Überblick europäischer Energiehandel (Spot, Day Ahead, Intraday) 
13.7.2026
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2026-07-13T02:46:38+02:00
1 Empfehlungen
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Vielleicht interessiert das den einen oder anderen
(Ich habe beruflich nichts mit Energiemärkten zu tun, bin nur ein interessierter Bürger)
Die EPEX SPOT Börse ermittelt keinen Day-Ahead Preis. Der Preis wird in Europa von Euphemia bestimmt, einem Mixed-Integer-Quadratic-Programm, daß gemeinsam von allen NEMO's ( Nominated Electricity Market Operator, ein vom lokalen Regulator benannter Marktbetreiber für den Stromhandel) in der EU betrieben wird. Die rechtliche Grundlage dazu ist die EU CACM-Verordnung (Capacity Allocation and Congestion Management) EU 2015/1222.
Die Day-Ahead Preise werden im sogenannten Market-Coupling Verfahren bestimmt. Diese werden nicht pro Börse, sondern von Euphemia pro Gebotszone bestimmt. Für Deutschland gibt es für den Day Ahead Markt 3 NEMO's (EPEX SPOT, Nordpool, EXAA) und am Continous-Intraday sind es 2 (EPEX SPOT und Nordpool). Für Österreich sind es die EPEX Spot, EXAA und Nordpool. Die Börsen sammeln die Gebote ein und übergeben sie alle an Euphemia zur Berechnung der Preise pro Gebotszone.
Mehr Info's: https://www.e-control.at/de/cacm-guideline
Zuvor müssen alle Netzbetreiber die Kapazitäten der Grenzkoppelstellen bis spätestens um 11 Uhr (besser 10:30) pro Zeiteinheit der diversen Märkte (15,30,60min) veröffentlichen. Dazu gibt es ebenfalls mehrere Verfahren wie diese Kapazitäten angegeben werden. Da es 2 grundsätzliche Verfahren gibt, ist der gemeinsame Oberbegriff Cross Zonal Capacity (CZC). Entweder wird ein ATC (Available Transfer Capacity) Wert in MW angegeben, oder es kommt der Flow-Based Market Coupling Ansatz zum Zug, der aus der PTDF-Matrix (Power Transfer Distribution Factors) und dem RAM Wert (Remaining Available Margin). In Österreich und Deutschland ist es der zweite Ansatz. Vereinfacht wird pro Marktzeiteinheit und pro CNE (Critical Network Element, wie zBsp Trafo oder Leitung) der Nettowert der für die Börsenberechnung frei verfügbaren Kapazität, abzüglich der N-1 Sicherheitsreserve des Netzes, getrennt für Import und Export, angegeben.
Für die Gebote gibt es eine Vielzahl von Optionen, die Euphemia algorithmisch berücksichtigen muß. Von einfachen Angebots- bzw. Kauf- Geboten für eine Zeiteinheit, gibt es lineare Block- oder Kurvengebote, die die technischen Eigenschaften/Beschränkungen der jeweiligen Erzeuger/Nachfrager berücksichtigen und viele mehr. Beispiel: Wie schnell ein Kraftwerk Laständerungen abbilden kann, bzw. das ein Verbraucher kann. Es gibt auch Gebotsformen die teilbar sind, oder Gebote die zumindest einen Summenpreis erreichen müssen, um aktiviert zu werden (zBsp. ein Mindestumsatz für einen Gebotsblock, sonst zahlt sich das Anfahren eines Kraftwerkes nicht aus).
Langer Rede kurzer Sinn, der Markt ist extrem komplex und ist mit einer einfachen 15min Preisdiskussion in seiner Komplexität nicht annähernd abbildbar. Wem Euphemia interessiert, dem sei das Day-Ahead Preisbildungsdokument als Lektüre empfohlen, Kapitel 5 beschreibt die Gebotsoptionen die berücksichtigt werden können.
https://www.nemo-committee.eu/assets/files/euphemia-public-description.pdf
Wichtig: Euphemia berücksichtigt bei den Day-Ahead Preisen die Limits der Grenzkoppelstellen, aber nicht irgendwelche Limits innerhalb der Gebotszonen, also AT AT [Außentemperatur] (oder DE-LU) in unserem Fall. Die berühmte Kupferplatte (pro Gebotszone).
Wichtig2:
Euphemia optimiert in 2 Phasen, die zusammen als Market Clearing bezeichnet werden. Zuerst wird auf den "Wohlfahrtsgewinn" optimiert (der ist mengenbasiert) um für den gesamten gekoppelten EU Markt das globale Optimum als Master Problem zu erzielen (Economic Surplus Maximization Problem) und erst danach wird in einem zweiten Schritt den einzelnen Zonen der Preis zugeordnet (Price Determination)
Daher werden nach der Veröffentlichung der Day-Ahead Preise um 13 Uhr bzw 13:15 für den Folgetag, die Netzbetreiber aktiv und schauen ob in ihren Netzen die erteilten Gebote überhaupt abgebildet werden können, oder es Restriktionen vom Netz her gibt. Läuft unter Coordinated Security Assessment (CSA), wobei die Netzbetreiber bestehende Day-Ahead Transaktionen nicht verändern dürfen. Aber sie können Redispatch, Countertrading sowie weitere Remedial Actions veranlassen, um das physikalische Netz stabil zu halten.
Da jedoch variable Erneuerbare Energieerzeuger wie PV und Wind sich nicht an irgendwelche Börsenergebnisse die 11 bis 35 Stunden vor tatsächlichen Eintritt fixiert wurden wirklich kümmern, werden die dem Day-Ahead nachgeschalteten IntraDay (IDA) Märkte von den Erzeugern und Verbrauchern aufgesucht, um ihre wirtschaftliche Marktposition (bzw. Bilanzkreise) auch nach dem Day-Ahead Marktergebnis ausgleichen zu können. 3 Zeitfenster gibt es (IDA1 bis 15 Uhr am Vortag, IDA2 bis 22 Uhr am Vortag, IDA3 bis 10 Uhr am Folgetag). Die Ergebnisse werden von Euphemia jeweils 20 Minuten nach IDA Börsenschluss veröffentlicht.
Im Prinzip läuft der Preisbildungsalgorithmus gleich ab wie beim Day-Ahead Markt, ABER:
Die Netzbetreiber hatten in der Zwischenzeit Zeit, vom Day-Ahead Ergebnis aktualisierten Input als Intraday Cross-Zonal Capacities (IDCC) abzuliefern. Diese unterscheiden sich von den Kapazitäten als Input in den Day-Ahead Prozess, beruhen auf der aktuellen post-Day-Ahead-Auktion Netzsituation, berücksichtigen bereits die Day-Ahead-Fahrpläne, berücksichtigen Redispatch, berücksichtigen bereits erfolgte Intraday-Geschäfte (es gibt ja 3 IDA Auktionen). Dadurch stehen meist geringere oder zumindest andere Netzkapazitäten zur Verfügung als im Day-Ahead Markt.
Damit kommen wir zum letzten der "normalen" Börsenmärkte, bevor es in den eigentlichen (technischen) Regelmarkt für die Netzbetreiber geht, dem Continuous Intraday Markt (SIDC). Der funktioniert deutlich anders als die 4 vorherigen Märkte. Alle NEMO's haben im Hintergrund ein gemeinsames Orderbuch, Händler dürfen bis 5 Minuten vor Delivery handeln, die Preise der einzelnen Transaktionen werden nach dem Price-Time Priority Verfahren ermittelt (es gibt keinen einheitlichen Marktpreis mehr in dieser Phase). Im Hintergrund läuft das Shared Order Book (SOB) aller NEMO's, ein Capacity Management Module (CMM) und ein Shipping Module (SM). Gegenüber den anderen Märkten werden hier keine Wohlfahrtsgewinne und keine Netzengpässe zwischen den Gebotszonen mehr berücksichtigt.
Nach diesen Energiemärkten fangen die Märkte der Regelenergie an ......
Vor diesen Energiemärkten sind die Futures Märkte wie EEX in Leipzig (deren Transaktionen keinen physischen Deliveryzwang wie an den Spotmärkten haben )
LG,
Andy
(Ich habe beruflich nichts mit Energiemärkten zu tun, bin nur ein interessierter Bürger)
Die EPEX SPOT Börse ermittelt keinen Day-Ahead Preis. Der Preis wird in Europa von Euphemia bestimmt, einem Mixed-Integer-Quadratic-Programm, daß gemeinsam von allen NEMO's ( Nominated Electricity Market Operator, ein vom lokalen Regulator benannter Marktbetreiber für den Stromhandel) in der EU betrieben wird. Die rechtliche Grundlage dazu ist die EU CACM-Verordnung (Capacity Allocation and Congestion Management) EU 2015/1222.
Die Day-Ahead Preise werden im sogenannten Market-Coupling Verfahren bestimmt. Diese werden nicht pro Börse, sondern von Euphemia pro Gebotszone bestimmt. Für Deutschland gibt es für den Day Ahead Markt 3 NEMO's (EPEX SPOT, Nordpool, EXAA) und am Continous-Intraday sind es 2 (EPEX SPOT und Nordpool). Für Österreich sind es die EPEX Spot, EXAA und Nordpool. Die Börsen sammeln die Gebote ein und übergeben sie alle an Euphemia zur Berechnung der Preise pro Gebotszone.
Mehr Info's: https://www.e-control.at/de/cacm-guideline
Zuvor müssen alle Netzbetreiber die Kapazitäten der Grenzkoppelstellen bis spätestens um 11 Uhr (besser 10:30) pro Zeiteinheit der diversen Märkte (15,30,60min) veröffentlichen. Dazu gibt es ebenfalls mehrere Verfahren wie diese Kapazitäten angegeben werden. Da es 2 grundsätzliche Verfahren gibt, ist der gemeinsame Oberbegriff Cross Zonal Capacity (CZC). Entweder wird ein ATC (Available Transfer Capacity) Wert in MW angegeben, oder es kommt der Flow-Based Market Coupling Ansatz zum Zug, der aus der PTDF-Matrix (Power Transfer Distribution Factors) und dem RAM Wert (Remaining Available Margin). In Österreich und Deutschland ist es der zweite Ansatz. Vereinfacht wird pro Marktzeiteinheit und pro CNE (Critical Network Element, wie zBsp Trafo oder Leitung) der Nettowert der für die Börsenberechnung frei verfügbaren Kapazität, abzüglich der N-1 Sicherheitsreserve des Netzes, getrennt für Import und Export, angegeben.
Für die Gebote gibt es eine Vielzahl von Optionen, die Euphemia algorithmisch berücksichtigen muß. Von einfachen Angebots- bzw. Kauf- Geboten für eine Zeiteinheit, gibt es lineare Block- oder Kurvengebote, die die technischen Eigenschaften/Beschränkungen der jeweiligen Erzeuger/Nachfrager berücksichtigen und viele mehr. Beispiel: Wie schnell ein Kraftwerk Laständerungen abbilden kann, bzw. das ein Verbraucher kann. Es gibt auch Gebotsformen die teilbar sind, oder Gebote die zumindest einen Summenpreis erreichen müssen, um aktiviert zu werden (zBsp. ein Mindestumsatz für einen Gebotsblock, sonst zahlt sich das Anfahren eines Kraftwerkes nicht aus).
Langer Rede kurzer Sinn, der Markt ist extrem komplex und ist mit einer einfachen 15min Preisdiskussion in seiner Komplexität nicht annähernd abbildbar. Wem Euphemia interessiert, dem sei das Day-Ahead Preisbildungsdokument als Lektüre empfohlen, Kapitel 5 beschreibt die Gebotsoptionen die berücksichtigt werden können.
https://www.nemo-committee.eu/assets/files/euphemia-public-description.pdf
Wichtig: Euphemia berücksichtigt bei den Day-Ahead Preisen die Limits der Grenzkoppelstellen, aber nicht irgendwelche Limits innerhalb der Gebotszonen, also AT AT [Außentemperatur] (oder DE-LU) in unserem Fall. Die berühmte Kupferplatte (pro Gebotszone).
Wichtig2:
Euphemia optimiert in 2 Phasen, die zusammen als Market Clearing bezeichnet werden. Zuerst wird auf den "Wohlfahrtsgewinn" optimiert (der ist mengenbasiert) um für den gesamten gekoppelten EU Markt das globale Optimum als Master Problem zu erzielen (Economic Surplus Maximization Problem) und erst danach wird in einem zweiten Schritt den einzelnen Zonen der Preis zugeordnet (Price Determination)
Daher werden nach der Veröffentlichung der Day-Ahead Preise um 13 Uhr bzw 13:15 für den Folgetag, die Netzbetreiber aktiv und schauen ob in ihren Netzen die erteilten Gebote überhaupt abgebildet werden können, oder es Restriktionen vom Netz her gibt. Läuft unter Coordinated Security Assessment (CSA), wobei die Netzbetreiber bestehende Day-Ahead Transaktionen nicht verändern dürfen. Aber sie können Redispatch, Countertrading sowie weitere Remedial Actions veranlassen, um das physikalische Netz stabil zu halten.
Da jedoch variable Erneuerbare Energieerzeuger wie PV und Wind sich nicht an irgendwelche Börsenergebnisse die 11 bis 35 Stunden vor tatsächlichen Eintritt fixiert wurden wirklich kümmern, werden die dem Day-Ahead nachgeschalteten IntraDay (IDA) Märkte von den Erzeugern und Verbrauchern aufgesucht, um ihre wirtschaftliche Marktposition (bzw. Bilanzkreise) auch nach dem Day-Ahead Marktergebnis ausgleichen zu können. 3 Zeitfenster gibt es (IDA1 bis 15 Uhr am Vortag, IDA2 bis 22 Uhr am Vortag, IDA3 bis 10 Uhr am Folgetag). Die Ergebnisse werden von Euphemia jeweils 20 Minuten nach IDA Börsenschluss veröffentlicht.
Im Prinzip läuft der Preisbildungsalgorithmus gleich ab wie beim Day-Ahead Markt, ABER:
Die Netzbetreiber hatten in der Zwischenzeit Zeit, vom Day-Ahead Ergebnis aktualisierten Input als Intraday Cross-Zonal Capacities (IDCC) abzuliefern. Diese unterscheiden sich von den Kapazitäten als Input in den Day-Ahead Prozess, beruhen auf der aktuellen post-Day-Ahead-Auktion Netzsituation, berücksichtigen bereits die Day-Ahead-Fahrpläne, berücksichtigen Redispatch, berücksichtigen bereits erfolgte Intraday-Geschäfte (es gibt ja 3 IDA Auktionen). Dadurch stehen meist geringere oder zumindest andere Netzkapazitäten zur Verfügung als im Day-Ahead Markt.
Damit kommen wir zum letzten der "normalen" Börsenmärkte, bevor es in den eigentlichen (technischen) Regelmarkt für die Netzbetreiber geht, dem Continuous Intraday Markt (SIDC). Der funktioniert deutlich anders als die 4 vorherigen Märkte. Alle NEMO's haben im Hintergrund ein gemeinsames Orderbuch, Händler dürfen bis 5 Minuten vor Delivery handeln, die Preise der einzelnen Transaktionen werden nach dem Price-Time Priority Verfahren ermittelt (es gibt keinen einheitlichen Marktpreis mehr in dieser Phase). Im Hintergrund läuft das Shared Order Book (SOB) aller NEMO's, ein Capacity Management Module (CMM) und ein Shipping Module (SM). Gegenüber den anderen Märkten werden hier keine Wohlfahrtsgewinne und keine Netzengpässe zwischen den Gebotszonen mehr berücksichtigt.
Nach diesen Energiemärkten fangen die Märkte der Regelenergie an ......
Vor diesen Energiemärkten sind die Futures Märkte wie EEX in Leipzig (deren Transaktionen keinen physischen Deliveryzwang wie an den Spotmärkten haben )
LG,
Andy
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