Über Deutschland rollt eine Hitzewelle – und die hat auch auf den Strommarkt starke Auswirkungen. Während Solaranlagen gerade in der Mittagszeit die Preise dämpfen, schießen die Preise am frühen Abend regelrecht in die Höhe. So wurde Strom am Dienstagabend an der Strombörse in der Spitze für 615 Euro je Megawattstunde gehandelt, am Mittwochabend um kurz vor 21 Uhr gar für 747 Euro, also für 74,7 Cent je Kilowattstunde. Für private Haushalte kommen noch Steuern, Abgaben und Umlagen hinzu.
Solch hohe Preise sind im Sommer sehr ungewöhnlich. Sie lassen sich durch eine Kombination mehrerer Faktoren erklären. Zwar speisen Solaranlagen tagsüber – etwa zwischen 6 und 20 Uhr – sehr viel Strom ins Netz ein. Doch die heiße Luft bewegt sich kaum, sodass viele Windräder faktisch stillstehen („Hitzeflaute“).
Wenn am frühen Abend der Ertrag aus Photovoltaik zu sinken beginnt, bleibt die Stromnachfrage hoch, weil Klimaanlagen und Ventilatoren von Haushalten, Gewerbe und Industrie weiter betrieben werden. Um den Strombedarf weiterhin zu decken, werden dann „für wenige Stunden teure Gaskraftwerke angefeuert“, schreibt Energieökonom Lion Hirth von der Berliner Hertie School.
Licht und Kühlschrank drohen nicht auszugehen
Die Netzagentur beobachtet schon seit dem 18. Juni am Day-Ahead-Markt, an dem Energie für den Folgetag gehandelt wird, „wiederholt“ außergewöhnlich hohe Strompreise. Insgesamt habe es seitdem 39 Viertelstunden mit Preisen von mehr als 300 Euro je Megawattstunde gegeben. „Bei den hohen Preisen handelt es sich dabei um ein marktliches Phänomen, ein Bezug zur Versorgungssicherheit besteht aktuell nicht“, schreiben die Bonner Experten in einem aktuellen Papier. Mit anderen Worten: Weder Licht noch Kühlschrank drohen auszugehen.
Trotz des sehr hohen Strombedarfs zum Kühlen müsse derzeit nur ein vergleichsweise geringer Teil des Verbrauchs (bis zu 54 Gigawatt) durch konventionelle Kraftwerke oder Einfuhren gedeckt werden; während der Dunkelflaute im November 2025 sei diese „Residuallast“ mit bis zu 64 Gigawatt deutlich höher gewesen. Erklärungsbedürftig sei jedoch, warum die Strompreise damals „nur“ auf 400 Euro stiegen, in dieser Woche hingegen teils auf mehr als 700 Euro.
Die Behörde sieht dafür zwei mögliche Gründe. Zum einen stehe dem Markt derzeit „insbesondere durch häufig im Sommer durchgeführte planmäßige Kraftwerksrevisionen deutlich weniger konventionelle Erzeugungsleistung zur Verfügung“, heißt es in dem Papier. Die Rede ist von zehn bis 15 Gigawatt weniger als zu Jahresbeginn. Zum anderen lohne es sich für die Kraftwerksbetreiber derzeit mehr, konventionelle Kraftwerke nur für einige wenige Abendstunden zu betreiben, als sie durchgehend laufen zu lassen. Die Kosten des Hoch- und Runterfahrens müssten dann „über wenige Einsatzstunden refinanziert werden und schlagen sich entsprechend in höheren Geboten am Strommarkt nieder“.
System unter Druck
Deutschlands größter Stromkonzern RWE teilte auf Anfrage mit, grundsätzlich biete er „alle technisch verfügbaren Kraftwerke zu den einsatzrelevanten variablen Kosten dem Markt an“, bestätigte jedoch, dass sich „einige Gaskraftwerks-Blöcke“ derzeit in Revisionen befinden. Eine Sprecherin des Düsseldorfer Energiekonzerns Uniper sagte, ein Großteil der verfügbaren flexiblen Kapazitäten sei schon im Markt, und verwies auf die „planmäßigen Revisionen“.
Ein Sprecher des Essener Energiekonzerns Steag Iqony sagte, sowohl das große Steinkohlekraftwerk des Unternehmens in Duisburg als auch sein Gaskraftwerk in Herne liefen „aktuell regelmäßig, insbesondere vom frühen Abend bis zum Morgen“. Aus Kraftwerksbetreibersicht sei es bei den hohen Strompreisen am Abend „naheliegend, am Markt teilzunehmen“. Zuletzt sei auch der Gaspreis wieder etwas gefallen, was die Beschaffungskosten senke.
Viele Privathaushalte spüren die Ausschläge nicht direkt
Viele Privathaushalte dürften die teils extremen Preisspitzen gleichwohl nicht direkt spüren, denn die meisten zahlen feste Abschläge. Nur wer einen dynamischen Stromtarif mit sich ständig ändernden Preisen hat, muss aufpassen. „An Tagen wie diesem sieht man wieder gut, welchen Unterschied Intelligenz im Stromsystem macht“, schreibt Energieökonom Hirth. „Wer einen dynamischen Stromtarif hat, nutzt den günstigen Sonnenstrom am Nachmittag und schaltet seine Klimaanlage um 17 Uhr aus, weil der Strom dann zehnmal mehr kostet.“ Solche Tarife werden bislang allerdings kaum genutzt. „Damit wir gut durch die nächsten Jahre kommen, brauchen wir einerseits neue Kraftwerke und andererseits den Abbau von Flex-Hemmnissen“, so Hirth, etwa durch mehr intelligente Stromzähler und mehr Großbatterien.
Auch die französische Kernkraft spielt eine Rolle
Eine marginale, bei knappem Stromangebot in Deutschland aber auch nicht völlig bedeutungslose Rolle kann zudem die französische Kernkraft spielen. So müssen im Nachbarland jene Reaktoren, die zur Kühlung Flusswasser verwenden und anschließend wärmer wieder ausleiten, bei zu hohen Temperaturen gedrosselt oder kurzzeitig vom Netz genommen werden. Das ist seit Jahren eine gewohnte Prozedur, um Flora und Fauna in den Flüssen nicht noch weiter zu belasten.
Aktuell sind drei französische Reaktoren hitzebedingt vom Netz genommen worden. Das führt zu Produktionsausfällen im niedrigen einstelligen Gigawattbereich. Insgesamt hat der Kernkraftwerkspark eine Gesamtleistung von 63 Gigawatt. Auch deshalb beschwichtigte Netzbetreiber RTE zu Wochenbeginn, dass es genug Erzeugungskapazitäten gebe, um den Verbrauch der Franzosen zu decken.
Frankreichs Stromverbrauch liegt mit derzeit bis zu 60 Gigawatt zudem weit entfernt von Spitzenwerten von 90 Gigawatt und mehr im Winter. In Kombination mit der Hitzeflaute und dem steigenden Stromverbrauch durch Klimaanlagen wirken die Einschränkungen im Kernkraftwerkspark jedoch potentiell preistreibend an den europäischen Strombörsen.
