Aktuelle Hellflaute: Warum der Strompreis am Abend auf 75 ct/kWh stieg

Am Abend des 24. Juni 2026 kletterte der Day-Ahead-Spotpreis in Deutschland zwischen 19 und 22 Uhr auf bis zu 75 ct/kWh beziehungsweise 750 Euro/MWh (15-Minuten-Werte; auf die Stunde gerundet ca. 67 ct/kWh bzw. 670 €/MWh).

Gemeint ist der reine Börsenpreis ohne Netzentgelte, Steuern, Umlagen und Vertriebskosten.

Zur Mittagszeit hatte der Preis noch bei wenigen Cent pro Kilowattstunde gelegen. Zwischen Mittagstief und Abendspitze verteuerte sich Strom damit zeitweise ungefähr um den Faktor zehn.

Seit Oktober 2025 wird Strom am europäischen Day-Ahead-Markt viertelstündlich gehandelt. Die Spitze von 75 ct/kWh betrifft daher einzelne Viertelstunden und nicht den Durchschnittspreis des gesamten Abends.[1]

Hellflaute

Der Begriff beschreibt vereinfacht eine Wetterlage, in der nur wenig Windstrom zur Verfügung steht und gleichzeitig die Solarstromproduktion stark zurückgeht — beispielsweise am Abend nach einem sonnigen Tag.

Tagsüber speisten die deutschen Solaranlagen zeitweise mehr als 50 GW in das öffentliche Netz ein. Mit sinkendem Sonnenstand ging diese Leistung jedoch innerhalb weniger Stunden stark zurück.

Normalerweise können Windkraft, flexible Kraftwerke, Stromspeicher und Importe einen Teil dieser sogenannten Abendrampe ausgleichen.

Am 24. Juni war jedoch auch die Windstromproduktion niedrig. Dadurch musste die wegfallende Solarleistung verstärkt durch andere Quellen ersetzt werden, unter anderem durch konventionelle Kraftwerke, Pumpspeicher und Stromimporte.

Hitze treibt den Verbrauch

Die hochsommerlichen Temperaturen erhöhen gleichzeitig den Stromverbrauch.

Klimaanlagen, Kühlhäuser, Supermärkte, Rechenzentren und andere Kälteanlagen benötigen bei großer Hitze mehr Energie. Dieser zusätzliche Verbrauch fällt teilweise bis in die Abendstunden an — also genau dann, wenn die Solarstromproduktion schnell zurückgeht.

Marktanalysten nannten die erhöhte Kühllast zusammen mit geringer Windstromproduktion als einen der Gründe für die hohen Strompreise in Deutschland und Frankreich.[2]

Wie groß der Hitzeeffekt auf die deutsche Abendlast genau war, lässt sich aus der Preis- und Erzeugungsgrafik allein allerdings nicht bestimmen.

Weniger konventionelle Flexibilität

Auch die Verfügbarkeit konventioneller Kraftwerke beeinflusst, wie stark der Strommarkt auf eine solche Abendrampe reagieren kann.

Wartungen werden häufig in die wärmeren Monate gelegt, weil der Strom- und Wärmebedarf im Jahresmittel niedriger ist als im Winter. Einige Kohle- und Gaskraftwerke liefern zusätzlich Fernwärme und werden deshalb bevorzugt außerhalb der Heizperiode gewartet.

Wenn gleichzeitig wenig Wind weht, die Solarproduktion zurückgeht und der Verbrauch hoch bleibt, steht dadurch möglicherweise weniger kurzfristig verfügbare Leistung bereit.

Aus den öffentlich sichtbaren Erzeugungsdaten lässt sich allerdings nicht eindeutig ableiten, welches einzelne Kraftwerk den Preis gesetzt hat.

Am Day-Ahead-Markt bestimmt das teuerste noch benötigte und bezuschlagte Angebot den Preis für alle erfolgreichen Anbieter. Dieses Prinzip wird als Merit Order bezeichnet.[3]

Hohe Preise sind deshalb ein Knappheitssignal: Für die betreffende Viertelstunde musste auf vergleichsweise teure oder knapp angebotene Erzeugungsleistung zurückgegriffen werden.

Frankreich konnte weniger Strom exportieren

Hinzu kamen Einschränkungen in Frankreich.

Wegen der Hitzewelle musste der französische Betreiber EDF die Leistung mehrerer Atomreaktoren reduzieren. Betroffen waren unter anderem Anlagen an Rhône, Seine und Garonne.

Der Grund ist nicht eine unzureichende Reaktorsicherheit, sondern die Einhaltung von Umweltauflagen: Kraftwerke dürfen erwärmtes Kühlwasser nur innerhalb festgelegter Temperaturgrenzen in Flüsse zurückleiten, um die Ökosysteme zu schützen.

Am 24. Juni war die französische Atomstromproduktion dadurch zeitweise um rund 4,1 GW reduziert. Gleichzeitig gingen die französischen Stromexporte laut Daten des Netzbetreibers RTE am Nachmittag auf ungefähr 3 GW zurück. In der Vorwoche hatten sie zur vergleichbaren Zeit noch bei etwa 10 bis 12 GW gelegen.[2]

Damit stand den europäischen Nachbarländern weniger französischer Strom zur Verfügung. Das dürfte auch zur angespannten Marktsituation in Deutschland beigetragen haben.

Da der europäische Stromhandel über gekoppelte Märkte, mehrere Ländergrenzen und begrenzte Netzkapazitäten erfolgt, lässt sich der genaue Einfluss Frankreichs auf den deutschen Viertelstundenpreis jedoch nicht ohne weiteres bestimmen.[4]

Resultat

Zur Abendspitze überlagerten sich mehrere Entwicklungen:

• Die Solarstromproduktion ging schnell zurück.
• Die Windstromproduktion blieb niedrig.
• Die Hitze erhöhte den Strombedarf für Kühlung.
• Frankreich produzierte und exportierte weniger Strom.
• Flexible konventionelle Leistung und Speicher wurden stärker benötigt.

Die Kombination aus sinkendem Angebot und weiterhin hoher Nachfrage ließ den Day-Ahead-Preis in einzelnen Viertelstunden auf bis zu 75 ct/kWh steigen.

Die Grafik zeigt deutlich, dass diese Faktoren zeitlich zusammenfielen. Wie viel jeder einzelne Faktor zum Preis beigetragen hat, lässt sich ohne vollständige Gebots-, Kraftwerks-, Netz- und Handelsdaten allerdings nicht exakt bestimmen.

Lösung

Einige wenige Stunden mit sehr hohen Preisen haben nur einen begrenzten Einfluss auf den durchschnittlichen Strompreis eines ganzen Monats oder Jahres.

Dennoch machen solche Preisspitzen sichtbar, dass dem Stromsystem während der Abendrampe flexible Leistung fehlt.

Batteriespeicher sind dafür besonders geeignet: Sie können Strom während der günstigen und solarreichen Mittagsstunden aufnehmen und ihn am Abend wieder abgeben.

Dadurch können sie die verbleibende Stromnachfrage, die sogenannte Residuallast, senken, teurere Kraftwerke teilweise verdrängen und Preisspitzen dämpfen.

Die großen Preisunterschiede zwischen Mittag und Abend schaffen gleichzeitig eine wirtschaftliche Grundlage für Speicher: Strom wird in günstigen Stunden gekauft und in teureren Stunden wieder verkauft.

Batteriespeicher sind deshalb ein wichtiger Teil der Lösung, aber nicht der einzige.

Zusätzlich benötigt ein zunehmend erneuerbares Stromsystem flexible Verbraucher, leistungsfähige Stromnetze, grenzüberschreitenden Handel und ausreichend gesicherte Leistung für längere Phasen mit wenig Wind und Sonne.

Quellen

[1] SMARD: Viertelstundenpreise am Day-Ahead-Markt

[2] Reuters: Hitzewelle beeinträchtigt französische Kernkraftwerke und Stromexporte

[3] SMARD: Preisbildung und Merit Order am Strommarkt

[4] SMARD: Grenzüberschreitender Stromhandel

[5] Energy-Charts: Börsenstrompreise und Stromerzeugung in Deutschland