Häufig vollständige Deckung durch Erneuerbare im Juli – dennoch keine drastischen Preiseinbrüche

Besonders bemerkenswert präsentierte sich die Lage am 12. und 18. Juli. Die Residuallast fiel um die Mittagsstunden auf Werte von bis zu minus zwölf Gigawatt. Noch vor wenigen Monaten hätte eine derart ausgeprägte Überdeckung nahezu zwangsläufig erhebliche Verwerfungen an den Strommärkten ausgelöst. Im Frühjahr führten vergleichbare Einspeisesituationen regelmäßig zu stark negativen Strompreisen, die teilweise an die technischen Grenzen des Börsenhandels stießen. Im Juli zeigte sich jedoch ein anderes Bild: Zwar bewegten sich die Preise weiterhin immer wieder unterhalb der Nulllinie, die drastischen Preisabstürze der Vormonate blieben jedoch, ebenso aus wie außergewöhnliche Preisausschläge, in den Abendstunden. Insgesamt wirkte das Marktgeschehen deutlich stabiler und ausgewogener, obwohl der Anteil erneuerbarer Energien so hoch war wie nie zuvor.

Für diese Entwicklung kommen mehrere Faktoren infrage. Einerseits ließ sich die im Juli besonders hohe Windeinspeisung deutlich flexibler abregeln als die Stromproduktion aus Photovoltaikanlagen. Gerade kleinere Solaranlagen auf Hausdächern entziehen sich nach wie vor weitgehend einer kurzfristigen Steuerung. Andererseits erhöhte die sommerliche Hitze die Stromnachfrage in weiten Teilen Europas, insbesondere durch den verstärkten Einsatz von Klimaanlagen. Dadurch konnten überschüssige Strommengen wesentlich leichter in die Nachbarländer abgeleitet werden. Die Nettoexporte Deutschlands beliefen sich im Juli auf rund 5,64 Terawattstunden und lagen damit deutlich über dem Niveau des Aprils, als lediglich 4,84 Terawattstunden exportiert wurden.

Darüber hinaus verringerte die anhaltende Trockenheit die Wasserkrafterzeugung im Alpenraum. Infolgedessen stand weniger kostengünstiger Strom aus Österreich für den europäischen Markt zur Verfügung, was zusätzliche Absatzmöglichkeiten für deutsche Stromüberschüsse eröffnete. Gleichzeitig zeichnet sich zunehmend die Wirkung eines wachsenden Flexibilitätspotenzials ab. Deutschland verfügt mittlerweile über stationäre Batteriespeicher mit einer Leistung von nahezu 20 Gigawatt sowie über mehr als zwei Millionen batterieelektrische Fahrzeuge. Beide Technologien wachsen kontinuierlich. Zwar lässt sich ihr konkreter Einfluss bislang nur schwer quantifizieren, doch spricht vieles dafür, dass sie einen Teil der hohen Mittagsproduktion zwischenspeichern und dadurch den Druck auf die Strompreise merklich reduzieren.

Der Juli reiht sich damit in eine Entwicklung ein, die sich bereits seit mehreren Jahren abzeichnet: Die ausgeprägtesten Phasen negativer Strompreise treten nicht während der Sommermonate auf, sondern vor allem im Frühjahr. In dieser Jahreszeit fällt eine besonders hohe Photovoltaikproduktion mit einer vergleichsweise verhaltenen Stromnachfrage zusammen. Schließlich sind die Heizmonate vorbei, während der zusätzliche Stromverbrauch für Kühlung und Klimatisierung noch keine nennenswerte Rolle spielt. Im Hochsommer hingegen scheint das Energiesystem zunehmend in der Lage zu sein, überschüssige erneuerbare Strommengen zu integrieren. Dies deutet darauf hin, dass der fortschreitende Ausbau von Flexibilitätsoptionen sowie die stärkere europäische Marktintegration die Aufnahmefähigkeit des Stromsystems für hohe Anteile erneuerbarer Energien nachhaltig verbessern.

Nach dem deutlichen Preisanstieg im Juni verzeichnete der Spotmarkt im Juli 2026 eine leichte Korrektur. Der mengengewichtete Spotmarktpreis, der unter anderem für Bioenergie- und Laufwasserkraftanlagen von zentraler Bedeutung ist, sank von 10,952 ct/kWh auf 10, ct/kWh und lag damit um 3,7 % unter dem Vormonatswert. Trotz der häufigen Überschusssituationen zur Mittagszeit blieb das allgemeine Preisniveau damit bemerkenswert stabil.

Deutlich stärker entwickelte sich die Windenergie. Der Marktwert von Onshore-Windstrom erhöhte sich gegenüber Juni von 7,855 ct/kWh auf 8,601 ct/kWh und legte damit um 9,5 % zu. Noch dynamischer fiel die Entwicklung bei der Offshore-Windkraft aus: Hier stieg der Marktwert um 15,8 % auf 9,238 ct/kWh. Die Windenergie profitierte dabei insbesondere davon, dass ihre Einspeisung zeitlich weniger stark mit den besonders preisgünstigen Mittagsstunden zusammenfiel. Für die Photovoltaik stellte sich die Situation hingegen anders dar. Nach der deutlichen Erholung im Vormonat gab ihr Marktwert erneut nach und sank von 6,190 ct/kWh auf 5,226 ct/kWh, was einem Rückgang von 15,6 % entspricht. Ursache hierfür war die hohe solare Einspeisung in den Mittagsstunden, die das Preisniveau genau zu den Zeiten belastete, in denen PV-Anlagen ihre höchsten Erträge erzielen. Gleichwohl lag der Marktwert von Solarstrom weiterhin deutlich über den außergewöhnlich niedrigen Frühjahrswerten, als im April lediglich 1,317 ct/kWh erzielt wurden.

Die häufig negative Residuallast spiegelte sich auch in einer erhöhten Anzahl von Stunden mit negativen Strompreisen wider. Im Juli fiel der Day-Ahead-Preis in insgesamt 79 Stunden unter null Euro pro Megawattstunde und damit deutlich häufiger als im Juni (52 Stunden). Wie für die Sommermonate charakteristisch, konzentrierten sich diese Preisphasen nahezu ausschließlich auf die Mittagsstunden, in denen die Photovoltaikeinspeisung ihren Tageshöchststand erreicht.

Der deutsche Erdgasmarkt war im Juli von erheblichen Preisbewegungen geprägt. Der THE-Day-Ahead-Preis stieg innerhalb eines Monats von 43,35€/MWh auf 58,65 €/MWh und verteuerte sich damit um rund 35 %. Auslöser dieser Entwicklung war die erneute Eskalation der geopolitischen Spannungen im Nahen Osten. Nach dem Bruch der Waffenruhe am 8. Juli schränkte der Iran nach eigenen Angaben die Durchfahrt durch die Straße von Hormus ein, während Katar infolge eines Angriffs auf einen Tanker den Ausbau seiner LNG-Exporte vorübergehend aussetzte. Da das Emirat einen bedeutenden Anteil (ca. 12-14%) der europäischen LNG-Versorgung stellt, wirkten sich diese Entwicklungen unmittelbar auf die Beschaffungskosten aus. Verstärkt wurde der Preisdruck durch vergleichsweise niedrige Speicherfüllstände in Europa und Deutschland, die den sommerlichen Einkaufsbedarf zusätzlich erhöhten.

Am deutschen Stromterminmarkt setzte sich die Aufwärtsbewegung ebenfalls fort. Das Frontjahrprodukt 2027 (Base) stieg von 92,41 €/MWh zu Monatsbeginn auf zwischenzeitlich 111,40 €/MWh Euro am 24. Juli, bevor es bis zum Monatsende wieder auf 104,24 Euro €/MWh zurückfiel. Insgesamt ergab sich damit ein Monatsplus von rund 13 %. Maßgeblicher Treiber dieser Entwicklung war die enge Verknüpfung zwischen Strom- und Gasmarkt. Solange Gaskraftwerke in Zeiten hoher Nachfrage den preisbestimmenden Kraftwerkstyp darstellen, schlagen steigende Erdgaspreise unmittelbar auf die langfristigen Strompreisnotierungen durch.

Die im Juli ausbleibenden Engpasssituationen während der Abendstunden spiegelten sich schließlich auch am Regelenergiemarkt wider, über den die deutschen Übertragungsnetzbetreiber die zur Stabilisierung der Netzfrequenz erforderlichen Reserven beschaffen. Die Preise für positive Regelenergie gingen im Monatsverlauf deutlich zurück. So verbilligte sich die positive Minutenreserve um 56,5 %, während die Kosten für positive Sekundärregelleistung um 28,36 % sanken. Eine gegenläufige Entwicklung zeigte sich hingegen bei negativen Reserven. Anbieter negativer Sekundärregelleistung erzielten durchschnittlich 13.522 €/MWh vorgehaltener und bezuschlagter Leistung, was einem Anstieg von 3,41 % gegenüber dem Vormonat entspricht. Noch stärker legten die Preise für negative Minutenreserve zu und verzeichneten ein Plus von rund 15 %. Der Grund für ansteigende Kapazitätspreise der negativen Regelenergie liegt in gestiegenen Kosten, da Kraftwerke trotz sehr niedriger Strompreise weiterlaufen müssen, um bei Bedarf ihre Einspeisung kurzfristig reduzieren zu können. Die dabei entstehenden Verluste gleichen die Marktteilnehmer häufig über höhere Vergütungen für die Bereitstellung dieser Flexibilität aus.

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.