Schwacher Wind und geringe Solarstromproduktion in den verbrauchsstarken Abendstunden haben die Strompreise in Deutschland am Donnerstag deutlich steigen lassen. Am Day-Ahead-Markt für die Preiszone Deutschland und Luxemburg lag der durchschnittliche Börsenstrompreis für den 10. September bei rund 191,82 Euro je Megawattstunde. Im teuersten Viertelstundenintervall erreichte er 585,10 Euro je Megawattstunde. Das entspricht 58,51 Cent je Kilowattstunde allein für den Strom am Großhandelsmarkt.
Damit zeigen die Strompreise bei Dunkelflaute erneut, wie stark das kurzfristige Preisniveau inzwischen auf Schwankungen bei Wind- und Solarstrom reagieren kann. Von einer länger anhaltenden Dunkelflaute im engeren wissenschaftlichen Sinn kann nach einem einzelnen Tag allerdings nicht gesprochen werden. Entscheidend für den Preissprung war vor allem die Kombination aus nachlassender Windproduktion, dem Wegfall der Solarerzeugung am Abend und weiterhin hoher Stromnachfrage.
Die Day-Ahead-Preise für Donnerstag schwankten außergewöhnlich stark. Daten auf Basis der Bundesnetzagentur-Plattform SMARD zeigen für die Preiszone Deutschland und Luxemburg einen Großhandelspreis von rund 69 Euro je Megawattstunde gegen 13 Uhr und deutlich höhere Preise am Abend. Für die Stunde von 19 bis 20 Uhr wurden rund 354 Euro je Megawattstunde ausgewiesen, für die Stunde von 20 bis 21 Uhr rund 579 Euro. Auf Viertelstundenbasis wurde zwischen 19.45 und 20 Uhr mit 585,10 Euro je Megawattstunde das Tagesmaximum erreicht.
Der Tagesdurchschnitt lag bei 191,82 Euro je Megawattstunde und damit rund 34 Prozent über dem Wert des Vortages. Die Spannweite zwischen dem günstigsten und teuersten Viertelstundenpreis war erheblich. Der niedrigste Preis lag bei 62,38 Euro je Megawattstunde. Negative Preise, wie sie bei einem großen Angebot von Wind- und Solarstrom auftreten können, gab es an diesem Tag nicht.
Hinter dem Preisanstieg stand vor allem eine schwache Einspeisung erneuerbarer Energien zu ungünstigen Tageszeiten. Daten des Übertragungsnetzbetreibers Tennet zeigen bereits in der Nacht zum Donnerstag eine deutlich sinkende Windstromproduktion in dessen Regelzone. Um Mitternacht wurden dort noch rund 8,4 Gigawatt Windleistung registriert. Bis kurz nach 4 Uhr sank die tatsächliche Einspeisung auf weniger als fünf Gigawatt. Auch die Windprognosen für die folgenden Stunden zeigten weiter nach unten.
Am Morgen musste Deutschland zeitweise erhebliche Strommengen aus dem Ausland beziehen. Gleichzeitig liefen Kohle- und Gaskraftwerke stärker. Das ist für die Preisbildung relevant, weil an der Strombörse grundsätzlich das teuerste noch benötigte Kraftwerk den Marktpreis für das jeweilige Zeitintervall mitbestimmt. Sinkt das Angebot aus Wind und Sonne, kommen häufiger Kraftwerke mit höheren Brennstoffkosten zum Einsatz.
Am Abend verschärfte sich dieser Effekt. Mit Sonnenuntergang fällt die Photovoltaikproduktion rasch weg, während der Strombedarf von Haushalten und Unternehmen noch vergleichsweise hoch ist. Die Bundesnetzagentur weist darauf hin, dass gerade Abendstunden bei geringer Einspeisung regelmäßig zu höheren Großhandelspreisen führen können.
Nicht nur kurzfristige Stromlieferungen haben sich verteuert. Auch am Terminmarkt ist das Preisniveau für das kommende Jahr deutlich gestiegen. Am 9. September wurde der deutsche Grundlastkontrakt für das Lieferjahr 2027 im Handel mit 128,35 Euro je Megawattstunde angegeben. Im Tagesverlauf wurden bis zu 129 Euro erreicht. Ende August hatte derselbe Kontrakt zeitweise noch bei rund 117 Euro gelegen, Mitte Juli waren erstmals seit Mai 2023 wieder mehr als 100 Euro je Megawattstunde erreicht worden.
Damit hat sich Strom für 2027 innerhalb weniger Wochen erheblich verteuert. Bereits Anfang September hatte Vattenfall für den Cal-27-Kontrakt einen Anstieg von rund 95 Euro je Megawattstunde zu Beginn des dritten Quartals auf etwa 120 Euro beschrieben. Als wichtige Einflussfaktoren gelten gestiegene Gas-, Kohle- und CO2-Preise sowie Risikoprämien an den europäischen Energiemärkten.
Besonders der Gasmarkt spielt eine zentrale Rolle. Der europäische TTF-Kontrakt für Gaslieferungen 2027 stieg nach Angaben aus dem Energiehandel von rund 36 Euro je Megawattstunde Anfang Juli auf mehr als 57 Euro am 9. September. Gas ist für die Strompreisbildung wichtig, weil flexible Gaskraftwerke insbesondere in Stunden mit wenig Wind- und Solarstrom benötigt werden. Höhere Brennstoffkosten erhöhen dann ihre Stromerzeugungskosten.
Für Haushalte unterscheiden sich die Folgen erheblich nach Vertragsart. Bei dynamischen Stromtarifen sind die Beschaffungskosten direkt an den kurzfristigen Börsenstrompreis gekoppelt. Steigt der Spotpreis, erhöht sich deshalb auch der Arbeitspreis des Kunden für den jeweiligen Zeitraum. Hinzu kommen Netzentgelte, Steuern, Umlagen sowie je nach Anbieter weitere Preisbestandteile.
Ein bundesweiter Strompreis von 90 Cent je Kilowattstunde für Haushalte lässt sich für Donnerstag nicht allgemein angeben. Ein Endkunden-Tracker für dynamische Tarife berechnete für den 10. September eine Spanne von 27,70 bis 74,67 Cent je Kilowattstunde und einen Tagesdurchschnitt von 42,66 Cent. Welcher Preis tatsächlich berechnet wird, hängt jedoch vom jeweiligen Anbieter, Netzgebiet und Tarifmodell ab.
Die Bundesnetzagentur hatte für August einen modellierten durchschnittlichen dynamischen Haushaltsstrompreis von 38,88 Cent je Kilowattstunde ausgewiesen. Im Juli waren es 36,15 Cent. Einzelne teure Stunden können damit erheblich über dem Monatsdurchschnitt liegen, werden aber durch günstigere Zeiträume ausgeglichen.
Bei klassischen Stromtarifen mit vereinbartem Arbeitspreis führt eine einzelne teure Stunde an der Börse dagegen nicht unmittelbar zu einer höheren Rechnung. Versorger beschaffen Strom typischerweise über längere Zeiträume und unterschiedliche Produkte. Kurzfristige Ausschläge werden dadurch geglättet.
Anders kann es aussehen, wenn hohe Terminmarktpreise über Monate bestehen bleiben. Müssen Versorger größere Strommengen für 2027 oder spätere Jahre auf einem dauerhaft höheren Niveau einkaufen, können diese Beschaffungskosten in neue Tarifangebote oder spätere Preisanpassungen einfließen. Einen direkten Rückschluss von einem einzelnen Terminbörsenkurs auf künftige Haushaltsstrompreise erlaubt das jedoch nicht. Netzentgelte, Steuern, Vertriebskosten und die jeweilige Beschaffungsstrategie spielen ebenfalls eine wesentliche Rolle.
Der Donnerstag verdeutlicht damit vor allem die zunehmende Bedeutung flexibler Stromerzeugung und eines europaweit verbundenen Stromnetzes. Bei viel Sonne oder starkem Wind können die Börsenpreise sehr niedrig oder sogar negativ werden. Fehlen beide Energiequellen gleichzeitig, steigt der Bedarf an Speichern, Importen sowie steuerbaren Gas- und Kohlekraftwerken.
Solche Preisschwankungen sind nicht automatisch ein Zeichen für eine gefährdete Stromversorgung. Sie sind zunächst ein Preissignal dafür, wie knapp oder reichlich Strom in einem bestimmten Zeitraum verfügbar ist. Für Verbraucher mit dynamischen Verträgen werden diese Schwankungen unmittelbar sichtbar. Haushalte mit Festpreistarifen sind dagegen kurzfristig weitgehend abgeschirmt, während länger anhaltend hohe Terminmarktpreise erst mit Verzögerung Auswirkungen auf den Endkundenmarkt haben können.
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