Von Artjom Maksimenko
Mit der Wintersaison trifft steigender Energiebedarf, etwa durch Heizlasten und Beleuchtung, auf ein schwankendes und tendenziell rückläufiges Angebot, weil beispielsweise die Sonne weniger scheint und entsprechend weniger Solarstrom produziert wird. In der Folge sind die Preise üblicherweise höher.
In diesem Jahr könnten zusätzliche Faktoren diesen Effekt verstärken. Zum einen stehen dem Markt durch den Kohleausstieg weniger konventionelle Kraftwerke zur Verfügung als zuvor. Perspektivisch bedeutet das, dass das grundlastfähige Kraftwerksportfolio weiter schrumpft. "Wenn Erzeugung aus Wind- und Sonnenenergie aber ausbleibt, kann es auf der Angebotsseite zeitweise eng werden, was den Preis kurzfristig nach oben treibt und für höhere Volatilität sorgt", warnt Christian Schmitz, Abteilungsleiter 24/7 Desk bei der Stadtwerke-Kooperation Trianel, im Gespräch mit der ZfK.
Diese Entwicklung spiegelt sich auch im "Trianel-FlexIndex" wider, der die Beweglichkeit und Preisdynamik des kurzfristigen Stromhandels abbildet. Wenn über längere Zeit kaum Wind weht, können Preisspitzen sprunghaft zunehmen, sagt Schmitz.
Nach einem moderaten Sommeranstieg setzte der Index im dritten Quartal 2025 seinen Aufwärtstrend fort und kletterte auf 479 Punkte – ein Plus von knapp 3 Prozent. Besonders der September zeigte außergewöhnliche Preisschwankungen, etwa am 8. September, als der Intraday-Preis binnen Stunden von 90 auf fast 1000 Euro pro Megawattstunde (MWh) sprang.
Physikalische Grenzen und neue Markttaktung
Eine weitere Ursache liegt sowohl in den Marktstrukturen als auch in den physikalischen Grenzen der Erzeugung, ergänzt Daniel Jurlander-Mar, Senior Energy Meteorologist bei Trianel. "In diesem Jahr haben wir im September und Oktober weitgehend durchschnittliche Windverhältnisse beobachtet – typisches Herbstwetter mit einer entsprechenden Menge an Wind", sagt er. Im vergangenen Winter sei es anders gewesen: Während ungewöhnlich langer Phasen habe es sehr wenig Wind gegeben.
Ein zusätzlicher Treiber der Preisvolatilität ist die neue 15-Minuten-Auktion. Seit dem 1. Oktober 2025 tickt der europäische Strommarkt schneller: Die Day-Ahead-Auktion wird seither nicht mehr in Stundenblöcken, sondern in 15-Minuten-Intervallen durchgeführt.
Ziel dieser Reform ist es, die zunehmende Volatilität durch den wachsenden Anteil erneuerbarer Energien besser abzubilden und eine feinere Marktreaktion auf kurzfristige Schwankungen zu ermöglichen. Der dabei entstehende "Sägezahn-Effekt" könne ebenfalls ein zusätzlicher Treiber für kurzfristige Volatilität sei, sagte Schmitz. "Allerdings machen wir aktuell die Erfahrung, dass sich die ´Zacken´ der Zähne weiter glätten, je näher wir uns auf die Lieferung zubewegen." Auch die Epex-Spot-Daten bestätigen: Die kurzfristige Volatilität im Oktober liegt rund 15 Prozent über dem Vorjahresniveau.
Spürbare Veränderung
"Diese Umstellung hat den Markt spürbar verändert", sagt auch Montel-Analyst Rasul Dadiev. Während die Preise im September noch glatte Stundenstufen bildeten, zeigen sie ab Oktober feine Zacken – ein "Sägezahn"-Muster, das durch unterschiedliche Angebots- und Nachfragesituationen innerhalb einer Stunde entsteht. In den Morgenstunden sei oft das erste Viertel wegen steigender PV-Erzeugung am teuersten, abends kehre sich das Muster um.
Zudem hat sich das Handelsverhalten verschoben: Das Volumen der ersten Intraday-Auktion (IDA1) sank nach Montel-Daten von rund 28.000 auf 17.000 Megawattstunden pro Tag – "ein klares Signal, dass mehr Liquidität in den Day-Ahead-Markt abwandert".
Mittel- bis langfristig dürfte der Ausbau von Batteriespeichern und anderen Flexibilitätsoptionen die intra-stündlichen Preisschwankungen dämpfen. Doch solange Marktmechanismen wie das Flow-Based-Market-Coupling und stündliche Blockgebote bestehen bleiben, werde der Strompreis im Viertelstundentakt weiter atmen – im Rhythmus eines Energiemarkts im Wandel, betont Dadiev.
