Der letzte Monat mit Stundenprodukten am Day-Ahead-Markt
Der September 2025 war nicht nur geprägt vom letzten Aufbäumen des meteorologischen Sommers, sondern markierte zugleich einen Wendepunkt im europäischen Stromhandel: Zum letzten Mal wurden am Day-Ahead-Markt Stundenkontrakte gehandelt, denn ab Oktober erfolgt die Auktion im 15-Minuten-Rhythmus. Passend zu diesem Übergang zeigte sich der Spotmarkt in seiner ganzen Dynamik: Phasen stabiler Versorgung mit reichlich Windstrom wechselten sich mit punktuellen Preisspitzen ab, die verdeutlichten, dass selbst in einem insgesamt gut ausbalancierten Markt kurzfristige Überraschungen möglich bleiben.
Besonders prägnant war der 8. September: Nach mehreren Tagen solider Einspeisung brach die Windleistung an diesem Sonntagabend abrupt ein. sodass in der ohnehin kritischen Abendspitze lediglich zwei bis drei Gigawatt an Windleistung zur Verfügung standen. Hinzu kam eine deutliche Abweichung von der Prognose, wodurch die Residuallast unerwartet stark anstieg. Als zusätzlich rund ein Gigawatt konventioneller Kraftwerkskapazität ungeplant ausfiel, schossen die Preise im Intraday-Handel in die Höhe. In der Viertelstunde zwischen 20:15 und 20:30 Uhr erreichte der Markt mit 993 €/MWh den Monatshöchstwert - ein exemplarischer Beleg für die anhaltende Sensibilität gegenüber kurzfristigen Engpässen.
Bemerkenswert ist, dass der Day-Ahead-Preis für denselben Zeitraum deutlich niedriger lag, was den starken Einfluss der Wind-Underperformance und der konventionellen Ausfälle im kurzfristigen Handel unterstreicht. Bereits am Folgetag setzte der typische Rebound-Effekt ein: Aus Sorge vor erneuten Knappheiten agierten viele Marktteilnehmer sicherheitsorientiert, was die Day-Ahead-Preise über die Intraday-Notierungen hinaustrieb.
Gleichzeitig offenbarte der September die Stärke der Erneuerbaren: Mit einem Windanteil von 32,5 Prozent an der Stromerzeugung war er der zweitbeste Windmonat des Jahres, nur übertroffen vom stürmischen Januar. Die Solarenergie hingegen verzeichnete saisonbedingt einen deutlichen Rückgang und erreichte mit 19,5 Prozent nur noch leicht höhere Werte als im März.
Die durchschnittlichen Spotmarktpreise verharrten auf moderatem Niveau. Der mengengewichtete Preis, maßgeblich für die Vergütung von Wasserkraft- und Bioenergieanlagen, stieg um 8,5 % von 7,699 ct/kWh auf 8,351 ct/kWh.
Windenergie profitierte von der insgesamten hohen Einspeisung, jedoch mit unterschiedlichen Entwicklungen an Land und auf See: Der Marktwert für Onshore-Wind sank um 8,2 % auf 6,267 ct/kWh (6,824 ct/kWh im Vormonat), während Offshore-Wind mit 6,748 ct/kWh nahezu stabil blieb (-0,6 %). Die Photovoltaik legte nach dem August-Tief wieder zu: Der Marktwert stieg um 12,4 % auf 4,307 ct/kWh, bedingt durch die abnehmende solare Überdeckung in der Mittagszeit.
Im September griff die 4h-Regel in 60 Stunden (Vormonat: 64), was zu Kürzungen des anzulegenden Werts nach § 51 EEG führte. Auffällig: 90 % der negativen Preise traten tagsüber zwischen 9 und 18 Uhr infolge von PV-Überproduktion auf. Die Restlichen 6h verteilten sich auf die Nachtstunden des 16. Septembers und lassen sich auf windbedingte Überproduktion zurückführen.
Die Großhandelspreise für Erdgas bewegten sich in einem engen Seitwärtskorridor zwischen 32 und 33,50 €/MWh und schlossen nahezu unverändert bei 32,37 €/MWh. Das zwischenzeitliche Monatshoch konnte am 9. September bei 33,49 €/MWh beobachtet werden. Die deutschen Speicherstände blieben mit 75–76 % deutlich unter dem Vorjahresniveau von rund 95 %.
Am Terminmarkt setzte sich die ruhige Entwicklung fort: Das Base-Frontjahr 2026 schloss den September bei 85,10 €/MWh, während der CO₂-Preis sich weiterhin seitwärts zwischen 70 und 75 €/t bewegte.
Die Preise für Regelenergie, die von den deutschen Übertragungsnetzbetreibern täglich am Regelenergiemarkt auktioniert werden, zogen im September deutlich an. Dabei profitierten nicht alle Regelenergieprodukte im gleichen Maße: Insbesondere positive Sekundärregelleistung (+129,77 %) und positive Minutenreserve (+98,87 %) verzeichneten einen massiven Zuwachs, während negative Reserven wie die Primärregelleistung nur verhältnismäßig schwach zu. Anbieter von positiver Sekundärregelleistung wie Biogasanlagen erzielten bei kontinuierlicher Vorhaltung und Bezuschlagung von 1 MW regelbarer Leistung durchschnittliche Einnahmen von 24.620 Euro.
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