Jeder Eintrag hier ist einer, den wir selbst nachschlagen mussten, falsch verstanden hatten oder jemandem erklären sollten. Wo wir etwas gemessen haben, steht die Zahl im Eintrag.
Strom wird mehrfach gehandelt, bevor er geliefert wird. Jede Runde ist ein eigener Markt mit eigenen Regeln — sie zu verwechseln ist der häufigste Fehler in diesem Feld.
Die Hauptauktion. Gebote für jede Stunde beziehungsweise Viertelstunde des Folgetags werden bis 12:00 Uhr gesammelt, europaweit gemeinsam abgerechnet und gegen 12:45–13:00 veröffentlicht. Diese eine Auktion setzt den Referenzpreis, den alle anderen zitieren. Die Zahlen von heute stehen auf unserer Seite zum Börsenstrompreis.
Fortlaufender Handel nach der Auktion, bis kurz vor Lieferung. XBID ist das gemeinsame europäische Orderbuch: ein Käufer in einem Land trifft auf einen Verkäufer in einem anderen, solange Grenzkapazität frei ist. Anders als bei der Auktion gibt es keinen einheitlichen Preis — jeder Abschluss hat seinen eigenen.
Die Anmeldung, wie viel wann geliefert oder bezogen wird. Der Fahrplan ist die Referenz, gegen die später die Ausgleichsenergie abgerechnet wird — und Änderungen haben eigene Fristen, die mit der Handelsschlusszeit nicht identisch sind.
Ein virtuelles Konto, auf dem Einspeisung und Entnahme einer Gruppe von Anlagen und Kunden zusammengeführt werden. Der Bilanzkreisverantwortliche haftet dafür, dass Fahrplan und Wirklichkeit nah beieinanderliegen. Weicht es ab, wird die Differenz als Ausgleichsenergie abgerechnet.
Der Preis für diese Differenz. In Deutschland gilt ein einziger Preis für alle vier Regelzonen: der reBAP, der regelzonenübergreifende einheitliche Bilanzausgleichsenergiepreis, veröffentlicht von Netztransparenz.
Wichtig für jede Auswertung: der Wert wird nachträglich korrigiert. Wer mit dem endgültigen reBAP rechnet und behauptet, danach gehandelt zu haben, rechnet mit Wissen, das zum Entscheidungszeitpunkt nicht vorlag.
Am tschechischen Markt über 92 018 Viertelstunden gemessen: Median 103,6 EUR/MWh, Spanne von −14 879 bis +12 406, und ein Viertel aller Viertelstunden wird bei genau null abgerechnet. Negative Preise und Preise über 500 machen 18,6 % der Viertelstunden aus, aber 35,9 % der Gesamtgröße — die vollständige Auswertung liegt offen. Die deutsche Verteilung sieht anders aus, die Form ist dieselbe.
Drei Stufen, jede langsamer und günstiger als die davor. FCR (Primärregelung) fängt die Frequenzabweichung binnen 30 Sekunden ab. aFRR (Sekundärregelung) stellt die Frequenz automatisch wieder her, vollständig in fünf Minuten. mFRR (Minutenreserve) wird manuell abgerufen und entlastet die aFRR.
aFRR ist keine Ausnahme, sondern Dauerzustand: im tschechischen Regelblock im August 2026 in 76,3 % aller Viertelstunden nach oben und in 71,1 % nach unten abgerufen, oft beides innerhalb derselben Viertelstunde. Mehr dazu im aFRR- und mFRR-Leitfaden.
Zwei getrennte Märkte pro Produkt. Der Leistungspreis bezahlt Bereithalten, der Arbeitspreis bezahlt tatsächlich gelieferte Energie. Eine Anlage kann jahrelang Leistung vermarkten und selten abgerufen werden. Beides zu addieren, ohne die abgerufenen Stunden zu prüfen, ist der übliche Weg zu einer zu schönen Wirtschaftlichkeitsrechnung.
Die europäischen Plattformen für den grenzüberschreitenden Austausch von Regelarbeit — PICASSO für aFRR im Vier-Sekunden-Takt, MARI für mFRR als Viertelstundenauktion. Folge: der Abrufpreis wird vom Grenzgebot im gekoppelten Gebiet gesetzt, nicht vom eigenen Übertragungsnetzbetreiber allein.
Kraftwerke werden nach Grenzkosten aufsteigend eingesetzt, und den Preis setzt die zuletzt benötigte Anlage — nicht der Durchschnitt. Deshalb senken günstige erneuerbare Einspeisungen den Preis für alle, und deshalb bestimmt ein teures Gaskraftwerk an der Grenze den Preis für die ganze Zone.
Kein Fehler. Bei viel Wind und Sonne und geringer Last ist Abregeln teurer als Weiterproduzieren, also wird unter null gehandelt. Die Untergrenze liegt in den meisten Zonen bei −500 EUR/MWh. In der Zone Deutschland–Luxemburg waren seit 2022 4,8 % aller Preispunkte negativ.
Wenn das Marktergebnis physikalisch nicht fließen kann, weist der Netzbetreiber ein Kraftwerk an, weniger zu produzieren, und ein anderes, mehr. Seit Redispatch 2.0 sind auch kleinere Anlagen und Erneuerbare einbezogen. Die Kosten landen in den Netzentgelten.
Die Vermarktung von Strom aus EEG-Anlagen am Markt statt über die feste Einspeisevergütung, mit Marktprämie als Ausgleich. Für den Direktvermarkter heißt das: Prognose, Fahrplan und Bilanzkreis — also genau die Datenaufgabe, um die es auf unserer Seite zum Energiedatenmanagement geht.
Das Gebiet, in dem Strom zu einem Preis gehandelt wird. Nicht identisch mit einem Land: Schweden hat vier, Norwegen fünf, Italien sechs. Deutschland, Österreich und Luxemburg waren bis zum 30. September 2018 eine gemeinsame Zone — jede Zeitreihe über dieses Datum hinweg braucht zwei EIC-Codes. Die Liste steht in unserer EIC-Referenz.
Wir bauen Marktdaten-Integrationen, Dashboards und Auswertungen für europäische Strommärkte. Schreiben Sie kurz, um welchen Markt es geht und welche Entscheidung das Werkzeug unterstützen soll.
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