Winterliche Preise an der Strombörse – keine Preise unter Null

Die erste Dunkelflaute am 8. und 9. November war vor allem durch die Gelassenheit gekennzeichnet, mit der der Markt sie einpreiste: Trotz einer Einspeisung von gerade einmal 10 Gigawatt aus Wind- und Solarenergie überschritt der Day-Ahead-Preis nicht die Marke von 140 €/MWh – bemerkenswert niedrig für eine derart wind- und sonnenarme Wetterlage. Der Grund ist simpel und liegt im Kalender: Es war Wochenende; die Spitzenlast lag lediglich bei rund 59 Gigawatt.

Anders verlief die zweite Dunkelflaute am 25. und 26. November. Hier stieg die Spitzennachfrage auf über 70 Gigawatt, und die Preise im Day-Ahead-Handel kletterten deutlich, mit einem Maximum von 399,93 €/MWh in der Viertelstunde von 17:15 bis 17:30 Uhr. Im Intraday-Markt folgte jedoch umgehend die Gegenbewegung: Durchschnittlich lagen die untertägigen Handelspreise über beide Tage hinweg etwa 100 bis 150 €/MWh unter den korrespondierenden Day-Ahead-Notierungen. Dies verdeutlicht, wie stark inzwischen die reine Erwartungshaltung den Markt prägt und wie schnell Händler antizipativ auf eine mögliche Dunkelflaute reagieren, noch bevor sie faktisch eintritt. Die ironische – und bewusst pointierte – Frage drängt sich somit auf: Existiert die Dunkelflaute tatsächlich, oder dominiert vor allem die Furcht vor ihr?

Der November war der erste Monat seit Februar 2025 ohne eine einzige negative Preisstunde. Das Monatstief von 4,35 €/MWh, ein Niveau, das in den vergangenen Monaten regelmäßig unterschritten wurde, markiert die Untergrenze des Preisverlaufs. Meteorologisch präsentierte sich der Monat als ungewöhnliche Mischung: Der Wind durchbrach die Marke von 40 GW nur selten, mit einer markanten Ausnahme am 23. November; zugleich blieb die Photovoltaikeinspeisung für die Jahreszeit auffallend kräftig, mit mehreren Tagen, an denen zur Mittagszeit mehr als 20 GW eingespeist wurden.

Über sämtliche Erzeugungstechnologien hinweg zogen die durchschnittlichen Marktwerte im November deutlich an. Der mengengewichtete Spotpreis erhöhte sich um 20,7 % von 8,44 ct/kWh im Oktober auf 10,18 ct/kWh. Besonders stark profitierten die Windtechnologien: Der Marktwert für Wind an Land stieg um 60 % auf 8,93 ct/kWh, der für Wind auf See um 32,4 % auf 9,09 ct/kWh. Auch die Photovoltaik partizipierte am höheren Preisniveau, mit einem Zuwachs des Marktwerts Solar um 30,4 % auf 9,1 ct/kWh. Damit ergab sich eine mittlerweile seltene Konstellation: Alle drei großen erneuerbaren Technologien lagen preislich in einem engen Band zwischen neun und zehn Cent je Kilowattstunde.

Im Day‑Ahead‑Großhandel (Spothandel) gab es keine einzige Stunde mit negativen Preisen, während es noch 51 von solchen Stunden im Oktober gab. Infolgedessen griff im vergangenen Monat keine Kürzung des anlagenspezifischen anzulegenden Werts gemäß § 51 EEG aufgrund der 6‑Stunden‑Regel (alternativ, je nach EEG‑Regime, 4‑Stunden‑ bzw. 1‑Stunden‑Regel).

Die Großhandelspreise für Erdgas bewegten sich in der ersten Monatshälfte innerhalb des seit Wochen beobachteten Korridors von rund 32 €/MWh bis 34 €/MWh, bevor sie in der zweiten Monatshälfte deutlich und relativ abrupt nachgaben. Der Day‑Ahead‑Preis schloss den Monat bei 30,35 €/MWh, also knapp oberhalb der 30‑Euro‑Marke. Bemerkenswert ist diese Entwicklung vor dem Hintergrund, dass die deutschen Gasspeicher am Monatsende lediglich knapp über 67 % gefüllt waren und damit um 23 Prozentpunkte unter dem Füllstand zum vergleichbaren Zeitpunkt des Vorjahres. Gleichwohl schätzen Händler die Versorgungslage im gesamteuropäischen Kontext als entspannt ein, zumal kurzfristige LNG‑Importe verfügbar sind; der Markt preist daher keine akute Mangellage ein. Zusätzlich trugen Hoffnungen auf ein Kriegsende in der Ukraine zu einer weiteren Entspannung der Markterwartungen bei.

In der zweiten Monatshälfte spiegelte auch der Strom‑Terminmarkt den nachlassenden Preisdruck am Gasmarkt wider, flankiert von rückläufigen CO₂-Zertifikatspreisen. So sank der Preis für das Base‑Frontjahr 2026 zum Monatsende auf 87,63 €/MWh, nachdem er zuvor meist nur knapp unter der 90‑Euro‑Marke notiert hatte. Auch die Peak‑Produkte gaben im Monatsverlauf spürbar nach: Das Peak‑Frontjahr 2026 schloss den Monat bei „nur“ 91,58 €/MWh, obgleich es bereits am zweiten Handelstag im November ein Monatshoch von 95,96 €/MWh erreicht hatte.

Noch deutlich ausgeprägter war die Abwärtsbewegung bei den Preisen für Regelenergie. Die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber schreiben diese Reserven täglich aus, um die Netzfrequenz stabil zu halten; häufig werden dabei auch in Virtuellen Kraftwerken gebündelte Bioenergieanlagen bezuschlagt. Anbieter negativer Sekundärregelleistung (SRL) erzielten im Monatsmittel lediglich 4.933 Euro je Megawatt kontinuierlich vorgehaltener und bezuschlagter Leistung – ein Rückgang um 59,8 % gegenüber dem Vormonat bzw. um 75 % gegenüber September und damit den zweiten Monat in Folge geringere Erlöse. Auch alle übrigen Regelenergieprodukte verbuchten deutliche Rückgänge. Allerdings fiel der Abwärtstrend bei den positiven Reserven, die in den beiden kurzen November‑Dunkelflauten stark nachgefragt waren, weniger scharf aus als bei den negativen Reserven.

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.