Knotenpreise: Wenn der Strompreis weiß, wo er gilt

Kurzfassung: Strom lässt sich keinem Kraftwerk zuordnen. Trotzdem tut der deutsche Strommarkt so, als könne jede Kilowattstunde ohne Grenzen von Flensburg nach Passau fließen. Was nicht passt, wird hinterher teuer umgesteuert. Der Knotenpreis dreht die Rechnung um: Er fragt an jedem Punkt im Netz, was eine zusätzliche Kilowattstunde genau dort kostet, mit Erzeugung, Engpass und Leitungsverlusten. In Texas, Kalifornien, Neuseeland und Singapur ist das seit Jahren Alltag. Er zeigt Kraftwerken, Speichern und Großabnehmern, wo sie gebraucht werden, und dem Netzausbau, wo eine Leitung sich lohnt. Die Baukosten des Netzes stecken allerdings nicht im Preis, und im Ortsnetz kommt er nicht an. Lokale Börsenpreise werden über die Jahre Milliarden sparen und sind auf Dauer kaum zu umgehen. Was sofort geht: § 13k für die Region, ein Ortstarif für das Quartier und Netzdaten, auf denen lokale Preise später aufbauen.

Foto: Leitwarte des texanischen Netzbetreibers ERCOT, der seit 2010 mit Knotenpreisen arbeitet — via Wikimedia Commons — CC BY 3.0 / Dpysh w

Strom hat keinen Absender

Wer einen Liefervertrag mit einem Windpark schließt, bekommt nicht den Strom aus diesem Windpark. Im Netz mischt sich alles. Strom fließt den Weg des geringsten Widerstands, nicht den Weg, den ein Vertrag vorsieht.

Der deutsche Großhandel rechnet trotzdem so, als gäbe es keine Leitungen. In derselben Viertelstunde gilt ein Preis für das ganze Land, als wäre Deutschland eine Kupferplatte. Ob der Strom aus dem Norden in den Süden kommt, spielt für den Preis keine Rolle. Die Rechnung kommt später: Netzbetreiber regeln Windparks im Norden herunter und fahren Kraftwerke im Süden hoch. 2025 hat das 3,1 Milliarden Euro gekostet, und fast 10 Terawattstunden Wind- und Solarstrom wurden nicht erzeugt. Bezahlt wird das über die Netzentgelte, von allen.

So rechnet ein Knotenpreis

Der Knotenpreis, in der Fachsprache nodales Pricing, geht den umgekehrten Weg. Er fragt nicht, welches Kraftwerk an wen liefert. Er fragt an jedem Netzknoten, also an jedem großen Umspannwerk: Was kostet eine zusätzliche Kilowattstunde genau hier?

Dafür sucht ein Rechner für jede Viertelstunde die billigste Kombination aus allen Kraftwerken, Speichern und Verbrauchern, die das Netz physikalisch zulässt. Er kennt die Grenzen jeder Leitung. Der Preis an einem Knoten setzt sich aus drei Teilen zusammen:

• Erzeugung: was die billigste Anlage verlangt, die noch liefern kann,
• Engpass: ein Aufschlag, wenn eine volle Leitung den billigen Strom nicht durchlässt,
• Verluste: was auf dem Weg durch die Leitung als Wärme verloren geht.

Ein vereinfachtes Rechenbeispiel mit ausgedachten Zahlen: Im Norden steht Wind, der für fast nichts liefern kann. Im Süden steht ein Gaskraftwerk, das 120 Euro je Megawattstunde braucht. Solange die Leitung dazwischen Platz hat, gilt in beiden Regionen ein Preis nahe dem Windstrom. Ist die Leitung voll, muss im Süden das Gaskraftwerk anspringen. Dann kostet die nächste Kilowattstunde im Süden den Preis des Gaskraftwerks, im Norden bleibt sie billig. Der Preisunterschied ist genau der Wert der fehlenden Leitung.

Das ist keine neue Idee. Die Theorie stammt aus dem Jahr 1988 vom Massachusetts Institute of Technology. Große Teile der USA arbeiten so, darunter Texas, Kalifornien, New York und der Netzverbund an der Ostküste, außerdem Neuseeland und Singapur.

Was der Preis bewirkt

Im Betrieb: Der Markt berücksichtigt die Leitungsgrenzen schon bei der Preisbildung. Umsteuern im Nachhinein wird seltener nötig.

Bei der Standortwahl: Wo Strom regelmäßig billig ist, lohnen sich Speicher, Elektrolyseure, Ladeparks und Großabnehmer. Wo er regelmäßig teuer ist, lohnen sich Kraftwerke und Speicher, die genau dann liefern. Ein Speicher verdient dann nicht nur am Unterschied zwischen Mittag und Abend, sondern auch am Unterschied zwischen zwei Orten.

Beim Netzausbau: Wie viel eine neue Leitung bringt, lässt sich aus den Preisen ablesen: der Preisunterschied zwischen zwei Knoten mal die Strommenge, die zusätzlich fließen könnte, über das Jahr gerechnet. Wo dieser Wert hoch ist, lohnt sich der Ausbau. Wo er niedrig ist, sind Speicher oder flexible Verbraucher vor Ort günstiger.

Foto: Windpark Roscoe im Westen von Texas — via Wikimedia Commons — CC BY-SA 4.0 / Matthew T Rader

Was die Erfahrung zeigt

Texas hat Ende 2010 von Preiszonen auf Knotenpreise umgestellt. Zwei Ökonomen der Stanford University haben verglichen, was die Kraftwerke vorher und nachher für dieselbe Strommenge am Tag brauchten. Die Betriebskosten der Wärmekraftwerke sanken um 3,9 Prozent. In derselben Untersuchung stieg der CO2-Ausstoß, weil Kohle- und Gaskraftwerke anders zusammenspielten. Der Knotenpreis macht das System billiger. Klimafreundlicher wird es nur, wenn der CO2-Preis in den Kosten steckt. Eine frühere Studie fand für Texas rund 2 Prozent niedrigere Großhandelspreise nach der Umstellung.

Für Deutschland hat die Technische Universität München mit den Daten der europäischen Preiszonen-Überprüfung gerechnet. Knotenpreise führen dort zu den geringsten Gesamtkosten. Im Vergleich zum Einheitspreis oder zu Preiszonen wären die Gesamtkosten nach Aussage des Studienleiters Martin Bichler „rund 9 Prozent niedriger". Die Studie hält zugleich fest, dass die Gesamtkosten der verschiedenen Varianten nah beieinanderliegen.

Für Preiszonen statt Knoten gibt es weitere Zahlen. Die europäischen Übertragungsnetzbetreiber kamen 2025 für fünf deutsche Zonen auf 339 Millionen Euro im Jahr. Die EU-Regulierungsbehörde ACER schätzt 450 bis 540 Millionen Euro, Agora Energiewende und das Fraunhofer IEE für 22 lokale Preisgebiete 1,2 Milliarden Euro im Jahr 2023. Die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber halten dagegen, das seien weniger als 1 Prozent der Systemkosten. Die Spanne ist groß, und die Rechnungen hängen an Annahmen über künftige Netze und Kraftwerke. Einen Vergleich der drei Modelle Einheitspreis, Knotenpreis und Ortstarif zeigen wir in „Netzentgelt nutzergerecht".

Nach dem Gutachten der Monopolkommission vom November 2025 wären Knotenpreise „der ökonomisch effizienteste Ansatz", Preiszonen eine etwas weniger effiziente, aber deutlich einfachere Möglichkeit. Sie fügt hinzu: „Beide Alternativen scheinen politisch jedoch schwer durchsetzbar."

Wo der Knotenpreis aufhört

Die Baukosten des Netzes stecken nicht im Preis. Der Knotenpreis enthält, was eine Leitung im Betrieb kostet: Engpass und Verluste. Ihre Baukosten fallen an, egal wie viel Strom durch sie fließt. Die Einnahmen aus Preisunterschieden decken nur einen Teil davon. Die wahren Kosten setzen sich deshalb immer aus zwei Teilen zusammen: dem Knotenpreis und einem Netzentgelt, das den Bau bezahlt und das ebenfalls vom Ort abhängen kann. Großbritannien macht das bei den Entgelten für das Übertragungsnetz.

Im Ortsnetz kommt er nicht an. Alle Länder mit Knotenpreisen rechnen im Übertragungsnetz, mit einigen tausend Knoten. Ob der Trafo im Wohngebiet gerade voll ist, weiß der Knotenpreis nicht. Preise je Ortsnetzstation gibt es bisher nur in Forschung und Pilotprojekten.

Leitungen baut der Preis nicht von selbst. Er zeigt, wo eine Leitung sich lohnt. Eine Trasse über 500 Kilometer baut trotzdem niemand auf eigene Rechnung. Geplant werden muss weiter, aber mit einer Messlatte.

Er braucht Regeln. An Knoten mit wenigen Anbietern kann einer den Preis bestimmen. Händler und Anlagenbetreiber brauchen Instrumente, um sich gegen Preisunterschiede abzusichern. Und die Preise gehen auseinander: Regionen mit wenig eigener Erzeugung hinter einem Engpass würden teurer, Regionen mit viel Wind und Sonne billiger. Genau darüber wird politisch gestritten.

Foto: Thüringer Strombrücke und 380-kV-Leitung bei Altenfeld — via Wikimedia Commons — CC BY-SA 3.0 DE / Störfix

Ein Marktsignal mit Ortskenntnis

Wer auf Marktsignale statt auf Planung setzt, findet im Knotenpreis das genaueste Signal, das ein Strommarkt geben kann. Er belohnt Investitionen dort, wo das System sie braucht, und er macht sichtbar, was heute in den Netzentgelten verschwindet.

Die Koalition hat sich für den Einheitspreis entschieden. Im Koalitionsvertrag steht: „Wir halten an einer einheitlichen Stromgebotszone fest." Das Wirtschaftsministerium hat das im Dezember 2025 mit dem Aktionsplan Gebotszone bekräftigt und setzt auf schnelleren Netzausbau. Unsere Einschätzung: Lokale Börsenpreise werden über die Jahre Milliarden sparen und sind auf Dauer kaum zu umgehen.

Bis dahin gibt es Werkzeuge, die den Börsenpreis nicht anfassen und trotzdem ein Signal für den Ort geben:

• § 13k „Nutzen statt Abregeln" gibt Strom, der sonst nicht erzeugt würde, an zusätzliche Verbraucher in der Region ab, in der sonst abgeregelt würde, also vor dem Engpass. Das ist ein Ortssignal für das Übertragungsnetz, das es schon gibt. Es muss nur so eingestellt werden, dass es wirkt.
• Ein Ortstarif im Netzentgelt lässt Strom, der hinter derselben Ortsnetzstation erzeugt und verbraucht wird, nur das Ortsnetz bezahlen. Das ist das Ortssignal für die unterste Ebene, an die der Knotenpreis nicht heranreicht.
• Netzdaten bis ins Ortsnetz. Ein Knotenpreis braucht ein genaues Bild des Netzes. Wer heute Messdaten je Ortsnetzstation und Abregelung je Anlage veröffentlicht, schafft die Grundlage, auf der lokale Preise später aufbauen.

Was wir fordern

• Den Überschuss über § 13k regional unmittelbar nutzbar machen.
• Einen Ortstarif im Netzentgelt für Strom, der hinter derselben Ortsnetzstation erzeugt, gespeichert und in derselben Viertelstunde verbraucht wird.
• Das Netz sichtbar machen: einheitliche Datenformate und ein Echtzeitbild des Netzzustands bis ins Ortsnetz.

Quellen

• Bundesnetzagentur/SMARD: Netzengpassmanagement Gesamtjahr 2025 — smard.de
• Fred C. Schweppe, Michael C. Caramanis, Richard D. Tabors, Roger E. Bohn: Spot Pricing of Electricity, Kluwer, 1988
• Ryan C. Triolo, Frank A. Wolak: Quantifying the benefits of a nodal market design in the Texas electricity market, Energy Economics 112, 2022 — ideas.repec.org
• Jay Zarnikau, Chi-Keung Woo, Ross Baldick: Did the introduction of a nodal market structure impact wholesale electricity prices in the Texas (ERCOT) market?, Journal of Regulatory Economics 45(2), 2014, S. 194–208 — ideas.repec.org
• Johannes Knörr, Martin Bichler, Teodora Dobos: Zonal vs. Nodal Pricing: An Analysis of Different Pricing Rules in the German Day-Ahead Market, arXiv 2403.09265 — arxiv.org
• Technische Universität München, Pressemitteilung 27. Juni 2024 — idw-online.de
• ENTSO-E: Bidding Zone Study released, 28. April 2025 — entsoe.eu
• Die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber: Positionspapier zum Bidding Zone Review, 28. April 2025 — netztransparenz.de
• ACER: Opinion zum Bidding Zone Review, 18. September 2025 — acer.europa.eu
• Agora Energiewende / Fraunhofer IEE: Lokale Strompreise in Deutschland, 17. Oktober 2025 — agora-energiewende.org
• Monopolkommission: Sektorgutachten Energie, Bundestagsdrucksache 21/2810, 4. November 2025, S. 11 — dserver.bundestag.de
• Koalitionsvertrag von CDU, CSU und SPD, 2025 — cdu.de
• Bundesministerium für Wirtschaft und Energie: Aktionsplan Gebotszone, 15. Dezember 2025 — bundeswirtschaftsministerium.de

Newsletter abonnieren? Hier auf der Startseite mit deiner E-Mail-Adresse.