Strommarkt unter Spannung - Geopolitik und Wetter sorgen für Volatilität bei den Energiepreisen

Besonders deutlich zeigte sich dies am Gasmarkt: Nach dem Beginn der militärischen Konflikte im Iran erhöhten die Großhandelspreise im Day‑Ahead‑Handel innerhalb von nur zwei Tagen um etwa 65 Prozent. Zwei Wochen später lagen sie sogar rund 90 Prozent über dem Ausgangsniveau. Der kurzfristige Stromhandel, der den Einfluss der Erneuerbaren Energien unmittelbarer einpreist, reagierte hingegen verhalten. Hier stiegen die Preise im Monatsverlauf lediglich um etwa zwei Prozent. Hier zeigte sich der Einfluss der Geopolitik allein am Terminmarkt, wo Future-Kontrakte für zukünftige Lieferungen gehandelt werden. Dort zogen die Preise für das kommende Jahr 2027 signifikant an, verglichen mit den enormen Preissprüngen von fossilen Energieträgern aber „nur“ um rund 18 Prozent. 

Zur Nachvollziehbarkeit der Entwicklungen lohnt sich ein Blick auf den Strom-Spotmarkt. Immer dann, wenn Erdgas die preisbestimmende Energiequelle darstellte, wirkten sich die geopolitischen Ereignisse unmittelbar auf die Preisbildung aus. Besonders ausgeprägt war dieser Effekt in den Nachtstunden: Aufgrund der begrenzten Verfügbarkeit erneuerbarer Energien und der verstärkten Nutzung von Gaskraftwerken stiegen die Preise regelmäßig auf Werte zwischen 120 und 140 €/MWh. Damit lagen sie deutlich über dem Niveau der Vormonate, in denen sich die Preise bei Nacht überwiegend im Bereich von 80 bis 90 €/MWH bewegten. Auch am Abend zeigte sich eine deutliche Zuspitzung der Preisdynamik. Mit dem Rückgang der Photovoltaikproduktion und der Übernahme durch Gaskraftwerke kam es zu noch stärkeren Ausschlägen. So wurde im Day-Ahead-Handel in der Stunde zwischen 18 und 19 Uhr insgesamt neunmal die Marke von 200 €/MWh überschritten. 

Das Zusammenspiel zwischen steigenden Preisen fossiler Energieträger und der Einspeisung erneuerbarer Energien lässt sich beispielhaft an einem Handelstag verdeutlichen: Am 23. März bewegten sich die Preise während der Nacht stabil zwischen 125 und 130€/MWh. Im Verlauf des Morgens kam es zu einem weiteren Anstieg auf etwa 180 €/MWh. Zur Mittagszeit führte eine hohe Einspeisung von Solarstrom, bei gleichzeitig schwachem Wind, zu einem deutlichen Rückgang auf rund 50 €/MWh. Mit Einbruch der Dunkelheit und anhaltend geringer Windstromproduktion zogen die Preise am Abend erneut deutlich an und erreichten etwa 260 €/MWh. 

Gleichzeitig wurde im März erkennbar, dass die Widerstandsfähigkeit des Stromsystems zunimmt. Sobald ausreichend Strom von erneuerbaren Energien zur Verfügung stand, verloren Gaskraftwerke ihre preisbestimmende Funktion, was teilweise zu spürbaren Preisrückgängen führte. Zwar beeinflussen steigende Gaspreise über das Merit-Order-Prinzip weiterhin direkt den Strommarkt, jedoch vor allem in den Zeiträumen, in denen fossile Kraftwerke tatsächlich zur Deckung der Nachfrage benötigt werden. In Phasen mit hoher Einspeisung erneuerbarer Energien zeigt sich hingegen zunehmend deren preisdämpfender Effekt.

Dass die kurzfristigen Strompreise im Monatsdurchschnitt trotz geopolitischer Spannungen vergleichsweise moderat blieben, ist vor allem auf den hohen Anteil erneuerbarer Energien zurückzuführen. Im März lag dieser insbesondere durch eine starke Photovoltaikproduktion bei rund 59,9 Prozent der gesamten Stromerzeugung. Dadurch blieb das Preisniveau deutlich unter den extremen Ausschlägen, wie sie zu Beginn des Ukraine-Kriegs zu beobachten waren. Auch die technologiespezifischen Marktwerte zeigen eine differenzierte Entwicklung: Nach dem Rückgang im Februar kam es im März wieder zu einem leichten Anstieg, dennoch lagen die Werte weiterhin etwa zehn Prozent unter dem Niveau vom Jahresanfang. Der mengenbasierte Spotmarktpreis, der unter anderem für Bioenergie- und Laufwasserkraftwerke relevant ist, erhöhte sich von 9,658 ct/kWh im Februar auf 9,929 ct/kWh im März. Dies entspricht einem moderaten Zuwachs von 2,8 Prozent. Für Windenergie ergab sich hingegen ein Rückgang: An Land sank der Marktwert von 8,723 ct/kWh auf 7,537 ct/kWh (-13,6 Prozent), bei Offshore-Anlagen von 9,370 auf 7,911 ct/kWh (-15,6 Prozent).

Auch bei der Photovoltaik setzte sich der negative Trend fort. Der Marktwert Solar ging von 7,717 ct/kWh im Februar auf 5,455 ct/kWh im März zurück, was einem Minus von 29,3 Prozent entspricht. Im Zuge stärkerer Sonneneinstrahlung traten zur Mittagszeit häufiger hohe Einspeisespitzen auf. Der bekannte Zusammenhang zwischen hoher PV-Erzeugung und fallenden Preisen verstärkte sich dadurch weiter und drückte die Erlöse der Anlagen spürbar. Die starke PV-Einspeisung führte zudem zu deutlich mehr Stunden mit negativen Strompreisen. Im März lagen die Spotmarktpreise in 35 Stunden unter Null, nachdem es im Februar lediglich sieben Stunden gewesen waren. Für die betroffenen Anlagen hat dies eine Kürzung des anzulegenden Werts nach § 51 EEG und damit eine Reduzierung des Marktprämienanspruchs zur Folge. Negative Preise traten überwiegend während der Mittagsstunden auf, nur an einem Tag war Windenergie ausschlaggebend (25. März, 2 Uhr bis 5 Uhr).

Das prägende Thema des Monats waren jedoch die Erdgaspreise. Am letzten Handelstag im Februar notierten sie im Day‑Ahead‑Handel noch bei 32,70 €/MWh. Nach dem Kriegsausbruch im Iran stiegen die Preise Anfang März rasch auf rund 54 €/MWh und erreichten ihr Monatshoch am 19. März bei 62,49 €/MWh. In der Folge gaben die Preise wieder nach und lagen am letzten Handelstag des Monats bei 52,47 €/MWh. Die vergleichsweise milde Witterung betrug im März rund 2 °C über dem langjährigen Mittel und sorgte gleichzeitig für eine leichte Entspannung bei den Gasspeichern. Deren Füllstände nahmen im Monatsverlauf weiter zu, blieben jedoch weiter unter den Vorjahreswerten. Am Terminmarkt starteten die Preise für das Base‑Frontjahr 2027 bereits über der 80‑Euro‑Marke. In den folgenden Handelstagen stiegen sie auf über 90 €/MWh und lagen damit teilweise rund 10 Euro über den zuletzt im Februar gehandelten Kontrakten. Bis zur Monatsmitte setzten sich die Anstiege fort. Der Höchststand wurde, parallel zur Entwicklung am Gasmarkt, zu Beginn des letzten Monatsdrittels knapp unter der 100‑Euro‑Marke erreicht. In den letzten Handelstagen entspannte sich die Lage wieder, sodass der Monat bei 94,43 €/MWh endete. 

Auch am Regelenergiemarkt zeigte sich im März 2026 ein deutlich höheres Preisniveau. Mit Ausnahme der positiven Minutenreserve wurden alle nachgefragten Produkte zu deutlich höheren Preisen als im Vormonat bezuschlagt. Besonders kräftig legten die Preise für negative Reserven zu. Hauptursache war die häufig hohe Solareinspeisung: Bei einem Überangebot im Stromnetz steigt der Bedarf, Erzeugung kurzfristig abzuregeln oder zusätzliche Last zu aktivieren. Anbieter negativer Sekundärregelleistung (SRL), etwa Biogasanlagen, erzielten im März Erlössteigerungen von über 350 Prozent gegenüber dem Vormonat.

Parallel dazu verteuerte sich auch die positive Sekundärreserve um 45,5 Prozent auf 7.630 Euro. Grund war der zunehmende Leistungsbedarf im Tagesverlauf, um den Rückgang der Solarproduktion am Nachmittag und in den Abendstunden auszugleichen. Zusätzlich wirkte das höhere Einsatzniveau konventioneller Kraftwerke infolge der gestiegenen Gaspreise preissteigernd.

Der Einfluss des Gasmarkts auf die Regelenergiepreise war dabei grundsätzlich erkennbar, fiel jedoch begrenzt aus. Zwar orientieren sich die Gebotspreise für Regelleistung an den kurzfristigen Strompreisen und damit indirekt an den Gaspreisen, ein Großteil der präqualifizierten Leistung wird jedoch weiterhin durch andere Technologien bereitgestellt. Besonders bei der Sekundärregelleistung stellen Pumpspeicherkraftwerke mit rund 90 Prozent den größten Anteil. Batteriespeicher gewinnen zudem vor allem in der Primärregelenergie weiter an Bedeutung, da sie sehr schnell und präzise auf Netzschwankungen reagieren können. 

Hinweis: Next Kraftwerke übernimmt keine Gewähr für die Vollständigkeit, Richtigkeit und Aktualität der Angaben. Der vorliegende Beitrag dient lediglich der Information und ersetzt keine individuelle Rechtsberatung.