Pay-as-cleared bezeichnet ein Auktionsverfahren, bei dem alle bezuschlagten Gebote zum selben Preis abgerechnet werden. Dieser Preis ist der sogenannte Clearingpreis: Er ergibt sich aus dem letzten Gebot, das noch benötigt wird, um Angebot und Nachfrage in einer bestimmten Marktzeit auszugleichen. Im Strommarkt wird dieses Verfahren vor allem mit dem Day-Ahead-Markt verbunden, auf dem Strommengen für die Lieferstunden oder Viertelstunden des folgenden Tages gehandelt werden.
Technisch wird nicht „Strom“ als allgemeines Gut versteigert, sondern eine Energiemenge für einen konkreten Zeitraum, meist in Megawattstunden. Anbieter melden Mengen und Preise, zu denen sie Strom verkaufen wollen. Nachfrager melden Mengen und Zahlungsbereitschaften, zu denen sie Strom kaufen wollen. Die Gebote werden in einer Angebotskurve und einer Nachfragekurve zusammengeführt. Dort, wo sich beide Kurven schneiden, liegt der Markträumungspreis. Alle erfolgreichen Verkaufsgebote erhalten diesen Preis; alle erfolgreichen Kaufgebote zahlen ihn. Gebote unterhalb oder oberhalb der Zuschlagsgrenze werden nicht bedient.
Im europäischen Stromgroßhandel ist Pay-as-cleared eng mit der Merit-Order verbunden. Kraftwerke und andere Anbieter werden nach ihren angebotenen Preisen sortiert. Anlagen mit niedrigen kurzfristigen Kosten, etwa Windkraft, Photovoltaik oder Laufwasserkraft, stehen häufig weit vorne. Danach folgen Anlagen mit höheren variablen Kosten, etwa Kohle- oder Gaskraftwerke. Das letzte noch benötigte Angebot bestimmt den Preis für die gesamte gehandelte Menge in der jeweiligen Gebotszone und Marktzeit. Dieser Preis gilt auch für Anbieter, die deutlich günstiger angeboten haben.
Diese einheitliche Abrechnung wird häufig missverstanden. Wenn ein Gaskraftwerk in einer Stunde den Preis setzt, bedeutet das nicht, dass der gesamte Strom physikalisch aus Gas erzeugt wurde. Es bedeutet auch nicht, dass alle Erzeuger dieselben Kosten haben. Der Clearingpreis ist kein Durchschnittspreis der eingesetzten Kraftwerke, sondern der Preis des marginalen Gebots. Er beschreibt, welche zusätzliche Erzeugung oder Nachfrageanpassung gerade noch nötig war, um den Markt auszugleichen. Damit liefert er ein Knappheitssignal für genau diesen Zeitpunkt.
Pay-as-cleared ist von Pay-as-bid abzugrenzen. Bei Pay-as-bid erhält jeder Anbieter den Preis seines eigenen Gebots. Diese Form klingt für viele zunächst plausibler, weil günstige Anbieter dann scheinbar nicht den höheren Marktpreis erhalten. Im Strommarkt verändert Pay-as-bid jedoch die Bietstrategie. Anbieter hätten einen Anreiz, nicht ihre tatsächlichen kurzfristigen Kosten zu bieten, sondern den erwarteten Clearingpreis zu schätzen und knapp darunter zu bieten. Die Preisbildung würde dadurch weniger transparent, weil Gebote stärker aus Prognosen über das Verhalten anderer Marktteilnehmer bestünden. Niedrigere Endpreise sind dadurch nicht automatisch zu erwarten.
Der zentrale ökonomische Gedanke hinter Pay-as-cleared liegt darin, dass Anbieter ihre kurzfristigen Grenzkosten offenlegen können, ohne sich durch ein niedriges Gebot selbst auf einen niedrigen Erlös festzulegen. Ein Windpark mit sehr niedrigen variablen Kosten kann nahe null bieten und wird trotzdem zum Marktpreis vergütet, wenn er bezuschlagt wird. Der Unterschied zwischen eigenem Gebot und Marktpreis ist kein bloßer Zufallsgewinn, sondern ein Deckungsbeitrag. Aus ihm müssen Fixkosten, Kapitalkosten, Wartung, Risiken und Investitionen finanziert werden. Dass ein Erzeuger in einzelnen Stunden einen hohen Beitrag erzielt, sagt noch wenig über seine Wirtschaftlichkeit über das Jahr aus.
Gleichzeitig erklärt Pay-as-cleared, warum Strompreise in Krisen oder Knappheitssituationen stark steigen können. Wenn teure Kraftwerke benötigt werden, Brennstoffpreise hoch sind oder flexible Nachfrage nicht ausreichend reagiert, steigt das marginale Gebot. Dann erhalten auch günstigere Erzeuger den hohen Einheitspreis. Daraus entstehen politische Debatten über Zufallsgewinne, Abschöpfungen oder Marktdesign. Für die Bewertung solcher Eingriffe reicht die Feststellung hoher Erlöse nicht aus. Man muss unterscheiden zwischen kurzfristigen variablen Kosten, langfristigen Investitionskosten, Risikoabsicherung, bestehenden Lieferverträgen und der Frage, welche Erlöse für neue gesicherte Leistung oder erneuerbare Anlagen benötigt werden.
Pay-as-cleared beschreibt nur die Preisbildung auf einem bestimmten Marktsegment. Der Preis im Day-Ahead-Markt ist nicht identisch mit dem Strompreis eines Haushaltskunden. Endkundenpreise enthalten Netzentgelte, Steuern, Umlagen, Vertriebskosten, Beschaffung über längere Zeiträume und Risikoprämien. Auch Unternehmen kaufen Strom häufig nicht vollständig zum stündlichen Spotpreis, sondern sichern Mengen über Terminmärkte oder direkte Lieferverträge ab. Wer den Börsenpreis einer einzelnen Stunde mit der gesamten Stromrechnung gleichsetzt, vermischt Großhandelsmarkt, Beschaffungsstrategie und regulierte Preisbestandteile.
Auch physikalisch ist Pay-as-cleared keine vollständige Beschreibung des Stromsystems. Der Markt räumt Gebote innerhalb definierter Gebotszonen. Netzengpässe innerhalb dieser Zonen werden im Marktpreis nicht immer sichtbar. Wenn nach dem Handel Kraftwerke hoch- oder heruntergeregelt werden müssen, geschieht das über Redispatch und Netzbetriebsmaßnahmen. Die Kosten solcher Eingriffe erscheinen nicht im Clearingpreis der betroffenen Stunde, sondern über andere Mechanismen, etwa Netzentgelte. Damit trennt das Verfahren die ökonomische Einsatzreihenfolge im Markt von bestimmten technischen Anforderungen des Netzbetriebs. Diese Trennung ist institutionell gewollt, erzeugt aber Kostenverschiebungen, wenn Netzrestriktionen dauerhaft erheblich sind.
Für die Integration erneuerbarer Energien hat Pay-as-cleared eine besondere Bedeutung. Wind- und Solaranlagen bieten wegen niedriger variabler Kosten oft sehr günstig an und senken in vielen Stunden den Börsenpreis. In Stunden mit hohem Angebot aus erneuerbaren Energien können Preise sehr niedrig oder sogar negativ werden, wenn unflexible Erzeugung, geringe Nachfrage und technische Mindestlasten zusammenkommen. In Stunden mit wenig Wind und Sonne setzen dagegen flexible Kraftwerke, Speicher oder Nachfrageverschiebung den Preis. Das Verfahren macht damit zeitliche Knappheit sichtbar. Es belohnt nicht die bloße Existenz einer Anlage, sondern ihren Wert in einer konkreten Marktzeit.
Daraus folgt ein wichtiger Zusammenhang mit Flexibilität. Wenn Verbraucher, Speicher, Elektrolyseure, Wärmepumpen oder industrielle Prozesse auf Preissignale reagieren können, verändert sich die Nachfragekurve. Last wird aus teuren Stunden verlagert oder in günstige Stunden gezogen. Dadurch sinkt die benötigte teure Erzeugung in Knappheitsstunden, und niedrige Preise bei hohem erneuerbarem Angebot werden besser genutzt. Pay-as-cleared liefert dafür das Preissignal, ersetzt aber nicht die technischen Voraussetzungen, Messsysteme, Tarife und vertraglichen Regeln, die flexible Reaktionen ermöglichen.
Ein weiteres Missverständnis betrifft die Annahme, Pay-as-cleared sei gleichbedeutend mit „der teuerste Anbieter bestimmt immer den Preis“. Tatsächlich bestimmt das teuerste noch benötigte Gebot den Preis, nicht irgendein beliebig teures Gebot. Gebote, die oberhalb des Markträumungspreises liegen, werden nicht bezuschlagt. Ebenso kann in Stunden mit hoher erneuerbarer Einspeisung ein sehr günstiges Gebot den Marktpreis setzen. Der Preis entsteht aus der Kombination von Nachfrage, verfügbaren Kapazitäten, Brennstoffkosten, CO₂-Kosten, Netz- und Gebotszonenregeln sowie den Erwartungen der Marktteilnehmer.
Pay-as-cleared ist daher weder eine technische Naturgegebenheit noch ein bloßer Abrechnungsdetail. Es ist eine Regel, die bestimmt, wie Knappheit, Kosten und Zahlungsbereitschaft in einem liberalisierten Strommarkt in Preise übersetzt werden. Das Verfahren macht sichtbar, welche Ressource in einer bestimmten Stunde den Ausgleich zwischen Angebot und Nachfrage herstellt. Es erklärt aber nicht allein, ob das Marktdesign ausreichend Investitionen auslöst, ob Netzkosten angemessen verteilt sind oder ob Verbraucher tatsächlich auf Preise reagieren können. Der Begriff ist präzise, wenn er als Auktionsregel verstanden wird; unpräzise wird er, wenn er als einfache Erklärung für alle Strompreise, Gewinne oder Kosten des Stromsystems verwendet wird.