Wie der europäische Markt den Strompreis bildet

Kaum eine Zahl auf der Stromrechnung wird so wenig verstanden wie der Preis selbst. Dabei folgt die Preisbildung an der Strombörse einem klaren Prinzip: dem Merit Order. An Handelsplätzen wie der EPEX Spot in Paris bieten Kraftwerksbetreiber täglich ihren Strom für den Folgetag an – geordnet nach den Grenzkosten, die jede Erzeugungsart hat1). Wind- und Solaranlagen, deren Brennstoff nichts kostet, stehen ganz vorne in dieser Reihe, Gaskraftwerke meist ganz hinten. Das letzte Kraftwerk, das noch gebraucht wird, um die Nachfrage einer Stunde zu decken, bestimmt den Preis für alle – auch für die günstigeren Anlagen davor. Dieses Prinzip erklärt, warum ein einzelnes Gaskraftwerk an einem windarmen Abend den Preis für den gesamten Markt nach oben ziehen kann, während er an einem sonnigen Wochenendmittag sogar ins Negative rutschen kann.

Luxemburg bildet dabei seit 2018 mit Deutschland eine gemeinsame Gebotszone; beide Länder zahlen also denselben Großhandelspreis2). 2025 lag dieser im Schnitt bei rund 86 Euro pro Megawattstunde, Anfang 2026 bereits bei über 100 Euro – vor allem wegen höherer Gas- und CO2-Preise3). Wichtig zu wissen: Dieser Börsenpreis ist nur ein Teil dessen, was am Ende auf der Rechnung steht. Netzentgelte, Steuern und Umlagen machen oft mehr als die Hälfte des Endpreises aus.

Feste und flexible Tarife

Genau hier setzt die Debatte um flexible und feste Tarife an. Ein fixer Stromtarif garantiert über die Vertragslaufzeit einen gleichbleibenden Preis – Planungssicherheit gegen einen Risikoaufschlag, den der Lieferant für die Absicherung einpreist. Ein dynamischer Tarif gibt den Börsenpreis dagegen nahezu in Echtzeit weiter: günstig, wenn viel Wind und Sonne im Netz sind, teuer in den Verbrauchsspitzen am Morgen und Abend. Für Haushalte mit steuerbaren Geräten – Wärmepumpe, Wallbox, Batterie – kann das eine spürbare Ersparnis bringen; ohne diese Flexibilität trägt man dagegen das volle Preisrisiko und benötigt einen intelligenten Zähler4). Für Netzbetreiber sind zeitvariable Modelle attraktiv, weil sie Lastspitzen glätten und helfen, teuren Netzausbau zu vermeiden5). Stromlieferanten wiederum müssen ihr Beschaffungsrisiko neu kalkulieren, wenn Kundinnen und Kunden ihr Verhalten flexibel anpassen. Und für Betreiber und Hersteller von Solar-, Wind- und Speicheranlagen entscheiden die Tarifsignale direkt darüber, wo sich eine Investition lohnt: Ein Markt, der Flexibilität belohnt, macht Batterien und steuerbare Wärmepumpen wirtschaftlich attraktiver – ein starrer Markt tut das nicht.

Im europäischen Vergleich zeigt sich, wie unterschiedlich Länder diese Fragen beantworten. Haushalte in Luxemburg zahlten Anfang 2024 mit rund 30 Cent pro Kilowattstunde den zweithöchsten Preis der EU nach Irland6) – trotz eines im europäischen Vergleich günstigen Großhandelspreises dank der gemeinsamen Zone mit Deutschland. Der Grund liegt vor allem in Steuern, Abgaben und Netzkosten, nicht im Energiepreis selbst. Deutschland lag 2025 mit rund 38 Cent sogar noch höher, während Ungarn mit etwa 10 Cent das andere Ende der Skala markiert, dort allerdings bei stark regulierten Preisen7). Ein „europäischer Strompreis“ existiert in der Praxis also nicht.

Ist ein europäischer Strommarkt möglich?

Das führt zur größeren Frage: Ist der europäische Strommarkt überhaupt ein einheitlicher Markt? Technisch sind die Netze über Interkonnektoren eng verbunden und das sogenannte „Market Coupling“ sorgt dafür, dass freie grenzüberschreitende Kapazität automatisch dem günstigsten Angebot zugeschlagen wird8). Wirtschaftlich bleibt Europa jedoch in rund vier Dutzend Gebotszonen zersplittert, die eher an Landesgrenzen als an tatsächlichen Netzengpässen verlaufen. Erst wenn die Übertragungskapazität zwischen zwei Zonen ausgeschöpft ist, entstehen Preisunterschiede – Luxemburg profitiert hier von seiner gemeinsamen Zone mit Deutschland, während andere Länder wie Italien in mehrere Preiszonen zersplittert sind.

Wie fragil diese Balance ist, zeigte sich im Juni 2026: Im Rahmen ihres „European Grids Package“ wollte die EU-Kommission einen Teil der nationalen Engpasserlöse – jener Einnahmen, die Netzbetreiber bei Kapazitätsengpässen zwischen Preiszonen erzielen – in einen gemeinsamen Topf für grenzüberschreitende Netzprojekte einbringen. Am Widerstand einzelner Mitgliedstaaten, allen voran Schweden mit umgerechnet gut drei Milliarden Euro jährlicher Engpasserlöse, wurde der Vorschlag deutlich abgeschwächt9). Das Beispiel zeigt, warum die Vereinheitlichung des europäischen Energiemarkts – ein zentrales Ziel, um Europa unabhängig von externen Energielieferanten zu machen – eine politische Dauerbaustelle bleibt: national verankerte Einnahmen, unterschiedliche Steuersysteme und ein geschätzter Investitionsbedarf von rund 1,2 Billionen Euro bis 2040 für den grenzüberschreitenden Netzausbau bremsen, was technisch längst möglich wäre10).

Luxemburg als Vorreiter

Für Luxemburg heißt das: Mit der neuen Netztarifstruktur, die ILR und Netzbetreiber seit 2025 einführen11), und dem eigens für Batteriespeicher entwickelten Tarifmodell nimmt das Land im Kleinen eine Vorreiterrolle ein – ein Beleg dafür, dass faire, flexible Tarife machbar sind, wenn der politische Wille vorhanden ist. Die größere Aufgabe bleibt jedoch europäisch: ein Netz, das die Kapazität hat, Windstrom aus der Nordsee ebenso reibungslos zu verteilen wie Solarstrom aus Südeuropa – und ein Markt, der diesen Austausch nicht an Ländergrenzen ausbremst.

Der Strompreis ist also kein Naturgesetz, sondern das Ergebnis von Marktregeln, die sich ändern lassen. Flexible Tarife verschieben Anreize hin zu einem netzdienlicheren Verbrauch, brauchen dafür aber faire Rahmenbedingungen für alle Akteure. Und die eigentliche europäische Aufgabe liegt längst nicht mehr im Bau neuer Leitungen allein, sondern darin, den politischen Willen zu einem wirklich gemeinsamen Energiemarkt zu finden.

1)balkonkraftwerk-kompendium.de, „EPEX Spot und Day-Ahead-Preise: So entsteht der Börsenstrompreis“, 30.3.2026

2)wattline.de, „Spotmarkt: Strom zu aktuellen Preisen [EPEX Spot]“ (gemeinsames Marktgebiet Deutschland/Luxemburg seit 2018)

3) wattline.de, „Spotmarkt: Strom zu aktuellen Preisen [EPEX Spot]“ (Day-Ahead-Preis DE/LU: 86,54 €/MWh 2025, 105,91 €/MWh Anfang 2026)

4) Bundesnetzagentur, „Dynamische Stromtarife“

5)stromvergleich.de, „Dynamische Stromtarife: Clever sparen mit flexiblen Preisen“ (zeitvariable Netzentgelte seit April 2025)

6)stromauskunft.de, „Strompreise in Europa – Das kostet Strom in der EU“ (Eurostat-Daten Q1 2024: Luxemburg 30,24 ct/kWh)

7) strom-report.com, „Strompreise in Europa: Was Strom in der EU kostet“ (H1 2025: Deutschland 38,3 ct/kWh, Ungarn 10,4 ct/kWh)

8)Bundesnetzagentur, „Europäische Marktkopplung“

9) blackout-news.de, „EU kürzt Netzpläne für grenzüberschreitenden Netzausbau“, 26.6.2026

10)blackout-news.de, „EU kürzt Netzpläne für grenzüberschreitenden Netzausbau“ (Investitionsbedarf rund 1,2 Billionen Euro bis 2040)

11) Creos Luxembourg, „Neue Tarifstruktur“

Paul Zens, Spezialist in Humanwissenschaften, ist seit 2020 Präsident von Eurosolar Lëtzebuerg asbl, die sich seit vielen Jahren für technische und gesellschaftliche Wertschöpfung mittels erneuerbarer Energien einsetzt

Anmerkung

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