Deutsche Strompreise an der Börse EPEX Spot im Jahr 2025

• Das deutsche Strompreisniveau ist im Jahr 2025 wieder gestiegen. Der Aufwärtstrend hatte sich im Vorjahresverlauf bereits abgezeichnet.  
• Mit beinahe 575 Stunden mit negativen Preisen wird 2025 der historische Rekord aus dem letzten Jahr (459) erneut deutlich übertroffen.  
• Die Volatilität am Day-Ahead Markt bleibt hoch: Der durchschnittliche tägliche Spread liegt 2025 bei 130 €/MWh. 
• Spotmärkte im Wandel: Die EPEX Spot erweitert ihr Marktdesign. Zwei zusätzliche Intraday-Auktionen und eine höhere zeitliche Auflösung im Day-Ahead bringen mehr Dynamik in den Handel. 

Deutsches Base Strompreisniveau steigt im Jahr 2025  

Im Jahr 2025 ist das deutsche Strompreisniveau im Vergleich zum Vorjahr gestiegen. Der Aufwärtstrend hatte sich in der zweiten Jahreshälfte 2024 bereits abgezeichnet und stellt eine Trendumkehr im Vergleich zu der nachkrisenzeitlichen Preiserholung der Vorjahre dar (siehe Analyse der Strompreise 2024). Der Jahresmittelwert der Grundlast (EPEX Base Preis) übersteigt im Jahr 2025 mit 92,2 €/MWh den Vorjahreswert um etwa 16 %, verbleibt aber unter dem 2023er-Niveau. Analog zur Entwicklung der Grundlast stiegen die durchschnittlichen Preise der Schwachlast (Offpeak load; durchschnittlicher Preis aller Stunden, die nicht im Peak sind) auf 85,5 €/MWh. Den stärksten Anstieg verzeichneten die Preise der Spitzenlast (Peak load; durchschnittlicher Preis an den Werktagen Montag bis Freitag von 8 – 20 Uhr), die im Jahresdurchschnitt 2025 bei etwa 104,1 €/MWh lagen. Abbildung 1 stellt die Entwicklung der Strompreise für Base, Peak und Offpeak für die Jahre 2017 bis 2025 dar.

Das Verhältnis von Peak zu Base-Preisen liegt 2025 bei 1,13 und damit leicht über dem Vorjahreswert (1,11), aber weiterhin deutlich unter dem Niveau von 2020 (1,23). Seit 2020 nähern sich die Produkte immer stärker an. Die zunehmende Preisangleichung ist zu großem Teil auf den steigenden Anteil erneuerbarer Energien zurückzuführen, wodurch Hoch- und Niedrigpreisphasen zunehmend durch volatile Erzeugung entstehen und nicht mehr primär vom Verbrauch bestimmt sind.

Besonders die untertägige PV-Produktion senkt das Preisniveau des Peak Produkts, aber auch das zeitliche Einspeiseprofil von Wind kann dabei preisdämpfend oder verstärkend wirken. Im Jahr 2025 lag der Anteil erneuerbarer Energien an der Gesamterzeugung mit durchschnittlich etwa 62 % leicht unter dem Vorjahresniveau (63 %). Wind blieb auch 2025 die anteilsmäßig größte Stromerzeugungsquelle, dennoch stellte sich das Jahr als vergleichsweise schwaches Windjahr heraus.  Insbesondere im Winter (Dez. bis Feb.) war die Winderzeugung um 35 % geringer als 2024, wodurch Phasen mit sehr hohen Preisen zustande kamen [2].

Verschiebung zentraler Preistreiber setzt sich fort

Während das Strompreisniveau 2025 im Vergleich zum Vorjahr insgesamt deutlich gestiegen ist, zeigt sich bis zur Jahresmitte eine abnehmende Tendenz des mittleren täglichen Day-Ahead Preises. Wie in Abbildung 2 dargestellt, korreliert der Preistrend im ersten Halbjahr mit der Entwicklung des Gaspreises. 2025 lag das Gaspreisniveau (THE Day-Ahead) bei etwa 37,2 €/MWh und damit höher als im Vorjahr (34,6 €/MWh). Das durchschnittliche Preisniveau fiel jedoch über das Jahr hinweg. Mit einem durchschnittlichen Gasanteil im Strommix von etwa 12,5 % hat der Gaspreis auch im Jahr 2025 einen erkennbaren Einfluss auf das Grundniveau des Strompreises. 

Im zweiten Halbjahr verzeichnet sich im Strompreis ein erneuter Preisanstieg. Dieser Anstieg ist jedoch nicht in der Gaspreisentwicklung zu erkennen, welche auch in der zweiten Jahreshälfte rückläufig war. Jedoch zeigt sich im Erzeugungsmix eine zunehmende Saisonalität des Gaspreises als Einflussfaktor je nach wetterbedingter erneuerbarer Erzeugung. Da bei geringerer Erzeugung erneuerbarer Energien  Gaskraftwerke öfter preissetzend sind, zeigt sich ein saisonaler Preisanstieg im zweiten Halbjahr, weiter verstärkt durch einem regenreichen Juli und windschwachen Wintermonaten. Dieser wurde durch den gesunkenen Gaspreis allerdings abgeschwächt.

Auch 2025 setzte sich damit die Verschiebung der zentralen Preistreiber im Strommarkt fort: Während sich im Jahresverlauf die zunehmende Saisonalität der erneuerbaren Erzeugung als wichtiger Einflussfaktor zeigte, wurde die kurzfristige Preisbildung, geprägt durch tageszeitliche Einspeisecharakteristika und wetterbedingte Schwankungen der Wind‑ und Solarproduktion, erneut klar von der volatilen erneuerbaren Einspeisung dominiert und überlagerte den Einfluss des Gaspreises deutlich.
Abbildung 2 veranschaulicht ebenfalls die Entwicklung des CO₂-Preises (EU CO₂ Allowances 2026), der in der zweiten Jahreshälfte einen deutlichen Preisanstieg verzeichnete. Dessen Einfluss auf den Strompreis hängt mit dem Emissionsfaktor des Strommixes zusammen. Je höher der Emissionsfaktor in einem Strommix ist, desto stärker beeinflusst die Entwicklung des CO₂-Preises das Preisniveau. Insbesondere bei einer verzögerten Dekarbonisierung des Stromsystems gewinnt daher die Entwicklung des CO₂-Preises zunehmend an Bedeutung.

Dunkelflauten 2025 im medialen Fokus 

Die Preise im Jahr 2025 sind wie bereits in den Vorjahren durch erhebliche Strompreisschwankungen im Jahres- und Tagesverlauf geprägt. Die Charakteristiken des stündlichen Day-Ahead-Marktes (ab Oktober 25 viertelstündlich) und des viertelstündlichen kontinuierlichen Intraday-Handels in Abbildung 3 verdeutlichen diese Entwicklung. Auch 2025 prägen deutliche Preisspreads den Tagesverlauf insbesondere in Monaten mit hoher PV-Einspeisung. Zur Mittagszeit sorgen hohe PV-Erträge für niedrige Preise, wohingegen am frühen Abend Preisspitzen auftreten, wenn die Nachfrage hoch bleibt, das Angebot aus Erneuerbaren jedoch bereits zurückgeht. Deutlich weniger ausgeprägt war dies 2025 im Juli: Dieser fiel verhältnismäßig regnerisch aus und war durch eine geringere PV-Erzeugung als im Vorjahr geprägt. 

Im Jahr 2025 rücken insbesondere längerfristige Schwankungen in Erzeugung und Verbrauch vermehrt in den Fokus. Das Jahr beginnt mit Hochpreiszeiten aufgrund geringer EE-Einspeisung und gleichzeitig hoher Last (oft bezeichnet als Dunkelflaute) im Januar und Februar, die die Preisbildung auf den Märkten deutlich beeinflussen. Rekordpreise wurden auf allen Märkten im Januar verzeichnet. So wurde auf dem Day-Ahead-Markt am 20.01.25 der Jahresrekordpreis von etwa 583 €/MWh erzielt. Auf dem kontinuierlichen Intraday-Markt wurde das Maximum am 07.01.2025 erreicht, wo im gewichteten Durchschnitt (Gebotspreisverfahren) Preise von bis zu 1.056 €/MWh auftraten. Auch im November und Dezember 2025 kam es durch Dunkelflauten zu Hochpreisphasen an den Börsen. Bereits im Jahr 2024 sorgten diese für Schlagzeilen, was dazu führt, dass das Bundeskartellamt die Preisbildung während der Dunkelflaute genauer prüfte [4]. Im Oktober 2025 veröffentlichten die Bundesnetzagentur und das Bundeskartellamt ihr Untersuchungsergebnis und konnten keine Hinweise auf marktmissbräuchliches Verhalten oder Kapazitätszurückhaltung feststellen [7].  

Auch das Gegenteil einer Dunkelflaute, die sogenannte „Hellbrise“, trat im Jahr 2025 auf. Der Überschuss aus erneuerbaren Energien bei gleichzeitig geringem Strombedarf senkt zwar die Strompreise, erfordert aber auch Abregelung (nach §51 EEG bereits ab einer Stunde mit Negativpreisen), um die Überlastung des Stromnetzes zu vermeiden und führt zu negativen Strompreisen, wodurch die PV-Marktwerte deutlich absinken. Mit der Diskussion über Dunkelflauten und Hellbrisen rückt der Ausgleich langfristiger Erzeugungsschwankungen in den Vordergrund der öffentlichen Debatte. Kurzfristige Flexibilitäten wie Batteriespeicher können bereits Schwankungen über mehrere Stunden hinweg ausgleichen. Für längere Zeiträume werden jedoch Lösungen benötigt, die großskalige und langanhaltende Energieüberschüsse oder -defizite ausgleichen können, etwa durch unterschiedliche Formen langfristiger Speicherung, erweiterte Systemflexibilitäten oder andere Optionen zur Bereitstellung gesicherter Leistung. Im Januar 2026 genehmigte die EU Deutschland den Bau von 12 GW neuer Gaskraftwerkskapazitäten zur Überbrückung von Dunkelflauten.  

2025 bringt einen neuen Rekord an Negativpreisen

Die Anzahl negativer Preise ist im Vergleich zu 2024 nochmals gestiegen und belief sich im Jahr 2024 auf etwa 575 Stunden am Day-Ahead Markt (siehe Tabelle 1). Negativpreise traten 2025 insbesondere in den Sommermonaten geprägt durch die PV-Erzeugung sowie in den Übergangsmonaten an Tagen mit insgesamt geringem Preisniveau auf. Stark negative Preise traten insbesondere in den Mittagsstunden der Sommermonate auf, mit einem Rekordtief von etwa -250 €/MWh auf dem Day-Ahead-Markt am 11.05.2025. Der Sonntag war durch eine hohe PV-Erzeugung bei gleichzeitig geringem Verbrauch geprägt – für Verbraucher mit dynamischen Stromtarifen konnte dadurch der Strompreis auch inklusive Steuern und Abgaben in dieser Zeit tatsächlich negativ werden, sodass sie für den Stromverbrauch bezahlt wurden. Extrem negative Preise treten grundsätzlich allerdings eher selten auf. Wie in Abbildung 4 dargestellt, befand sich der Großteil der Negativpreise im Jahr 2025 wie bereits in den Vorjahren zwischen 0 und -5 €/MWh.  

In unserer Strompreisanalyse für das Jahr 2024 haben wir diskutiert, warum viele EE-Anlagen trotz Negativpreisen durchfahren. Mit dem Solarspitzengesetz vom Februar 2025 wird bei EEG-vergüteten Anlagen, die nach dem Stichtag in Betrieb genommen wurden, der anzulegende Wert zur Berechnung der Marktprämie bereits ab der ersten negativen Stunde auf null gesetzt. Damit wurde die ursprünglich geplante stufenweise Reduktion der zulässigen Negativstunden (2 Stunden ab 2026, 1 Stunde ab 2027) vorgezogen [5]. Diese Regelung greift jedoch nicht für Anlagen mit einer fixen Einspeisevergütung. Je nach Inbetriebnahmedatum gelten auch für Altanlagen unterschiedliche Regelungen (Siehe: Artikel zu negativen Strompreisen).  

Stand Ende 2025 bekamen laut Marktstammdatenregister 81,3 GW und damit etwa 70 % der PV-Anlagen eine fixe Einspeisevergütung oder eine Marktprämie ohne Einschränkung durch die Stundenregel und hatten damit keinen oder wenig Anreiz auf Marktsignale zu reagieren. Bei Windenergieanlagen waren es 46,6 GW und damit etwa 60 %. Damit ist der Anteil an Anlagen ohne Einschränkung zwar prozentual gefallen, absolut ist die installierte Leistung durch Neuanlagen mit Einspeisevergütung aber im Vergleich zum Vorjahr (120 GW) auf 128 GW gestiegen. Die Problematik der Bestandsanlagen wurde zwar in Form einer Bonus-Regelung mitgedacht, bei der Betreiber von Bestandsanlagen, die freiwillig bereits nach der verschärften Regelung des neuen §51 EEG 2023 bei negativen Preisen abregeln, eine zusätzliche Kompensation in Anspruch nehmen können. Diese steht derzeit jedoch noch unter Beihilfevorbehalt und kann daher noch nicht angewendet werden [8].

Das Spotmarktdesign befindet sich im Wandel

Nicht nur die Charakteristika des Spotmarkts verändern sich, sondern auch sein grundlegendes Design befindet sich im Wandel. Bereits im Juni 2024 wurde die Intraday-Auktion IDA1 um 14:00 Uhr des Vortags (D-1) um zwei weitere Auktionen (IDA2: D-1, 22:00 Uhr und IDA3: D, 11:00 Uhr) ergänzt. Zudem wurde im Jahr 2025 der Day-Ahead Marktes von Stunden auf 15-Minuten Produkte umgestellt. Eine Detailanalyse zu den Auswirkungen der Neuerungen haben wir in einem separaten Artikel aufbereitet. Zusätzlich ergänzen wir die neuen Auktionen in unsere jährliche Berichterstattung. 

Tabelle 1 zeigt die Entwicklung von Extrempreisen seit 2020 auf dem Day-Ahead Markt, den Intraday-Auktionen (seit Juni 2024 ergänzt durch IDA2 und IDA3) und dem kontinuierlichen Intraday-Markt (15-Minuten Produkte). Analog zum insgesamt gestiegenen Preisniveau ist auch die Anzahl an Preisen über 100 €/MWh im Vergleich zum Vorjahr auf allen betrachteten Märkten deutlich gestiegen, verblieb aber unter dem Niveau von 2023. Im Vergleich zum Vorjahr hat sich die Anzahl von extrem negativen Preisen auf dem Day-Ahead-Markt leicht erhöht, während sie auf den Intraday-Märkten (IDA1 und kontinuierlicher Markt) zurückgegangen ist.  

Tabelle 1: Analyse der Anzahl von Negativpreisen, sowie sehr hohen Preisen an den deutschen Spotmärkten in den Jahren 2020 bis 2025 nach Daten der EPEX SPOT [1]

Zunahme der Volatilität auf dem Day-Ahead-Markt, Abnahme auf den Intraday-Märkten

Die Volatilität der Spotmärkte bleibt auch 2025 hoch. Tabelle 2 zeigt den maximalen stündlichen und täglichen Preisspread sowie die innerstündliche und innertägliche Standardabweichung der Strompreise am Day-Ahead- und auf den Intraday-Märkten für das Jahr 2025 und die vorherigen Jahren auf. Die mittleren Standardabweichungen werden durch den jährlichen Mittelwert der Standardabweichungen des Strompreises je Tag bzw. Stunde berechnet.

Im Jahr 2025 ist der mittlere tägliche Preisspread auf dem Day-Ahead Markt erneut gestiegen und beläuft sich auf 130,4 €/MWh. Auch die innertägige Standardabweichung erreicht mit 36,9 €/MWh ein Drei-Jahreshoch. Mit der Day-Ahead Umstellung auf zusätzliche Viertelstundenprodukte ergänzen wir auch die stündlichen Werte in die Statistik. Aufgrund der kurzen Beobachtungsdauer (Umstellung Oktober 2024) sind diese allerdings derzeit noch begrenzt aussagekräftig.

Eine andere Entwicklung zeigt sich bei der Intraday-Auktion IDA1 und dem kontinuierlichen Intraday-Markt, die beide einen deutlichen Rückgang des täglichen Preisspreads und der Standardabweichung im Vergleich zum Vorjahr verzeichnen. Auch deren stündliche Volatilitätscharakteristika sind wie bereits in den Vorjahren weiter gesunken. Dieser Rückgang könnte zusätzlich durch die Einführung von Viertelstundenpreisen am DA Markt verstärkt worden sein, da hierdurch innerstündliche Nachbeschaffung aufgrund verschiedener Produktgranularitäte nicht mehr notwendig wird, wie in unserem Artikel zur Umstellung erläutert wird.

Tabelle 2: Analyse des Preisspreads und der Standardabweichung der Strompreise an den deutschen Spotmärkten in den Jahren 2020 bis 2025 nach Daten der EPEX SPOT [1]

Die insgesamt hohen Preisvolatilität auf den deutschen Strommärkten im tages- und jahreszeitlichen Verlauf verdeutlicht auch im Jahr 2025 den dringenden Bedarf an kurz- sowie längerfristiger Flexibilität im Stromsystem. Besonders für Batteriespeicher ist die hohe Preisvolatilität nach wie vor starker Anreiz zum Betreiben von Arbitrage. Stand Ende 2025 hat sich die installierte Batteriespeicherkapazität mit fast 25 GWh im Vergleich zu 2020 (1,5 GWh) mehr als versechzehnfacht. Die Anfragedynamik bleibt dabei insbesondere bei Großbatteriespeichern hoch, die Ende 2025 3,9 GWh installierte Kapazität erreichten. Ein Großteil der bestehenden Batteriekapazitäten sind allerdings Heimspeicher, die meist nicht markaktiv agieren. Angesichts zunehmender Netzanschlussrestriktionen wird eine netzorientierte Speicherimplementierung entscheiden sein, um eine flächendeckende Bereitstellung von Flexibilität und eine effiziente Unterstützung des Gesamtsystems zu gewährleisten.

Eine Analyse der europäischen Day-Ahead-Preise veröffentlichen wir zeitnah.

Weitere Informationen

• Sägezahnmuster am Day-Ahead-Markt: Auswirkungen der Umstellung auf 15-Minuten-Produkte
• Deutsche Strompreise an der Börse EPEX Spot im Jahr 2024
• Negative Strompreise – Wie viele Anlagen erneuerbarer Energien fahren durch?
• Kooperationsforum Großbatteriespeicher

Literatur:

[1] EPEX SPOT. 2024. “Market data“, https://www.epexspot.com/en/market-data
[2] Energy-Charts. 2024. „Anteil Erneuerbarer Energien“, https://www.energy-charts.info/charts/renewable_share/chart.htm
[3] EEX European Energy Exchange. 2024. „Spot market data – THE“, https://www.eex.com/en/market-data/natural-gas/spot
[4] Handelsblatt. 2025. „Energie: Kartellamt überwacht die aktuell hohen Strompreise“. https://www.handelsblatt.com/unternehmen/energie/energie-kartellamt-ueberwacht-die-aktuell-hohen-strompreise/100098047.html.
[5] Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG 2023). § 51 Verringerung des Zahlungsanspruchs bei negativen Preisen. Fassung vom 01.01.2023.
[6] EPEX SPOT. 2024. “Intraday Auctions (IDAs) were implemented across Europe on 13 June 2024”,https://www.epexspot.com/en/news/intraday-auctions-idas-were-implemented-across-europe-13-june-2024
[7] Bundesnetzagentur und Bundeskartellamt. 2025. „Ergebnis der Untersuchung von Preisspitzen im kurzfristigen Stromgroßhandel im November und Dezember 2024“. https://www.bundeskartellamt.de/SharedDocs/Publikation/DE/Sonstiges/Untersuchungsergebnis_Preisspitzen.pdf?__blob=publicationFile&v=3
[8] BMWE. 2025. “FAQ zur Energierechtsnovelle zur Vermeidung von Stromspitzen und zum Biomassepaket“. https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Dossier/ErneuerbareEnergien/faq-zur-energierechtsnovelle-zur-vermeidung-von-stromspitzen-und-zum-biomassepaket.html

Hinweis: Die Analyse zeigt nominale Preise.

Fußnoten:

¹Ab der Day-Ahead Markt Umstellung auf Viertelstunden im Oktober 2025 werden vier negative Viertelstunden als eine negative Stunde gezählt.

² Die IDA3 Auktion bezieht sich nur auf die zweite Tageshälfte des Handlungstags (12:00 – 24:00 Uhr)

³ Zum 01.10.2025 wurden die europäischen Day-Ahead (DA)-Märkte auf 15‑Minuten-Handelsprodukte umgestellt. In der Tabelle werden daher sowohl Stunden sowie Viertelstunden des Gesamtjahres dargestellt. Dafür erfolgte eine entsprechende Umrechnung der Stunden- in Viertelstundenprodukte (vor Oktober 2025) bzw. Viertelstunden- in Stundenprodukte (ab Oktober 2025).

⁴Keine vollständigen Jahresdaten (ab 10/25 (DA) bzw. ab 07/24 (IDA2 und IDA3)