DÜSSELDORF / LONDON (IT BOLTWISE) – In Europa werden Strompreise an heißen Sommerabenden zeitweise extrem hoch gehandelt: Am Day-Ahead-Markt lagen sie nach Angaben für Mittwoch um 20.45 Uhr bei rund 750 Euro pro Megawattstunde, ein Höchstwert seit Dezember 2024. Fachleute verknüpfen die Ausschläge mit einer neuen Kombination aus Hitze und schwacher Erzeugung, die vor allem Solar- und Windstrom am Abend ausbremsen kann. Entscheidend ist dabei weniger eine Krise als das Zusammenspiel aus Nachfrage (Kühlbedarf) und knapper verfügbarer konventioneller Reserve. Damit verschiebt sich die Debatte in Deutschland stärker auf Speicher, flexible Einspeisung und die Frage, ob Gas kurzfristig wirklich die günstigste Antwort ist.
Die Strompreise in Europa zeigen derzeit, wie schnell sich die Energiewende in Preisbewegungen übersetzen kann. In dieser Hitzewoche werden Abendstunden am Day-Ahead-Markt (Lieferung am nächsten Tag) mit außergewöhnlichen Werten belegt: Für Mittwoch um 20.45 Uhr wurde Strom zeitweise für knapp 750 Euro pro Megawattstunde gehandelt, und damit wurde ein Niveau erreicht, das zuletzt im Dezember 2024 beobachtet wurde. Bemerkenswert ist die zeitliche Logik: tagsüber dominiert noch die Erzeugung aus Sonne, abends kippt das Verhältnis. Branchenexperten sprechen dabei nicht von einem reinen Krisensignal, sondern von einem neuen Betriebszustand im Stromsystem, in dem Verfügbarkeit und Erneuerbaren stärker „durchschlagen“ als früher.
Technisch lässt sich das Phänomen als Erzeugungslücke beschreiben, die durch Wettereffekte und Systemplanung entsteht. Wenn am Tag viel Solarstrom fließt, sinkt die Abhängigkeit von Kohle- und Gaskraftwerken – doch gegen Abend nachlasse, fällt die Solarkurve oft vergleichsweise abrupt ab. Gleichzeitig liefert Wind an den „heißen Tagen“ häufig weniger, weil die Luft weniger in Bewegung ist. Dieser Mix ähnelt dem bekannten Muster der Dunkelflaute, bei dem Sonne und Wind gleichzeitig aussetzen. Neu ist im Sommer die Ergänzung: eine „Hitzeflaute“, bei der die Nachfrage typischerweise steigt, während die Erzeugung aus erneuerbaren Quellen zur gleichen Zeit nicht im gleichen Tempo mitwächst.
Dass die Nachfrage dann auch noch überdurchschnittlich hoch ist, verstärkt den Effekt. Laut einem Energieberater steigt der Kühlbedarf sowohl in Wohn- als auch in Bürogebäuden; auch industrielle Prozesse brauchen mehr Strom, um Temperaturniveaus zu halten oder Wärmeabfuhr zu gewährleisten. Zusätzlich wirkt die Großveranstaltung Fußball-WM nach Angaben von Kraftwerksbetreibern als Nachfrage-Booster: zusätzliche Verbraucherlasten in Stadien, Infrastruktur und Logistik erhöhen die Lastkurve. In Summe entsteht ein Abend, in dem Nachfrage und Erzeugungsfähigkeit gleichzeitig „gegen“einander laufen. Genau dort werden die Marktmechanismen sichtbar: Der Day-Ahead-Preis reagiert nicht auf theoretische Ziele, sondern auf knappe Minuten am Systemrand.
Für die Einordnung lohnt ein Blick darauf, warum konventionelle Kapazitäten ausgerechnet dann häufig weniger flexibel sind. In den Sommermonaten gehen viele Anlagen in Revision, also in geplante Inspektion und Abschaltung. Dazu kommt, dass einige Kraftwerke im Regelbetrieb nicht frei verfügbar sind, weil sie als Reserve vorgehalten werden: Sie sollen nicht kontinuierlich am Markt teilnehmen, sondern bei Bedarf die Netzstabilität sichern. Ein Beispiel liefert Steag Iqony: Ein Sprecher verwies darauf, dass mehrere Steinkohlekraftwerke in Reserve stehen und nur auf Anforderung des Netzbetreibers eingesetzt werden dürfen. Das dämpft zwar das Risiko für das Netz, sorgt aber gleichzeitig dafür, dass Preisbremsen im Markt kurzfristig weniger wirken.
Der Markt ringt zudem mit der Wirtschaftlichkeit der Bereitstellung. Wissenschaftler Leonhard Gandhi vom Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme deutete an, Betreiber könnten skeptisch sein, Anlagen nur für wenige Stunden am Abend hochzufahren. Eine weitere Komponente ist die Lage wärmegeführter Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen: Im Sommer lohnt sich die Wärmeauskopplung oft weniger, wodurch das ganze System weniger häufig betrieben wird. Aus Sicht einzelner Konzerne ist die Logik entsprechend unterschiedlich: Steag Iqony nannte für einen konkreten Abend Planmengen aus Duisburg-Walsum und Herne. Gleichzeitig argumentieren andere Betreiber, dass Anfahrtskosten und lange Anfahrzeiten den Einsatz trotz hoher Preise häufig unwirtschaftlich machen.
Hier zeigt sich auch der strategische Marktvergleich innerhalb Europas. RWE bestätigte, technisch verfügbare Kraftwerke zu einsatzrelevanten Kosten anzubieten, musste aber ebenfalls darauf hinweisen, dass Teile der Flotte in Revision sein können. Uniper und andere Player wiederum betonten, dass gasbasierte Produktion in dieser Phase bereits stark ausgelastet sei. Gleichzeitig kommt ein wichtiger Gedanke ins Spiel: Die Preisspitzen bedeuten nicht automatisch eine Systemdysfunktion, sondern können Ausdruck eines Systems sein, in dem der Strompreis stärker an der Verfügbarkeit erneuerbarer Energien hängt. Laut Christoph Maurer lassen sich die extremen Abendspitzen gegen viele Stunden mit sehr niedrigen Preisen abwägen – für Versorgungsverträge spüren viele Kunden das ohnehin kaum.
Für Marktteilnehmer mit dynamischen Tarifen oder für Firmen, die ihren Strom kurzfristig beschaffen, ist die Lage jedoch unmittelbar operativ: Wer nicht reagiert, verschiebt Kosten in den Abend. Unternehmen können Lasten etwa über Schichtplanung oder Prozessfenster in Richtung Tagesstunden optimieren; Privatpersonen mit dynamischen Tarifen profitieren vom Laden elektrischer Fahrzeuge in „preisarmen“ Zeitfenstern. Genau deshalb verschiebt sich die Debatte von der reinen Erzeugungsplanung hin zur Flexibilitätssteuerung. Der Kern der Kontroverse ist dabei nicht nur Gas versus Kohle, sondern die Frage, welche Flexibilitätsform im Sommer- und später auch im Winterprofil am besten skaliert: kurzfristige Reaktion am Markt, Netzdienstleistungen oder technische Speicherung.
Aus dieser Perspektive wird verständlich, warum Batteriespeicher in den Gesprächen wieder deutlich sichtbarer werden. Maurer unterscheidet zwischen Hitzeflauten im Sommer und Dunkelflauten im Winter und argumentiert, dass Batterien vor allem dort besonders gut ausgleichen können, wo tagsüber sehr niedrige und abends sehr hohe Preise aufeinandertreffen. In dieser Woche, so die Schlussfolgerung, wirkt der Preisverlauf fast wie ein Demand-Signal („Schrei nach mehr Batteriespeichern“): Ein Speichersystem kann die Lastspitze „überbrücken“, anstatt auf teure Minute-by-Minute-Erzeugung zu setzen. Damit verschiebt sich zugleich die historische Linie: Nach den Erfahrungen aus der Krisenphase 2022 wurden Marktmechanismen und Kraftwerkspläne stärker diskutiert; jetzt zeigt sich, dass Speicher auch als Preisanpassungs- und Stabilitätswerkzeug in Betracht kommen.
Für die weitere Entwicklung stellt sich damit eine Roadmap-Frage, die auch regulatorisch berührt wird. In Deutschland und der EU entscheidet das Zusammenspiel aus Marktregeln, Netzanschlusslogik und Reservekonzepten darüber, wie schnell Kapazitäten tatsächlich abrufbar werden. Während Netzbetreiber Sicherheitsreserven benötigen, müssen Marktteilnehmer auch Planungssicherheit bekommen, damit Revisionen, Abrufmechanismen und Speicherinvestitionen zusammenpassen. Hinzu kommt Datenschutz und Compliance: Dynamische Tarife und Lastverschiebung setzen Mess- und Verbrauchsdaten voraus, die rechtssicher verarbeitet werden müssen. In den nächsten Quartalen wird deshalb entscheidend sein, ob Investitionen in Speicher, flexible Einspeiser und robuste Abrufstrategien schneller vorankommen als der Anteil konventioneller Kapazitäten im Reserve-Status. Genau dann können Preisspitzen abends abflachen, ohne die Versorgungssicherheit zu gefährden.
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