Day-Ahead-Handel im Viertelstundentakt: Der neue EU-Standard ab Oktober 2025

Am 1. Oktober 2025 beginnt im europäischen Stromhandel eine neue Phase: Die zentrale Day-Ahead-Auktion wird von Stunden- auf Viertelstundenprodukte umgestellt. Damit setzen die Übertragungsnetzanbieter eine EU-Vorgabe um, die den Strommarkt europaweit präziser gestalten soll. 

Der große Vorteil für die Vermarktung ist, dass die volatilen Strommengenschwankungen, die vorallem durch Erneuerbare Energien aufkommen, zeitlich akkurater vermarktet werden können.  

Ziele der europaweiten Reform 

Die Basis der Reform sind die EU-Verordnungen 2019/943 und 2017/2195. In diesen wurden alle Übertragungsnetzbetreiber verpflichtet, die Imbalance Settlement Period (ISP) europaweit auf 15 Minuten umzustellen. Daraus ergibt sich automatisch, dass auch die NEMOs (Nominated Electricity Market Operators) entsprechende Produkte in allen SDAC-gekoppelten Märkten bereitstellen müssen.

Zudem schreibt der Strombinnenmarkt vor, dass Handelsintervalle mindestens so kurz sein müssen wie die ISP. Damit ist die Viertelstunde im Day-Ahead-Markt regulatorisch alternativlos. Innerhalb des europäischen Strommarkt betrifft die Umstellung die Länder unterschiedlich. Während in Deutschland die Umstellung im Wesentlichen die zentrale 12-Uhr-Auktion betrifft, weil Intraday-Produkte und andere Marktsegmente bereits auf 15-Minuten-Intervallen basieren, muss beispielsweise Frankreich stärker umstellen. Dort musste die Ausgleichsenergie bereits Anfang des Jahres den Sprung von 30 auf 15 Minuten vollziehen. 

Diese Unterschiede verdeutlichen das Ziel der Reform: eine europaweite Harmonisierung und einheitliche Marktstruktur.

Erwartete Effekte der Umstellung des Day-Ahead- Handelsrhythmus 

Die Reform soll insbesondere für eine präzisere Preisbildung sorgen. Mit der Einführung der Viertelstundenprodukte wird sich die Abweichung zwischen Day-Ahead-Prognose und realer Einspeisung, vorallem von Erneuerbaren Energien, spürbar verringern.  Der Grund liegt darin, dass typische Einspeisemuster wie die ausgeprägten PV-Rampen am Morgen und am Nachmittag oder auch kurzfristige Windfluktuationen mit der feineren Zeitauflösung wesentlich präziser erfasst werden können als mit Stundenprodukten. Auch Verbrauchsspitzen in den Lastgängen lassen sich in der 15-Minuten-Taktung wesentlich granularer erfassen.  

Dadurch nähern sich die Prognosen stärker der tatsächlichen Einspeisung und dem Verbrauch an, was wiederum die Abweichungen im Bilanzkreismanagement reduziert und den Bedarf an Ausgleichsenergie oder Intradayhandel senkt. Quantitativ lässt sich dieser deutliche Effekt durch den Vergleich von Forecast-Fehlern auf Stundenbasis (1H-FC) mit solchen auf Viertelstundenbasis (QH-FC) erfassen.  

Zudem ist davon auszugehen, dass sich das Matching von Angebot und Nachfrage bereits in der Auktion selbst verbessern wird. Bislang waren viele Korrekturen im Intraday-Markt notwendig. Diese können durch die Umstellung künftig im Day-Ahead abgefangen werden.

Das bedeutet Effizienzgewinn für Händler und Netzbetrieb gleichermaßen. 

Marktfolgen und Preisentwicklungen  

Mit der Einführung der 15-Minuten-Produkte am EPEX SPOT wird sich auch das Preisgefüge verändern. Unsere Trading-Experten erwarten, dass sich die Volatilität im Day-Ahead-Handel künftig ähnlich der 15-Uhr-Intradayauktion entwickeln wird, die traditionell deutlich stärkeren Ausschläge zeigt als stündliche Produkte. Kurzfristige Rampen und Schwankungen werden also unmittelbarer in die Preisbildung eingehen – mit allen Chancen, aber auch Risiken für Händler und Portfoliomanager. 

Trotz der engeren Verzahnung mit dem Day-Ahead verliert der Intraday-Markt dadurch nicht an Bedeutung. Gerade die fortlaufenden Prognose-Updates bei erneuerbaren Energien bleiben ein wesentlicher Treiber für Preise und Liquidität. Allerdings werden Korrekturen, die bislang ausschließlich über den Intraday-Markt erfolgten, künftig schon in der Auktion abgefangen, was zu einer gewissen Vorverlagerung von Liquidität führen dürfte. 

Die Zukunft von Handelsstrategien und der Vermarktung von Batteriespeichern 

Mit der Umstellung auf Viertelstundenprodukte steigen die Anforderungen an Risikomanagement und Handelsstrategien spürbar. Die höhere Komplexität macht eine weitgehende Automatisierung unverzichtbar – von der Prognose über die Handelsentscheidungen bis hin zur Ausführung. Nur so lassen sich die deutlich gestiegenen Datenmengen effizient und fehlerfrei bewältigen.  

Für die Speichervermarktung ergeben sich dabei jedoch keine systematischen Vorteile gegenüber anderen Technologien. Zwar eröffnen die granulareren Produkte zusätzliche Arbitragemöglichkeiten, doch zugleich könnte die Bedeutung der bislang zentralen 15:00-Intraday-Auktion abnehmen, weil ein Teil der Preissignale künftig bereits im Day-Ahead abgefangen wird. Speicherbetreiber müssen ihre Strategien daher stärker auf kontinuierliche Optimierung und eine Multi-Market-Strategie ausrichten, anstatt auf einzelne Auktionen zu setzen.  

Technische Herausforderungen  

Neben diversen Vorteilen bringt die Reform auch technische und operative Herausforderungen mit sich. Statt 24 Produkten am Tag müssen künftig 96 Produkte prognostiziert, gehandelt und bilanziert werden. Das vervierfacht nicht nur das Datenvolumen, sondern zwingt Händler und Portfoliomanager zu höherem Automatisierungsgrad. Ohne entsprechende Upgrades steigt das Risiko von technischen Fehlern und Verzögerungen. 

Zudem wird spannend zu beobachten sein, wie sich konventionelle Kraftwerke auf die neuen Viertelstundenprodukte einstellen. Bislang orientiert sich der Fahrplan meist an vollen Stunden, doch künftig könnten Betreiber ihre Anlagen flexibler optimieren, indem sie bereits um 16:30 oder 16:45 hochfahren, anstatt erst zum Stundenwechsel um 17:00. Damit würden kurzfristige Preisimpulse direkt in die Fahrweise einfließen. Für den Markt könnte dies zusätzliche Liquidität und eine engere Kopplung von Angebot und Nachfrage bedeuten, gleichzeitig aber auch die Volatilität in den Fahrplänen erhöhen.  

Schließlich bleibt die Frage, wie robust das Gesamtsystem in der Übergangsphase ist. In Tests der EPEX kam es bereits zu Problemen, was dazu führte, dass der ursprünglich geplante Go-Live vom dem 11. Juni 2025 auf den 01. Oktober verschoben wurde. Die Tests zeigten, dass die Auktion in rund 20 Prozent der Fälle nicht stabil durchlief – ein Hinweis auf verbleibende operative Risiken. Fallback-Prozeduren, Stresstests und klare Kommunikationsprozesse sind daher entscheidend, um das Risiko eines holprigen Starts abzufedern.  

Umgang mit bestehenden Verträgen: Transparenz wird entscheidend 

Lange Zeit war unklar, wie bestehende Stundenverträge im neuen Viertelstundenmarkt abgerechnet werden sollten. Inzwischen steht fest: Es wird auch künftig einen Stundenpreis geben – gebildet aus dem Durchschnitt der vier Viertelstunden. Damit bleibt die gängige Praxis in Direktvermarktung und PPAs erhalten. Umso wichtiger wird es nun, dass Vermarkter diese Berechnungslogik offenlegen und nachvollziehbar gestalten, damit alle Vertragspartner auf derselben Basis arbeiten. 

suena energy: Transparente Speichervermarktung  

Die Umstellung auf Viertelstundenprodukte ist regulatorisch unumkehrbar und markttechnisch ein Meilenstein. Sie verspricht präzisere Preise, geringere Ausgleichskosten und eine robustere Integration erneuerbarer Energien. Gleichzeitig wird sie den Handel deutlich komplexer machen – technisch, operativ und vertraglich.  

Im Day-Ahead-Handel setzen wir auf maximale Transparenz. Über unser Trading-Dashboard haben Betreiber:innen jederzeit Zugriff auf alle Handels- und Speicheraktivitäten sowie abrechnungsrelevante Daten. Echtzeit-Reporting macht Fahrpläne, Orders und Preisbildungsmechanismen klar nachvollziehbar und stärkt damit Vertrauen und Fairness in einem zunehmend komplexen Viertelstundenmarkt.  

Grundlage unserer Vermarktungsleistung ist unsere eigene KI-basierte Software, der suena Energy Trading Autopilot. Unsere Plattform verarbeitet große Datenmengen in Echtzeit und optimiert den Einsatz sowie den Handel von Batteriespeichern. Dabei fließen Wettervorhersagen, aktuelle Marktdaten und technische Parameter wie Alterung oder Effizienzverluste des Speichers ein. So stellen wir sicher, dass Handelsentscheidungen fundiert getroffen werden und Batteriesysteme unmittelbar auf Schwankungen im Stromnetz reagieren können.  

Mit Technologien wie unserem suena Energy Trading Autopilot markiert der 1. Oktober 2025 keinen Stresstest sondern  einen echten Meilenstein.