Wie entsteht der Strompreis? Vom Gaskraftwerk bis zu Ihrer Rechnung

Kurz gesagt
Jeden Tag legt eine europäische Auktion den Großhandelspreis für jede Viertelstunde des Folgetags fest. Das teuerste Kraftwerk, das zur Deckung der Nachfrage nötig ist, bestimmt den Preis für alle Anbieter. Das ist oft ein Gaskraftwerk, auch wenn der meiste Strom aus günstigeren Quellen kommt. Bei viel Sonne und Wind sinkt der Preis auf null und manchmal darunter. Der Energiepreis macht grob 35 bis 45 Prozent Ihrer Rechnung aus. Was Sie zahlen, hängt vor allem von Ihrem Vertrag ab.

Oft gehört: Was stimmt?

Eine Auktion pro Tag, ein Preis pro Viertelstunde

Strom lässt sich nicht in großen Mengen speichern. Angebot und Nachfrage müssen in jedem Moment übereinstimmen. Deshalb gibt es Märkte, die von mehreren Jahren im Voraus bis zu wenigen Minuten vor der Lieferung reichen.

Der Day-Ahead-Markt (der Markt am Vortag für den Folgetag) ist die Referenz. Börsen wie EPEX SPOT sammeln am Vortag die Gebote von Erzeugern und Lieferanten. Die Aufträge schließen um 12.00 Uhr (mitteleuropäische Zeit). Gegen 13.00 Uhr stehen die Preise fest. Laut dem Ablaufplan der Börsen ist das nicht vor 12.55 Uhr.

Ein Rechenprogramm, EUPHEMIA, verarbeitet alle Gebote aus ganz Europa gleichzeitig. Es sucht das Ergebnis mit dem größten Gesamtnutzen für Käufer und Verkäufer. Es berücksichtigt auch die Kapazität der Leitungen zwischen den Ländern. Dieses gekoppelte System heißt SDAC. Es liefert pro Zone und Zeitraum einen einzigen Preis.

Seit der Lieferung am 1. Oktober 2025 dauert dieser Zeitraum 15 Minuten statt einer Stunde. Ein Tag hat also 96 Preise. Eine MWh (Megawattstunde) sind 1.000 kWh. Der Preis liegt zwischen einer Untergrenze von minus 600 € pro MWh (seit dem 28. Mai 2026, davor minus 500) und einer Obergrenze von 4.000 € pro MWh.

Die Merit Order: Das letzte Kraftwerk bestimmt den Preis

In der Regel bietet jeder Erzeuger zu seinen Grenzkosten an. Das sind die Kosten für eine zusätzliche MWh: Brennstoff, CO₂ und kleine Betriebskosten. Das Programm reiht alle Gebote vom günstigsten zum teuersten auf. Diese Reihenfolge heißt Merit Order. Das Programm nimmt Gebote an, bis die Nachfrage gedeckt ist.

Das letzte nötige Gebot bestimmt den Großhandelspreis. Alle zum Zug gekommenen Erzeuger erhalten diesen Preis. Das heißt Pay-as-clear. Ein günstiges Kraftwerk bekommt also denselben Preis wie das teuerste, das noch gebraucht wurde.

Wie oft ist das ein Gaskraftwerk? In einer Simulation für 2022 der Gemeinsamen Forschungsstelle der Europäischen Kommission (JRC) bestimmte Gas den Preis in 55 Prozent der Zeit, obwohl Gas damals 19 Prozent des europäischen Stroms lieferte. Fossile Kraftwerke zusammen bestimmten den Preis in etwa 86 Prozent der Zeit. Das ist ein Modell für ganz Europa, keine Messung für Belgien.

Warum gibt es diese Regel? Die europäische Agentur ACER, in der die Energieregulierer zusammenarbeiten, urteilte 2022, dass es der wirksamste Weg bleibt, das marginale Gebot den Preis bestimmen zu lassen, um Wettbewerb und effizienten Kraftwerkseinsatz zu sichern. Das steht in der JRC-Studie.

Die Regel wird auch kritisiert. Kraftwerke mit niedrigen Kosten behalten die Differenz zwischen ihren Kosten und dem Großhandelspreis. Diese Differenz deckt ihre Baukosten, konnte 2022 aber unerwartet hohe Gewinne bringen. Deshalb begrenzte die EU Ende 2022 vorübergehend die Erlöse über 180 € pro MWh.

Manipulation ist eine andere Frage als die Preisregel. Marktmanipulation ist verboten. ACER beobachtet den Handel, und nationale Regulierer verhängen Bußgelder. 2025 erhielt ACER 204 Meldungen verdächtiger Transaktionen und Aufträge, doppelt so viele wie ein Jahr zuvor. Ein aktuelles Beispiel ist ein Bußgeld von 16.000 € in Estland (Oktober 2026) wegen Manipulation des Regelenergiemarkts. Die herangezogenen Quellen enthalten keinen Beleg dafür, dass Erzeuger den Preis am Day-Ahead-Markt systematisch steuern.

Was ein Gaskraftwerk kostet: Gas und CO₂

Das Gebot eines Gaskraftwerks ergibt sich aus dem Gaspreis und dem CO₂-Preis. Kraftwerke im europäischen Emissionshandelssystem (ETS) müssen für jede Tonne CO₂ ein Emissionszertifikat abgeben. Die Gesamtzahl der Zertifikate sinkt jedes Jahr. Der Preis eines Zertifikats schwankt am Markt. Laut der Europäischen Kommission lag der durchschnittliche Auktionspreis im ersten Quartal 2026 bei 75,36 € pro Tonne, im zweiten bei 75,28 € und im dritten bei 82,32 €.

Illustration, keine Marktdaten. Nehmen Sie ein modernes Gaskraftwerk mit 55 Prozent Wirkungsgrad. Pro MWh Strom stößt es etwa 0,37 Tonnen CO₂ aus (der IPCC nennt 0,404 Tonnen bei 50 Prozent Wirkungsgrad). Rechnen Sie mit 80 € pro Tonne CO₂ (gerundet). Dann kostet das CO₂ 0,37 × 80 = 29,6 €.

• Gas bei 30 € pro MWh: 30 ÷ 0,55 = 54,5 € Brennstoff. Mit dem CO₂ zusammen etwa 84 € pro MWh, also 8,4 Cent pro kWh.
• Gas bei 100 € pro MWh: 100 ÷ 0,55 = 181,8 € Brennstoff. Mit dem CO₂ zusammen etwa 211 € pro MWh, also 21,1 Cent pro kWh.

Steigt der Gaspreis, steigt der ganze Preis in jeder Viertelstunde, in der Gas das Grenzkraftwerk ist. Am 28. Oktober 2026 stieg der europäische Gaspreis (TTF) laut Montel erstmals seit Dezember 2022 über 100 € pro MWh. Solche Schocks wirken auf den Großhandelspreis für Strom durch.

Warum Wind und Sonne den Preis drücken

Wind und Sonne kosten pro zusätzliche MWh fast nichts. Sie bieten um null herum an und stehen in der Reihe ganz vorn. Decken sie zusammen einen großen Teil der Nachfrage, fällt das teure Gaskraftwerk aus der Reihe. Das letzte nötige Kraftwerk ist dann günstig. Das JRC nennt das die Verdrängung teurerer fossiler Erzeugung.

Die Kehrseite steht im ACER-Bericht von 2026. Fällt die Sonne abends weg, springen Gaskraftwerke häufiger ein. Die Preisschwankungen innerhalb eines Tages sind etwa fünfmal so groß wie 2020.

2025 erzeugten Solaranlagen in Belgien mit 10,1 TWh einen Rekord (1 TWh sind 1 Milliarde kWh). Am 4. Oktober 2025 deckten Wind und Sonne zusammen in einer Viertelstunde 90 Prozent des Verbrauchs, meldet der Netzbetreiber Elia (vorläufige Zahlen).

Probieren Sie es selbst

Verschieben Sie die Regler „Gaspreis“, „CO₂-Preis“, „Wind und Sonne“ und „Nachfrage“. Beobachten Sie, wie sich der Preis ändert. Probieren Sie auch die Szenarien „Sonniger Mittag“, „Windstiller Winterabend“ und „Gaspreisschock“.

Schematisches Beispiel, keine echten Marktdaten

So entsteht der Strompreis: die Merit Order

Kraftwerke werden vom günstigsten zum teuersten gereiht. Das teuerste Kraftwerk, das zur Deckung der Nachfrage nötig ist, bestimmt den Preis für alle.

Marktpreis

89,5 €/MWh

Derselbe Preis pro kWh

8,95 ct/kWh

Das bestimmt den Preis

Modernes Gaskraftwerk

Modernes Gaskraftwerk ist die teuerste Quelle, die zur Deckung der Nachfrage nötig ist. Ihre Kosten bestimmen den Preis für alle eingesetzten Quellen.

Verblasste Flächen kommen nicht zum Einsatz.

Einstellungen: Gaspreis 35 €/MWh, CO₂-Preis 70 €/t, Wind und Sonne 3 GW, Nachfrage 9 GW.

Angebot vom günstigsten zum teuersten

Quelle	Leistung (GW)	Kosten (€/MWh)	Status
Wind und Sonne	3	0	Voll im Einsatz
Kernenergie	2	10	Voll im Einsatz
Biomasse und Abfall	1	45	Voll im Einsatz
Modernes Gaskraftwerk	5	89,5	Bestimmt den Preis
Importe	4	90	Nicht nötig
Älteres Gaskraftwerk	3	130,6	Nicht nötig
Notreserve	3	250	Nicht nötig

Die Zahlen sind erfunden, um das Prinzip zu zeigen. Echte Preise hängen von vielem mehr ab, etwa Netzengpässen, Wartung, Wetter und dem Handel mit Nachbarländern.

Was Sie sehen. Decken Wind und Sonne die gesamte Nachfrage, sinkt der Preis auf null. Ist die Nachfrage hoch und reichen Wind und Sonne nicht aus, bestimmt oft ein Gaskraftwerk den Preis. Ein höherer Gaspreis zieht den Preis nach oben, solange Gas das letzte Kraftwerk ist. Die Grafik ist ein schematisches Lernmodell, keine Marktdaten.

Negative Preise: Warum, und wer zahlt?

2025 lag der belgische Großhandelspreis mehr als 520 Stunden unter null. Das ist ein Rekord, meldet die föderale Regulierungsbehörde CREG (über VRT NWS). Das sind etwa 6 Prozent aller Stunden, passend zu den 6,1 Prozent der Zeit, die Elia nennt.

Warum bieten Erzeuger bei einem negativen Preis weiter Strom an? Ein Forschungsartikel der KU Leuven von 2014 nennt drei Ursachen für negative Preise in Belgien. Kraftwerke mit technischen Einschränkungen, etwa Kernkraftwerke, können ihre Leistung nicht schnell senken. Manche Kraftwerke müssen weiterlaufen, um Netzdienste zu leisten. Und Fördersysteme wie Grünstromzertifikate belohnen die Erzeugung auch bei niedrigem Großhandelspreis. Der Artikel behandelt vor allem den Ungleichgewichtsmarkt. Lesen Sie ihn als Erklärung des Mechanismus, nicht als Messung für 2025.

Wer zahlt? An der Börse zahlt der Verkäufer dem Käufer. Für Haushalte besteht der Vorteil nur mit einem dynamischen Vertrag. Mit Solaranlage spielt auch die Kehrseite eine Rolle. Die Vlaamse Nutsregulator (VNR, die flämische Regulierungsbehörde für Versorgungsleistungen) schätzt, dass 2025 knapp 29.000 flämische Prosumenten (Haushalte mit Solaranlage) mindestens einen Monat lang eine negative Vergütung erhielten und somit für die Einspeisung zahlten. Das geschah bei variablen Verträgen. Es sind etwa 3 Prozent der Prosumenten mit digitalem Zähler (eigene Berechnung, auf Grundlage des VNR-Berichts, wie Solarmagazine ihn zusammenfasst). Wer die Förderung für Solar- und Windparks am Ende finanziert, ist eine eigene Frage zu den Fördersystemen.

Im Voraus kaufen: Terminmarkt und PPAs

Der Preis am Day-Ahead-Markt ist nicht der Preis, den alle zahlen. Erzeuger und Lieferanten kaufen und verkaufen im Voraus am Terminmarkt. An der ICE Endex handeln die Beteiligten belgische Stromverträge für einen Monat, ein Quartal oder ein Jahr. Die Lieferung ist physisch, über das belgische Hochspannungsnetz.

Die CREG beschrieb 2022, wie das funktioniert. Erzeuger verkaufen ihre Erzeugung schrittweise, sodass ihre Einnahmen schon feststehen, bevor sie produzieren. Jeder Lieferant hat eine eigene Strategie, sich abzusichern (im Voraus einzukaufen). Ein Lieferant sichert in der Regel nur einen Teil seiner Festpreisverkäufe ab, weil Haushalte ihren Vertrag mit einer Frist von einem Monat kündigen können. Ein Festpreis folgt also früheren Einkäufen und reagiert mit Verzögerung auf den Großhandelsmarkt.

Ein Power Purchase Agreement (PPA) ist ein langfristiger Vertrag zwischen einem Erzeuger und einem Käufer (einem Unternehmen, einem Lieferanten oder einem Händler) zu einem vereinbarten Preis. Laut ACER schützen PPAs die Käufer vor Preisschwankungen. Wie verfügbar PPAs sind, unterscheidet sich stark von Land zu Land. PPAs unterscheiden sich auch im Lieferprofil. Bei Pay-as-produced zahlt der Käufer für das, was der Solar- oder Windpark tatsächlich liefert. Der Käufer trägt dann das Mengen- und Profilrisiko. Bei Baseload oder Shaped ist das Lieferprofil festgelegt. Dann tragen der Erzeuger oder ein Vermittler das Profilrisiko. Diese Unterscheidung steht in einer Empfehlung der Europäischen Kommission vom April 2026.

Was ein PPA nicht tut: Es verändert den Preis am Day-Ahead-Markt nicht. Dieser kommt weiterhin aus der Auktion. Ein Haushalt merkt ein PPA nur indirekt, über die Kosten seines Lieferanten. Laut JRC begrenzen mehr PPAs und Verträge mit garantiertem Preis (Contracts for Difference), wie stark Verbraucher hohe und schwankende Preise spüren.

Wenige Minuten vor der Lieferung: Intraday und Ungleichgewicht

Nach dem Day-Ahead-Markt geht der Handel weiter (Intraday, innerhalb des Liefertags). Die Intraday-Auktionen schließen um 15.00 und 22.00 Uhr am Vortag und um 10.00 Uhr am Tag selbst. Daneben läuft der Handel bis kurz vor der Lieferung weiter. So korrigieren die Beteiligten ihre Prognosen zu Wind, Sonne und Verbrauch.

Elia ist der Netzbetreiber, der das Netz im Gleichgewicht hält. Jeder Lieferant oder Erzeuger hat einen Bilanzkreisverantwortlichen. Wer pro Viertelstunde mehr oder weniger abnimmt oder einspeist als angekündigt, erhält von Elia eine Abrechnung zu einem Ungleichgewichtspreis pro Viertelstunde. Das spüren Sie nicht direkt. Es zwingt die Marktteilnehmer aber, genau zu prognostizieren.

Belgien: Elia, Nachbarländer und Kernenergie

Belgien ist an das europäische Netz angeschlossen. 2025 importierte unser Land netto etwa 14 TWh Strom, vor allem aus Frankreich und den Niederlanden, meldet Elia (vorläufige Zahlen). Importiert wird vor allem, wenn Strom im Ausland günstiger ist. Dadurch bewegt sich der belgische Preis mit den Nachbarländern. Die Kernenergie lieferte 34 Prozent der belgischen Erzeugung, Gas 19 Prozent. Elia merkt an, dass günstigerer französischer Strom die belgische Gaserzeugung aus dem Markt drängt.

Die Kernenergie bestimmt den Preis selten, denn ihre Grenzkosten sind niedrig. Ihr Einfluss liegt im Angebot. 2025 gingen drei Reaktoren vom Netz: Doel 1, Tihange 1 und Doel 2. Übrig bleiben Doel 4 und Tihange 3. Im Mai 2025 schaffte die Kammer das Gesetz von 2003 zum Atomausstieg ab. Die Föderalregierung verlängerte beide Reaktoren um zehn Jahre, bis 2035. Sie will die Verlängerung bis 2045 ausdehnen.

Ende April 2026 unterzeichneten die Regierung und Engie eine unverbindliche Absichtserklärung über die Übernahme der nuklearen Anlagen und Beteiligungen durch den Staat. Die Verhandlungen laufen noch. Am 30. September 2026 wurde das Zieldatum für eine Einigung über die Eckpunkte auf den 4. November 2026 verschoben. Was das für den Preis bedeutet, hängt vom Gaspreis und von den Preisen in den Nachbarländern ab. Eine eindeutige Prognose gibt es nicht.

Vom Großhandelspreis zu Ihrer Rechnung

Ihre Rechnung besteht aus vier Teilen: Energie, Netzkosten, Abgaben und MwSt. Die MwSt. beträgt seit dem 1. April 2023 dauerhaft 6 Prozent. Die Netzkosten lagen 2026 bei etwa 463 € pro Jahr für einen typischen flämischen Haushalt mit 3.500 kWh, 20 € weniger als 2025 (Test-Aankoop, die belgische Verbraucherorganisation). Der Anteil des Energiepreises schwankt in den letzten Jahren zwischen etwa 35 und 45 Prozent. Im August 2026 waren es 43 Prozent, laut der Referenztabelle der CREG, wie CallMePower sie wiedergibt. Eine offizielle Aufschlüsselung der CREG oder der VNR konnten wir nicht einsehen. Lesen Sie das also als Spanne. Netzkosten und Abgaben ändern sich nur ein- oder zweimal pro Jahr und folgen dem Großhandelspreis nicht.

Wie schnell der Großhandelspreis bei Ihnen ankommt, hängt von Ihrem Vertrag ab. Die CREG schrieb im November 2025, dass variable Verträge einem Rückgang automatisch folgen und Festpreisverträge nicht. Nach Beginn des Konflikts im Nahen Osten Ende Februar 2026 stieg der Energiepreis für Strom im April gegenüber März um etwa 16 Prozent bei Festpreisverträgen und um 7 bis 20 Prozent bei variablen Verträgen (CREG-Zahlen, über Selectra). Ein dynamischer Vertrag war 2025 im Durchschnitt der günstigste: 1.203 €, also 62 € weniger als variabel und 193 € weniger als fest (VNR, über Solarmagazine). Solche Zahlen sagen nichts über Ihren Haushalt, denn es hängt davon ab, wann Sie verbrauchen. Mehr dazu lesen Sie in „Fest, variabel oder dynamisch: Welcher Stromvertrag passt zu Ihnen?“.

Und jetzt?

1. Sehen Sie auf Ihrer Rechnung nach, ob Sie einen Festpreis-, einen variablen oder einen dynamischen Vertrag haben.
2. Lesen Sie „Fest, variabel oder dynamisch: Welcher Stromvertrag passt zu Ihnen?“ und vergleichen Sie mit Ihrem Verbrauch.
3. Haben Sie eine Solaranlage? Sehen Sie in „Solarmodule 2026: ohne rückwärts laufenden Zähler“ nach, was die Einspeisung jetzt kostet oder einbringt, und fragen Sie Ihren Lieferanten nach seinem Einspeisetarif bei negativen Preisen.
4. Vergleichen Sie Ihren Vertrag ein- bis zweimal pro Jahr im CREG Scan, wie die CREG es empfiehlt.

Quellen und Haftungsausschluss

• NEMO Committee: SDAC (Preisgrenzen, Untergrenze minus 600 seit dem 28. Mai 2026) und Pressemitteilung zu 15 Minuten, Intraday-Auktionen und SDAC fallback manual (Schluss um 12.00 Uhr, Veröffentlichung ab 12.55 Uhr)

• EPEX SPOT: Handelsbroschüre 2024 (Börse; Handelsschluss und Veröffentlichung der Preise)

• Europäische Kommission, JRC: The Merit Order and Price-Setting Dynamics (2023, Simulation 2022)

• Europäische Kommission: EU ETS, Europäische Kommission: Quartalspreise auf Basis der ETS-Auktionen und IPCC: Wirkungsgrad und CO₂ von Gaskraftwerken

• ACER: Marktbeobachtung 2026, ACER: Konsultation zu PPAs und ACER: REMIT-Durchsetzung (204 Meldungen; estnisches Bußgeld)

• Europäische Kommission: Empfehlung zu PPAs, April 2026 (Ratsdokument 8452/26)

• Elia Open Data: Ungleichgewichtspreise pro Viertelstunde

• ICE Endex: Belgian Power Base Futures (Handelsplattform)

• CREG: Studie F2336 (2022) und CREG: sinkende Energiepreise (21. November 2025)

• VRT NWS zum CREG-Bericht: 520 Stunden negativer Preis

• Elia: Strommix 2025, vorläufige Zahlen (Pressemitteilung, gehostet vom VFB)

• World Nuclear News: Verhandlungen über die Kernkraftwerke (Fachmedium), Engie: neues Zieldatum 4. November 2026 und VRT NWS: Abschaffung des Atomausstiegsgesetzes

• Test-Aankoop: Netztarife 2026

• ACER: REMIT und KU Leuven: negative Ungleichgewichtspreise und Flexibilität (2014)

Kommerzielle Medien und Fachmedien geben Zahlen der CREG, der VNR und des Gasmarkts weiter: Solarmagazine, Selectra, CallMePower und Montel. Prüfen Sie wichtige Beträge bei der ursprünglichen Quelle.

Dies ist allgemeine Information, keine persönliche Beratung. Zahlen und Regeln können sich ändern. Stand: 30. Oktober 2026.