Der November 2025 brachte am deutschen Day-Ahead-Strommarkt deutlich höhere Preise als der Vormonat. Das Monatsmittel lag bei rund 102 Euro/MWh und damit spürbar über dem Oktober-Niveau von 84,51 Euro/MWh. Hauptursache war eine Reihe windarmer Phasen bei zugleich saisonbedingt steigender Last. Besonders an Werktagen ohne ausreichende Windeinspeisung stiegen die Preise deutlich an, während windreiche Abschnitte an Wochenenden zu vergleichsweise niedrigen Preisniveaus führten. Insgesamt zeigte sich der Monat ausgesprochen volatil, mit einer klaren Differenz zwischen hohen Werktags- und niedrigeren Wochenendpreisen.

Preisextreme und fehlende Negativpreise

Der teuerste Tag war Dienstag, der 25. November, mit einem durchschnittlichen Tagespreis von 220,52 Euro/MWh. Die stärkste Preisphase fiel in die Abendstunden, als um 17 Uhr der Day-Ahead-Preis mit 373,31 Euro/MWh seinen Monatshöchstwert erreichte. Auslöser dieser Preisspitze war eine kleine Dunkelflaute mit sehr geringer Einspeisung aus Wind- und Solaranlagen bei gleichzeitig hoher Nachfragelast an einem kalten Werktag. Bereits am Folgetag entspannten sich die Marktbedingungen etwas, der Tagesmittelpreis fiel am 26. November auf etwa 161 Euro/MWh, blieb damit aber weiterhin deutlich über dem Monatsdurchschnitt. Den Gegenpol bildete Samstag, der 1. November, mit dem niedrigsten Tagesmittelpreis von 47,63 Euro/MWh. An diesem nachfrageschwachen Wochenende sorgte kräftiger Wind dafür, dass die Preise über weite Strecken im einstelligen Euro-Bereich lagen. Negative Preise traten im gesamten November nicht auf. Nach den 48 Negativ-Stunden im Oktober blieb die Zahl der Stunden mit negativen Preisen im Jahr 2025 damit unverändert bei 573. Die jahreszeitlich geringere PV-Einspeisung verhinderte, dass selbst an sehr windstarken Tagen so hohe Überschüsse wie im Sommer entstanden und reduzierte damit die Häufigkeit extremer negativer Mittagspreise.

Volatile Einspeisung der erneuerbaren Energien

Der Monat war von einem stark schwankenden Beitrag der erneuerbaren Energien geprägt, insbesondere durch Wind, während die Last im Zuge der kühleren Witterung zunahm. Photovoltaik spielte aufgrund der kurzen Tage und der häufig bewölkten Witterung nur noch eine untergeordnete Rolle. Die Windeinspeisung zeigte dagegen ein ausgeprägtes Auf und Ab. Auf Tage mit sehr hoher Winderzeugung folgten teils mehrtägige Flauten. Besonders deutlich wurde dies am Wochenende 8. und 9. November. Wind- und Solaranlagen lieferten zeitweise kaum noch 5 Gigawatt Leistung, obwohl der Bedarf bei rund 55 Gigawatt lag. Laut Fraunhofer ISE sank die kombinierte Stromerzeugung aus Wind und Solar am 9. November auf unter 100 GWh am Tag, nachdem zu Wochenbeginn am 3. und 4. November noch über 500 GWh aus erneuerbaren Energien erzeugt worden waren. Konventionelle Kraftwerke mussten diese Lücke schließen und deckten am 9. November über 80 Prozent der Stromerzeugung, mehr als 750 GWh von insgesamt 934 GWh. Der Preiseffekt dieser kleinen Dunkelflaute wurde durch die im Vergleich zu Werktagen niedrigere Wochenendlast etwas abgemildert.

Gegen Monatsende kam es zu einem erneuten markanten Umschwung. Nach einer windreicheren Phase am 22. und 23. November, in der die Tagesmittelpreise bis auf etwa 71 Euro/MWh am Sonntag zurückgingen, folgte ab dem 24. November eine ausgeprägte Kälte- und Windflaute. Sinkende Temperaturen ließen die Nachfrage steigen, gleichzeitig sorgte ein umfangreiches Hochdruckgebiet für sehr geringe Windeinspeisung. Diese Kombination aus hoher Last an einem Werktag und geringer Erzeugung aus erneuerbaren Quellen mündete direkt in die bereits erwähnte Preisspitze vom 25. November mit nahezu 400 Euro/MWh in der abendlichen Spitzenstunde. Die Bundesnetzagentur stellte in diesem Zusammenhang heraus, dass selbst derartige extrem niedrige Einspeisungen aus Wind und Sonne derzeit kein Versorgungsrisiko darstellen. Kurzfristige Flauten können nach ihrer Einschätzung durch europäische Stromverbünde, flexible Reservekraftwerke, Speicher und Lastmanagement beherrscht werden. Gleichwohl blieb im November 2025 sehr deutlich erkennbar, wie stark der Strommarkt inzwischen von den jeweils vorherrschenden Wetterlagen bestimmt wird.

In den Wochenmitteln zeigt sich der Preistrend des Novembers deutlich. Nach rund 95 Euro/MWh in den Kalenderwochen 45 und 46 stieg das Niveau in Kalenderwoche 47 auf etwa 105 Euro/MWh und erreichte in Kalenderwoche 48 mit rund 124 Euro/MWh den Monatshöchstwert. In der zweiten Novemberhälfte lagen die deutschen Strompreise an mehreren Tagen auch im europäischen Vergleich hoch. Größere ungeplante Ausfälle im Ausland wurden jedoch nicht gemeldet. Frankreich stand mit hoher Verfügbarkeit seiner Kernkraftwerke über weite Strecken als Exporteur zur Verfügung und wirkte dadurch preisdämpfend. Dadurch blieb der strukturelle Druck auf die hiesigen Preise begrenzt, auch wenn schwache Erneuerbare im Inland zu vereinzelten spürbaren Preissprüngen führten.

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