Der Juni präsentierte sich als Monat der Gegensätze: Während sich das Marktgeschehen tagsüber zumeist in ruhigen Bahnen bewegte, sorgten die letzten Juniabende für unerwartete Preisausschläge. Gleichzeitig markierte der Anteil erneuerbarer Energien an der Stromerzeugung ein neues Allzeithoch auf monatlicher Basis.
Verantwortlich für die teils drastischen Preissteigerungen gegen Monatsende war eine ausgeprägte Hitzeflaute. Der durch schwül-warme Witterung angestiegene Stromverbrauch – etwa infolge vermehrten Einsatzes von Klimaanlagen – traf auf eine nahezu vollständig zum Erliegen gekommene Windstromproduktion. Zusätzlich kam es in Frankreichs Atomkraftwerkspark infolge von Kühlwasserengpässen zu Leistungsminderungen, was die Importmöglichkeiten von günstigem Strom einschränkte.
So kletterte der durchschnittliche Stundenpreis am 30. Juni im Intraday-Handel für die Zeit von 20 bis 21 Uhr auf beachtliche 432,56 €/MWh, während der Day-Ahead-Markt für denselben Zeitraum noch 288,97 €/MWh erzielt hat. Solch deutliche Diskrepanzen zwischen den Handelssegmenten weisen auf eine unvorbereitete Marktreaktion hin, weil sich das Handelsgeschehen nicht rechtzeitig auf die Situation eingestellt hatte.
Ein weiteres Beispiel aus dem Juni: Am 14.06. erzielte die Auktion ID 22Q1 (Intraday-Zeitfenster 21:00–21:15 Uhr) einen Durchschnittspreis von außergewöhnlichen 1400 €/MWh – während der Day-Ahead-Handel deutlich darunter lag. Ursache war ein kurzfristiger Ausfall von rund 8 Gigawatt prognostiziertem Wind- und thermischer Erzeugung, der die Nachfrage in den teureren Intraday-Markt verlagerte.
Gleichzeitig blieb das aus den Vormonaten bekannte Phänomen negativer Preise zur Mittagszeit bestehen. Diese traten besonders an Wochenenden regelmäßig auf und führten gemäß § 51 EEG zur Reduzierung des anlagenspezifischen anzulegenden Werts. Verantwortlich war die Kombination aus schwacher Last zur Mittagszeit, hohen PV-Erträgen und mangelnder Flexibilität bei der Abregelung der Einspeisung – sowohl bei konventionellen Anlagen als auch bei regenerativen Erzeugern. Den Tiefpunkt verzeichnete der Intraday-Preis am 21. Juni zwischen 13 und 14 Uhr mit -164,86 €/MWh, während der entsprechende Day-Ahead-Wert noch bei moderateren -29,98 €/MWh lag. Besonders profitieren konnten Stromverbraucher_innen, die ihren Energiebedarf flexibel in Zeitfenster mit geringen oder negativen Preisen verlagern können.
Erneuerbare Energien dominierten im Juni deutlich das Erzeugungsgeschehen: Mit einem Anteil von 75,9 % an der Gesamtstromproduktion wurde ein neues Allzeithoch auf Monatsbasis erreicht. Auffällig war dabei, dass Windkraft (30,8 %) die Photovoltaik (30,2 %) trotz weiterhin starker Solarleistung knapp überflügelte.
Die hohe Einspeisung aus erneuerbaren Quellen drückte den durchschnittlichen, mengenbasierten Strompreis im Day-Ahead-Handel auf 6,399 ct/kWh – rund 5 % weniger als im Mai (6,734 ct/kWh). Auch die technologiebezogenen Marktwerte gingen zum Teil deutlich zurück: Photovoltaik sank auf 1,843 ct/kWh (-7,7 %), Wind Onshore auf 5,141 ct/kWh (-16,7 %) und Offshore-Wind auf 5,823 ct/kWh (-8,1 %). Besonders Photovoltaikanlagen litten unter den anhaltenden Überschüssen zur Mittagszeit, die sich negativ auf die sogenannte Capture Rate und damit auf den Marktwert auswirkten, der sich unter den Durchschnitt drückte. Windkraftanlagen mussten ebenfalls signifikante Abschläge hinnehmen. Einzig Bioenergie und Wasserkraft konnten aufgrund ihrer konstanten Einspeiseprofile den durchschnittlichen Marktpreis erzielen.
Die Großhandelspreise für Erdgas zeigten sich im Juni volatil. Anfangs getrieben von geopolitischen Spannungen – insbesondere in Nahost sowie durch Unsicherheiten am französischen Atomstrommarkt – stiegen sie von 35,62 €/MWh am 2. Juni auf 42,34 €/MWh am 19. Juni. Gegen Monatsende beruhigte sich die Lage; infolge diplomatischer Fortschritte und einer Waffenruhe zwischen Israel und dem Iran sank der Preis auf 33,72 €/MWh.
Auch der Strom-Terminmarkt war von dieser geopolitischen Zweiteilung geprägt: Zunächst trieben geopolitische Risiken – insbesondere in Bezug auf das Frontjahr 2026 – die Preise im Jahreskontrakt (Base) auf bis zu 93,24 €/MWh. Nach Entspannungssignalen setzte jedoch eine teils deutliche Preiskorrektur ein. Gegen Monatsende sorgten erneute Sorgen um die französischen Atomkraftwerke – insbesondere mögliche Korrosionsschäden am Reaktor Civaux-2 im Westen Frankreichs – nochmals für Auftrieb. Es ist unklar, inwieweit verstärkte Inspektionsbelastungen Einfluss auf die Verfügbarkeit französischen Atomstroms nehmen. Dennoch schloss der Base-Frontjahreskontrakt am 30. Juni mit 84,58 €/MWh; merklich unter dem Ausgangsniveau.
Im Bereich der Regelenergie war ein leichter Rückgang zu verzeichnen – das Marktumfeld blieb jedoch auf hohem Niveau stabil. Anbieter von negativer Sekundärregelleistung – etwa Biogasanlagen – konnten bei kontinuierlicher Leistungsbereitstellung durchschnittliche Monatserlöse von 19.668 Euro erzielen, was einem Rückgang von 17 % im Vergleich zum Vormonat entspricht. Auch bei anderen Produkten war ein leichter Abwärtstrend erkennbar – einzig die positive Minutenreserve zeigte sich stabil bis leicht anziehend.
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.
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