November-Dunkelflaute lässt Strompreise auf Jahreshoch steigen

Dunkelflauten, die mehrere Tage andauern, treten in der Regel etwa alle zwei Jahre auf – und im November 2024 war es wieder soweit. Am Höhepunkt der Dunkelflaute am 6. November lag der bundesweite Stromverbrauch bei rund 66 Gigawatt. Gleichzeitig lieferten Wind und Solarenergie in den Abendstunden nur etwa 100 Megawatt, was lediglich 0,15 % des Strombedarfs entspricht. Die Wetterlage war geprägt von einer sogenannten Omega-Lage, bei der ein Hochdruckgebiet mit minimalem Windaufkommen über Mitteleuropa verharrte. Der begleitende Nebel reduzierte zusätzlich die ohnehin geringe Solarstromproduktion im November erheblich. Trotz dieser Bedingungen blieb der Stromverbrauch stabil, da die Temperaturen deutschlandweit mild waren. Bei einer Abkühlung von 5-10 °C hätte die Last jedoch auf etwa 75 Gigawatt steigen können. Eine solche „kalte Dunkelflaute“ hätte den Druck auf das Stromsystem noch weiter verstärkt.

Während der Dunkelflaute übernahmen vor allem Gas- und Kohlekraftwerke sowie Bioenergie- und Laufwasserkraftwerke die Stromproduktion. Zusätzlich stiegen die Importe aus Nachbarländern kurzfristig auf etwa 13 Gigawatt an. Am Spotmarkt, der für den kurzfristigen Ausgleich von Angebot und Nachfrage entscheidend ist und somit eine zentrale Rolle bei der Überbrückung von Dunkelflauten spielt, zogen die Preise deutlich an. Der Day-Ahead-Preis erreichte am Abend des 6. November über 800 €/MWh. Auch an den Tagen davor und danach kam es in den Morgen- und Abendstunden gelegentlich zu Preisspitzen über 300 €/MWh. Der Intraday-Handel lag während der Spitzenzeiten knapp unter dem Preisniveau des Day-Ahead-Marktes, was darauf hindeutet, dass sich die Marktteilnehmer bereits im Vorfeld auf die außergewöhnliche Situation eingestellt hatten.
 

Der durchschnittliche Spotpreis für Strom erreichte im November 11,391 Cent pro Kilowattstunde und stellte damit ein neues Jahreshoch auf (zuvor 8,61 Cent pro Kilowattstunde im Oktober). Der mengengewichtete Durchschnittspreis für Strom aus Onshore-Windkraftanlagen lag bei 8,881 Cent pro Kilowattstunde, was einem Anstieg von 30,18 % im Vergleich zum Vormonat entspricht. Offshore-Windkraftanlagen erzielten im November 9,499 Cent pro Kilowattstunde (+28,61 % im Vergleich zum Vormonat). Photovoltaikanlagen erreichten einen Durchschnittspreis von 10,076 Cent pro Kilowattstunde, was einem Anstieg von 49,23 % gegenüber Oktober entspricht.

Wie in den beiden Vormonaten wurde auch im November nur an einem einzigen Tag (Montag, 25. November) der anlagenspezifische anzulegende Wert gemäß § 51 EEG reduziert, da die Spotmarktpreise für mindestens sechs aufeinanderfolgende Stunden unter null lagen.

Im November stiegen die Preise im Erdgashandel deutlich an. Zu Monatsbeginn lag der Preis für eine Megawattstunde bei 39,13 €, kletterte jedoch bis knapp unter die 50-Euro-Marke und schloss den Monat bei 48,01 €/MWh ab. In ähnlicher Weise verteuerten sich die Strompreise im langfristigen Terminmarkthandel. Das Base-Frontjahr 2025 erreichte am 21. November einen Höchstpreis von 102,12 €/MWh und schloss den Monat nur knapp unter 100 €/MWh.

Am Regelenergiemarkt, der kurzfristige Reserven zur Stabilisierung der Netzfrequenz bereitstellt, zeigte sich ein gemischtes Bild. Die Preise für negative Reserven, also das Reduzieren der Stromproduktion bei Netzüberschüssen, sanken wie bereits im Vormonat weiter. Anbieter von negativer Sekundärregelleistung, wie etwa Biogasanlagen, erzielten bei konstanter Bereitstellung und Bezuschlagung von 1 MW regelbarer Leistung 3.504 €, was einem Rückgang von 53,45 % gegenüber dem Vormonat entspricht. Die hohe Verfügbarkeit thermischer Kraftwerke in den Wintermonaten erhöht das Angebot an negativen Reserven und sorgt entsprechend für einen Preisrückgang.

Ein anderes Bild zeigte sich bei den positiven Reserven, also der kurzfristigen Bereitstellung zusätzlicher Kraftwerkskapazitäten. Die Preise für positive Minutenreserveleistung stiegen um 133,3 % im Vergleich zum Vormonat, während die positive Sekundärreserveleistung um 9,99 % zunahm. Dieser Anstieg lässt sich auf die Dunkelflaute zurückführen, die zu erhöhten Bedarfsspitzen führte. Während der abendlichen Verbrauchspeaks erreichten die Grenzpreise (höchste bezuschlagte Preise) in der positiven Sekundärreserve für einzelne Gebotsblöcke rund 300 €/MW.

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.