Wie wird der Strompreis an der Strombörse gebildet?

Ein wichtiger Ausgangspunkt ist die europäische Strombörse EPEX Spot mit Sitz in Paris. Dort werden unter anderem die Preise für den sogenannten Day-Ahead-Markt festgelegt. Strom wird dabei für die einzelnen Stunden des folgenden Tages gehandelt.

Der Preis richtet sich wesentlich danach, wie viel Strom angeboten und wie viel gleichzeitig nachgefragt wird. Gibt es beispielsweise sehr viel Wind- und Solarstrom, während der Verbrauch vergleichsweise niedrig ist, kann das Angebot die Nachfrage deutlich übersteigen. In solchen Situationen können die Börsenpreise stark fallen und zeitweise sogar negativ werden.

Für den Strommarkt ist das kein ungewöhnliches Phänomen. Für einen Haushalt ist der Börsenpreis allerdings nicht automatisch der Preis, den er pro Kilowattstunde bezahlt. Denn auf dem Weg vom Großhandelsmarkt zur Stromrechnung kommen weitere Bestandteile hinzu.

Smart Meter als Verbindung zum dynamischen Strompreis

Damit ein Haushalt von den Schwankungen an der Strombörse unmittelbar profitieren kann, braucht er einen dynamischen Stromtarif. Ein solcher Tarif orientiert sich am kurzfristigen Börsenpreis und kann deshalb im Tagesverlauf unterschiedlich teuer sein.

Voraussetzung dafür ist in der Regel ein intelligentes Messsystem, die sogenannten Smart Meter. Anders als ein klassischer Stromzähler erfasst es den Verbrauch in kurzen Zeitintervallen und übermittelt die entsprechenden Messwerte. Dadurch kann der Stromverbrauch zeitlich genau den jeweiligen Preisen zugeordnet werden.

Für Verbraucher eröffnet das eine neue Möglichkeit: Wer seinen Stromverbrauch verschieben kann, kann beispielsweise das Elektroauto dann laden, wenn besonders viel Solar- oder Windstrom verfügbar ist. Auch eine Wärmepumpe oder andere größere Verbraucher lassen sich entsprechend steuern.

Das Prinzip ist einfach: Strom verbrauchen, wenn er günstig ist, und möglichst wenig Strom beziehen, wenn er teuer ist. Doch genau hier beginnt das deutsche Problem.

Deutschland verfügt bislang jedoch nur über einen kleinen Bestand an Smart Metern. Der Ausbau kommt deutlich langsamer voran als in verschiedenen anderen europäischen Ländern. Durch die jahrelang verschleppte Digitalisierung Deutschlands haben rund 20 % der eingebauten Smart-Meter-Softwareprobleme und können nicht mit den örtlichen Versorgern digital kommunizieren. Das führt dazu, dass diese Smart Meter ihre eigentliche Funktion nicht erfüllen können.

Für Verbraucher bedeutet das: Selbst wenn an der Börse Strom zeitweise extrem billig oder sogar negativ gehandelt wird, können sie diesen Preis nicht einfach abrufen.

Warum läuft der Smart-Meter-Ausbau in Deutschland schleppend?

Der zähe Smart-Meter-Rollout in Deutschland hat mehrere Ursachen. Ein wesentlicher Teil der Verzögerungen geht dabei auf politische und regulatorische Entscheidungen der vergangenen Jahre zurück.

Die Phase der Blockade unter Bundeskanzlerin Angela Merkel (CDU): Zwischen 2016 und 2022 wurde der Rollout vor allem durch hohe technische Anforderungen und bürokratische Vorgaben ausgebremst:

• Hohe Sicherheitsanforderungen: Mit dem Messstellenbetriebsgesetz von 2016 setzte Deutschland beim Datenschutz und bei der IT-Sicherheit besonders hohe Maßstäbe. Die Zertifizierung der dafür notwendigen Smart-Meter-Gateways durch das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) zog sich deshalb über Jahre hin.
• Die Drei-Hersteller-Regel: Der verpflichtende Rollout war an die Voraussetzung geknüpft, dass mindestens drei unabhängige Hersteller zertifizierte Gateways anbieten. Dadurch konnte der Ausbau trotz bereits verfügbarer Technik lange nicht richtig starten.
• Gerichtlicher Rückschlag: 2021 stoppte das Oberverwaltungsgericht Münster den verpflichtenden Rollout. Hintergrund waren Zweifel daran, ob die damals verfügbaren Smart-Meter-Systeme die gesetzlich vorgeschriebenen technischen Anforderungen tatsächlich erfüllten.
• Zu wenig Anreiz für Verbraucher: Die zunächst hohen Kosten für intelligente Messsysteme machten einen freiwilligen Einbau für viele Haushalte wenig attraktiv. Gleichzeitig konnten dynamische Stromtarife ohne Smart Meter ihren Vorteil kaum ausspielen.

Hinzu kommt die zersplitterte Struktur des Messwesens. In Deutschland sind mehr als 800 Verteilnetz- und Messstellenbetreiber am Rollout beteiligt. Gerade kleinere Stadtwerke verfügen teilweise nicht über die notwendigen personellen und technischen Ressourcen, um den Ausbau schnell voranzutreiben.

Auch die Installation selbst ist nicht immer unkompliziert. In vielen älteren Gebäuden müssen zunächst die Zählerschränke modernisiert werden, bevor ein Smart Meter eingebaut werden kann. Das verursacht zusätzlichen Aufwand und Kosten.

Damit treffen mehrere Probleme aufeinander: hohe regulatorische Anforderungen, politische Verzögerungen, eine fragmentierte Infrastruktur, aufwendige Installationen und lange Zeit geringe wirtschaftliche Anreize. Erst mit den jüngeren gesetzlichen Anpassungen wurde versucht, diese Blockaden zu lösen.

Die politische Kehrtwende: Vom jahrelangen Stillstand zum verbindlichen Rollout

Nach Jahren, in denen der Smart-Meter-Ausbau vor allem an hohen technischen Anforderungen und einem komplizierten Zulassungsverfahren festhing, änderte die Politik ihren Kurs. Einen wichtigen Wendepunkt markierte dabei die Ampelregierung (SPD, FDP, Bündnis 90/Die Grünen) unter Bundeskanzler Olaf Scholz (SPD).

Im Januar 2023 beschloss das Bundeskabinett den Entwurf für das Gesetz zum Neustart der Digitalisierung der Energiewende (GNDEW). Das Gesetz wurde im Mai 2023 vom Bundestag verabschiedet und trat im Wesentlichen im selben Jahr in Kraft. Ziel war es, den jahrelang stockenden Ausbau zu beschleunigen und die Kosten stärker zu verteilen.

Dabei setzte die Bundesregierung an mehreren Stellen gleichzeitig an:

• Weg vom Perfektionismus: Die Messstellenbetreiber sollten Smart-Meter-Systeme nicht mehr erst dann ausrollen müssen, wenn sämtliche Funktionen vollständig ausentwickelt sind. Stattdessen wurde eine Hochlaufphase geschaffen, in der zusätzliche Funktionen schrittweise per Software-Update aktiviert werden können. Der gesetzlich vorgeschriebene Mindestfunktionsumfang muss dabei von Anfang an gewährleistet sein.
• Kosten für Haushalte begrenzt: Für Privathaushalte und kleinere Anlagenbetreiber wurde die jährliche Preisobergrenze für ein intelligentes Messsystem auf 20 Euro festgelegt. Gleichzeitig sollten Netzbetreiber stärker an den Kosten beteiligt werden, weil auch sie vom digitalen Messsystem und der besseren Steuerbarkeit des Stromnetzes profitieren.
• Verbindlicher Ausbauplan: Statt den Rollout weitgehend dem freiwilligen Einbau zu überlassen, schrieb das GNDEW konkrete Ausbauquoten vor. Ab 2025 sollten zunächst mindestens 20 Prozent der relevanten Pflichteinbaufälle ausgestattet sein, bis Ende 2028 mindestens 50 Prozent und bis Ende 2030 95 Prozent. Zu den betroffenen Gruppen gehören insbesondere Haushalte mit einem Jahresverbrauch von mehr als 6.000 kWh, Betreiber bestimmter Erzeugungsanlagen ab 7 kW sowie Verbraucher mit steuerbaren Anlagen wie Wärmepumpen oder Wallboxen.

Regierung unter Friedrich Merz (CDU): Die aktuelle Bundesregierung übernahm ab 2025 den bestehenden Rahmen und setzt vor allem auf Beschleunigung und Kontrolle. Die Bundesnetzagentur geht gegen säumige Messstellenbetreiber vor, während der Smart-Meter-Ausbau stärker mit dynamischen Stromtarifen, PV, Wärmepumpen, Wallboxen und Batteriespeichern verknüpft werden soll.

Damit änderte sich auch die Rolle der Verbraucher: Der Smart Meter sollte nicht mehr nur ein freiwilliges Zusatzprodukt sein, sondern zu einem zentralen Baustein der Energiewende werden. Denn erst mit der digitalen Erfassung und Übermittlung des Verbrauchs lassen sich beispielsweise dynamische Stromtarife, Wärmepumpen, Wallboxen und Batteriespeicher sinnvoll in das Stromsystem integrieren.

Druck auf die Messstellenbetreiber steigt

Seit dem 1. Januar 2025 müssen Stromlieferanten grundsätzlich dynamische Stromtarife anbieten – allerdings für Kunden, die über ein intelligentes Messsystem verfügen. Damit entstand erstmals ein direkter Zusammenhang zwischen dem Smart-Meter-Rollout und einem konkreten Nutzen für Verbraucher: Wer seinen Verbrauch zeitlich verschieben kann, soll von niedrigen Börsenstrompreisen profitieren können.

Gleichzeitig begann die erste verbindliche Ausbaufrist zu laufen. Bis zum 31. Dezember 2025 mussten die grundzuständigen Messstellenbetreiber mindestens 20 Prozent der relevanten Pflichteinbaufälle mit intelligenten Messsystemen ausgestattet haben. Diese Quote betrifft insbesondere Verbraucher mit mehr als 6.000 kWh Jahresverbrauch sowie bestimmte steuerbare Verbrauchseinrichtungen.

Dass die Vorgaben nicht nur auf dem Papier existieren, zeigt das Vorgehen der Bundesnetzagentur im Jahr 2026. Nachdem zahlreiche Messstellenbetreiber die 20-Prozent-Quote verfehlt hatten, leitete die Behörde am 27. März 2026 zunächst 77 Aufsichtsverfahren ein. Weitere Verfahren sollen folgen. Die Bundesnetzagentur kann dabei Zwangsgelder einsetzen, um die Unternehmen zur Einhaltung ihrer gesetzlichen Pflichten zu bewegen.

Der Kurs der Politik hat sich damit innerhalb weniger Jahre deutlich verändert: Während der Smart-Meter-Ausbau zunächst durch hohe Anforderungen und langwierige Zertifizierungsprozesse gebremst wurde, setzt der Gesetzgeber inzwischen auf verbindliche Quoten, gedeckelte Kosten und regulatorischen Druck.

Ob dieser Strategiewechsel ausreicht, um den jahrelangen Rückstand aufzuholen, wird sich allerdings erst in den kommenden Jahren zeigen. Ende 2025 waren bundesweit erst rund 5,5 Prozent aller Messlokationen mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet.

Entsprechende Technik macht Strom nicht automatisch kostenlos

Selbst Verbraucher mit dynamischem Tarif und digital angebundenem Smart Meter an den Stromanbieter erhalten nicht einfach den reinen Börsenpreis. Denn der Endkundenpreis besteht aus mehreren Komponenten.

Zum Börsenpreis kommen unter anderem Netzentgelte, Steuern, Abgaben und der Grundpreis des jeweiligen Anbieters. Diese Bestandteile verändern sich nicht automatisch im selben Maße wie der Börsenpreis.

Ein negativer Börsenpreis bedeutet deshalb nicht zwangsläufig, dass ein Haushalt Geld für seinen Stromverbrauch bekommt. Erst wenn der negative Börsenpreis stark genug ausfällt, kann er die übrigen preislichen Bestandteile übertreffen.

Für Verbraucher ist deshalb entscheidend, zwischen dem Börsenpreis und dem tatsächlichen Endkundenpreis zu unterscheiden.

Klassische Stromtarife hemmen dynamische Strompreise

Damit stellt sich die Frage, die für viele Haushalte besonders interessant ist: Wenn der Börsenstrom billig ist, wer profitiert dann davon?

Die Antwort hängt vom Geschäftsmodell und vom jeweiligen Stromtarif ab. Ein klassischer Stromanbieter verkauft seinen Kunden in der Regel keinen stündlich wechselnden Börsenpreis. Bei einem Festpreistarif wird der Strom häufig langfristiger beschafft. Der Anbieter trägt damit auch das Risiko, wenn die Preise an der Börse später stark steigen.

Das bedeutet: Es wäre zu einfach, jede Differenz zwischen Börsenpreis und Haushaltsstrompreis als zusätzlichen Gewinn eines Konzerns zu betrachten. Ein Versorger muss bei einem Festpreismodell auch Preisschwankungen abfedern, die in die andere Richtung gehen.

Dennoch bleibt aus Sicht des Endverbrauchers ein entscheidender Unterschied bestehen: Wer einen klassischen Tarif hat, bekommt die kurzfristigen Vorteile negativer Börsenpreise nicht unmittelbar gutgeschrieben.

Wer dagegen einen dynamischen Tarif besitzt und seinen Verbrauch entsprechend verschieben kann, hat die Möglichkeit, von solchen Preisbewegungen direkt zu profitieren.

Dilemma des privaten Stromkunden: Dynamischer Markt, starre Technik

Damit lässt sich das Dilemma auf einen einfachen Nenner bringen.

Der Strommarkt wird dynamischer, aber der typische Haushalt ist noch nicht dynamisch genug aufgestellt, um daran teilzunehmen.

An der Börse entstehen Preise, die sich innerhalb weniger Stunden stark verändern können. Erneuerbare Energien verstärken diese Schwankungen, weil Wind und Sonne nicht gleichmäßig Strom liefern. Gleichzeitig soll der Verbraucher seinen Stromverbrauch stärker an das vorhandene Angebot anpassen.

Dafür braucht er jedoch zunächst die technische Infrastruktur. Ohne Smart Meter kann sein Verbrauch nicht zuverlässig der jeweiligen Viertelstunde oder Stunde zugeordnet werden. Ohne dynamischen Tarif wiederum hat er keinen unmittelbaren finanziellen Anreiz, seinen Verbrauch nach dem Börsenpreis auszurichten.

Und selbst wenn beide Voraussetzungen erfüllt sind, muss der Haushalt überhaupt in der Lage sein, seinen Verbrauch zeitlich zu verschieben. Wer morgens zur Arbeit fährt, abends kocht und die Waschmaschine dann einschaltet, wenn es gerade passt, kann seinen Stromverbrauch nicht beliebig nach dem Börsenpreis ausrichten. Besitzer eines Elektroautos, einer Wärmepumpe oder eines Batteriespeichers haben dagegen deutlich mehr Möglichkeiten, flexible Verbraucher in günstige Stunden zu verschieben.

Konzerne und Großverbraucher mit anderem Marktzugang

Beim Blick auf den Strommarkt zeigt sich, dass private Haushalte gegenüber großen Marktteilnehmern strukturell im Nachteil sind. Energiekonzerne wie RWE oder Uniper sind direkt am Großhandelsmarkt aktiv und können Strom zu den dort geltenden Preisen beschaffen und handeln.

Große industrielle Verbraucher wiederum können ihre Beschaffung professionell steuern, langfristige Verträge abschließen oder ihren Stromverbrauch gezielt an günstige Marktphasen anpassen. Zudem gelten für bestimmte energieintensive Unternehmen besondere Regelungen bei Abgaben und Netzentgelten.

Ein privater Haushalt hat einen deutlich indirekteren Zugang. Er bezieht seinen Strom über einen Anbieter, zahlt zusätzlich Netzentgelte, Steuern, Abgaben und weitere Preisbestandteile und benötigt für eine direkte Reaktion auf Börsenpreise einen Smart Meter und einen entsprechenden dynamischen Tarif.

Damit sind die Möglichkeiten ungleich verteilt: Während große Marktteilnehmer unmittelbar oder sehr nah am Großhandelsmarkt agieren und Preisbewegungen wirtschaftlich nutzen können, muss der private Verbraucher erst die technischen und vertraglichen Voraussetzungen schaffen, um überhaupt von günstigen Börsenstrompreisen zu profitieren.

Auch örtliche Stromversorger sitzen zwischen den Stühlen

Eine besondere Rolle spielen die örtlichen Stromversorger und Netzbetreiber. Für Verbraucher sind sie häufig kaum voneinander zu unterscheiden, obwohl ihre Aufgaben unterschiedlich sind.

Der Netz- und Messstellenbetreiber ist für den Betrieb des Stromnetzes und beziehungsweise die Messinfrastruktur zuständig. Der Stromanbieter wiederum verkauft dem Kunden den Stromtarif. In Berlin können beispielsweise unterschiedliche Anbieter Strom liefern, während der örtliche Netz- und Messstellenbetrieb bei einem regional zuständigen Unternehmen liegt.

Gerade diese Trennung macht das System für Verbraucher kompliziert. Ein Kunde kann einen dynamischen Tarif bei einem Anbieter buchen wollen, benötigt dafür aber ein geeignetes Messsystem, dessen Installation nicht allein vom Stromanbieter abhängt.

Der Endverbraucher kann also bereit sein, auf flexible Preise zu reagieren, stößt aber möglicherweise an eine technische Grenze, die er selbst nicht beeinflussen kann.

Der Verbraucher soll 2026 flexibel werden – aber die Voraussetzungen fehlen noch

Die Energiewende verändert den Strommarkt grundlegend. Früher war es für Haushalte weitgehend egal, wann sie ihre Waschmaschine einschalteten oder ihr Auto luden. Der Strompreis war über längere Zeiträume stabil und die Stromversorgung orientierte sich stark an planbaren Kraftwerken.

Mit einem wachsenden Anteil von Wind- und Solarstrom verändert sich diese Logik. Wenn viel Strom vorhanden ist, kann er billig sein. Wenn wenig Strom verfügbar ist, kann er teuer werden. Daraus entsteht ein wirtschaftlicher Anreiz, Verbrauch in günstige Zeiten zu verschieben.

Doch dieser Mechanismus funktioniert eben nur, wenn drei Dinge zusammenkommen: ein intelligentes Messsystem, ein dynamischer Tarif und ein Haushalt, der seinen Verbrauch tatsächlich flexibel steuern kann.

Fehlt eine dieser Voraussetzungen, bleibt der Verbraucher weitgehend Zuschauer der Preisbewegungen an der Börse. Der Endverbraucher steht damit zwischen zwei Stromwelten.

Auf der einen Seite gibt es einen zunehmend flexiblen europäischen Strommarkt, auf dem Preise innerhalb weniger Stunden erheblich schwanken können. Auf der anderen Seite steht der klassische Haushaltskunde mit einem festen Tarif, einem herkömmlichen Zähler und wenig Einfluss darauf, wann sein Strom tatsächlich abgerechnet wird.

Die günstigen Börsenpreise existieren also tatsächlich. Sie kommen aber nicht bei jedem Haushalt an. Das eigentliche Problem besteht deshalb weniger darin, dass Strom an der Börse billig wird. Entscheidend ist vielmehr, wer Zugang zu diesem günstigen Strompreis hat und wer die technischen und vertraglichen Voraussetzungen dafür besitzt.

Welche Möglichkeiten haben Endverbraucher 2026, die Stromkosten zu beeinflussen?

Die Frage lautet nicht nur: Was kostet eine Kilowattstunde Strom und wann ist sie am günstigsten? Sondern auch: Kann ich überhaupt davon profitieren, wenn sie gerade billig ist?

Für Endverbraucher gibt es dabei mehrere Möglichkeiten – je nachdem, ob eine eigene Solaranlage vorhanden ist. Wer keine eigene PV-Anlage hat, kann mit einem Smart Meter und einem dynamischen Stromtarif von günstigen Börsenpreisen profitieren und seinen Stromverbrauch, etwa für Waschmaschine, Geschirrspüler – wenn die technischen Voraussetzungen gegeben sind –, Wärmepumpe oder E-Auto, gezielt in günstige Stunden verschieben.

Mit einer eigenen Solaranlage lässt sich der Eigenverbrauch zusätzlich erhöhen, indem überschüssiger Solarstrom gespeichert und später genutzt wird. Ein Batteriespeicher kann dabei helfen, Solarstrom vom Tag in die Abend- und Nachtstunden zu verschieben und bei einem dynamischen Tarif auch dann geladen werden, wenn Netzstrom besonders günstig ist. Besonders viel Potenzial bietet daher die Kombination aus Photovoltaikanlage, Batteriespeicher, dynamischem Stromtarif und einer automatisierten Steuerung des Verbrauchs.