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.
Ende August wurde es am deutschen Strommarkt mal wieder eng: Am 24. August fehlten im Abendpeak rund 1 Gigawatt an Leistung, was die Ausgleichsenergiepreise, die Händler für Abweichungen von ihrer Prognose zahlen müssen, in die Höhe trieb. Erschwerend kommt in den Sommermonaten hinzu, dass die Grenzkuppelkapazitäten zwischen Deutschland und Frankreich gedrosselt sind, was den Ausgleich von Fehlmengen durch grenzüberschreitenden Handel erschwert.
Flaute am Abend
Noch enger wurde es am 26. August: Am Abend fehlten sogar 1,7 Gigawatt im System, da die Windstromerzeugung stärker als erwartet absackte und zusätzlich ein Gaskraftwerk die Stromerzeugung einstellte. Händler sahen sich mit vorläufigen Ausgleichsenergiepreisen von bis zu 13.159 €/MWh konfrontiert, sofern sie ihren Bilanzkreis unterdeckt hatten.
Nachdem am Abend des 28. August ein ähnliches Muster zu beobachten war, reagierten die Händler am Folgetag mit verstärkten Vorkäufen im kontinuierlichen Intraday-Handel. Dies führte zu einem Anstieg des durchschnittlichen Preises auf dem Intraday-Markt auf über 500 €/MWh in der Stunde von 19 Uhr bis 20 Uhr und auf über 600 €/MWh in der Stunde von 20 Uhr bis 21 Uhr.
Erneuerbare deutlich teurer
Ansonsten verlief der Stromhandel im August relativ ruhig. Der Durchschnittspreis für einen Stundenkontrakt im Day-Ahead-Handel an der Spotbörse lag bei 8.205 ct/KWh (+21% im Vergleich zum Vormonat). PV-Anlagen erzielten im vergangenen Monat einen Durchschnittspreis von 4,263 ct/KWh, was einem Anstieg von 20% im Vergleich zum Juli entspricht. Onshore-Windkraftanlagen erzielten 6,168 ct/KWh (+24 % gegenüber dem Vormonat), Offshore-Windkraftanlagen 6,804 ct/KWh (+18 % gegenüber Juli).
Wieder viele „Negativ-Stunden“
Wie in den Vormonaten mussten Anlagenbetreiber auch im Juli wieder wegen § 51 EEG Erlösabschläge hinnehmen. Grund hierfür waren die anhaltend negativen Preise am Spotmarkt. An sechs Tagen im Monat fielen die Preise für mindestens sechs aufeinanderfolgende Stunden unter den Wert Null.
Die Terminmarktpreise für das Base-Frontjahr verliefen im August nahezu durchgängig knapp unterhalb der 100-Euro-Marke und somit weiterhin deutlich oberhalb des diesjährigen Preisniveaus am Spotmarkt. Peak-Kontrakte am Terminmarkt für das Frontjahr 2025 erreichten im August Höchstwerte von 110 €/MWh, fielen aber zum Monatsende wieder in den Bereich von 105 €/MWh zurück.
Auch die Erdgaspreise zeigten sich im August robust und beendeten den Monat knapp unter der 40-Euro-Marke, was einen Höchststand für das laufende Jahr darstellt.
Teure Netzreserve
Die Preise für kurzfristige Reserven zur Stabilisierung der Netzfrequenz, die von flexiblen Kraftwerken, Großverbrauchern und Batteriespeichern bereitgestellt werden, bewegen sich weiterhin auf hohem Niveau. Anbieter von negativer Sekundärregelleistung – wie z.B. Bioenergieanlagen – konnten bei konstanter Vorhaltung und Bezuschlagung von 1 MW an regelbarer Leistung 12.592 € (+11 % im Vergleich zum Vormonat) erzielen.
Die Preise für die Vorhaltung regelbarer Leistung in den verschiedenen Produktsegmenten des Regelenergiemarkts wichen dabei nur verhältnismäßig geringfügig von den Preisen des Vormonats ab, allein die Leistungspreise der negativen Minutenreserveleistung (MRL) verzeichneten ein deutliches Plus von 24% und landeten im Schnitt bei 10.385 €/MW.
Zeitweise 18 Gigawatt über Bedarf
Schaut man mit den Stromhändlern von Next Kraftwerke etwas tiefer in die Preisentwicklung am Regelenergiemarkt, fällt auch hier das letzte Monatsdrittel auf. Dort zeigten sich die Tage vom 21. August bis zum 26. August gekennzeichnet von einer hohen Einspeisung von Solarstrom (25-40 Gigawatt) sowie Windstrom (25-30 Gigawatt) in der Mittagszeit. Daher war insbesondere negative Regelleistung gefragt, da die Residuallast in den stark negativen Bereich fiel und zeitweise bei -18 Gigawatt lag. Diese hohe Nachfrage resultierte wiederum in hohen Leistungspreisen für negative Reserven an den betroffenen Tagen in der Zeitscheibe von 12 Uhr bis 16 Uhr.
