Rückkehr zur sommerlichen Normalität
Nach einem von wetterbedingten Turbulenzen und ungewöhnlichen Preisbewegungen geprägten Juli zeigte sich der Strommarkt im August wieder in vertrauter Form. Der typische Sommermodus etablierte sich erneut: Mittags dominierten ein Überangebot an erneuerbaren Energien und günstige, insbesondere durch starke Solareinspeisung bedingt. Abends hingegen stieg die konventionelle Erzeugung steil an – begleitet von entsprechend hohen Preisen.
Der Monat veranschaulichte damit exemplarisch die neue Realität des Stromhandels im Zeitalter wachsender Wind- und Solaranteile an der Gesamtstromerzeugung: Überfluss und Knappheit liegen eng beieinander.
Die Einspeisung aus Wind- und Solaranlagen blieb über den gesamten Monat hinweg auf einem hohen Niveau und wurde durch Wasserkraft und Bioenergie ergänzt. Insgesamt deckten die Erneuerbaren 61 Prozent der Stromnachfrage – in den Mittagsstunden sogar regelmäßig für wenige Stunden mehr als 100 Prozent. Die Stromerzeugung überstieg mittags nahezu täglich die Nachfrage. Das veranschaulicht den rasanten Ausbau an Kapazitäten im Bereich der Erneuerbaren: Im Vergleich zum August 2024, als dies nur an etwa der Hälfte der Tage geschah, ist die Veränderung signifikant und verdeutlicht, den Einfluss des Zubaus auf die Marktdynamik.
Trotz dieses Überangebots fielen die negativen Strompreise in diesem Monat meist moderat aus. Lediglich am 10. August wurde mit -61,08 €/MWh im Day-Ahead für Stunde 13 ein markanter Tiefstwert erreicht. Zwei Erklärungsansätze bieten sich an: Einerseits könnten verstärkte Abregelungen (Curtailments) von Solar- und Windstrom durch Händler die Preisrückgänge gedämpft haben, sodass keine so gravierenden Negativpreise erreicht wurden, wie in bisherigen Sommermonaten. Andererseits wird zunehmend erwartet, dass sich der Ausbau von Batteriespeichern bald in den Marktpreisen niederschlägt. Hier macht das Beispiel von Kalifornien häufig die Runde: Im US-Bundesstaat nehmen die installierten Großbatterien mit mittags eingespeichertem Solarstrom bereits nennenswerten Einfluss auf die abendliche Stromversorgung. Zwar sind in Deutschland mittlerweile 2,16 GW an Großspeichern installiert – doppelt so viel wie im August 2023 – doch reicht diese Kapazität noch nicht aus, um die Mittagsüberschüsse vollständig zu puffern.
In den späten Nachmittags- und frühen Abendstunden offenbarte sich erneut die zweite Seite des Strommarkts: Mit dem Rückgang der Photovoltaikeinspeisung in den Abendstunden stieg die konventionelle Erzeugung – und mit ihr die Preise. Besonders deutlich wurde dies am 26. August, als ungeplante Ausfälle von zwei Gigawatt aus Kohle- und Gaskraftwerken sowie eine Windprognoseabweichung und das Fehlen von einem Gigawatt zu einem drastischen Preisanstieg führten. Während der Day-Ahead-Preis für Stunde 20 bei 180,17 €/MWh lag, kletterten die Intraday-Preise auf durchschnittlich 321,05 €/MWh – den Monatsrekord.
Die Marktwerte im August gaben nach dem kräftigen Preisanstieg im Juli deutlich nach. Der mengengewichtete Spotmarktpreis, mit dem Bioenergieanlagen und Laufwasserkraftwerke abgerechnet werden, sank im Monatsmittel um 12,3 % auf von 8,780 ct/kWh auf 7,699 ct/kWh im Vergleich zum Vormonat. Besonders stark betroffen war zudem die Photovoltaik, deren Marktwert um 35,3 % von 5,923 ct/kWh auf 3,832 ct/kWh fiel – ein Effekt der täglichen Überproduktion zur Mittagszeit, die trotz gedämpfter Negativpreise die Capture Rate der PV-Anlagen nach Erholung im Vormonat wieder deutlich unter Druck setzte. Auch die Windkraft verzeichnete Rückgänge: Onshore-Anlagen erzielten im Mittel 8,171 ct/kWh (-16,5 %) und Offshore-Anlagen 8,294 ct/kWh (-19,4 %) jeweils im Vergleich zum Vormonat Juli.
Die Zahlen des Monats zeigen, dass die Erholung im Juli lediglich eine temporäre Erscheinung war. Mit der Rückkehr des typischen Sommermusters, also der reichlichen Einspeisung der Erneuerbaren zur Mittagszeit und die Abhängigkeit konventioneller Erzeugung in den Abendstunden, gerieten die Marktwerte erneut unter Druck. Insgesamt wurden im August 64 Stunden im Day-Ahead-Handel mit negativen Preisen verzeichnet, sodass die Kürzung des anlagenspezifischen anzulegenden Werts nach § 51 EEG griff – deutlich mehr als im Juli (12 Stunden), jedoch weniger als in den Rekordmonaten Mai und Juni (129h/141h). Dennoch wurde ein neuer Jahresrekord erreicht: In den ersten acht Monaten des Jahres 2025 gab es bereits mehr negative Stunden als im gesamten Vorjahr, dem bisherigen Rekordhalter.
Auch die Terminmarktpreise für Strom zeigten im August eine schwankende, aber insgesamt rückläufige Tendenz. Das Frontjahr 2026 begann den Monat bei 87,23 €/MWh und erreichte am 5. August mit 87,56€/MWh das Monatshoch. Danach fiel der Preis, beeinflusst durch sinkende Gaspreise sowie Hoffnung auf Lockerungen von Sanktionen im Gashandel, bis zum 15. August auf ein Dreimonatstief von 83,22 €/MWh und schloss den Monat bei 84,31 €/MWh.
Diese Entwicklung am Stromterminmarkt spiegelte nahezu die Bewegung am Gasmarkt wider. Hier dominierten zunächst Hoffnungen auf günstigere Importe und eine entspanntere Versorgunglage, bis geopolitische Unsicherheiten rund um den Ukraine-Krieg die Preise wieder steigen ließen, sodass die Volatilität am Gasmarkt anhält. Der Day-Ahead-Preis für Erdgas sank bis zum Monatsende um rund 10 % auf 31,72 €/MWh. Bemerkenswert war zudem das Jahrestief bei den Gaspreisen von 31,52 €/MWh am 18. August, das damit fast 50 % unter dem Februarhoch lag.
Der Preisverfall im Juli bei Regelreserven, die von den deutschen Übertragungsnetzbetreibern am Regelenergiemarkt auktioniert werden, setzte sich im August nicht weiter fort. Insbesondere negative Reserven verteuerten sich deutlich, da insbesondere in den Mittagsstunden ein Überangebot u.a. durch Solaranlagen in der Einspeisung vorlag. Anbieter von negativer Sekundärregelleistung, wie Biogasanalagen, erzielten bei kontinuierlicher Vorhaltung und Bezuschlagung durchschnittlich 14.102 € pro MW regelbarer Leistung (+19,91 % gegenüber Juli). Auch die negative Minutenreserve stieg in vergleichbarem Rahmen im Preis. Positive Reserven, zur Abdeckung von Netzknappheiten zeigten hingegen uneinheitliche Entwicklungen: Während die Minutenreserve deutlich günstiger wurde (-29,79 %), blieben die Preise für Sekundär- und Primärreserve stabil.
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