Der Day-Ahead-Markt ist die zentrale Stunden-Auktion an der Strombörse, in der Strom für jede einzelne Stunde des Folgetags gehandelt wird. Für deutsche Photovoltaikanlagen ist er der wichtigste Referenzmarkt: Aus den Day-Ahead-Stundenpreisen wird der Marktwert Solar berechnet, der wiederum die Marktprämie in der Direktvermarktung bestimmt.
Funktionsweise der Day-Ahead-Auktion
- SDAC-Auktion (Single Day-Ahead Coupling): tägliche Gate-Closure 12:00 Uhr MEZ. Käufer und Verkäufer geben Stundengebote (24 Stunden) ab; ein zentraler EU-Algorithmus räumt den Markt
- Anschluss-Auktionen: für ungeräumte Volumina (selten)
Das Ergebnis: 24 Markträumungspreise (eine je Stunde) für den Folgetag, veröffentlicht um 12:55 Uhr MEZ.
Preisbildung nach Merit Order
Der Algorithmus sortiert alle Gebote nach Preis und bringt Angebot und Nachfrage zum Schnitt. Das teuerste noch benötigte Gebot bestimmt den einheitlichen Markträumungspreis (Uniform Pricing). Alle billigeren Erzeuger erhalten ebenfalls diesen Preis – PV-Strom mit Grenzkosten nahe null profitiert systematisch davon, solange noch teurere Erzeuger (Gas, Kohle) den Markt setzen.
Day-Ahead-Preise und PV-Profil
| Tageszeit | Typischer Day-Ahead-Preis 2026 | PV-Erzeugung |
|---|---|---|
| 00:00–06:00 | 40–60 €/MWh | 0 |
| 06:00–10:00 | 80–130 €/MWh | steigend |
| 11:00–14:00 (Sommer) | −10 bis +40 €/MWh | Peak |
| 17:00–19:00 | 100–160 €/MWh | fallend |
| 20:00–22:00 | 120–180 €/MWh | 0 |
Diese Stundenverteilung erklärt den Cannibalization-Effekt: PV produziert genau in den Stunden mit den niedrigsten Strompreisen, weil sie selbst diese Preise senkt.
Marktwert Solar & Capture Rate
Der Marktwert Solar ist der mengengewichtete Mittelwert aller Day-Ahead-Stunden, gewichtet mit der bundesweiten PV-Erzeugung. Das Verhältnis Marktwert Solar zu Phelix-Day-Ahead-Average heißt Capture Rate:
- Phelix-DA-Average 2024: 78 €/MWh
- Marktwert Solar 2024: 64 €/MWh
- Capture Rate: 82 %
- Prognose Capture Rate 2030: 65–70 %
Praxisbeispiel: 5-MWp-Park, Juli-Tag
An einem sonnenreichen Juli-Tag erzeugt ein 5-MWp-Park rund 36 MWh. Day-Ahead-Verteilung:
- 12:00–13:00 Uhr (4,5 MWh): Spotpreis −12 €/MWh → Erlös −54 €
- 14:00–15:00 Uhr (4,8 MWh): Spotpreis 18 €/MWh → Erlös 86 €
- 16:00–17:00 Uhr (3,9 MWh): Spotpreis 65 €/MWh → Erlös 254 €
- Gesamterlös am Spot: ca. 720 €, Durchschnittspreis 20 €/MWh
- Marktprämie füllt den anzulegenden Wert auf rund 4,2 ct/kWh → Gesamtcashflow 1.510 €
FAQ Day-Ahead-Markt
Wann werden die Day-Ahead-Preise veröffentlicht?
Täglich um etwa 12:55 Uhr MEZ für die 24 Stunden des Folgetags.
Was bedeutet “Single Day-Ahead Coupling”?
EU-weite Marktkopplung von 26 Stromzonen mit einem gemeinsamen Algorithmus (EUPHEMIA). Ermöglicht effizienten grenzüberschreitenden Stromhandel.
Wie viele MWh werden täglich gehandelt?
Im deutschen Day-Ahead-Markt 2024 durchschnittlich 0,9 bis 1,3 TWh pro Tag – rund 30 bis 40 Prozent der gesamten deutschen Stromnachfrage.
Wer darf am Day-Ahead-Markt handeln?
Zugelassene Marktteilnehmer (Energieversorger, Direktvermarkter, große Industriekunden) mit Mitgliedschaft bei EPEX Spot oder OTC-Anbindung über Broker.
Warum ist der Day-Ahead-Preis im Sommermittag oft negativ?
Hohes PV- und Wind-Aufkommen trifft auf vergleichsweise niedrige Nachfrage. Konventionelle Kraftwerke zahlen, um nicht abregeln zu müssen, da Wiederhochfahren teurer wäre.
Hinweis: Allgemeine fachliche Information, keine Anlageberatung. Strommarkt-Mechanismen verändern sich regulatorisch laufend – aktuelle Werte und Verträge sollten mit qualifizierten Energiehändlern, Bankenpartnern und Steuerberatern abgestimmt werden.
