SDAC (Single Day-Ahead Coupling)

Wie funktioniert die Marktkopplung im SDAC?

Im SDAC geben Marktteilnehmer ihre Kauf- und Verkaufsgebote bei den nominierten Strommarktbetreibern (NEMOs) ihres Landes ab, etwa bei EPEX SPOT oder Nord Pool. Statt jede Gebotszone einzeln zu räumen, werden die Gebote der teilnehmenden Märkte gemeinsam zusammengeführt und unter Berücksichtigung der verfügbaren grenzüberschreitenden Übertragungskapazität geräumt. Die Kopplung nutzt grenzüberschreitende Kapazitäten zum Ausgleich der Märkte. Netzrestriktionen können zu unterschiedlichen Zonenpreisen führen; eine Preisgleichheit ist nicht für jede Konstellation garantiert.

Welche Rolle spielt der Algorithmus PCR Euphemia?

PCR Euphemia (Pan-European Hybrid Electricity Market Integration Algorithm) ist der gemeinsame Berechnungsalgorithmus, der von den beteiligten Strombörsen für die Marktkopplung eingesetzt wird. Er löst ein umfangreiches Optimierungsproblem mit Kauf- und Verkaufsgeboten, unterschiedlichen Auftragsarten und Netzrestriktionen und ermittelt daraus die Markträumungspreise sowie die implizite Vergabe der grenzüberschreitenden Kapazität für alle Gebotszonen gleichzeitig. Der Gebotsschluss liegt täglich um 12:00 Uhr Marktzeit. Die Berechnung und Veröffentlichung folgen danach; eine Veröffentlichung genau um 12 Uhr ist damit nicht zugesagt.

Was bedeutet SDAC für Unternehmen mit eigener Beschaffung oder PPA-Strategie?

Der im SDAC gebildete Day-Ahead-Preis ist die zentrale Referenzgröße für indexierte Lieferverträge, die Vergütung in der Direktvermarktung sowie für dynamische Stromtarife. Unternehmen mit eigener Beschaffung oder Power Purchase Agreements sollten verstehen, dass dieser Preis das Ergebnis eines europaweiten Ausgleichs von Angebot und Nachfrage ist, in den auch grenzüberschreitende Stromflüsse einfließen – ein lokales Ereignis in einem Nachbarland kann sich damit unmittelbar auf den deutschen Day-Ahead-Preis auswirken. Wer flexible Lasten wie Batteriespeicher oder steuerbare Produktionsprozesse betreibt, kann von den europaweiten Preissignalen profitieren, indem er Verbrauch gezielt in preisgünstige Stunden verlagert.

Was ändert die Umstellung auf Viertelstundenprodukte?

Seit Oktober 2025 bildet der SDAC Preise nicht mehr nur stundenweise, sondern in Viertelstundenauflösung. Das bildet kurzfristige Schwankungen, wie sie besonders durch hohe Photovoltaik-Einspeisung mittags oder schnelle Lastwechsel entstehen, deutlich präziser ab als die frühere Stundenauflösung. Für Betreiber von Batteriespeichern, Ladeinfrastruktur und PV-Anlagen bedeutet das mehr Preissignale pro Tag – und damit sowohl mehr Optimierungspotenzial als auch mehr Komplexität in der Vermarktung, etwa bei der Anwendung der neuen viertelstündlichen Regeln zu negativen Preisen nach dem Solarspitzengesetz.

Für die IT-Systeme von Energieversorgern und größeren Verbrauchern bedeutet die feinere Auflösung außerdem einen höheren Datenverarbeitungsaufwand: Prognosen, Abrechnungen und Steuerungslogiken für Speicher oder Lastmanagement müssen auf Viertelstundenbasis statt Stundenbasis arbeiten. Unternehmen, die eigene Optimierungssysteme für flexible Lasten einsetzen, sollten prüfen, ob ihre Software die feinere Granularität bereits korrekt verarbeitet, um die zusätzlichen Preissignale tatsächlich nutzen zu können.

Bei dynamischen Tarifen bestimmen die vereinbarte Preisformel und eine passende zeitaufgelöste Verbrauchsmessung, wie die Börsenpreise in der Abrechnung ankommen. Wer einen dynamischen Stromtarif nutzt oder in Erwägung zieht, profitiert von einem grundlegenden Verständnis der Marktkopplung, um Verbrauch bewusster in günstige Zeitfenster zu verlagern.