Bergheim und Hormus treiben Strompreise auf Jahreshoch

Bis etwa 20 Uhr war der 1. September ein völlig unauffälliger Handelstag. Dann trennte ein Kurzschluss nahe einem Umspannwerk im Kreis Bergheim bei Köln fünf Braunkohleblöcke von RWE Power von jetzt auf gleich vom Stromnetz: Neurath F und G sowie Niederaußem G, H und K. Ursache war ein Anschlag auf die Infrastruktur, die die Kraftwerke mit dem Stromnetz verbindet. Ein Verdächtiger sitzt mittlerweile in Haft, der Generalbundesanwalt ermittelt.

An der Strombörse löste der Sabotageakt binnen weniger Minuten für Preissprünge aus, wie sie selbst erfahrene Stromhändler noch nicht oft erlebt haben dürften. Die betroffenen Kraftwerke verfügen zusammen über eine installierte Leistung von rund 4200 Megawatt. Zum Zeitpunkt des Vorfalls speisten sie etwa 3000 Megawatt ins Netz ein – etwa 5 % der Nachfrage.

Trotz der großen Fallhöhe blieb das Netz weitgehend stabil. Dank ausreichend Regelenergie aus Deutschland und über den Ausgleichmechanismus der europäischen Netzbetreiber PICASSO ließ sich ein Stromausfall für Verbraucher_innen abwenden. Im kurzfristigen Stromhandel hingegen sorgte der Vorfall für erhebliche Turbulenzen.

Im kontinuierlichen Intraday-Handel schossen die Preise nach oben, sobald das Ausmaß der Kraftwerksausfälle bekannt wurde. Bereits die Viertelstunde von 20:15 bis 20:30 Uhr erzielte in der Spitze mehr als 350 €/MWh, die folgende Viertelstunde bereits mehr als 2000 €/MWh. Für die Spanne zwischen 20:45 und 21 Uhr erreichten einzelne Trades sogar mehr als 7000 €/MWh. Auch für die darauffolgenden Viertelstunden wurden teilweise noch vierstellige Summen pro Megawattstunde gezahlt. Der Intraday-Stundenkontrakt für die Zeit von 21 bis 22 Uhr lag zwischenzeitlich um die 2500 €/MWh.

Der Preis spielt manchmal keine Rolle

Hinter solch extremen Ausschlägen steht ein vergleichsweise einfacher Mechanismus: Entfallen unvorhergesehen mehrere Gigawatt eingekaufte Erzeugungsleistung, müssen die betroffenen Marktteilnehmer diese riesigen Mengen Strom innerhalb kürzester Zeit anderweitig beschaffen. Aufgrund der akuten Knappheit tun sie das nahezu unabhängig vom Preis.

Zwischen 20 Uhr und 21:15 Uhr zeigte sich eine anhaltende Unterdeckung von rund 1,5 bis 2 Gigawatt im deutschen Stromsystem. Die Übertragungsnetzbetreiber mussten entsprechend positive Regelenergie aktivieren, zeitweise in einer Größenordnung von mehr als einem Gigawatt. Nach etwa anderthalb Stunden beruhigte sich die Lage jedoch wieder. Ab der Viertelstunde von 21:30 bis 21:45 Uhr normalisierten sich die Preise weitgehend.

So spektakulär dieser außergewöhnliche Handelstag auch war, für das durchschnittliche Strompreisniveau des gesamten Monats spielte er letztlich nur eine untergeordnete Rolle. Auch mit solch extremen Preisen wirken sich einzelne Intraday-Geschäfte mit verhältnismäßig geringen Volumina kaum auf die über den gesamten Monat gemittelten Preise aus. 

Gaspreis bleibt die relevante Größe

Weitaus entscheidender für den Strompreis im September 2026 waren die weiter hohen Erdgaspreise. Sie trieben – insbesondere in Stunden mit geringer erneuerbarer Einspeisung – das Preisniveau nach oben. Die Situation in der Straße von Hormus hatte also einen größeren Einfluss auf die deutschen Strompreise als die Sabotage am Umspannwerk in Bergheim.

Dabei mangelte es dem September keineswegs an erneuerbarem Strom. Die Photovoltaik lieferte für die Jahreszeit bemerkenswert hohe Leistungen. An keinem Tag sank die solare Einspeisespitze unter 20 Gigawatt, an gleich 17 Tagen überschritt sie sogar die Marke von 40 Gigawatt. Hinzu kamen zwei längere Phasen mit kräftiger Windeinspeisung. Dennoch reichte die erneuerbare Erzeugung immer seltener, um die Preise unter die Nulllinie zu drücken. Das Ende des Sommers machte sich damit auch am Strommarkt bemerkbar: Mit kürzer werdenden Tagen und steigender Residuallast verloren die typischen sommerlichen Überflussphasen an Bedeutung, dürften aber nach Ansicht der Analyst_innen von Next Kraftwerke einen noch höheren Strompreisanstieg verhindert haben.

Wie teuer Strom in den Stunden geringer erneuerbarer Erzeugung inzwischen werden kann, zeigte besonders der 14. September. Zwischen 19 und 20 Uhr standen durchschnittlich nur rund zwei Gigawatt Leistung aus Wind- und Solaranlagen zur Verfügung. Der Day-Ahead-Preis sprang daraufhin auf 697 €/MWh und erreichte damit seinen höchsten Stundenwert im gesamten Monat. Ähnliche Konstellationen waren am 10. September und am 22. September zu beobachten. Sobald Wind und Sonne weitgehend ausfielen, bestimmten die teuren konventionellen Kraftwerke die Preisbildung – Merit Order in voller Ausprägung. 

Jahreshoch im Day-Ahead-Handel bei gemischten Marktwerten 

Der mengengewichtete Day-Ahead-Spotmarktpreis, der unter anderem für Bioenergie- und Laufwasserkraftwerke maßgeblich ist, erhöhte sich von 12,689 ct/kWh im August auf 14,482 ct/kWh im September. Das entspricht einem Anstieg um 14,1 % und markiert einen neuen Jahreshöchststand. Damit lag der durchschnittliche Spotmarktpreis rund 85 % über dem bisherigen Jahrestief aus dem April (7,852 ct/kWh).

Anders als der Gesamtmarkt entwickelte sich die Windenergie uneinheitlich. Der Marktwert Wind an Land sank um 5,2 % von 11,545 ct/kWh im August auf 10,940 ct/kWh im September. Nahezu unverändert blieb dagegen der Marktwert Wind auf See, der mit 11,974 ct/kWh nur um Cent-Bruchteile über dem Augustwert von 11,967 ct/kWh lag.

Deutlich erfreulicher verlief der Monat für die Photovoltaik. Der Marktwert Solar stieg von 6,359 ct/kWh im August auf 8,177 ct/kWh im September und legte damit um 28,6 % zu. Trotz der für die Jahreszeit bemerkenswert hohen Solareinspeisung profitierten die Anlagen von der mit dem fortschreitenden Herbst nachlassenden Konkurrenz durch gleichzeitig einspeisende Solaranlagen, aber auch vom allgemein gestiegenen Preisniveau. Damit erreichte der Marktwert Solar seinen höchsten Stand seit Januar 2026, blieb allerdings deutlich unter dem durchschnittlichen Spotmarktpreis.

Die Zahl der Stunden mit negativen Strompreisen ging im September weiter zurück. Insgesamt notierte der Day-Ahead-Preis in 39 Stunden unterhalb der Nulllinie, nachdem im August noch 55 Stunden mit Minuspreisen zu verzeichnen waren. Auch die Ausprägung war geringer der Negativpreisphasen war geringer. Für betroffene Anlagen konnte dies trotzdem erneut eine Kürzung des anlagenspezifischen anzulegenden Werts und damit des Marktprämienanspruchs nach § 51 EEG bedeuten. 

Hoher Gaspreis schlägt auf Terminmarkt durch

Der THE-Day-Ahead-Preis für Erdgas setzte seinen Aufwärtstrend zunächst auch im September fort. Von 72,62 €/MWh zu Monatsbeginn kletterte er bis zum 14. September steil auf 84,24 €/MWh. Anschließend entspannte sich die Lage am Gasmarkt deutlich, nachdem der Iran wieder einzelne Schiffe die Straße von Hormus passieren ließ und damit Hoffnungen auf eine Lockerung der angespannten Liefersituation weckte. Bis zum Monatsende fiel der Preis auf 73,73 €/MWh zurück und lag damit nur noch geringfügig über seinem Ausgangsniveau.

Zusätzlichen Druck auf den Gasmarkt brachten die geringen Füllstände der Gasspeicher in mehreren europäischen Ländern. Besonders niedrig sind sie jedoch hierzulande: Am 25. September waren die deutschen Gasspeicher lediglich zu 57,15 % gefüllt und lagen damit rund 20 Prozentpunkte unter dem Stand vor einem Jahr. Bereits Mitte des Monats hatte Klaus Müller, Präsident der Bundesnetzagentur, erklärt, dass ein Füllstand von 80 % vor dem Winter kaum noch erreichbar sei. Er forderte die Gashändler auf die verbleibenden Wochen zu nutzen, um Erdgas einzuspeichern. Zugleich betonte er, dass Deutschland auch im Winter auf Importe pber Pipeline und LNG-Terminals zurückgreifen könne. Dennoch bleibt die Versorgungslage ein Unsicherheitsfaktor für die Gas- und damit auch die Strompreise im bevorstehenden Winter.

Auch am Stromterminmarkt spiegelte sich die Preisentwicklung des Gasmarkts deutlich wider. Das Base-Frontjahr 2027 startete am 1. September bei 119,90 €/MWh und kletterte parallel zu den Gaspreisen bis zum 14. September auf einen Monatshöchststand von 135,80 €/MWh. Mit der anschließenden Entspannung am Gasmarkt gaben auch die Strom-Futures wieder nach. Allerdings fiel der Rückgang weniger stark aus als beim Erdgas: Zum Monatsende notierte der Kontrakt bei 128,03 €/MWh und damit noch rund 6,8 % über seinem Ausgangswert. 

Regelenergiemarkt vollführt Jahreszeitenwende

Das Preisgefüge am deutschen Regelenergiemarkt vollführte im September eine regelrechte Volte. Während die Leistungspreise für positive Regelenergie kräftig anzogen, verbilligten sich die negativen Reserven. Ein Grund dafür waren Wartungsarbeiten an Kraftwerken, die das verfügbare Angebot zeitweise verknappten. Vor allem aber machte sich der Übergang vom Sommer zum Herbst bemerkbar: Während in den sonnenreichen Monaten häufig überschüssiger Strom aus dem Netz genommen werden muss und entsprechend negative Regelenergie gefragt ist, gewinnen mit abnehmender Solareinspeisung und steigender Residuallast die positiven Reserven wieder an Knappheit. Die gestiegenen Gaspreise dürften ihr Übriges zu den höheren Leistungspreisen für positive Regelenergie beigetragen haben.

Besonders ausgeprägt war der Anstieg bei der positiven Minutenreserve. Ihr durchschnittlicher Leistungspreis erhöhte sich von 509 €/MW im August auf 2234 €/MW im September und damit auf mehr als das Vierfache. Die positive Sekundärregelleistung verteuerte sich auf 8631 €/MW, ein Plus von rund 57 % gegenüber August. In die entgegengesetzte Richtung entwickelten sich die negativen Reserven: Die Leistungspreise der negativen Minutenreserve sanken auf 11.672 €/MW, während die negative Sekundärregelleistung auf 11.371 €/MW nachgab (beide rund -19 % zum Vormonat). Die Preise für Primärregelleistung (PRL) blieben dagegen nahezu unverändert. Sämtliche Angaben beziehen sich auf die durchschnittlichen Leistungserlöse bei durchgehend verfügbarer und bezuschlagter Leistung.