baubar |
| Pumpspeicher | Wasser nach oben pumpen, später durch eine Turbine ablassen | mehrere Stunden | rund 75 bis 80 % | groß, bewährt, aber nur in Bergen |
| Wasserstoff | Mit Strom Wasserstoff herstellen, lagern, später verbrennen | Wochen bis Monate | rund 30 bis 40 % | einziger Weg für sehr lange Zeiträume |
| Wärmespeicher | Strom in Wärme umwandeln und speichern (z. B. für Fernwärme) | Stunden bis Tage | nur als Wärme | günstig, nutzt Überschüsse |
Ungefähre Werte zur Orientierung. „Was zurückkommt“ heißt: Von 100 eingespeicherten MWh kommen so viele wieder als Strom (bzw. Wärme) heraus.
Ein Großspeicher hat 100 MW Leistung und 200 MWh Kapazität. Er kann also 100 MW abgeben, aber nur 2 Stunden lang. Oder 50 MW für 4 Stunden. Die Leistung ist die Breite des Wasserhahns, die Kapazität ist die Größe des Tanks.
Ende September 2026 waren in Deutschland Batteriespeicher mit rund 34 GWh Kapazität in Betrieb, die meisten davon kleine Heimspeicher neben Solaranlagen auf Hausdächern. Das klingt viel. Zum Vergleich: Deutschland verbraucht an einem durchschnittlichen Tag rund 1.400 GWh. Alle Batterien zusammen könnten das Land also etwa eine halbe Stunde lang versorgen.
Daraus folgt die wichtigste Erkenntnis: Batterien sind ideal, um Solarstrom vom Mittag in den Abend zu schieben. Für eine windstille Woche im Januar reichen sie nicht. Dafür braucht es weiterhin steuerbare Kraftwerke, Importe oder in Zukunft Langzeitspeicher.
Ein „Speicher“ ohne Speicher: Auch Verbraucher können wie ein Speicher wirken, wenn sie ihren Verbrauch verschieben. Ein Elektroauto, das mittags statt abends lädt, oder eine Wärmepumpe, die das Haus vorheizt, wenn viel Wind weht. Das nennt man Flexibilität. Mehr dazu in Lektion 1.5 und 1.6.
Ein Speicher hat 50 MW Leistung und 200 MWh Kapazität. Wie lange kann er mit voller Leistung liefern?
200 MWh geteilt durch 50 MW = 4 Stunden.
Welcher Speicher eignet sich, um Sommerstrom für den Winter aufzuheben?
Nur Wasserstoff lässt sich über Monate lagern. Der Preis dafür: Ein großer Teil der Energie geht bei der Umwandlung verloren.
Deutschland verbraucht heute gut 500 TWh Strom im Jahr. Knapp die Hälfte davon geht in die Industrie, nur ein Viertel in Haushalte. In Zukunft wird er deutlich steigen, weil Autos, Heizungen und Fabriken auf Strom umsteigen. Gleichzeitig wird er flexibler, denn viele neue Verbraucher können wählen, wann sie Strom nehmen.
Grobe Aufteilung des Stromverbrauchs in Deutschland. Der Bruttostromverbrauch lag 2025 bei rund 517 TWh (Quelle: BDEW).
Ein Zwei-Personen-Haushalt verbraucht grob 2.500 kWh im Jahr. Das sind 2,5 MWh. Für die 517 TWh des ganzen Landes bräuchte man also über 200 Millionen solcher Haushalte. Der private Haushalt ist im Stromsystem ein kleiner Spieler, die Industrie ein großer.
Mindestens so wichtig wie die Frage, wer Strom verbraucht, ist die Frage, wann. Dafür gibt es eine eigene Lektion: die Lastkurve (1.6).
Wer in eine neue Wohnung zieht und vom Gasherd auf Induktion umsteigt, hat danach eine höhere Stromrechnung, aber keine Gasrechnung mehr. Genau das passiert gerade im ganzen Land: Benzin, Heizöl, Erdgas und Kohle werden durch Strom ersetzt. Der Stromverbrauch steigt, auch wenn insgesamt weniger Energie gebraucht wird.
Erwartung für 2030 laut Energiewende-Monitoring im Auftrag der Bundesregierung (September 2025). Wie stark der Verbrauch wirklich steigt, ist umstritten und hängt vor allem davon ab, wie schnell E-Autos und Wärmepumpen kommen.
Die zweite Veränderung ist mindestens so wichtig: Der neue Verbrauch ist flexibler. Einem Kühlschrank ist es egal, wann der Wind weht. Einem Elektroauto, das die ganze Nacht in der Garage steht, aber auch. Es kann laden, wenn Strom reichlich da ist. Damit wird die alte Regel „Verbrauch ist fest“ nach und nach aufgeweicht.
Warum steigt der Stromverbrauch, obwohl Deutschland insgesamt Energie sparen will?
Elektrifizierung: Der Verbrauch wandert von anderen Energieträgern zum Strom. Weil Wärmepumpen und E-Motoren effizienter sind, sinkt der Energieverbrauch insgesamt trotzdem.
Welcher neue Verbraucher ist am wenigsten flexibel?
Rechenzentren laufen rund um die Uhr. E-Autos und Elektrolyseure können ihren Verbrauch dagegen verschieben.
Die Lastkurve zeigt, wie viel Strom ein Land in jedem Moment verbraucht. Sie hat einen festen Rhythmus: nachts ein Tal, morgens ein steiler Anstieg, abends eine Spitze; werktags hoch, sonntags niedrig; im Winter höher als im Sommer. Wer die Kurve in waagerechte Scheiben schneidet, bekommt Grundlast, Mittellast und Spitzenlast, und daraus folgt, welche Kraftwerke sich für welche Aufgabe lohnen. Weil die Kurve so regelmäßig ist, lässt sie sich gut vorhersagen. In Zukunft verändert sie ihre Form, durch Wärmepumpen, E-Autos und Solaranlagen auf Dächern.
In Lektion 1.5 hast du gesehen, wer wie viel Strom verbraucht. Jetzt geht es darum, wann. Für das Stromsystem ist das „wann“ mindestens so wichtig, denn Erzeugung und Verbrauch müssen in jedem Moment gleich sein (Lektion 1.2).
Wasserwerke kennen ein seltsames Phänomen. Während eines großen Fußballspiels sinkt der Wasserverbrauch einer Stadt fast auf null. Dann pfeift der Schiedsrichter zur Halbzeit, und innerhalb von Minuten gehen Hunderttausende auf die Toilette. Der Verbrauch schießt nach oben. Die Wasserwerke planen ihre Pumpen deshalb nach dem Spielplan. Beim Strom ist es genauso: Der Verbrauch folgt dem Alltag der Menschen, und wer diesen Alltag kennt, kann die Kurve vorhersagen.
So sieht ein typischer Werktag im Winter in Deutschland aus. Die Kurve hat fünf Abschnitte, die sich jeden Tag wiederholen.
Vereinfachter Beispieltag, keine echten Messdaten.
Vereinfachte Beispielwoche, keine echten Messdaten.
Montag bis Freitag sehen fast gleich aus. Der Samstag ist deutlich flacher, der Sonntag ist der Tag mit dem geringsten Verbrauch der Woche. Feiertage verhalten sich wie Sonntage. Die Zeit zwischen Weihnachten und Neujahr ist eine der ruhigsten des ganzen Jahres, weil viele Betriebe Pause machen.
Durchschnittliche Last je Monat, vereinfachte Beispielwerte.
Im Winter ist es länger dunkel und kälter, also wird mehr beleuchtet und elektrisch geheizt. Im Sommer ist der Verbrauch am niedrigsten. Anders als in heißen Ländern spielen Klimaanlagen in Deutschland bisher kaum eine Rolle.
Grob liegt die Last in Deutschland zwischen etwa 35 GW (eine Feiertagsnacht im Sommer) und knapp 80 GW (ein kalter, dunkler Winterabend an einem Werktag). Den höchsten Wert eines Jahres nennt man Jahreshöchstlast. Auf diesen einen Moment muss das ganze System vorbereitet sein.
Schneidet man die Tageskurve in drei waagerechte Scheiben, sieht man drei Arten von Bedarf. Die unterste Scheibe ist immer da, Tag und Nacht. Die mittlere kommt jeden Tag zuverlässig, aber nur für einige Stunden. Die oberste ist nur kurz da, in den Spitzen.
Vereinfachter Beispieltag. Die Grenzen zwischen den Scheiben sind fest gewählt, damit man den Vergleich zwischen den Tagen sieht.
Jetzt ein Trick, den Energiewirtschaftler ständig benutzen. Nimm alle 8.760 Stunden eines Jahres und sortiere sie: die Stunde mit der höchsten Last ganz links, die mit der niedrigsten ganz rechts. Die Uhrzeit spielt keine Rolle mehr. Heraus kommt eine fallende Kurve, die Jahresdauerlinie. Sie beantwortet eine einzige Frage: Wie viele Stunden im Jahr wird eine bestimmte Leistung gebraucht?
Aus einem vereinfachten Beispieljahr berechnet, keine echten Messdaten.
Das Ergebnis noch einmal in Ruhe: Bei 70 MW und 100 €/MWh treffen sich die Treppen.
• Windpark und Gaskraftwerk verkaufen komplett, das Kohlekraftwerk 20 seiner 25 MW. Es ist das letzte Kraftwerk, das noch gebraucht wird, und setzt deshalb den Preis.
• Industriebetrieb und Stadtwerk kaufen komplett.
• Der Elektrolyseur geht leer aus, er wollte höchstens 70 €/MWh zahlen. Die Gasturbine auch, sie wollte mindestens 135 €/MWh.
• Alle zahlen und bekommen 100 €/MWh. Auch der Windpark, der ab 0 €/MWh verkauft hätte, und auch der Industriebetrieb, der bis 200 €/MWh gezahlt hätte.
Wer jeden Tag zur Arbeit pendelt, kauft sich ein Auto. Der Kaufpreis ist hoch, aber jede einzelne Fahrt ist günstig. Wer nur dreimal im Jahr einen Umzug macht, mietet einen Transporter. Die Miete pro Tag ist teuer, aber man zahlt nichts, solange man ihn nicht braucht. Kraftwerke funktionieren genauso. Für die Grundlast, die das ganze Jahr gebraucht wird, lohnen sich Kraftwerke, die teuer im Bau, aber billig im Betrieb sind. Für die Spitzenlast, die nur wenige Stunden kommt, lohnen sich Kraftwerke, die billig im Bau sind, auch wenn jede MWh teuer ist.
Jetzt verstehst du, woher die Rollen in der Tabelle aus 1.3 kommen. Braunkohle und Atomkraft: teuer zu bauen, billig im Betrieb, also Grundlast. Gasturbinen: billig zu bauen, teuer im Betrieb, also Spitzenlast. Die Jahresdauerlinie ist die Begründung dafür.
Weil die Kurve so regelmäßig ist, lässt sie sich gut prognostizieren. Die wichtigsten Zutaten:
Für Millionen von Haushalten gibt es keine Messung pro Viertelstunde. Ihr Zähler wird nur einmal im Jahr abgelesen. Damit trotzdem geplant werden kann, nimmt man für sie eine typische Musterkurve an, ein Standardlastprofil. Es beschreibt, wie ein durchschnittlicher Haushalt über Tag, Woche und Jahr Strom verbraucht. Der Branchenverband BDEW hat 2025 neue Profile veröffentlicht, darunter erstmals eigene Profile für Haushalte mit Solaranlage oder Batteriespeicher. Warum diese Musterkurven für den Markt so wichtig sind, siehst du in Kapitel 2.
Die neuen Verbraucher aus Lektion 1.5 verändern nicht nur, wie viel Strom gebraucht wird, sondern auch wann. Ob das gut oder schlecht für das System ist, hängt davon ab, ob sie gesteuert werden. Probier es aus:
Gedankenexperiment für einen Wintertag mit mehr Wärmepumpen, E-Autos und Solaranlagen auf Dächern. Keine Prognose.
Ungesteuert stecken alle ihr E-Auto nach Feierabend an, und die Wärmepumpen laufen dann, wenn es am kältesten ist. Die Abendspitze wächst stark, und genau für diese Spitze müssten Kraftwerke und Netze ausgebaut werden. Gleichzeitig decken Solaranlagen auf Dächern mittags einen Teil des Bedarfs selbst, sodass das Netz in diesen Stunden weniger liefern muss.
Gesteuert laden die Autos mittags oder nachts, und die Wärmepumpen heizen das Haus vor, bevor die Abendspitze kommt. Es wird genauso viel Strom verbraucht, aber die Kurve ist flacher. Eine flache Kurve ist billiger, weil weniger Spitzenkraftwerke und weniger Netzausbau nötig sind.
Wann ist der Stromverbrauch in Deutschland typischerweise am niedrigsten?
Nacht, Wochenende und Sommer: Alle drei Muster zeigen nach unten.
Warum ist die Abendspitze im Winter besonders hoch?
Mehrere Verbräuche überlagern sich: Licht, Haushalte und noch laufende Betriebe.
Für welchen Teil der Lastkurve lohnt sich eine Gasturbine, die billig zu bauen, aber teuer im Betrieb ist?
Die Spitze ist nur wenige Stunden im Jahr da. Dafür mietet man lieber, als zu kaufen: geringe Baukosten, auch wenn jede MWh teuer ist.
Was zeigt die Jahresdauerlinie?
Die Stunden sind nach Größe sortiert, die Reihenfolge im Kalender spielt keine Rolle mehr.
Was passiert mit der Lastkurve, wenn E-Autos gesteuert mittags laden statt abends?
Die Menge bleibt gleich, sie wird nur in Stunden mit wenig Last verschoben. Das spart Spitzenkraftwerke und Netzausbau.
Jetzt setzen wir alles zusammen. Ausgangspunkt ist der Verbrauch. Zuerst wird genommen, was Wind und Sonne gerade liefern, weil es fast nichts kostet. Was dann noch fehlt, heißt Residuallast (wörtlich: „Rest-Last“). Diese Lücke füllen Speicher, steuerbare Kraftwerke und Importe. Gibt es umgekehrt zu viel Strom, wird gespeichert, exportiert oder abgeregelt. Am schwierigsten ist die Dunkelflaute: kein Wind, keine Sonne, über Tage.
Aus 1.3 kennst du die Erzeuger und ihre Rollen, aus 1.4 die Speicher, aus 1.5 und 1.6 den Verbrauch und seine Lastkurve. Diese Lektion ist das Puzzle, in dem alle Teile zusammenpassen müssen, und zwar in jeder Viertelstunde.
Für ein Familienfest braucht ihr Essen für 60 Personen. Die Nachbarn haben angeboten, Salat mitzubringen, aber wie viel, hängt davon ab, was in ihrem Garten gerade reif ist. Alles, was die Nachbarn nicht mitbringen, müsst ihr selbst kochen. Der Bedarf ist der Verbrauch, die Nachbarn sind Wind und Sonne, und euer eigenes Kochen ist die Residuallast.
Vereinfachter Beispieltag für Deutschland, keine echten Messdaten.
Was du beim Ausprobieren sehen solltest: An einem windigen Sommertag schrumpft die gelbe Fläche mittags auf null. Dann gibt es sogar mehr Strom als Verbrauch. An einem windstillen Winterabend ist die gelbe Fläche riesig. Das Stromsystem muss beides können.
Stell dir die Residuallast als Turm mit Stockwerken vor. Gebaut wird von unten nach oben: Zuerst kommen die Kraftwerke, die ohnehin laufen und günstig sind. Je größer die Lücke, desto mehr Stockwerke braucht man, und je weiter oben ein Stockwerk liegt, desto teurer ist der Strom daraus.
Vereinfachte Reihenfolge. Importe haben kein festes Stockwerk: Strom aus Nachbarländern kommt immer dann, wenn er günstiger ist als das nächste Stockwerk im eigenen Land.
Eine Woche im Januar, Hochdruckwetter: kaum Wind, Nebel, kurze Tage. Wind und Sonne liefern fast nichts, und weil Winter ist, ist der Verbrauch hoch. Batterien sind nach wenigen Stunden leer (Lektion 1.4). Jetzt muss fast die gesamte Last von steuerbaren Kraftwerken und Importen kommen. Darum kann ein Land mit viel Wind und Sonne nicht einfach alle anderen Kraftwerke abschalten, solange es keine Langzeitspeicher gibt.
Erst ganz zum Schluss die Regel als Satz:
Residuallast = Verbrauch minus Wind minus Sonne
Kurz zurück zum Turm aus der Mitte dieser Lektion: Die Residuallast wird Stockwerk für Stockwerk gefüllt. Unten stehen die günstigen Kraftwerke, die ohnehin laufen, ganz oben die teuren Gasturbinen. An einem windigen Tag reichen die unteren Stockwerke, an einem windstillen Winterabend braucht man fast den ganzen Turm.
Genau daraus entsteht der Strompreis. In Kapitel 3 lernst du: Das oberste Stockwerk, das gerade noch gebraucht wird, bestimmt den Preis für alle.
Verbrauch 60 GW, Wind 25 GW, Sonne 15 GW. Wie groß ist die Residuallast?
60 minus 25 minus 15 = 20 GW. So viel müssen Speicher, steuerbare Kraftwerke oder Importe liefern.
Wann ist die Residuallast typischerweise am größten?
Keine Sonne, kaum Wind, hoher Verbrauch: Fast alles muss steuerbar erzeugt oder importiert werden.
Mittags gibt es mehr Solarstrom als Verbrauch. Was ist die schlechteste der Möglichkeiten?
Abregeln verschenkt Strom, der praktisch nichts gekostet hätte. Es ist die letzte Möglichkeit, wenn alle anderen ausgeschöpft sind.
Jede Leitung kann nur eine bestimmte Menge Strom transportieren. In Deutschland wird viel Windstrom im Norden erzeugt, aber viel Strom im Süden und Westen verbraucht. Wenn die Leitungen dazwischen voll sind, entsteht ein Engpass. Dann reicht es nicht, dass Erzeugung und Verbrauch insgesamt zusammenpassen: Der Strom muss auch dorthin kommen, wo er gebraucht wird.
In Hamburg stehen 1.000 Pakete, in München warten 1.000 Kunden. Auf dem Papier passt alles. Aber wenn auf der Autobahn nach Süden nur Platz für 600 Pakete ist, kommen 400 nicht an. Dann muss man in München 400 Pakete aus einem anderen Lager holen und in Hamburg 400 liegen lassen.
Genau das passiert im Stromnetz an windigen Tagen. Der Netzbetreiber greift dann ein: Er lässt Windparks im Norden abregeln (weniger erzeugen) und Kraftwerke im Süden hochfahren. So wird der Stromfluss so umgelenkt, dass die Leitungen nicht überlastet werden. Diese Eingriffe kosten jedes Jahr viel Geld, das am Ende über die Netzentgelte alle Stromkunden bezahlen.
Die dauerhafte Lösung ist der Netzausbau: neue große Leitungen von Nord nach Süd. Sie werden gebaut, aber das dauert viele Jahre.
Jetzt kennst du die zwei physikalischen Probleme: Erstens muss die Menge in jedem Moment stimmen (Gleichgewicht). Zweitens muss der Strom auch transportiert werden können (Netzgrenzen). Im nächsten Kapitel siehst du, wie der Markt das erste Problem löst, und warum er das zweite Problem innerhalb Deutschlands bewusst ignoriert.
Es ist sehr windig im Norden, die Leitungen nach Süden sind voll. Was tut der Netzbetreiber?
Die Gesamtmenge bleibt gleich, aber die Erzeugung wird räumlich verschoben, damit die Leitungen nicht überlasten.
Welche zwei physikalischen Probleme muss das Stromsystem lösen?
Genau diese zwei Probleme sind die Brücke zu Kapitel 2.
Weiter geht es mit Kapitel 2: Die Rolle des Marktes.
Kapitel 1 hat die Aufgabe gezeigt: Tausende Kraftwerke und Millionen Verbraucher müssen in jeder Viertelstunde zusammenpassen, und der Strom muss auch dorthin kommen, wo er gebraucht wird. In diesem Kapitel siehst du, wie der Markt diese Aufgabe löst, und an welchen Stellen er die Physik bewusst ausklammert. Sechs Lektionen, vom Grundprinzip bis zum Leben einer einzelnen Viertelstunde.
Früher hat in jeder Region ein einziges Unternehmen alles zentral geplant: Kraftwerke, Netz und Kunden. Heute planen viele Firmen jede für sich, und der Preis sorgt dafür, dass ihre Pläne zusammenpassen. Wichtig: Am Markt werden keine Elektronen gehandelt, sondern Versprechen, wer in welcher Viertelstunde wie viel Strom einspeist oder entnimmt. Die Physik läuft trotzdem in Echtzeit weiter. Drei „Brücken“ sorgen dafür, dass Papier und Physik zusammenpassen.
Aus Kapitel 1 kennst du die zwei Probleme des Stromsystems: das Gleichgewicht in jedem Moment (1.2) und den Transport an den richtigen Ort (1.8). Behalte beide im Kopf, dieses Kapitel löst sie nacheinander.
Stell dir das Stromnetz als großen See vor. Alle Kraftwerke schütten Wasser hinein, alle Verbraucher schöpfen heraus. Wenn ein Windpark in Ostfriesland Strom an eine Fabrik in München verkauft, fließt sein Strom nicht nach München. Er landet im See und wird vom nächsten Verbraucher genutzt, wahrscheinlich vom Nachbardorf. Die Fabrik schöpft ihren Strom aus dem gleichen See. Der Vertrag regelt nur, wer wie viel hineinschüttet und herausnimmt und wer wen dafür bezahlt. Darum bekommt auch jemand mit Ökostromtarif physikalisch denselben Strom wie sein Nachbar.
Der Markt arbeitet mit Plänen und Versprechen, und zwar vorher: Jahre, Tage oder Minuten bevor der Strom fließt. Die Physik dagegen passiert jetzt. Damit beides zusammenpasst, gibt es drei Brücken, und jede bekommt in diesem Kapitel eine eigene Lektion:
• Bilanzkreis (2.3): Jede Firma muss für jede Viertelstunde einen Plan haben, der aufgeht.
• Regelenergie (2.4): Was trotz guter Planung danebengeht, gleicht der Netzbetreiber in Echtzeit aus.
• Redispatch (2.5): Wenn ein Plan zwar mengenmäßig aufgeht, die Leitungen ihn aber nicht transportieren können, greift der Netzbetreiber ein.
Die Physik verlangt das Gleichgewicht in jeder Sekunde. Für jede Sekunde einen eigenen Vertrag zu schließen, wäre aber unmöglich. Die Viertelstunde ist der Kompromiss: fein genug, um den Verlauf der Lastkurve (1.6) abzubilden, grob genug, um handelbar zu bleiben. Was innerhalb einer Viertelstunde hin und her schwankt, fängt die Regelenergie auf.
Eine Fabrik in München kauft Windstrom von einem Windpark an der Nordsee. Woher kommt der Strom, den die Fabrik physikalisch verbraucht?
Der Vertrag regelt Mengen und Geld, nicht den Weg der Elektronen. Physikalisch nutzt jeder den Strom aus dem gemeinsamen „See“.
Was wird am Strommarkt eigentlich gehandelt?
Der Markt ist die Ebene der Pläne. Die Physik folgt später, und die Brücken sorgen dafür, dass beides zusammenpasst.
Am Strommarkt sind Ware und Straße getrennt. Erzeuger, Händler und Lieferanten kümmern sich um die Ware Strom und stehen im Wettbewerb. Die Netzbetreiber kümmern sich um die Leitungen. Weil es pro Gebiet nur ein Netz gibt, sind sie Monopole und werden von der Bundesnetzagentur überwacht. Diese Trennung heißt Entflechtung. Sie spiegelt sich sogar auf deiner Stromrechnung wider.
Du bestellst Turnschuhe bei einem Onlineshop deiner Wahl. Gebracht werden sie aber über öffentliche Straßen, und die Straße vor deiner Haustür kannst du dir nicht aussuchen. Beim Strom ist es genauso: Den Stromanbieter kannst du jederzeit wechseln, die Leitung in dein Haus nicht. Damit der Straßenbesitzer seine Stellung nicht ausnutzt, darf er keine Schuhe verkaufen und muss jeden Shop zu gleichen Bedingungen fahren lassen.
Eine Rolle fehlt noch, und sie ist die wichtigste für dieses Kapitel: der Bilanzkreisverantwortliche. Das ist keine eigene Firmenart, sondern eine Aufgabe, die Lieferanten, Händler und Direktvermarkter übernehmen. Was genau dahintersteckt, ist Thema der nächsten Lektion.
Dein Strompreis besteht aus drei Teilen. Nur auf den ersten hat dein Lieferant Einfluss, und nur hier spart ein Anbieterwechsel Geld. Die Netzentgelte zahlst du an den Netzbetreiber, egal bei wem du Strom kaufst. Darin stecken auch die Kosten für den Netzausbau und für den Redispatch aus Lektion 2.5. Steuern und Abgaben legt der Staat fest.
Welcher Teil des Strommarktes ist ein reguliertes Monopol?
Eine zweite Leitung neben die erste zu bauen, lohnt sich nicht. Darum gibt es pro Gebiet nur einen Netzbetreiber, und die Bundesnetzagentur überwacht ihn.
Du wechselst den Stromanbieter. Welcher Teil deiner Rechnung kann sich dadurch ändern?
Nur der Energieanteil steht im Wettbewerb. Netzentgelte und Steuern bleiben gleich, egal bei wem du kaufst.
Jede Stelle, an der Strom ins Netz geht oder herauskommt, gehört zu einem Bilanzkreis. Ein Bilanzkreis ist wie ein Konto: Auf der einen Seite stehen Erzeugung und Einkäufe, auf der anderen Verbrauch und Verkäufe. Ein Verantwortlicher muss dafür sorgen, dass sich beide Seiten in jeder Viertelstunde ausgleichen. Der Trick dahinter: Wenn jedes einzelne Konto aufgeht, dann geht automatisch auch das ganze Netz auf. Die Badewannen-Regel aus Kapitel 1 wird so auf Tausende Firmen verteilt.
Das ist die erste Brücke aus Lektion 2.1. Sie löst das Gleichgewichtsproblem aus Lektion 1.2, und zwar nicht zentral, sondern indem jede Firma für ihren eigenen Teil verantwortlich ist.
Eine Reisegruppe von 40 Leuten will zusammen ins Restaurant. Statt dass ein Koch für die ganze Stadt plant, wie viele Gäste kommen, meldet jeder Reiseleiter seine Gruppe vorher an: „Wir kommen um 18 Uhr mit 40 Personen.“ Jeder Reiseleiter ist für seine eigenen Leute verantwortlich. Wenn alle Reiseleiter richtig planen, passt am Ende auch die Gesamtzahl in der Küche. Bringt ein Reiseleiter unangemeldet fünf Leute mehr mit, muss das Restaurant improvisieren, und das kostet ihn einen Aufschlag.
Für jede Viertelstunde muss gelten: Zugänge gleich Abgänge. Verantwortlich dafür ist der Bilanzkreisverantwortliche. Diese Rolle übernehmen Lieferanten, Händler, Direktvermarkter und große Industriebetriebe. Er schließt dafür einen Vertrag mit dem Übertragungsnetzbetreiber, in dessen Gebiet sein Bilanzkreis liegt.
Wichtig ist: Ausgeglichen heißt zunächst geplant ausgeglichen. Am Vortag meldet der Verantwortliche bis 14:30 Uhr dem Übertragungsnetzbetreiber seine Fahrpläne, also für jede Viertelstunde des nächsten Tages, wie viel er von wem kauft und an wen er verkauft. Ändert sich etwas, etwa durch eine neue Wetterprognose, kann er bis kurz vor der Lieferung nachhandeln und die Fahrpläne anpassen.
…
Was du sehen solltest: Solange die Prognose stimmt, ist das Konto ausgeglichen. Sobald die Wirklichkeit abweicht, ist der Bilanzkreis unterdeckt (es fehlt Strom) oder überdeckt (es ist zu viel da). Beim Stadtwerk entsteht die Abweichung durch den Verbrauch der Kunden, beim Windpark durch den Wind. Im Netz wird die Lücke natürlich trotzdem sofort gefüllt, denn der Strom fließt ja im gemeinsamen See. Wer die Lücke füllt und wer dafür bezahlt, klärt Lektion 2.4.
Große Kunden haben Zähler, die jede Viertelstunde messen. Die meisten Haushalte aber werden nur einmal im Jahr abgelesen. Hier kommt das Standardlastprofil aus Lektion 1.6 ins Spiel: Für diese Kunden wird angenommen, dass sie genau nach der Musterkurve verbrauchen. Der Lieferant plant seinen Bilanzkreis also mit der Musterkurve, und abgerechnet wird ebenfalls danach. Mit intelligenten Zählern, die jede Viertelstunde messen, wird das nach und nach genauer.
Niemand muss das ganze Land überblicken. Das Stadtwerk kennt seine Kunden, der Direktvermarkter kennt seine Windparks. Jeder plant nur seinen eigenen Teil, und trotzdem ergibt die Summe aller ausgeglichenen Bilanzkreise ein ausgeglichenes Netz. Die zentrale Leitstelle von früher (Lektion 2.1) wurde durch Tausende kleine Konten ersetzt.
Ein Direktvermarkter hat für 18:00 bis 18:15 Uhr 50 MW Windstrom verkauft. Der Windpark liefert nur 44 MW. Wie ist sein Bilanzkreis?
Er hat 50 MW versprochen, aber nur 44 MW eingespeist. Es fehlen 6 MW: Der Bilanzkreis ist unterdeckt. Die Ursache spielt dafür keine Rolle.
Warum muss niemand das ganze Land zentral planen?
Jeder ist nur für seinen eigenen Teil verantwortlich. Gehen alle Teile auf, geht auch das Ganze auf.
Wie plant ein Lieferant den Verbrauch seiner Haushaltskunden, deren Zähler nur einmal im Jahr abgelesen werden?
Für diese Kunden gilt die Musterkurve aus Lektion 1.6, sowohl für die Planung als auch für die Abrechnung.
Prognosen sind nie perfekt, also weichen Bilanzkreise ab. Die Abweichungen aller Bilanzkreise heben sich zum Teil gegenseitig auf. Was übrig bleibt, gleicht der Übertragungsnetzbetreiber in Echtzeit mit Regelenergie aus, also mit den Reserven aus Lektion 1.2. Die Kosten dafür stellt er den Verursachern in Rechnung: als Ausgleichsenergie. Weil das teuer werden kann, lohnt es sich für jeden, sorgfältig zu planen.
Das ist die zweite Brücke. In Lektion 2.3 hast du gesehen, wie ein Bilanzkreis unterdeckt oder überdeckt sein kann. Jetzt geht es darum, was dann physikalisch passiert und wer bezahlt.
Stadtwerk A braucht 3 MW mehr als geplant (unterdeckt). Windpark-Vermarkter B hat 5 MW mehr Wind als geplant (überdeckt). Industriebetrieb C braucht 1 MW weniger (überdeckt). Für das ganze Netz zählt nur die Summe: minus 3, plus 5, plus 1 ergibt 3 MW zu viel. Nur diese 3 MW muss der Netzbetreiber ausgleichen, nicht die 9 MW, um die die drei einzeln danebenlagen.
Den Rest gleicht der Übertragungsnetzbetreiber mit Reserven aus. In Lektion 1.2 hast du sie als Erste Hilfe, Rettungswagen und Krankenhaus kennengelernt. Jetzt bekommen sie ihre echten Namen:
Diese Reserven gehören nicht dem Netzbetreiber. Er kauft sie in regelmäßigen Auktionen bei Anbietern ein, die vorher technisch geprüft wurden: Kraftwerke, Batteriespeicher, Industriebetriebe mit flexiblen Anlagen. Die Anbieter werden zweimal bezahlt: einmal dafür, dass sie bereitstehen, und einmal, wenn sie tatsächlich abgerufen werden. Für Batteriespeicher ist das inzwischen ein wichtiges Geschäft.
Nach der Lieferung rechnet der Netzbetreiber ab. Für jede Viertelstunde gibt es einen einheitlichen Ausgleichsenergiepreis, der sich vor allem aus den Kosten der eingesetzten Regelenergie ergibt. Jeder Bilanzkreis, der abgewichen ist, wird mit diesem Preis abgerechnet: Wer zu wenig hatte, bezahlt für die fehlende Menge. Wer zu viel hatte, bekommt die überschüssige Menge vergütet.
Klingt fair, hat aber einen Haken für den, der danebenliegt: Wenn das ganze System knapp ist, ist der Ausgleichsenergiepreis meist hoch, und genau dann sind viele Bilanzkreise unterdeckt. Wer in dieselbe Richtung abweicht wie das System, zahlt deshalb typischerweise deutlich mehr, als er vorher am Markt bezahlt hätte. Absichtlich ungeplant zu bleiben, um auf einen günstigen Ausgleichsenergiepreis zu spekulieren, ist verboten.
Das Stadtwerk ist 4 MW unterdeckt, eine Viertelstunde lang. Das sind 4 MW mal 0,25 Stunden = 1 MWh. Am Vortag hätte diese MWh an der Börse 100 € gekostet. In dieser Viertelstunde war das System knapp, der Ausgleichsenergiepreis lag bei 400 €/MWh. Das Stadtwerk zahlt also 400 € statt 100 €. Die Lehre: Danebenliegen ist teurer als vorher richtig einkaufen.
Wer seine Bahnfahrt vorher bucht, bekommt einen günstigen Preis. Wer den Zug verpasst und spontan ein Taxi nehmen muss, kommt auch an, zahlt aber ein Vielfaches. Ausgleichsenergie ist das Taxi: Der Strom ist auf jeden Fall da, aber die Rechnung tut weh. Genau dieser Anreiz sorgt dafür, dass alle Bilanzkreisverantwortlichen sich Mühe geben.
Bilanzkreis A ist 10 MW unterdeckt, Bilanzkreis B ist 7 MW überdeckt. Wie viel muss der Netzbetreiber ausgleichen?
Minus 10 plus 7 ergibt minus 3. Nur die Summe aller Abweichungen muss physikalisch ausgeglichen werden.
Was ist der Unterschied zwischen Regelenergie und Ausgleichsenergie?
Die eine Seite ist Physik, die andere ist Geld. Beide gehören zusammen, sind aber nicht dasselbe.
Ein Bilanzkreis ist eine Stunde lang 2 MW unterdeckt. Für wie viel Energie muss er Ausgleichsenergie bezahlen?
2 MW mal 1 Stunde = 2 MWh. Abgerechnet wird pro Viertelstunde, also viermal 0,5 MWh.
Innerhalb Deutschlands tut der Markt so, als gäbe es keine Leitungsgrenzen. Das ganze Land (zusammen mit Luxemburg) ist eine Gebotszone mit einem einheitlichen Preis, als wäre es eine Platte aus Kupfer, auf der Strom überallhin fließen kann. Deshalb kann der Markt Pläne machen, die das Netz nicht transportieren kann. Dann greift der Übertragungsnetzbetreiber nach dem Markt ein: Er lässt Kraftwerke vor dem Engpass herunter- und dahinter hochfahren. Das heißt Redispatch. Die Kosten, 2025 rund 3,1 Milliarden Euro für das gesamte Engpassmanagement, zahlen alle Stromkunden über die Netzentgelte.
Das ist die dritte Brücke. Sie löst das Transportproblem aus Lektion 1.8: Wind im Norden, Verbrauch im Süden, dazwischen volle Leitungen.
Ein Brief kostet in Deutschland überall gleich viel, egal ob er ins Nachbarhaus geht oder 800 Kilometer weit. Für dich als Kunden gibt es keine Entfernung. Um den Transport kümmert sich die Post im Hintergrund, und wenn eine Strecke überlastet ist, muss sie umplanen und trägt die Mehrkosten. Beim Strom ist es genauso: Der Markt kennt innerhalb Deutschlands keine Entfernungen. Um den Transport kümmert sich der Netzbetreiber, und er korrigiert, wenn es nicht passt.
Vereinfachtes Beispiel mit zwei Regionen. Im Norden werden 10 GW verbraucht, die Leitungen nach Süden schaffen 12 GW. Keine echten Netzdaten.
So läuft es ab: Der Markt ermittelt am Vortag, welche Kraftwerke laufen sollen, als gäbe es keine Leitungsgrenzen. Danach rechnet der Übertragungsnetzbetreiber nach, ob das Netz diesen Plan schafft. Wenn nicht, ordnet er an: Windparks und Kraftwerke vor dem Engpass fahren herunter, Kraftwerke dahinter fahren hoch. Die Menge insgesamt bleibt gleich, sie wird nur räumlich verschoben. Der Marktpreis ändert sich dadurch nicht.
Die Betreiber werden entschädigt: Ein abgeregelter Windpark bekommt das Geld, das er sonst verdient hätte, ein hochgefahrenes Kraftwerk seine Kosten erstattet. Seit Oktober 2021 werden dabei auch Wind- und Solaranlagen ab 100 kW systematisch einbezogen (Redispatch 2.0).
Das gesamte Engpassmanagement kostete 2025 rund 3,1 Milliarden Euro. Der größte Teil davon entfiel auf fossile Kraftwerke, die hochgefahren wurden, und auf Reservekraftwerke, die für diesen Zweck bereitstehen. Die Entschädigung für abgeregelte Wind- und Solaranlagen machte nur gut 0,4 Milliarden Euro aus. Weil neue Leitungen von Nord nach Süd in Betrieb gehen, erwarten die Netzbetreiber, dass die Kosten in den nächsten Jahren eher stabil bleiben oder sinken.
An den Grenzen zu den Nachbarländern gibt es keine Kupferplatte. Dort weiß der Markt genau, wie viel Strom die Leitungen transportieren können, und berücksichtigt das direkt bei der Preisbildung. Darum kann der Strom in Frankreich zur gleichen Viertelstunde einen anderen Preis haben als in Deutschland. Diese Verknüpfung der europäischen Märkte heißt Marktkopplung. Mehr dazu in Kapitel 3.
Ob Deutschland selbst in mehrere Gebotszonen geteilt werden sollte, etwa in Nord und Süd, wird seit Jahren diskutiert. Befürworter argumentieren, dass getrennte Preise zeigen würden, wo Strom knapp ist, und so Kraftwerke, Speicher und Industrie an die richtigen Orte lenken. Gegner befürchten vor allem höhere Preise im Süden und Westen, wo viel Industrie sitzt, und sehen im Netzausbau den besseren Weg. Die Bundesregierung hält bisher an der einheitlichen Zone fest.
Warum kann das Marktergebnis innerhalb Deutschlands physikalisch unmöglich sein?
Der Markt behandelt Deutschland wie eine Kupferplatte. Ob die Leitungen den Plan schaffen, prüft erst der Netzbetreiber danach.
Beim Redispatch werden im Norden 4 GW abgeregelt. Was passiert im Süden?
Die Menge muss gleich bleiben, sonst wäre das Gleichgewicht gestört. Und der Marktpreis bleibt unverändert, es gibt ja nur eine Zone.
Wer bezahlt am Ende die Kosten für den Redispatch?
Die Netzbetreiber legen die Kosten auf die Netzentgelte um, die jeder Stromkunde zahlt (Lektion 2.2).
Jetzt fügen wir alles zusammen, indem wir eine einzige Viertelstunde begleiten: morgen von 18:00 bis 18:15 Uhr. Sie wird über Jahre hinweg immer wieder gehandelt, am Vortag in Fahrpläne gegossen, bis kurz vorher nachkorrigiert, physikalisch in Echtzeit geliefert und Wochen später abgerechnet. An jeder Station siehst du eine der Brücken aus diesem Kapitel.
Wir begleiten zwei Firmen: Nordwind, einen Direktvermarkter mit Windparks in Niedersachsen, und die Stadtwerke Südstadt, einen Lieferanten mit 50.000 Haushaltskunden in Bayern. Für 18:00 bis 18:15 Uhr braucht Südstadt laut Standardlastprofil 40 MW.
Du hast jetzt beide Ebenen verstanden: die Physik aus Kapitel 1 und die Spielregeln, mit denen der Markt sie organisiert. Was noch fehlt, ist die Frage, die in dieser Geschichte immer wieder auf Kapitel 3 verwiesen hat: Wie entsteht eigentlich der Preis? Dort geht es um Terminmarkt, Day-Ahead und Intraday, und um den Turm aus Lektion 1.7, der dann einen neuen Namen bekommt: Merit Order.
In welcher Reihenfolge laufen die Stationen ab?
Je näher die Lieferung, desto genauer die Prognose: erst grob absichern, dann am Vortag planen, dann kurz vorher korrigieren.
Wann erfährt ein Windpark-Betreiber typischerweise, dass er wegen eines Netzengpasses abregeln muss?
Redispatch kommt nach dem Markt: Erst wird gehandelt, dann prüft der Netzbetreiber, dann korrigiert er.
Weiter geht es mit Kapitel 3: Die Märkte und der Preis.
In Kapitel 2 hast du gesehen, dass eine Viertelstunde Strom mehrmals gehandelt wird, bevor sie geliefert wird. Dieses Kapitel folgt einer Leitfrage: Wie entsteht der Strompreis, und wie gehen die Marktteilnehmer mit ihm um? Erst klären wir, wie der Preis entsteht, dann lesen wir echte Preiskurven, und zum Schluss sehen wir, wie man kurzfristig korrigiert und sich langfristig absichert.
Strom wird auf mehreren Märkten nacheinander gehandelt, weil man mit jedem Tag genauer weiß, wie viel gebraucht und erzeugt wird. Der Terminmarkt dient der Absicherung, Monate und Jahre vorher. Die Day-Ahead-Auktion am Vortag liefert den wichtigsten Preis. Der Intraday-Markt ist für Korrekturen bis kurz vor Lieferung. Gehandelt wird an der Börse oder direkt zwischen zwei Firmen. Die Standardprodukte heißen Base (rund um die Uhr) und Peak (werktags tagsüber).
In Lektion 2.6 hast du eine Viertelstunde von Jahren vorher bis zur Abrechnung begleitet. Dabei stand dreimal „mehr in Kapitel 3“: beim Terminmarkt, bei der Day-Ahead-Auktion und beim Intraday-Handel. Diese drei Stationen schauen wir uns jetzt genau an, allerdings nicht in zeitlicher Reihenfolge, sondern in der Reihenfolge, in der man sie am besten versteht.
Eine Familie kauft ein. Die Grundversorgung wie Kaffee und Nudeln läuft als Abo, für ein ganzes Jahr zum festen Preis. Einmal pro Woche geht sie auf den Wochenmarkt und kauft, was für die nächsten Tage auf dem Plan steht. Und wenn abends die Milch fehlt, geht jemand schnell zum Kiosk. Das Abo ist der Terminmarkt, der Wochenmarkt die Day-Ahead-Auktion, der Kiosk der Intraday-Markt. Und wie im Alltag gilt: Beim Kiosk zahlt man oft mehr, dafür bekommt man genau das, was gerade fehlt.
Das ganze Kapitel beantwortet eine Frage: Wie entsteht der Strompreis, und wie gehen die Marktteilnehmer mit ihm um? Wir gehen dafür in drei Schritten vor:
| Markt | Wann | Wofür | Wo | Lektion |
|---|---|---|---|---|
| Terminmarkt | Wochen bis Jahre vorher | Preis festmachen, absichern | EEX und direkt zwischen Firmen | 3.5 |
| Day-Ahead | Vortag, 12 Uhr | Hauptmenge planen, Referenzpreis | EPEX SPOT und andere Börsen, europaweit gekoppelt | 3.2, 3.3 |
| Intraday | Vortag ab 15 Uhr bis 5 Minuten vor Lieferung | Prognosefehler korrigieren | EPEX SPOT und andere Börsen | 3.4 |
| Regelleistung | Vortag und in Echtzeit | Netz stabil halten | Auktionen der Übertragungsnetzbetreiber | 2.4 |
Am Terminmarkt kauft man nicht einzelne Viertelstunden, sondern Pakete. Die zwei wichtigsten:
• Base (Grundlast): gleichmäßige Lieferung an allen Stunden des Zeitraums, Tag und Nacht, werktags und am Wochenende.
• Peak (Spitzenlast): Lieferung nur werktags von 8 bis 20 Uhr.
Die Namen kommen direkt aus der Lastkurve (Lektion 1.6): Base deckt die unterste Scheibe, Peak die Stunden, in denen Mittel- und Spitzenlast dazukommen. Die Pakete gibt es für ein Jahr, ein Quartal, einen Monat, eine Woche oder einen Tag.
Bevor wir über Absicherung und Korrekturen sprechen können, brauchen wir den Preis selbst. In Lektion 3.2 schauen wir deshalb zuerst in die Day-Ahead-Auktion, die den wichtigsten Strompreis in Europa bestimmt.
Ein Peak-Produkt für März liefert Strom …
Peak heißt werktags 8 bis 20 Uhr. Base wäre rund um die Uhr.
Was ist der Hauptvorteil eines Geschäfts an der Börse gegenüber einem direkten Geschäft?
Über die Clearingstelle trägt die Börse das Ausfallrisiko. Flexibler ist dagegen der direkte Handel.
Jeden Tag um 12 Uhr schließt die Day-Ahead-Auktion für den nächsten Tag. Verkäufer nennen ihren Mindestpreis, Käufer ihren Höchstpreis. Die Börse sortiert alle Gebote zu zwei Treppen, und wo sie sich treffen, liegt der Preis. Alle, die zum Zug kommen, handeln zu genau diesem Preis. Zeichnet man die Angebotstreppe für alle Kraftwerke Deutschlands, heißt sie Merit Order: Die Kraftwerke stehen nach ihren Grenzkosten in einer Reihe, und das letzte, das noch gebraucht wird, setzt den Preis. Darum hängt der Strompreis so stark von Gas- und CO₂-Preis ab, und darum drücken Wind und Sonne ihn, wenn sie viel liefern.
Schritt 1 des roten Fadens: Wie entsteht der Preis? Wir starten mit der Day-Ahead-Auktion, weil sich fast alle anderen Preise auf sie beziehen. In der Geschichte aus Lektion 2.6 haben Nordwind und die Stadtwerke Südstadt hier ihre Hauptmengen gehandelt. Die Lektion hat zwei Teile: Erst schauen wir einer kleinen Auktion mit sieben Bietern zu, dann vergrößern wir das Bild auf ganz Deutschland.
Nehmen wir eine einzige Viertelstunde: morgen von 18:00 bis 18:15 Uhr. Klick dich durch die Auktion. Jedes Gebot erscheint einzeln, und zu jedem erfährst du, warum der Bieter genau diesen Preis nennt. Am Ende findet die Börse den Preis.
…
So liest du die Grafik: Die Verkaufsgebote werden vom billigsten zum teuersten aneinandergereiht, die Kaufgebote vom zahlungsbereitesten zum geizigsten. Wo sich die beiden Treppen treffen, ist Schluss. Hier bei 70 MW und 90 €/MWh:
• Windpark und Kohlekraftwerk verkaufen komplett, das Gaskraftwerk 20 seiner 25 MW.
• Industriebetrieb und Stadtwerk kaufen komplett.
• Der Elektrolyseur geht leer aus, er wollte höchstens 70 €/MWh zahlen. Die Gasturbine auch, sie wollte mindestens 150 €/MWh.
• Alle zahlen und bekommen 90 €/MWh. Auch der Windpark, der ab 0 €/MWh verkauft hätte, und auch der Industriebetrieb, der bis 200 €/MWh gezahlt hätte.
Das wirkt auf den ersten Blick ungerecht, hat aber einen guten Grund: Wer weiß, dass er den Einheitspreis bekommt, hat keinen Anreiz zu bluffen. Der Windpark bietet ehrlich zu 0 €/MWh, weil er ohnehin den Preis des letzten Kraftwerks bekommt. Würde jeder nur sein eigenes Gebot bekommen, würden alle versuchen, den Preis des teuersten Kraftwerks zu erraten und knapp darunter zu bieten. Das Ergebnis wäre ähnlich, aber mit viel mehr Rätselraten und Fehlern. Dieses Prinzip heißt Einheitspreisverfahren (englisch: pay as clear).
In Teil 1 hast du vier Verkäufer gesehen, die eine Treppe bilden. Die Merit Order ist dieselbe Treppe, nur mit allen Kraftwerken Deutschlands, zusammengefasst nach Kraftwerkstyp und gemessen in GW statt MW. Die Kosten im Werkzeug unten passen zu den Geboten aus der Auktion: Gas rund 90, Kohle rund 100, Gasturbine rund 135 €/MWh. Erinnerst du dich an den Turm aus Lektion 1.7? Die Lücke zwischen Verbrauch und Wind plus Sonne wurde Stockwerk für Stockwerk gefüllt, unten günstig, oben teuer. Die Merit Order ist genau dieser Turm, nur zur Seite gekippt: Die Stockwerke stehen jetzt nebeneinander, sortiert nach Kosten. Und das oberste Stockwerk, das gerade noch gebraucht wird, bestimmt den Preis. Das hatte Lektion 1.7 versprochen.
Für die Reihenfolge zählen nicht die Baukosten, sondern nur die Kosten, die anfallen, wenn das Kraftwerk jetzt eine MWh mehr erzeugt. Bei Wind und Sonne ist das fast nichts. Bei Kohle und Gas sind es zwei Dinge: der Brennstoff und die CO₂-Zertifikate, die für jede Tonne CO₂ gekauft werden müssen. Kohle ist im Brennstoff billig, stößt aber viel CO₂ aus. Gas ist im Brennstoff teurer, stößt aber nur etwa halb so viel aus. Je nach Gaspreis und CO₂-Preis kann sich die Reihenfolge deshalb drehen.
Daher auch der Unterschied zum Turm aus Lektion 1.7: Dort stand die Braunkohle ganz unten, weil sie träge ist und durchläuft und weil sie früher, als CO₂-Zertifikate billig waren, auch am günstigsten war. Beim heutigen CO₂-Preis liegt sie in der Merit Order oft hinter modernen Gaskraftwerken. Probier es im Werkzeug aus: Stell den CO₂-Preis auf 30 €/t, dann rutscht die Kohle wieder nach vorne.
In Teil 1 hatte die Nachfrage auch eine Treppe: Der Industriebetrieb bot bis 200 €/MWh, der Elektrolyseur nur bis 70 €/MWh. In Wirklichkeit reagieren aber die meisten Verbraucher innerhalb eines Tages kaum auf den Preis. Haushalte, Krankenhäuser, Bahn und die meisten Fabriken brauchen ihren Strom, egal ob er 50 oder 150 €/MWh kostet (Lektion 1.6). Ihre „Treppe“ ist so steil, dass sie fast eine senkrechte Linie wird: Es wird so viel gebraucht, wie gebraucht wird.
Darum zeigt man die Merit Order meist mit einer senkrechten Nachfragelinie, so wie im Werkzeug unten. Nur wenige Verbraucher sind flexibel, etwa Elektrolyseure, Speicher oder Betriebe, die ihre Produktion verschieben können. Sie kippen die Linie ein kleines Stück. Je mehr flexible Verbraucher es gibt, desto wichtiger wird dieser Effekt (Lektion 3.3).
Vereinfachte Beispielzahlen, keine echten Marktdaten. Breite eines Balkens = Leistung in GW, Höhe = Grenzkosten in €/MWh. „Krise“ steht für einen Gaspreis wie im Jahr 2022.
Was du beim Ausprobieren sehen solltest:
• Mehr Wind und Sonne schiebt alle anderen Kraftwerke nach rechts. Die teuren fallen heraus, der Preis sinkt.
• Mehr Nachfrage schiebt die Linie nach rechts, teurere Kraftwerke werden gebraucht, der Preis steigt.
• Beim CO₂-Preis entscheidet sich die Reihenfolge von Kohle und Gas. Bei 30 €/t ist Kohle billiger, bei 80 €/t (etwa das Niveau der letzten Jahre) liegt sie hinter dem Gas, bei 150 €/t weit dahinter. Diesen Platztausch nennt man Brennstoffwechsel.
• In der Gaskrise wird das letzte Stockwerk extrem teuer, und weil Gas sehr oft den Preis setzt, steigt der Strompreis für alle. Genau das ist 2022 passiert.
Alles, was du in Teil 1 gesehen hast, gilt hier genauso: Alle Kraftwerke links von der Nachfragelinie kommen zum Zug, alle rechts davon nicht, und alle bekommen den Preis des letzten Kraftwerks. Die Merit Order ist nur das große Bild derselben Auktion.
Gute Frage, und die Antwort hängt mit der Jahresdauerlinie aus Lektion 1.6 zusammen. Ein Kraftwerk, das immer nur seine Grenzkosten bekäme, könnte nie seinen Bau abbezahlen. Weil aber alle den Preis des letzten Kraftwerks bekommen, verdienen die günstigen Kraftwerke in den meisten Stunden mehr, als sie für den Betrieb brauchen. Diese Differenz heißt Deckungsbeitrag. Aus ihr werden Bau, Zinsen und Wartung bezahlt. Ein Windpark lebt also davon, dass oft ein teureres Kraftwerk den Preis setzt, und das Einheitspreisverfahren ist genau der Mechanismus, der das ermöglicht.
Erst ganz zum Schluss die Regel als Satz:
Strompreis = Grenzkosten des letzten Kraftwerks, das noch gebraucht wird
Damit ist Schritt 1 geschafft: Du kannst erklären, wie der Preis entsteht und was ihn bewegt. In Lektion 3.3 wenden wir das an und lesen echte Preiskurven über einen Tag.
Ein Windpark bietet seinen Strom ab 0 €/MWh an. Der Auktionspreis liegt bei 100 €/MWh. Was bekommt er?
Im Einheitspreisverfahren bekommen alle, die zum Zug kommen, denselben Preis.
Ein Käufer bietet höchstens 70 €/MWh, der Auktionspreis liegt bei 100 €/MWh. Was passiert?
Sein Höchstpreis liegt unter dem Marktpreis, also kommt er nicht zum Zug, so wie der Elektrolyseur im Beispiel.
Der Gaspreis verdoppelt sich. Warum steigt der Strompreis, obwohl nur ein Teil des Stroms aus Gas kommt?
Das teuerste noch benötigte Kraftwerk setzt den Einheitspreis. Steigen seine Kosten, steigt der Preis für den gesamten Strom.
Warum stand im Auktionsbeispiel die Kohle hinter dem Gas?
Als Brennstoff ist Kohle billiger. Aber je teurer CO₂, desto stärker trifft es die Kohle. Bei niedrigem CO₂-Preis dreht sich die Reihenfolge.
Ein Windpark hat Grenzkosten von fast null. Woher kommt das Geld für seinen Bau?
Die Differenz zwischen Marktpreis und eigenen Grenzkosten bezahlt den Bau. Wie gut das klappt, hängt davon ab, wie hoch die Preise sind, wenn der Wind weht (Kapitel 4).
Mit der Merit Order im Kopf kannst du jede Preiskurve lesen. An sonnigen Tagen fällt der Preis mittags tief, manchmal unter null, und steigt abends steil an, wenn die Sonne untergeht. An windstillen Wintertagen bleibt er den ganzen Tag hoch. 2025 lag der Day-Ahead-Preis in Deutschland im Schnitt bei rund 89 €/MWh. Es gab aber auch 573 Stunden mit negativen Preisen, ein Rekord. Die großen Unterschiede innerhalb eines Tages sind das Geschäftsmodell für Speicher.
Schritt 2 des roten Fadens. Aus Lektion 3.2 kennst du die Auktion und die Merit Order. Mit beiden zusammen kannst du jetzt jede Preiskurve lesen. Die Frage ist immer dieselbe: Wie groß ist gerade die Residuallast, und welches Kraftwerk setzt deshalb den Preis?
Vereinfachte Beispieltage, angelehnt an typische Muster, keine echten Preise.
Jede dieser Kurven lässt sich mit der Merit Order erklären:
• Sonniger Sonntag: Mittags liefert die Sonne mehr, als gebraucht wird. Die Residuallast ist fast null (Lektion 1.7), der Preis fällt unter null. Abends geht die Sonne unter, und Gaskraftwerke setzen wieder den Preis.
• Windstiller Wintertag: Kaum Wind, kaum Sonne, hoher Verbrauch. Die Merit Order wird weit rechts geschnitten, bei Gas und Gasturbinen. Hoher Preis den ganzen Tag.
• Stürmischer Tag: Viel Wind, Tag und Nacht. Der Preis bleibt durchgehend niedrig.
Ein negativer Preis bedeutet: Wer Strom abnimmt, bekommt Geld dafür. Das passiert, wenn so viel angeboten wird, dass manche Erzeuger lieber zahlen, als abzuschalten. Gründe dafür sind träge Kraftwerke, die nicht schnell herunterfahren können (Lektion 1.3), Anlagen, die Wärme liefern müssen, und ältere Wind- und Solaranlagen, die ihre Förderung unabhängig vom Börsenpreis bekommen. Am 11. Mai 2025 fiel der Preis auf über minus 250 €/MWh.
Quellen: Bundesnetzagentur (SMARD) für Durchschnittspreis und negative Stunden, Auswertung der naturstrom AG für Hochpreisstunden, Fraunhofer ISE für den Tagesabstand.
Je größer der Abstand zwischen billigen und teuren Stunden, desto mehr lohnt sich alles, was Strom zeitlich verschieben kann. Ein Batteriespeicher lädt mittags für 0 €/MWh und entlädt abends für 180 €/MWh. Ein Elektroauto mit dynamischem Tarif lädt in der Nacht des stürmischen Tages. Eine Wärmepumpe heizt vor, bevor die Abendspitze kommt. Hier schließt sich der Kreis zu Kapitel 1: Die Flexibilität, die das System physikalisch braucht (Lektionen 1.4 und 1.6), wird über die Preise belohnt.
Zwei Dinge hast du in dieser Lektion gesehen. Erstens: Die Day-Ahead-Preise stehen schon am Vortag fest, aber Wetter und Verbrauch ändern sich danach weiter. Was dann passiert, zeigt Lektion 3.4. Zweitens: Die Preise schwanken enorm, von minus 250 bis über 200 €/MWh. Wie man sich davor schützt, zeigt Lektion 3.5.
An einem sonnigen Sonntag im Mai: Wann ist der Strompreis typischerweise am niedrigsten?
Mittags ist die Sonne am stärksten und der Verbrauch am Sonntag niedrig. Die Residuallast ist fast null.
Warum lohnen sich Batteriespeicher umso mehr, je mehr Solaranlagen gebaut werden?
Speicher verdienen am Unterschied zwischen Lade- und Entladepreis. Mehr Sonne macht die Mittagsstunden billiger.
Nach der Day-Ahead-Auktion ändern sich die Prognosen weiter. Wer jetzt merkt, dass er zu viel oder zu wenig hat, gleicht das am Intraday-Markt aus. Es gibt dort drei zusätzliche Auktionen und einen fortlaufenden Handel, der wie eine Aktienbörse funktioniert: Jedes Geschäft hat seinen eigenen Preis. In Deutschland kann man bis 5 Minuten vor Lieferung handeln. Wer hier rechtzeitig korrigiert, vermeidet teure Ausgleichsenergie.
Schritt 3 des roten Fadens beginnt: Wie geht man mit dem Preis um? Der Day-Ahead-Preis aus Lektion 3.2 steht fest, aber die Welt dreht sich weiter. In Lektion 2.3 hast du gesehen, dass ein Bilanzkreis unterdeckt oder überdeckt sein kann, und in 2.4, dass das teuer wird. Der Intraday-Markt ist die letzte Gelegenheit, das zu verhindern: Wer vorher richtig nachhandelt, muss hinterher keine Ausgleichsenergie bezahlen.
Du hast gestern für heute einen Grillabend mit Fleisch für 20 Leute geplant. Heute Morgen sagt der Wetterbericht Regen an, und fünf Gäste sagen ab. Du rufst beim Metzger an und bestellst ein paar Würstchen weniger. Genau das macht ein Direktvermarkter, wenn die neue Windprognose kommt: Er verkauft oder kauft im Intraday-Handel die Differenz.
Intraday-Preise schwanken stärker als Day-Ahead-Preise. Wenn plötzlich viele gleichzeitig nachkaufen müssen, etwa weil der Wind überall schwächer ist als vorhergesagt, steigen die Preise kräftig. Dreht der Wind auf, stürzen sie ab. Wer flexibel ist, verdient an diesen Schwankungen. Wer korrigieren muss, zahlt.
Der Intraday-Markt hilft bei kurzfristigen Überraschungen. Gegen die großen Preisschwankungen über Monate und Jahre hilft er nicht. Wer heute schon wissen muss, was sein Strom im nächsten Jahr kostet, braucht den Terminmarkt, das Thema der letzten Lektion dieses Kapitels.
Ein Direktvermarkter sieht um 14 Uhr, dass sein Windpark um 17 Uhr 8 MW weniger liefern wird als verkauft. Was tut er am besten?
Nachkaufen ist fast immer günstiger, als hinterher Ausgleichsenergie zu bezahlen. Und die Day-Ahead-Auktion für heute ist längst vorbei.
Was unterscheidet den fortlaufenden Intraday-Handel von der Day-Ahead-Auktion?
Wie an einer Aktienbörse: Angebot trifft Nachfrage, Geschäft für Geschäft.
Am Terminmarkt vereinbart man heute einen Preis für Strom, der später geliefert wird, zum Beispiel für das ganze nächste Jahr. Das nennt man Absichern (englisch: Hedging). Es geht nicht darum, möglichst billig einzukaufen, sondern darum, Gewissheit zu haben. Lieferanten sichern ihre Einkaufskosten ab, Erzeuger ihre Einnahmen. Gegenüber dem späteren Marktpreis kann das im Nachhinein günstig oder teuer gewesen sein, aber man kennt seine Zahlen im Voraus.
In Lektion 3.3 hast du gesehen, wie stark der Day-Ahead-Preis schwankt, über einen Tag und erst recht über ein Jahr. Wer heute einen Preis für 2027 versprechen muss, kann nicht abwarten. Der Terminmarkt löst dieses Problem. Und weil du die Day-Ahead-Preise jetzt kennst, ist der wichtigste Satz dieser Lektion leicht zu verstehen: Ein Terminpreis ist die heutige Erwartung an die künftigen Day-Ahead-Preise.
Wer einen Handyvertrag mit festem Monatspreis abschließt, zahlt jeden Monat dasselbe. In manchen Monaten hätte er mit einem flexiblen Tarif gespart, in anderen viel mehr bezahlt. Den Festpreis nimmt er, weil er planen will, nicht weil er wetten will. Ein Stadtwerk, das seinen Kunden einen festen Strompreis für 2027 verspricht, steht vor derselben Frage, nur in groß.
Das Stadtwerk Südstadt braucht 2027 gleichmäßig 10 MW, also 87.600 MWh (10 MW mal 8.760 Stunden). Heute kann es dieses Base-Paket am Terminmarkt für 85 €/MWh kaufen. Wie hoch der Börsenpreis 2027 im Schnitt wirklich sein wird, weiß niemand.
Was du sehen solltest: Mit Absicherung bleiben die Kosten immer gleich, egal was der Markt macht. Ohne Absicherung schwanken sie stark. Steigt der Preis, war die Absicherung ein gutes Geschäft. Fällt er, hätte man ohne Absicherung gespart. Genau deshalb ist Absichern keine Wette, sondern das Gegenteil: Man verzichtet auf die Chance, um das Risiko loszuwerden.
Die meisten Terminkontrakte in Deutschland werden finanziell erfüllt. Das Stadtwerk bekommt 2027 keinen Strom von seinem Handelspartner geliefert. Es kauft seinen Strom ganz normal am Day-Ahead-Markt, und der Terminkontrakt gleicht nur die Differenz zum vereinbarten Preis aus. Liegt der Börsenpreis bei 120 €/MWh, bekommt das Stadtwerk 35 €/MWh erstattet. Liegt er bei 60 €/MWh, zahlt es 25 €/MWh drauf. Am Ende kostet der Strom so oder so 85 €/MWh. Solche Differenzgeschäfte heißen auch Swaps.
Die Terminpreise zeigen, was der Markt heute für die Zukunft erwartet. Zwei Beispiele aus einem Marktbericht vom Dezember 2025:
Werte gerundet aus dem Strombericht der Stadtwerke Bamberg vom 30.12.2025. Terminpreise ändern sich täglich.
Damit schließt sich der rote Faden: Du weißt, wie der Preis entsteht (3.2), was er erzählt (3.3) und wie man kurzfristig korrigiert (3.4) und sich langfristig absichert (3.5). Eine Frage bleibt offen: Was verdient eigentlich ein Windpark oder eine Solaranlage, wenn ihr Strom gerade dann ins Netz geht, wenn die Preise tief fallen? Und wie sichern sie sich ab? Darum geht es in Kapitel 4: Erneuerbare im System, mit Marktwert und Förderung.
Ein Stadtwerk hat für 85 €/MWh abgesichert. Der Börsenpreis liegt später im Schnitt bei 60 €/MWh. Was bedeutet das?
Im Nachhinein wäre es ohne Absicherung billiger gewesen. Aber das Stadtwerk hat seinen Kunden einen Preis auf Basis von 85 €/MWh versprochen und kann diesen Preis sicher halten.
Ein Windpark verkauft einen Teil seiner erwarteten Erzeugung für das nächste Jahr am Terminmarkt. Warum?
Auch Erzeuger wollen planen. Ob der Terminpreis höher oder niedriger als der spätere Börsenpreis ist, weiß vorher niemand.
Weiter geht es mit Kapitel 4: Erneuerbare im System.
Wind und Sonne liefern heute mehr als die Hälfte des deutschen Stroms. Mit allem, was du aus den Kapiteln 1 bis 3 weißt, schauen wir jetzt auf ihre besondere Lage: Sie sind die günstigsten Erzeuger, drücken aber genau dann den Preis, wenn sie selbst viel liefern. Dieses Kapitel klärt in zwei Lektionen, was sie wirklich verdienen und warum und wie sie trotzdem gefördert werden.
Eine Solaranlage bekommt nicht den Durchschnittspreis der Börse, sondern den Preis der Stunden, in denen sie gerade liefert. Dieser Durchschnitt, gewichtet mit der eigenen Erzeugung, heißt Marktwert. Weil alle Solaranlagen gleichzeitig liefern und damit selbst den Preis drücken, liegt ihr Marktwert deutlich unter dem Durchschnittspreis. 2025 bekam Solarstrom im Schnitt nur etwa die Hälfte des durchschnittlichen Börsenpreises, Windstrom an Land gut vier Fünftel. Je mehr Anlagen gebaut werden, desto stärker wird dieser Effekt. Man nennt ihn Kannibalisierung.
Am Ende von Kapitel 3 blieb eine Frage offen: Was verdient eine Solaranlage, wenn ihr Strom gerade dann ins Netz geht, wenn der Preis mittags tief fällt? Aus Lektion 3.2 weißt du, dass Wind und Sonne den Preis senken, und aus 3.3, dass er an sonnigen Tagen mittags sogar negativ werden kann. Jetzt drehen wir die Perspektive um und schauen mit den Augen des Anlagenbetreibers auf diese Preise.
An heißen Tagen haben alle Eisverkäufer am Strand viel Eis, und weil alle gleichzeitig viel anbieten, sinkt der Preis genau an diesen Tagen. Ein einzelner Verkäufer verkauft dann zwar viel, aber billig. An kühlen Tagen wäre Eis teuer, aber dann hat er kaum welches. Über den ganzen Sommer verdient er deshalb pro Kugel weniger als der Durchschnittspreis aller Tage. Solaranlagen haben genau dieses Problem: Wenn bei einer die Sonne scheint, scheint sie bei allen.
Vormittags ist es bewölkt: Der Strompreis liegt bei 120 €/MWh, die Solaranlage erzeugt 10 MWh. Nachmittags scheint die Sonne überall: Der Preis fällt auf 20 €/MWh, die Anlage erzeugt 90 MWh.
Durchschnittspreis des Tages: (120 + 20) ÷ 2 = 70 €/MWh.
Was die Anlage im Schnitt bekommt: Sie verkauft 10 MWh zu 120 € und 90 MWh zu 20 €. Das sind 1.200 € plus 1.800 €, zusammen 3.000 € für 100 MWh, also 30 €/MWh.
Die Anlage erzielt also weniger als die Hälfte des Durchschnittspreises, weil sie fast ihre ganze Menge in den billigen Stunden verkauft.
Erst ganz zum Schluss die Regel als Satz:
Marktwert = Erlös aller verkauften MWh geteilt durch die Zahl der MWh
Teilt man den Marktwert durch den Durchschnittspreis, erhält man den Wertfaktor: Im Beispiel 30 ÷ 70 = 43 %. Er sagt, wie viel Prozent des Durchschnittspreises eine Technologie tatsächlich erzielt.
Vereinfachter Sommertag mit gleichmäßigem Wind von 15 GW. Der Preis folgt grob der Merit Order aus Lektion 3.2. Keine echten Marktdaten.
Was du sehen solltest: Schieb den Regler zuerst ganz nach links und dann langsam nach rechts. Ohne Solaranlagen ist der Preis mittags hoch, und die ersten Solaranlagen verdienen sogar mehr als den Durchschnitt. Mit jedem weiteren Gigawatt sinkt der Mittagspreis, bis er unter null fällt. Der Durchschnittspreis sinkt dabei nur mäßig, der Marktwert Solar dagegen stark: Die Anlagen graben sich gegenseitig das Wasser ab. Der Wind, der im Beispiel rund um die Uhr gleichmäßig weht, ist davon viel weniger betroffen.
Jahresmarktwerte 2025 laut Übertragungsnetzbetreibern (netztransparenz.de), Prozentwerte selbst berechnet als Anteil am Durchschnittspreis.
Über das Jahr schwankt das noch viel stärker. Im Juni 2025 lag der Marktwert Solar bei nur gut 18 €/MWh, im Dezember bei über 93 €/MWh. Im Sommer liefern alle Anlagen viel und drücken den Preis, im Winter liefern sie wenig und bekommen dafür gute Preise. Und der Trend zeigt nach unten: Vor einigen Jahren erzielte Solarstrom noch ungefähr den Durchschnittspreis. Eine Studie des Beratungsunternehmens Enervis erwartet für 2028 einen Marktwert Solar von nur noch rund 37 €/MWh.
Das folgt direkt aus Kapitel 1. Die Sonne liefert ihren Strom immer zur selben Zeit: mittags und im Sommer, und zwar bei allen Anlagen gleichzeitig. Der Wind verteilt sich über Tag und Nacht und weht vor allem im Winter, wenn der Verbrauch hoch ist (Lektion 1.3). Er drückt den Preis zwar auch, an stürmischen Tagen sogar stark, aber nicht so verlässlich jeden Tag zur selben Stunde.
Jetzt wird eine Frage drängend: Ein neuer Windpark braucht nach den Ausschreibungen der Bundesnetzagentur rund 60 €/MWh, um sich zu rechnen, ein großer Solarpark rund 48 €/MWh. Der Marktwert Solar lag 2025 schon darunter, und er sinkt weiter. Wer baut dann noch? Die Antwort ist die Förderung über das Erneuerbare-Energien-Gesetz. Darum geht es in Lektion 4.2.
Der durchschnittliche Börsenpreis eines Jahres lag bei 90 €/MWh. Was hat eine Solaranlage in diesem Jahr wahrscheinlich im Schnitt erzielt?
Solaranlagen verkaufen den Großteil ihres Stroms in den Stunden, in denen sie selbst den Preis drücken. Darum liegt ihr Marktwert unter dem Durchschnitt.
Eine Anlage verkauft 20 MWh zu 100 €/MWh und 80 MWh zu 25 €/MWh. Wie hoch ist ihr Marktwert?
2.000 € plus 2.000 € = 4.000 € für 100 MWh, also 40 €/MWh. Der einfache Durchschnitt der beiden Preise (62,50 €) wäre hier falsch.
Warum ist der Wertfaktor von Windstrom höher als der von Solarstrom?
Die Sonne liefert bei allen Anlagen gleichzeitig mittags und im Sommer. Der Wind ist zeitlich breiter verteilt und weht vor allem im Winter, wenn der Verbrauch hoch ist.
Wind- und Solarparks kosten viel Geld beim Bau, und ihre Einnahmen am Markt schwanken stark. Damit trotzdem gebaut wird, garantiert das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) neuen Anlagen 20 Jahre lang einen Mindesterlös, den anzulegenden Wert. Wie hoch er ist, wird in Ausschreibungen ermittelt. Die Anlage verkauft ihren Strom am Markt, und liegt der Marktwert unter dem anzulegenden Wert, zahlt der Staat die Differenz dazu: die Marktprämie. Liegt er darüber, behält der Betreiber heute den Mehrerlös. Das soll sich ab 2027 ändern: Dann soll er den Mehrerlös zurückzahlen.
In Lektion 4.1 hast du gesehen, dass Solarstrom 2025 im Schnitt nur 45 €/MWh am Markt erzielte, und dass der Marktwert weiter sinkt. Ein neuer Solarpark braucht aber rund 48 €/MWh, ein Windpark rund 60 €/MWh, um sich zu rechnen. Diese Lücke, und vor allem die Unsicherheit über die nächsten 20 Jahre, schließt die Förderung.
Ein Windpark kostet fast alles am Anfang: Planung, Turm, Rotor, Netzanschluss. Danach ist der Betrieb billig. Bezahlt wird der Bau meist mit einem Kredit über viele Jahre. Eine Bank gibt diesen Kredit aber nur, wenn sie sicher ist, dass genug Geld zurückkommt. Und genau das kann am Strommarkt niemand für 20 Jahre versprechen: Der Marktwert kann sinken (Lektion 4.1), Preise können negativ werden (Lektion 3.3). Die Förderung nimmt der Bank dieses Risiko ab.
Ein Trapezkünstler arbeitet hoch über der Manege. Meistens geht alles gut, aber niemand würde ohne Netz anfangen. Die Marktprämie ist dieses Netz: Der Windpark verkauft seinen Strom ganz normal am Markt, aber sein Erlös kann nicht unter den anzulegenden Wert fallen. Und das Netz ist kein Trampolin: Wer über dem Netz bleibt, bekommt nichts dazu.
Monat mit wenig Geld am Markt: Der Marktwert Wind liegt bei 45 €/MWh. Der Windpark verkauft seinen Strom und erhält dafür etwa 45 €/MWh. Die Marktprämie beträgt 60 minus 45 = 15 €/MWh. Zusammen bekommt er 60 €/MWh.
Monat mit viel Geld am Markt: Der Marktwert liegt bei 80 €/MWh. Die Marktprämie wäre 60 minus 80 = minus 20, sie wird aber nicht negativ, sondern ist null. Der Windpark behält die 80 €/MWh.
Erst ganz zum Schluss die Regel als Satz:
Marktprämie = anzulegender Wert minus Marktwert, aber nie weniger als null
Vereinfachtes Beispiel mit einem anzulegenden Wert von 60 €/MWh. Der Erlös am Markt ist hier gleich dem Marktwert gesetzt.
Was du sehen solltest: Im heutigen Modell kann der Gesamterlös nie unter 60 €/MWh fallen, nach oben ist er offen. Im zweiseitigen Modell ist er bei 60 €/MWh festgenagelt, in beide Richtungen. Der Betreiber verliert also die Chance auf hohe Preise, dafür bekommt die Allgemeinheit in teuren Jahren Geld zurück.
Die Bundesnetzagentur schreibt mehrmals im Jahr eine bestimmte Menge Leistung aus, zum Beispiel 3.400 MW Wind an Land. Projektierer bieten, mit welchem anzulegenden Wert sie auskommen würden. Die günstigsten Gebote bekommen den Zuschlag, bis die Menge voll ist. Es gibt einen Höchstwert, über dem niemand bieten darf.
Ein wichtiger Unterschied zur Day-Ahead-Auktion aus Lektion 3.2: Hier bekommt jeder sein eigenes Gebot, nicht den Preis des letzten Zuschlags. Man nennt das Gebotspreisverfahren (englisch: pay as bid).
Wenn hier steht, dass die Anlage ihren Strom „am Markt verkauft“, dann handelt in der Praxis nicht der Landwirt mit dem Windrad selbst an der Börse. Das übernimmt ein spezialisierter Händler, der Direktvermarkter (Lektion 2.2). Er erstellt die Erzeugungsprognosen, verkauft den Strom am Day-Ahead- und Intraday-Markt und führt den Bilanzkreis, also genau das, was Nordwind in der Geschichte aus Lektion 2.6 getan hat. Für neue Anlagen ab 100 kW ist dieser Weg seit 2016 Pflicht.
Die Marktprämie wird nicht aus dem Erlös der einzelnen Anlage berechnet, sondern aus dem Marktwert der ganzen Technologie, also dem Durchschnitt aller Windparks in Deutschland. Ein Windpark, der seinen Strom besser verkauft als der Durchschnitt, verdient mehr als den anzulegenden Wert. Einer, der schlechter verkauft, weniger. Es lohnt sich also, den eigenen Strom geschickt zu verkaufen.
Würde die Marktprämie auch bei negativen Preisen fließen, hätte ein Windpark einen Grund, weiter einzuspeisen, obwohl der Strom gerade niemand braucht. Deshalb gilt: Für neue Anlagen, die seit dem 25. Februar 2025 in Betrieb gehen, entfällt die Förderung in jeder Viertelstunde mit negativem Day-Ahead-Preis. Zum Ausgleich wird ihr Förderzeitraum um diese Zeit verlängert. Für ältere Anlagen gelten großzügigere Regeln, bei denen die Förderung erst entfällt, wenn die Preise mehrere Stunden am Stück negativ sind. So wirkt die Förderung mit der Preislogik aus Lektion 3.3 zusammen statt gegen sie.
Das Geld läuft über das EEG-Konto der Übertragungsnetzbetreiber. Auf der einen Seite stehen die Zahlungen an die Anlagen, auf der anderen die Erlöse aus dem Verkauf des geförderten Stroms. Bis Mitte 2022 wurde die Lücke über die EEG-Umlage auf jeder Stromrechnung gefüllt, seitdem aus dem Bundeshaushalt. 2025 waren das rund 16,5 Milliarden Euro.
Daraus folgt ein überraschender Zusammenhang: Je niedriger die Börsenpreise, desto teurer die Förderung, weil die Marktprämie die Lücke füllen muss. Im Krisenjahr 2022 mit sehr hohen Preisen floss dagegen kaum Förderung, und das EEG-Konto füllte sich.
Die EU verlangt, dass staatliche Förderung für neue Anlagen künftig in beide Richtungen wirkt: Wer in teuren Jahren mehr verdient als garantiert, gibt den Überschuss zurück. Außerdem läuft die beihilferechtliche Genehmigung des heutigen EEG Ende 2026 aus. Die Bundesregierung hat deshalb im Juli 2026 eine EEG-Novelle beschlossen. Ihr Kern für Anlagen ab 100 kW: Die Marktprämie bleibt, dazu kommt ein Refinanzierungsbeitrag. Liegt der Jahresmarktwert über dem anzulegenden Wert, zahlt der Betreiber die Differenz zurück. Das entspricht einem zweiseitigen Differenzvertrag (englisch: Contract for Difference, kurz CfD).
Befürworter sehen darin mehr Fairness und geringere Kosten für die Allgemeinheit. Kritiker aus der Branche befürchten, dass Projekte riskanter werden und Gebote deshalb steigen, und streiten über Details der Ausgestaltung. Stand Anfang November 2026 liegt der Entwurf im Bundestag. Die Abstimmung wird für Mitte November erwartet, danach muss noch der Bundesrat zustimmen. Die Details können sich also noch ändern.
Damit schließt sich der Kreis von Kapitel 4: Wind und Sonne drücken den Preis genau dann, wenn sie selbst liefern, und verdienen deshalb weniger als den Durchschnitt (4.1). Damit trotzdem gebaut wird, sichert die Förderung einen Mindesterlös ab, künftig in beide Richtungen (4.2). Und alles, was du dafür brauchst, kennst du aus den Kapiteln 1 bis 3: Residuallast, Merit Order, negative Preise.
Anzulegender Wert 60 €/MWh, Marktwert 40 €/MWh. Wie hoch ist die Marktprämie?
60 minus 40 = 20 €/MWh. Zusammen mit dem Markterlös kommt der Windpark auf 60 €/MWh.
Im heutigen Modell liegt der Marktwert bei 90 €/MWh, der anzulegende Wert bei 60 €/MWh. Was passiert?
Heute ist die Marktprämie einseitig: Sie wird nie negativ. Erst mit dem geplanten zweiseitigen Modell müsste der Betreiber die 30 €/MWh zurückzahlen.
Warum steigen die Förderkosten, wenn die Börsenpreise fallen?
Der anzulegende Wert ist fest. Je weniger der Markt zahlt, desto mehr muss die Marktprämie beisteuern.
Worin unterscheidet sich die EEG-Ausschreibung von der Day-Ahead-Auktion?
EEG-Ausschreibungen laufen im Gebotspreisverfahren (pay as bid), die Day-Ahead-Auktion im Einheitspreisverfahren (pay as clear).
Damit hast du alle vier Kapitel geschafft: von der Steckdose bis zur Förderung von Wind und Sonne. Jetzt fehlt nur noch der Abschlusstest.
Zum Schluss prüfst du, ob das Wichtigste aus allen vier Kapiteln sitzt. Wer den Test besteht, kann sich ein Zertifikat für den Kurs Grundwissen Energiemarkt erstellen.
Du bekommst 20 Fragen, zufällig ausgewählt aus allen vier Kapiteln. Pro Frage gibt es genau eine richtige Antwort. Zum Bestehen brauchst du mindestens 18 richtige Antworten, also 90 Prozent. Die Auflösung siehst du erst am Ende. Wenn es nicht klappt, kannst du den Test beliebig oft wiederholen, jedes Mal mit neuen Fragen.
Sobald du den Abschlusstest mit mindestens 18 von 20 richtigen Antworten bestanden hast, kannst du hier dein Zertifikat für den Kurs Grundwissen Energiemarkt als PDF erstellen.