Der Oktober 2025 hat gezeigt, wie stark der deutsche Strommarkt von Wetterlagen geprägt ist. Innerhalb weniger Tage wechselten sich Phasen nahezu vollständiger regenerativer Deckung mit Zeiten hoher Importabhängigkeit und deutlichen Preisspitzen ab. Der Monat bot damit ein präzises Bild jener Schwankungen, die das Energiesystem aktuell bestimmen.
Erneuerbare decken zeitweise den gesamten Bedarf
Mehrfach erreichte die Stromerzeugung aus Wind, Solar, Wasser und Biomasse den bundesweiten Bedarf. An fünf Tagen wurde sogar der jeweilige Tageshöchstwert vollständig regenerativ gedeckt. In diesen Zeitfenstern sank der Börsenpreis regelmäßig auf die Null-Linie. Das war besonders deutlich am 26. Oktober: Erstmals wurde ein kompletter Tag nahezu vollständig aus Erneuerbaren versorgt. Der Preis im Tagesmittel lag bei 6,65 Euro pro Megawattstunde und damit extrem niedrig. Für Nachbarländer war das ein attraktives Importumfeld, während inländische Erzeuger mit sehr geringen Erlösen auskommen mussten.
Die hohen Einspeisemengen zeigen die Leistungsfähigkeit der erneuerbaren Energien in windreichen und hellen Phasen. Gleichzeitig bleiben solche Tage bislang Ausnahmen. Der Oktober verdeutlichte, dass sich stabile Versorgungssituationen vor allem dann ergeben, wenn Wind und Sonne gleichzeitig nennenswerte Beiträge leisten.
Dunkelflaute und hohe Importquoten
Eindrucksvoll war dagegen die dreitägige Dunkelflaute vom 13. bis 16. Oktober. Wind- und Solarerzeugung lagen in dieser Zeit weit unter dem Bedarf. Fossile Kraftwerke fuhren hoch, zusätzlich flossen durchgehend Importe. Der Börsenpreis stieg bis auf 407 Euro pro Megawattstunde – den Monatswert. Besonders deutlich wurde die strukturelle Lücke zwischen Nachmittag und früher Abend, wenn die Photovoltaikleistung abfällt und die Nachfrage gleichzeitig hoch bleibt.
Selbst am Vormittag des 4. Oktober, an dem ein kurzfristiger Windanstieg Entlastung brachte, blieb die Lage angespannt. Die Preisbildung folgte eng den Verfügbarkeiten der Erzeugungsarten: Je knapper das Angebot aus Erneuerbaren, desto höher die Preisausschläge. Die Unterschiede zwischen den Tageszeiten blieben ausgeprägt, selbst in Phasen insgesamt hoher Einspeisung.
Netzstabilität und Lastmanagement bleiben zentrale Faktoren
Auch in Phasen mit Null-Preisen mussten konventionelle Kraftwerke im Netz bleiben, um Frequenz und Spannung zu stabilisieren. Diese Systemdienstleistungen sind unabhängig vom Börsenpreis notwendig und verursachen dauerhaft Kosten. Sie zeigen, dass ein vollständig regenerativer Betrieb derzeit ohne rotierende Massen größerer Kraftwerke nicht möglich ist. Die fossil erzeugte Restleistung blieb auch am 26. Oktober bestehen, wenn auch auf niedrigem Niveau.
Zwischen 17 und 20 Uhr zeigte sich im Monatsverlauf besonders deutlich, wie sensibel das System auf Lastspitzen reagiert. Fällt die solare Einspeisung zurück, steigen die Preise oft abrupt. Zusätzlich wirken sich Importnotwendigkeiten aus, da ausländische Anbieter ihre Kapazitäten zu diesem Zeitpunkt teurer anbieten. In diesen Stunden zeigte der Oktober regelmäßig die höchsten Werte.
Ein Monat zwischen Extremwerten
Die erste Monatshälfte war geprägt von sonnigem Wetter, gefolgt von windarmen Tagen. Ab dem 19. Oktober setzte eine längere Phase starker Windleistung ein, die die Importabhängigkeit verringerte. Ab dem 28. Oktober nahmen die Einspeisemengen wieder ab. Diese stark wechselnden Muster unterstreichen die zentrale Herausforderung der Energiewende: Das Zusammenspiel von Erzeugung, Netzstabilität und Marktmechanismen bleibt komplex.
Der Oktober 2025 bot damit ein kompaktes Bild der strukturellen Lage. Er zeigte die hohen Potenziale erneuerbarer Energien ebenso wie die Abhängigkeit von wetterbedingten Schwankungen. Die Preisspannen des Monats reichten von 0 bis 407 Euro pro Megawattstunde – ein Ausdruck der Dynamik, die den Strommarkt auch in den kommenden Jahren begleiten wird.
