Frost statt Negativpreise: Der Strommarkt blieb auch im Dezember preisstabil

Bereits zu Monatsbeginn präsentierte sich der Markt trotz ungewöhnlich milder Witterung gefestigt; an Werktagen lag die Last regelmäßig oberhalb von 70 Gigawatt. Meteorologisch verlief der Monat zweigeteilt: Zwischen dem 7. und 23. Dezember lagen die Temperaturen im Mittel um 3 bis 6 Grad über dem langjährigen Durchschnitt. Ab dem 24. Dezember drehte die Wetterlage deutlich: Der Zufluss kalter Luftmassen aus Nordost führte zu Temperaturen, die um 3 bis 5 Grad unter dem klimatologischen Normalwert lagen.

Die einsetzende Kälte wirkte unmittelbar preisstützend – selbst über die Feiertage hinweg. Zwar fiel die Systemlast rund um Weihnachten saisonal bedingt auf maximal etwa 55 Gigawatt, doch der temperaturbedingt steigende Stromverbrauch dämpfte den preissenkenden Effekt der geringeren Nachfrage merklich. Besonders augenfällig wird dieses Muster im Nachbarland Frankreich: Dort erhöht sich die Stromnachfrage gemäß einer branchenüblichen Faustregel infolge von wenig effizienten elektrischen Heizungen pro Grad Temperaturabfall um rund 2 Gigawatt – eine enorme Steigung, die regelmäßig zu Spannungen am Markt führt. Auch in Deutschland zeichnet sich, getragen vom stark zunehmenden Einsatz von Wärmepumpen (inzwischen in rund 70 Prozent der Neubauten verbaut), ein erster, wenn auch moderater, temperaturabhängiger Effekt auf die Last ab. Da hierzu bislang keine öffentlichen Statistiken vorliegen, gibt ein grober Überschlag Aufschluss: Geht man von einer Dauerlast typischer Wärmepumpen von etwa 1,5 kW und einer Gesamtzahl von rund 1,6 Millionen Anlagen (Ende 2024) aus, ergibt sich an kalten Tagen eine durchschnittliche Zusatzlast von ungefähr 2,5 Gigawatt. Das entspricht rund 4 Prozent der mittleren deutschen Winterlast.

Auf der Erzeugungsseite blieb der Wind im Dezember über weite Strecken präsent, überschritt jedoch nur selten die Marke von 35 Gigawatt und fiel immer wieder bis auf etwa 10 Gigawatt zurück. Diese ausgeprägte Volatilität spiegelte sich in entsprechend schwankenden Spotpreisen wider. In Kombination mit der insgesamt hohen Systemlast mussten zur Deckung der Nachfrage wiederholt kostenintensive fossile Kraftwerke eingesetzt werden.

Die angespannte Marktlage zeigte sich besonders deutlich zu Monatsbeginn: Zwischen dem 2. und 5. Dezember trat in den Abendstunden eine kurzzeitige Dunkelflaute auf. Am 3. Dezember markierten die Preise ihren vorläufigen Höhepunkt mit 308,35 €/MWh im Day‑Ahead für die Stunde 16–17 Uhr und bis zu 1.000 €/MWh im Intraday für das Produkt 17Q1 (17:00–17:15 Uhr). Treiber waren nicht allein eine deutlich hinter der Prognose zurückbleibende Windeinspeisung, sondern auch ungeplante Stillstände von Braunkohlekraftwerken im Umfang von bis zu 2,5 Gigawatt.

Nach dem ausgeprägt festen November gaben die Marktwerte im Dezember 2025 leicht nach, verharrten jedoch insgesamt auf erhöhtem Niveau. Der mengengewichtete Spotpreis reduzierte sich im Monatsvergleich von 10,188 ct/kWh auf 9,347 ct/kWh – ein Rückgang um 8,3 %. Damit blieb der Dezember trotz der Korrektur klar über den Herbstwerten und bestätigte das robuste Preisumfeld zum Jahresausklang.

Auch die Windenergie verzeichnete moderate Abschläge. Der Marktwert für Wind an Land sank auf 8,349 ct/kWh (‑6,5 % zum Vormonat). Ähnlich gestaltete sich der Trend bei Wind auf See: 8,608 ct/kWh (‑5,3 %). Diese Rückgänge spiegeln die phasenweise gute Windeinspeisung wider, die bei insgesamt hoher Last zwar stützend wirkte, zugleich jedoch extreme Preisspitzen glättete.

Die Photovoltaik erwies sich hingegen als stabil. Der Marktwert Solar stieg leicht auf 9,373 ct/kWh und damit um 3 %. Trotz kurzer Tage und niedriger absoluter Einspeisemengen profitierten Solaranlagen von den insgesamt hohen Preisniveaus – insbesondere in den wenigen, dafür besonders wertvollen Mittagsstunden. Zur Einordnung: Im Dezember deckte Solarstrom lediglich 3,8 % der Gesamtlast; im Juni lag der saisonale Spitzenwert noch bei 28,5 %.

Auf Jahressicht belief sich der durchschnittliche Großhandelsstrompreis im Day‑Ahead‑Handel auf 89,32 €/MWh (+13,8 % gegenüber dem Vorjahr). Ein Blick zu den Nachbarn schärft die Perspektive: In den deutschen Nachabrstaaten stiegen die Day‑Ahead‑Jahresmittel noch kräftiger, nämlich um 17,3 %, sodass der deutsche Durchschnittswert nur knapp über dem über alle Nachbarländer gemittelten Großhandelsstrompreis von 83,78 €/MWh lag. Besonders hoch und teils über dem deutschen Niveau, waren die Preise in Polen (104,29 €/MWh), der Schweiz (101,69 €/MWh), Österreich (98,94 €/MWh) und Tschechien (96,83 €/MWh).

Zurück nach Deutschland und in den Dezember 2025: Im Day‑Ahead‑Handel fielen die Großhandelspreise – wie bereits im November – zu keiner einzigen Stunde unter die Nulllinie. Folglich kam es in keinem Fall zu Kürzungen des anlagenspezifischen anzulegenden Wertes nach § 51 EEG, unabhängig davon, ob eine Anlage der 6‑, 4‑ oder 1‑Stunden‑Regel unterliegt.

Die Erdgaspreise, die den Day‑Ahead‑Stromhandel im November knapp unterhalb der 30‑Euro‑Marke beschlossen hatten, gaben zu Monatsbeginn Dezember infolge milder Witterung und positiver Aussichten auf verfügbare LNG‑Lieferungen um nahezu 10 % nach. Die Lieferungen machen inzwischen rund ein Zehntel der Gasimporte aus. Das Monatstief wurde am 8. Dezember bei 27,76 €/MWh markiert. Erst die einsetzende kältere Witterung sorgte im weiteren Verlauf für eine Erholung, sodass der Monat nahezu unverändert bei rund 30 €/MWh endete.

Zur Erinnerung: Anfang Januar 2025 lag der Gaspreis noch über 50 €/MWh und erreichte im Februar mit 58,54 €/MWh sein Jahreshoch. Seither ist er um nahezu 50 % gefallen – bemerkenswert, zumal die deutschen Gasspeicher zum Jahresende mit 56 % deutlich unter dem üblichen Mittel befüllt waren.

Wie gewohnt orientierten sich die Terminmarktpreise für Strom im Dezember weitgehend am Gas. Das Base‑Frontjahr 2026 beendete Monat und Jahr bei 85,38 €/MWh; nur geringfügig unter dem Einstieg in den Dezemberhandel (86,25 €/MWh). Ein Rückblick auf den Jahresauftakt (92,21 €/MWh) zeigt zwar ebenfalls eine Verbilligung, allerdings deutlich weniger ausgeprägt als beim Gas.

Die eingangs erwähnte kurzzeitige Dunkelflaute verteuerte am Regelenergiemarkt, auf dem die vier Übertragungsnetzbetreiber Reservekapazitäten zur Netzstabilisierung beschaffen, zunächst die positive Reserve, die bei Unterdeckung binnen Minuten zusätzliche Leistung bereitstellt. In den folgenden zwei Wochen setzten sich kontinuierlich niedrigere Preise durch, ehe es über die Weihnachtsfeiertage zu einem regelrechten Preisrutsch sowohl bei positiver als auch bei negativer Reserve kam. Insgesamt vergünstigten sich sämtliche Regelenergieprodukte im Dezember gegenüber dem Vormonat und setzten damit den Negativtrend des vierten Quartals 2025 fort. Anbieter negativer Sekundärregelleistung (SRL), etwa Biogasanlagen, erzielten 2.540 Euro pro Megawatt kontinuierlich vorgehaltener und bezuschlagter Leistung (‑48,5 % zum Vormonat).

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