Spotmarkt und Terminmarkt: Was Energieeinkäufer 2026 kennen sollten
Der Day-Ahead-Spotpreis lag 2025 im Schnitt bei 89,32 EUR/MWh (+13,8 % gegenüber 2024), bei 573 Stunden mit negativen Preisen. Wer am Terminmarkt einkauft, fixiert den Preis im Voraus, übernimmt aber das Mengenrisiko – dieser Beitrag erklärt die Unterschiede mit belegten Zahlen.
Spotmarkt 2025: hoher Durchschnitt, wachsende Ausschläge
Am Day-Ahead-Spotmarkt der Gebotszone DE/LU wird Strom für den Folgetag gehandelt. Laut Bundesnetzagentur (SMARD, veröffentlicht am 5. Januar 2026) lag der Großhandelspreis 2025 im Jahresdurchschnitt bei 89,32 EUR/MWh – das entspricht rund 8,93 ct/kWh und einem Anstieg von 13,8 % gegenüber 78,51 EUR/MWh im Jahr 2024.
Entscheidend für Einkäufer ist nicht nur der Durchschnitt, sondern die Streuung: 2025 gab es in 573 von 8.760 Stunden negative Preise und in 40 Stunden Preise über 300 EUR/MWh. Die negativen Stunden nehmen strukturell zu – 2023 waren es 301, 2024 bereits 457, 2025 dann 573 Stunden. Wer ungesichert über den Spotmarkt beschafft, trägt diese volle Schwankungsbreite.
Als aktueller Momentwert: Der Monatsdurchschnitt im Februar 2026 lag bei rund 96,58 EUR/MWh (Marktdaten, Monatswert, schwankend – keine amtliche Jahreszahl).
Wie tief Spotpreise rechnerisch fallen können
Die europäische Marktkopplung (Single Day-Ahead Coupling, betrieben über EPEX SPOT) arbeitet mit einer harmonisierten Preisuntergrenze. Diese wird zum 28. Mai 2026 (Handelstag, erste Handelssitzung; Liefertag 29. Mai 2026) von -500 EUR/MWh auf -600 EUR/MWh gesenkt – eine Absenkung um 100 EUR/MWh. Das zeigt, wie weit die technisch zulässige Preisspanne nach unten reicht, wenn ein hohes Erzeugungsangebot auf geringe Nachfrage trifft.
Das kurzfristige Beschaffungsfenster ist eng getaktet: Der Orderbuchschluss (Gate Closure) der Day-Ahead-Auktion liegt bei 12:00 Uhr CET, die Marktkopplungs-Ergebnisse werden ab etwa 12:55 Uhr veröffentlicht. Wer am Spotmarkt agiert, entscheidet also täglich neu unter Zeitdruck.
Terminmarkt: Preis fixiert, Menge im Voraus geplant
Am Terminmarkt werden Stromlieferungen mit einem Vorlauf von bis zu 6 Jahren gehandelt. Preis, Menge und Laufzeit werden bei Abschluss fixiert, die Lieferung erfolgt später. Dadurch wird das Preisrisiko ausgeschaltet und Budgetsicherheit erreicht.
Der Kerngegensatz: Der Spotmarkt liefert kurzfristig (Liefertag bzw. Folgetag) ohne Mengenvorab-Festlegung, dafür mit voller Volatilität. Der Terminmarkt liefert Preissicherheit und Planbarkeit, verlagert das Risiko aber auf die Menge – die Abnahmemenge muss im Voraus möglichst exakt prognostiziert werden.
Zur Einordnung der Preisniveaus, ausdrücklich als schwankende Marktdaten ohne amtlichen Charakter: 2025 waren am Terminmarkt im Baseload-Schnitt erzielbar – Cal-26 ca. 8,74 ct/kWh, Cal-27 ca. 8,10 ct/kWh, Cal-28 ca. 8,43 ct/kWh (Anbieter-Report). Das deutsche Frontjahr (Lieferung 2027, Baseload) wurde Mitte 2026 bei rund 96 EUR/MWh (ca. 9,6 ct/kWh netto) gehandelt (Marktpreis, täglich schwankend, nicht amtlich). Beim Gas liegt der THE-Future Cal-27 Anfang Juni 2026 bei ca. 92,71 EUR/MWh, +14,5 % gegenüber Vorjahresniveau (Anbieter-Report, schwankend). Diese Werte sind Stichtags-Schätzungen und keine Anlageberatung.
Ob Sie kurzfristig am Spotmarkt oder langfristig über Termingeschäfte besser fahren, entscheidet Ihr Verbrauchsprofil und Ihre Risikoneigung.
Tranchenbeschaffung: Termin- und Spotmarkt kombinieren
Eine gängige Strategie zur Risikostreuung ist die Tranchenbeschaffung: Der Gesamtbedarf eines künftigen Lieferjahres wird in Teilmengen (Tranchen) aufgeteilt und zu verschiedenen Zeitpunkten am Terminmarkt eingekauft. So gleichen sich Preisschwankungen über mehrere Einkaufszeitpunkte aus, statt den gesamten Bedarf an einem einzigen Tag zu fixieren.
Ein erfolgreicher Einkauf kombiniert in der Praxis Termin- und Spotmarkt: Der Grundbedarf wird über Tranchen am Terminmarkt gesichert, Rest- oder Schwankungsmengen werden über den Spotmarkt nachbeschafft. So lässt sich das Preisrisiko des Terminmarkts mit der Flexibilität des Spotmarkts beim Mengenausgleich verbinden.
Regulatorische Signale: negative Preise und Gas-Nebenkosten
Spotpreis-Signale sind regulatorisch verankert. Das Solarspitzengesetz (beschlossen am 31. Januar 2025, in Kraft seit 25. Februar 2025) ändert §51 EEG 2023: Die Förderung entfällt für Zeiträume mit negativem Spotmarktpreis. Die bisherige 4-/6-Stunden-Regel wird durch eine sinkende Stundenschwelle ersetzt – 2025 mindestens 3 aufeinanderfolgende Stunden negativer Preise, 2026 noch 2 Stunden, ab 2027 löst bereits 1 Stunde negativer Spotpreis den Förderwegfall aus (Zeitplan ab 2026 mit mittlerer Konfidenz).
Bei den Gas-Nebenkosten entfällt ein Posten: Die Gasspeicherumlage nach §35e EnWG (Trading Hub Europe) lag zuletzt bei 2,89 EUR/MWh (seit 01.07.2025; davor 2,99 EUR/MWh von 01.01.2025 bis 30.06.2025, 2,50 EUR/MWh ab 01.07.2024). Ab 1. Januar 2026 wird sie nicht mehr erhoben (Bundestag-Beschluss 6.11.2025, Bundesrat 21.11.2025; Übergang zu einem Erstattungsverfahren nach §35f EnWG). Die Bilanzierungsumlage Gas (SLP und RLM) liegt aktuell bei 0 EUR/MWh.
Häufige Fragen
Hinweis: Dieser Beitrag dient der allgemeinen Information und ersetzt keine Rechts-, Steuer- oder Energieberatung im Einzelfall. Angaben ohne Gewähr — trotz sorgfältiger Recherche übernehmen wir keine Gewähr für Richtigkeit, Vollständigkeit und Aktualität.
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MySmartEnergy ordnet ein, was Sie als Energieeinkäufer 2026 über Spot- und Terminmarkt wissen sollten.