Die Day-Ahead-Auktion für Dienstag, den 25. November, schloss mit einem Baseload von 220,52 Euro/MWh und einem Peakload von 312,50 Euro/MWh bei einem Gesamtvolumen von 875 GWh. Die Preise starteten in den Nachtstunden im Bereich von 88 bis 122 Euro/MWh und zogen ab etwa 06:00 Uhr sehr kräftig an. Zwischen 12:00 und 16:00 Uhr lagen die Stundenpreise im Schnitt um 300 Euro/MWh. Das Stundenhoch lag um 17:00 Uhr bei 373,31 Euro/MWh, die teuerste Viertelstunde erreichte am frühen Abend 399,93 Euro/MWh, was einen außergewöhnlich hohen Peak markiert. Die Preisspanne reichte damit vom Minimum von 88,3 Euro/MWh bis zum Maximum von 399,93 Euro/MWh und weist auf eine hohe Intraday-Volatilität hin, die attraktive Arbitragemöglichkeiten für Batteriespeicher eröffnet.

Erneuerbare Einspeisung wird gering ausfallen, mit Wind im Mittel 5,8 GW und einem Maximum von 7,4 GW, während Solar durchschnittlich 1,0 GW beisteuert. In Deutschland steigt die Last auf etwa 64,5 GW und liegt damit rund 4 GW über dem Normalniveau, die Spitzenlast wird bei etwa 73,5 GW erwartet. Zudem bleibt die Braunkohleeinheit Schwarze Pumpe A der LEAG mit 755 MW bis zum 26.11. außer Betrieb, was die Angebotsseite begrenzt und den Preiseffekt der starken Last verstärkt.

Für Mittwoch wird ein ähnliches Preisprofil mit zwei ausgeprägten Spitzen am Morgen und am Abend erwartet. Bei schwachem Wind von rund 5 bis 7 GW und nur moderater PV-Spitze um etwa 7 GW bleibt die Residuallast hoch, mit durchschnittlich etwa 57 GW und Spitzen bis rund 66 GW. Die Preise dürften in der Nacht bei etwa 100 Euro/MWh liegen und am Abend 330 bis 340 Euro/MWh erreichen, das Tagesmittel liegt nahe 200 Euro/MWh. Beide Tage spiegeln eine starke Last wider, bei sehr schwachen Erneuerbaren und unterdurchschnittlichen Temperaturen. Im Grunde kann man schon von einer kleinen Dunkelflaute sprechen.

‍