Was hinter den Preisspitzen an der Strombörse steckt

pv magazine: Die Day-ahead-Strompreise sind in den vergangenen Wochen gestiegen, woran liegt das?

Leonhard Gandhi: Der Anstieg ist deutlich: Das Monatsmittel lag im Juli bei 105 Euro pro Megawattstunde, im August bei 127 Euro pro Megawattstunde und in der ersten Septemberhälfte bei 150 Euro pro Megawattstunde, dies gegenüber 84 Euro pro Megawattstunde im September 2025. Die Woche vom 7. bis 13. September lag bei 162 Euro pro Megawattstunde, der 14. September im Tagesmittel bei 257 Euro pro Megawattstunde. Der wichtigste Treiber ist der Gaspreis. Der TTF-Frontmonat, also der europäische Referenzpreis, stieg auf rund 80 Euro pro Megawattstunde, ein Plus von etwa 35 Prozent binnen eines Monats und mehr als das Doppelte des Vorjahreswerts, ausgelöst durch die erneute Eskalation um die Straße von Hormus und die Sorge um LNG-Lieferungen, bei gleichzeitig niedrigen Speicherfüllständen. In Deutschland liegen sie aktuell nur bei rund 56 Prozent. Da Gaskraftwerke in den Abend- und Nachtstunden fast immer das preissetzende Kraftwerk sind, schlägt das eins zu eins auf die Strompreise in ganz Europa durch.

Gibt es weitere Faktoren, die die Preisentwicklung beeinflussen?

Dazu kommen drei verstärkende Faktoren. Erstens die Jahreszeit: Die Photovoltaik-Erzeugung fällt im September gegenüber dem Sommer bereits deutlich ab, während die Abendlast steigt. Zweitens hatten wir mehrere windarme Tage: Am Abend des 14. September speiste Wind onshore zeitweise unter 0,5 Gigawatt ein, dies bei einer Last von 58 Gigawatt. Drittens die niedrigen Flusspegel, die Laufwasserkraft, Kühlwasser für thermische Kraftwerke und die Kohlelogistik einschränken.

Gerade am Abend sieht man viele Preisspitzen. Ist das allein dem hohen Gaspreis geschuldet?

Der Gaspreis bestimmt das Niveau, aber nicht die Form der Preiskurve. Die Abendspitzen sind strukturell: Sie entstehen im Zeitfenster, in dem die Photovoltaik-Einspeisung innerhalb von zwei bis drei Stunden von 40 Gigawatt auf null fällt, während die Last noch bei 50 bis 58 Gigawatt liegt. In diesem Fenster müssen Gaskraftwerke, Pumpspeicher, Batterien und Importe gleichzeitig hochfahren. Das Tagesmaximum liegt in der Regel in der Viertelstunde, in der die Photovoltaik-Einspeisung unter etwa 1 Gigawatt fällt: Im Juni und Juli ist das um 20:45 Uhr, im August um 19:45 Uhr. Im September bleibt es bei 19:45 Uhr, obwohl die Sonne früher untergeht, weil dann Sonnenuntergang und abendliche Lastspitze zusammenfallen.

Lässt sich das an den Spreads ablesen?

Ja, das lässt sich am Spread zwischen Mittag und Abend ablesen: Im August 2026 lag der Preis zwischen 11 und 14 Uhr im Mittel bei 42 Euro pro Megawattstunde, zwischen 18 und 21 Uhr bei 189 Euro pro Megawattstunde. Im August 2025 waren es 19 beziehungsweise 125 Euro pro Megawattstunde. Der Spread ist also von rund 106 auf 147 Euro pro Megawattstunde gewachsen. Der Gaspreis hebt den Abend an, die Photovoltaik hält den Mittag bei sehr günstigen Preisen für die Verbraucher. Die extremen Spitzen (615 und 747 Euro pro Megawattstunde am 23./24. Juni, 585 am 10. September, 740 am 14. September) liegen allerdings weit über den Grenzkosten eines Gaskraftwerks. Diese liegen aktuell bei etwa 200 Euro pro Megawattstunde. Alles darüber entsteht als Knappheitspreis: Speicher und Importe bieten zu Opportunitätskosten, und in diesen Viertelstunden ist der Preis in ganz Zentraleuropa fast identisch.

Eine interessante Entwicklung war auch im August am Abend der Sonnenfinsternis und am Abend des folgenden Tages zu sehen. Weil aufgrund der Sonnenfinsternis ein Teil der Photovoltaik-Erzeugung ausfiel, gab es eine deutliche Preisspitze. Doch am folgenden Abend lag die Preisspitze noch deutlich höher. Warum?

Am 12. August fehlte in der Viertelstunde 19:45 Uhr rund 1,5 bis 2 Gigawatt Photovoltaik-Einspeisung gegenüber dem Folgetag, die Preisspitze lag bei 461 Euro pro Megawattstunde. Am 13. August lag sie bei 487 Euro pro Megawattstunde, um 21 Uhr sogar bei 354 gegenüber 253 Euro pro Megawattstunde am Vortag. Obwohl die Day-ahead-Prognosen für Deutschland am 13. günstiger waren: mehr Wind (6,6 statt 4,5 Gigawatt onshore um 19:45 Uhr plus mehr offshore), keine Finsternis und rund 600 Megawatt weniger Last. Die Erklärung liegt nicht in Deutschland, sondern im gekoppelten Markt. An beiden Abenden war der Preis von Frankreich über Benelux bis Österreich und Polen identisch, die Knappheit also europaweit. Am 13. August konnte Deutschland am Abend deutlich weniger importieren: Es waren rund 5,7 statt 8 Gigawatt um 19:45 Uhr. Und so mussten entsprechend mehr Gaskraftwerke eingesetzt werden – 7,5 statt 6,8 Gigawatt. Die Nachbarn hatten also weniger Überschuss. Ein zweiter wichtiger Faktor: Die Finsternis war lange angekündigt beziehungsweise bekannt, Übertragungsnetzbetreiber und Händler hatten Flexibilität gezielt vorgehalten. Der 13. August war ein „normaler“ Abend, an dem dieselbe Knappheit ohne diese Sonderaufmerksamkeit eintrat.

Es ist auffällig, dass wir weniger tiefe negative Strompreise sehen. Können Sie das bestätigen und beziffern?

Für den Sommer ja, nicht für das Frühjahr. Das Jahr 2026 war von einem harten Übergang zwischen fehlender Flexibilität im Mai und mangelnder Erzeugungskapazität in Europa seit Juni geprägt. Von Januar bis 15. September sehen wir 446 negative Stunden 2026 gegenüber 501 im Vorjahreszeitraum, also rund 11 Prozent weniger. Im Sommer (Juni bis August) ist der Rückgang bei der Tiefe viel deutlicher als bei der Anzahl: 183 statt 217 negative Stunden, aber nur 21 statt 55 Stunden unter −10 Euro pro Megawattstunde und knapp eine statt zehn Stunden unter −50 Euro pro Megawattstunde. Der mittlere Negativpreis lag bei −4 Euro pro Megawattstunde gegenüber −9 Euro pro Megawattstunde im Sommer 2025.

Und wie war es davor im Frühjahr?

Im Frühjahr war es umgekehrt: Am 26. April fiel der Preis auf −480 Euro pro Megawattstunde, am 1. Mai für mehrere Viertelstunden auf nahezu den Marktminimalpreis von −499,99 Euro pro Megawattstunde. Dies war der tiefste Wert, den der deutsche Day-ahead-Markt je erreicht hat. Der April hatte mit 123 negativen Stunden sogar mehr als der April 2025 mit 75 Stunden.

Was ist der Grund für diese Entwicklung?

Vier Faktoren überlagern sich. Erstens das höhere Preisniveau: Wenn Gas den Abend auf 150 bis 200 Euro pro Megawattstunde hebt, lohnt es sich für Speicher stärker, mittags aufzuladen, und für Direktvermarkter, Anlagen bei null abzuregeln statt tief ins Negative zu gehen. Zweitens das Wetter: Tiefe Negativpreise brauchen Photovoltaik plus Wind plus niedrige Last. Der Juni 2026 hatte mit 7,9 Terawattstunden rund ein Viertel weniger Windstrom als der Juni 2025 (10,4 Terawattstunden), der Mai ebenso. Drittens die Flexibilität: Wir haben in den letzten Jahren einen starken Zubau von Batteriepseichern und im letzten Jahr auch von Großbatteriespeichern gesehen, die direkt am Day-ahead-Markt aktiv sind. Zudem gilt seit dem Solarspitzen-Gesetz, dass Neuanlagen seit Februar 2025 keine Vergütung mehr in negativen Viertelstunden erhalten, was das Abregeln oder Einspeichern ab null attraktiv macht. Bei manchen älteren Anlagen hat die Abregelung bei negativen Börsenstrompreisen aufgrund von Hard- und Softwarefehlern nicht funktioniert. Durch die stark negativen Preise am 1. Mai wuchs der Druck, diese Fehler zu beheben. Viertens die Viertelstundenauktion seit Oktober 2025, die die Rampen feiner abbildet.

In den Sommermonaten gab es jedoch auch viele Viertelstunden, in denen der Strompreis bei 0 bis 1 Cent lag. Haben Sie dazu Zahlen ausgewertet und können dies mit den Zahlen aus dem Vorjahr vergleichen?

Zwischen 0 und 10 Euro pro Megawattstunde – also 0 bis 1 Cent pro Kilowattstunde – lag der Preis im Sommer 2026 in rund 120 Stunden, im Sommer 2025 in 148 Stunden. Nimmt man die negativen Viertelstunden dazu, also alles bis einschließlich 1 Cent pro Kilowattsunde: 302 Stunden 2026 gegenüber 365 Stunden 2025. Über April bis August: 208 gegenüber 240 Stunden zwischen 0 und 1 Cent, 592 gegenüber 661 Stunden bei höchstens 1 Cent. Der Rückgang ist also moderat, und er ist fast vollständig durch den weniger windigen Mai und Juni erklärbar. Trotz Gaskrise gibt es also nach wie vor relativ viele für die Verbraucher preiswerte Mittagsstunden.

Sie hatten im Frühjahr schon mal aufgezeigt, inwiefern die Photovoltaik-Erzeugung den Strompreis entlastet hat. Haben Sie dazu vielleicht auch nochmal eine Aktualisierung?

Erneuerbare Energien senken den Strompreis. Ohne sie würden Gaskraftwerke über die Merit-Order durchgehend den Strompreis bestimmen. Für die Grenzkosten eines Gaskraftwerks wurde hier ein Wirkungsgrad von 50 Prozent und CO₂-Emissionen von 0,4 Tonnen pro Megawattstunde angenommen. Im August haben die Erneuerbaren den Börsenstrompreis dabei um 26 Prozent gesenkt.

Es gibt ja gerade politische Debatten, dass man Kohlekraftwerke aus der Reserve holen sollte, um die Strompreise für Industrie und Haushalte zu entlasten. Was halten Sie von dieser Idee?

Man sollte diese Idee an den Zahlen messen. Montel hat den Effekt einer Rückkehr von 7,8 Gigawatt Steinkohle modelliert: rund 2,3 Prozent niedrigere Day-ahead-Preise bis Jahresende, knapp 5 Prozent im Jahr 2027, danach abflachend. Das ist eine reale, aber moderate Entlastung, die zudem vor allem im Winter wirkt. Der Grund für den begrenzten Effekt liegt in der Struktur des Problems: Die Preisspitzen entstehen in wenigen Abendstunden, wenn Gas oder Importe preissetzend sind. Zusätzliche Kohlekapazität verschiebt die Merit-Order in der Mitte, ändert aber wenig daran, welches Kraftwerk in der knappen Viertelstunde um 19:45 Uhr den Preis setzt. Dazu kommt: Die Netzreserve wird im Winter 2026/27 mit rund 4,7 Gigawatt deutscher Anlagen für Netzengpässe gebraucht, die Anlagen sind alt und ineffizient, und die Marktkraftwerke, die noch existieren, laufen bereits. Die Reduktionsmenge der Bundesnetzagentur für 2029 liegt zum dritten Mal bei null. Der Markt war hier schneller als der Ausstiegspfad, getragen durch die nun wirksame CO₂-Bepreisung.

Angesichts der Gasspeicherfüllstände geht es neben dem Preis geht es aber doch auch um die Versorgungssicherheit?

Die Befürworter argumentieren mit Gaseinsparung und Versorgungssicherheit im Winter, was angesichts der Speicherstände nachvollziehbar ist. Aus meiner Sicht spricht dagegen, dass ein solcher Eingriff genau die Investitionen bremst, die das Abendproblem tatsächlich lösen: Speicher und flexible Nachfrage, die die günstigen Preise oder Abregelung in den Mittagsstunden aufnehmen und in die Abend- und Morgenstunden verschieben. Diesen Spread gibt es nur, weil die Flexibilität noch fehlt. Dieser ist aber zugleich das Investitionssignal dafür, dass sich der Bau von Speichern ohne weitere Förderung rechnet. Wer ihn politisch abschneidet, verlängert das Problem oder müsste gleichzeitig eine Unterstützung für Flexibilitäten aufsetzen.