Strompreise am Spotmarkt erreichen Jahreshoch

Saisonbedingt stieg die Stromnachfrage mit Beginn der kalten und dunklen Jahreszeit an. An mehreren Tagen im Oktober erreichte die maximale Last bereits 70 Gigawatt. Der landesweite Stromverbrauch liegt im Winter typischerweise um bis zu 20 % über den Sommerwerten, was durch den höheren Bedarf für elektrische Heizungen bei kälterem Wetter und den vermehrten Einsatz von Beleuchtung und anderen elektrischen Geräten aufgrund kürzerer Tageslichtphasen bedingt ist.

Im Oktober traf die erhöhte Nachfrage auf ein reduziertes Angebot, da die Produktion aus Wind- und Solarenergie insbesondere im letzten Monatsdrittel schwächer ausfiel. Der Anteil der erneuerbaren Energien an der Gesamtlast sank daher auf 50,4 % gegenüber 60 % im Vormonat, was den Druck auf die kurzfristigen Preise am Spotmarkt zusätzlich erhöhte.

Als treibende Faktoren für die Preisentwicklung gelten weiterhin die Randstunden des Tages. Besonders die Morgenstunden zwischen 6 und 9 Uhr sowie die Abendstunden zwischen 18 und 20 Uhr weisen im Spothandel hohe Aufschläge auf, da der Stromverbrauch in diesen Zeitfenstern deutlich ansteigt. Außerhalb dieser beiden Phasen gab es auch im vergangenen Monat keine nennenswerten Preisspitzen.

Ein Blick auf die technologiespezifische Entwicklung der kurzfristigen Strompreise zeigt einen Anstieg der Preise in nahezu allen Bereichen. Der mengengewichtete Durchschnittspreis für Photovoltaikanlagen stieg im Oktober um fast 50 % und lag bei 6,752 Cent pro Kilowattstunde. Der Preisanstieg für Windkraft fiel weniger stark aus: Onshore-Wind erreichte im Day-Ahead-Handel für Stundenkontrakte einen Durchschnittswert von 6,822 Cent pro Kilowattstunde (+8,87 % im Vergleich zum Vormonat), während Offshore-Wind auf einen Durchschnittspreis von 7,386 Cent pro Kilowattstunde (+12,27 %) kam. Für Bioenergie- und Wasserkraftanlagen lag der mengengewichtete Durchschnittspreis bei 8,61 Cent pro Kilowattstunde (+9,96 %).

Die gestiegenen Spotpreise wirken sich auch auf die Häufigkeit längerer Phasen mit negativen Strompreisen aus. Ähnlich wie im Vormonat gab es im Oktober nur an einem Tag (Sonntag, 13. Oktober) eine Anpassung des anlagenspezifischen anzulegenden Werts gemäß § 51 EEG, da die Preise im Spothandel für mindestens sechs aufeinanderfolgende Stunden unter null fielen.

Der Terminmarkthandel für das Base-Frontjahr 2025 bewegte sich im Oktober in einem engen Korridor zwischen 85 €/MWh und 92 €/MWh und schloss den Monat bei 87,26 €/MWh ab. Da die üblichen Einflussfaktoren wie Geopolitik, Erdgas, CO₂-Zertifikate und Kohle eine Ruhephase einlegten und keine signifikanten oder dauerhaften Abwärtstendenzen auftraten, entwickelte sich der Handel überwiegend seitwärts. Aufgrund des Anstiegs der Spotpreise in den vergangenen beiden Monaten haben sich die Preisniveaus am Spot- und Terminmarkt nach Monaten relativ günstigerer Spotpreise nun wieder angeglichen.

Im Gegensatz zum Spotmarkt entwickelten sich die Preise auf dem Regelenergiemarkt, auf dem die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber Reserven zur Stabilisierung der Netzfrequenz versteigern. Die Preise für Minutenreserveleistung sanken spürbar (positive MRL -29,46 % im Vergleich zum Vormonat, negative MRL -54,19 %), ebenso wie die Primärregelleistung (-27,59 %). Bei der Sekundärreserveleistung zeigte sich ein gemischtes Bild: Während die positive SRL auf hohem Niveau blieb (+0,58 %), verzeichnete die negative SRL einen deutlichen Rückgang (-35,32 %).

Der Rückgang der Preise, insbesondere für negative Reserven, lässt sich durch das Wiederanfahren thermischer Kraftwerke in den Wintermonaten erklären. Diese Kraftwerke stellen ihre Kapazität nun nicht nur dem Spotmarkt, sondern auch dem Regelleistungsmarkt zur Verfügung, was insbesondere die Preise für negative Reserven senkt.

Die Stabilität der Preise für positive Sekundärreserve in einem ansonsten rückläufigen Markt wird durch die bereits erwähnten Preisspitzen, vor allem in den Abendstunden, begründet. Im vergangenen Monat waren es insbesondere die fünfte Zeitscheibe (16 Uhr bis 20 Uhr) und die sechste Zeitscheibe (20 Uhr bis 24 Uhr), die zu hohen Geboten bei der positiven Sekundärreserve führten, um die Stromknappheit in den Abendstunden auszugleichen.

Anbieter von negativer Sekundärregelleistung, wie etwa Biogasanlagen, erzielten bei konstanter Bereitstellung und Bezuschlagung von 1 MW an regelbarer Leistung nur noch 7.527 €, während Anbieter von positiver Sekundärreserve 10.819 € erreichen konnten.

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.