top agrar versorgt Sie monatlich mit den aktuellen Entwicklungen auf den Strommärkten und erklärt die Hintergründe. Die Daten und Analysen liefert der zertifizierte Stromhändler Next Kraftwerke. Er ist einer der größten Direktvermarkter von Strom aus Erneuerbaren Energien.
Eine fast einwöchige Dunkelflaute prägte den November an der Strombörse. Das gleichzeitige Auftreten von Dunkelheit und Windflaute über einen längeren Zeitraum, sodass es zu einer geringen Produktion von Solar- und Windstrom kommt, ist eher selten: Für gewöhnlich treten Dunkelflauten, die sich über mehrere Tage erstrecken, etwa jedes zweite Jahr auf.
2024 erreichte die Dunkelflaute ihrem Höhepunkt am 6. November als der bundesweite Stromverbrauch bei etwa 66 Gigawatt lag. In den Abendstunden desselben Tages produzierten Wind und Solar lediglich rund 100 Megawatt – mithin also nur 0,15 % des Strombedarfs.
„Kalte Dunkelflaute“ wäre noch schlimmer
Die Wetterlage der diesjährigen Dunkelflaute war gekennzeichnet durch eine sogenannte Omega-Lage, bei der sich ein Hochdruckgebiet mit äußerst wenig Windaufkommen über Mitteleuropa festsetzte. Der begleitende Nebel drückte zusätzlich die im November ohnehin geringe Solarstromproduktion weiter in die Knie.
Zeitgleich waren die Temperaturen deutschlandweit als eher mild, sodass kein zusätzlicher Stromverbrauch entstand. Hätte die Außentemperatur um 5-10° niedriger gelegen, wäre die Last auf rund 75 Gigawatt angestiegen – eine solche „kalte Dunkelflaute“ hätte den Druck auf das Stromsystem fraglos noch weiter erhöht.
Die Stromproduktion übernahmen in der diesjährigen Dunkelflaute vor allem Gas- und Kohlekraftwerke sowie Bioenergie- und Laufwasserkraftwerke, außerdem nahmen die Importe aus Nachbarländern (rund 13 Gigawatt) kurzfristig zu.
Bis zu 80 Cent/KWh
Am Spotmarkt der Strombörse, der für den kurzfristigen Ausgleich von Angebot- und Nachfrageschwankungen sorgt und somit auch für die Überbrückung von Dunkelflauten immens wichtig ist, stiegen die Preise stark an. So lag der Day-Ahead-Preis am Abend des 6. November bei über 800 €/MWh (entspricht: 80 Cent/KWh).
Auch an den Tagen vor und nach dem 6. November kam es in den Morgen- und Abendstunden vereinzelt zu Preisspitzen jenseits der 300-Euro-Marke im Day-Ahead-Handel. Der Intraday-Handel verblieb während der Peak-Phasen der Dunkelflaute knapp unter dem Preisniveau des Day-Ahead-Handels, was darauf hindeutet, dass sich die Marktteilnehmer bereits am Vortag ausreichend auf die Extremlage vorbereitet hatten.
Durchschnittspreis mit 11,4 Cent auf Jahreshoch
Im Durchschnitt landete der Spotpreis für Strom im November bei 11,4 Ct/KWh und markierte damit ein neues Jahreshoch (zuvor 8,6 Ct/KWh im Oktober). Der mengengewichtete Durchschnittspreis für Strom aus Windkraftanlagen an Land lag im November bei 8,9 Ct/KWh (+30 % im Vergleich zum Vormonat), Offshore-Windkraftanlagen erreichten sogar 9,5 Ct/KWh (+29 % im Vergleich zum Vormonat). Photovoltaikanlagen kamen im vergangenen Monat auf einen Durchschnittswert von 10,1 Ct/KWh (+50 % im Vergleich zum Vormonat).
Wie bereits in den beiden Vormonaten kam es auch im November lediglich an einem Tag (Montag, 25. November) zu einer Reduzierung des anlagenspezifischen anzulegenden Werts gemäß § 51 EEG, da die Preise im Spothandel für mindestens sechs aufeinander folgende Stunden unter Null fielen.
Erdgas wird teurer
Die Preise im Erdgashandel verteuerten sich im November deutlich. Zu Monatsbeginn kostete die Megawattstunde noch 39,13 €, stieg aber im Folgenden bis knapp unter die 50-Euro-Marke, um den Monat bei 48,01 €/MWh zu beenden. Analog verteuerten sich auch die Preise für Strom im längerfristigen Terminmarkthandel. Das Base-Frontjahr 2025 erreichte in der Spitze am 21. November einen Preis von 102,12 €/MWh und beendete den Monat nur knapp unter 100 €/MWh.
Auf dem Regelenergiemarkt der Übertragungsnetzbetreiber zur Bereitstellung kurzfristiger Reserven zur Stabilisierung der Netzfrequenz zeigte sich ein gemischtes Bild, wie die Analysten von Next Kraftwerke berichten. Die Preise für negative Reserven, also das Herunterfahren der Stromproduktion bei Stromüberschuss im Netz, fielen wie im Vormonat weiter ab. Anbieter von negativer Sekundärregelleistung – etwa Biogasanlagen – konnten bei konstanter Vorhaltung und Bezuschlagung von 1 MW an regelbarer Leistung 3.504 € erzielen (-54 % im Vergleich zum Vormonat). Die breite Verfügbarkeit thermischer Kraftwerke in den Wintermonaten steigert das Angebot an negativen Reserven und drückt entsprechend auf die Preise.
Kurzfristige positive Reserve mehr als verdoppelt
Ein anderes Bild zeigte sich bei den positiven Reserven – sprich der Bereitstellung zusätzlicher Kraftwerkskapazitäten mit kurzem Vorlauf. Hier zogen die Preise für positive Minutenreserveleistung (+133,3 % im Vergleich zum Vormonat) und die positive Sekundärreserveleistung (+9,99 % im Vergleich zum Vormonat) im vergangenen Monat an.
Dieser Preisanstieg lässt sich durchaus mit dem Verweis auf die beschriebene Dunkelflaute erklären. So sahen Händler während der abendlichen Peaks des Stromverbrauchs inmitten der Dunkelflaute für einzelne Gebotsblöcke Grenzpreise (höchste bezuschlagte Preise) von rund 300 €/MW in der positiven Sekundärreserve.
