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.
Nach dem Juni-Ausreißer nach oben haben sich die Spotpreise für Strom im vergangenen Monat wieder beruhigt. Im Durchschnitt fiel der Preis für einen Stundenkontrakt im Day-Ahead-Handel im Juli bei 6,77 Ct/KWh (-19,8 % zum Vormonat) – siehe Übersicht.
Preisdämpfend wirkte die hohe Leistung der deutschen Solaranlagen, die jahreszeitenbedingt besonders zur Mittagszeit einen Großteil des Stromverbrauchs deckten und somit den Betrieb (teurer) Gaskraftwerke beschnitten. So ergibt sich immer deutlicher ein typischer Verlauf der Preiskurve am Spotmarkt in den Sommermonaten, wie die Analysten von Next Kraftwerke berichten: Beginnt der Tag nach Sonnenaufgang meist mit Preisen zwischen 50 €/MWh und 100 €/MWh, sinken diese in den Mittagsstunden um den Bereich von 0 €/MWh, um in den Abendstunden – wenn die Photovoltaik in den Feierabend geht – häufig auf bis zu 200 €/MWh zu steigen.
Strom ist mittags "nichts wert"
Dieser Spread von rund 200 €/MWh innerhalb weniger Stunden ist häufiger anzutreffen als noch vor wenigen Jahren. Es dürfte spannend werden, wie sich der weitere Zubau an neuen Solarkapazitäten auswirkt. Bereits heute übernehmen PV und Wind immer wieder (und für wenige Stunden) 80 bis 90 % des Anteils an der Stromerzeugung in den Mittagsstunden.
Der Juli war frei von Extremereignissen. In den Vormonaten hatten noch technische Fehler im transnationalen Stromhandel, Saharastaub oder ungewöhnliche Wetterlagen für extreme Ausschläge gesorgt. Nur am 25. Juli sprangen die Preise im kontinuierlichen Intraday-Handel der Spotbörse in den Abendstunden auf bis zu 378 €/MWh und damit den Höchstpreis des vergangenen Monats.
Billige Sonne und teures Biogas
Im vergangenen Monat erzielten PV-Anlagen einen Durchschnittspreis von 3,554 Ct/KWh, was einem Rückgang von 23,3 % zum Vormonat entspricht. Windkraftanlagen an Land erreichten 4,985 Ct/KWh (-21,6 % zum Vormonat), während ihre Offshore-Kollegen leicht darunter bei 5,781 Ct/KWh lagen (-11,5 % zum Vormonat). Wasserkraftwerke und Bioenergieanlagen werden mit dem bereits erwähnten Durchschnittspreis aller Day-Ahead-Kontrakte abgerechnet, der im Juli bei 6,77 Ct/KWh lag.
Wie in den Vormonaten mussten Anlagenbetreiber nach § 51 EEG auch im Juli eine Kürzung ihres anlagenspezifischen anzulegenden Werts aufgrund lang andauernder negativer Preise im Spothandel hinnehmen. An insgesamt sechs Tagen fielen die Preise für mindestens sechs Stunden in den negativen Bereich.
Strom am Terminmarkt deutlich teurer
Die Terminmarktpreise für langfristige Stromkontrakte liegen weiterhin über den Spotmarktpreisen. Fast den ganzen Monat über waren Händler bereit, mehr als 85 €/MWh für das Frontjahr 2025 (Base) zu bezahlen. Gegen Monatsende stiegen die Preise sogar auf deutlich über 90 €/MWh. Der Terminmarkt für Strom folgt damit ziemlich genau der Entwicklung des Erdgaspreises im Vormonat. Dieser schloss den Juli mit 35 €/MWh und damit ebenfalls leicht höher als zu Monatsbeginn.
Sinkende, aber immer noch hohe Preise erzielen weiterhin die Betreiber flexibler Anlagen, deren Reservekapazitäten von den Übertragungsnetzbetreibern zur Stabilisierung der Stromnetze eingesetzt werden. Hohe Anteile der Erneuerbaren Energien am Strommix (Juli: 60,6 % an der gesamten deutschen Last) führen nach wie vor zu verhältnismäßig geringen Verfügbarkeiten konventioneller Kraftwerke zur Netzstabilisierung, was auf dem Regelleistungsmarkt wiederum preisfördernd wirkt.
Anbieter von negativer Sekundärregelleistung – etwa Bioenergieanlagen – konnten bei konstanter Vorhaltung und Bezuschlagung von 1 MW an regelbarer Leistung 11.357 € (-20,7 % im Vergleich zum Vormonat) erzielen. Alle Produktsegmente des Regelleistungsmarktes verzeichneten im Juli Preisrückgänge, am stärksten die positive Minutenreserveleistung (-43,8 %).
Reserveleistung am Wochenende lukrativ
Auffällig ist, dass die mittleren Zeitscheiben am Wochenende - also etwa Samstag- und Sonntagmittag - für die Vorhaltung negativer Reserven sehr lukrativ sind, da hier eine hohe PV-Stromproduktion auf eine geringe Stromnachfrage trifft und somit immer wieder negative Reserven zur Stabilisierung des Stromnetzes nachgefragt wird.
