Europas Strompreise steigen, weil Dunkelflaute Wind- und Solarenergie drosselt

Was ist Dunkelflaute?

Das deutsche Wort setzt sich aus Dunkel und Flaute zusammen, also einer Windstille. Es beschreibt Zeiträume, in denen Windräder und Solaranlagen gleichzeitig ungewöhnlich wenig Strom erzeugen.

Das Phänomen tritt typischerweise zwischen Oktober und Februar auf, wenn kürzere Tageslichtstunden die Solarproduktion begrenzen. Anhaltende Hochdruckwetterlagen können zudem dichte Bewölkung und schwache Winde über weite Teile Nord- und Mitteleuropas bringen.

Wenn diese Bedingungen mehrere Länder gleichzeitig treffen, hat Deutschland weniger Möglichkeiten, Ersatzstrom zu importieren. Benachbarte Märkte können vom selben Defizit betroffen sein, während kälteres Wetter den Bedarf an Beleuchtung und Heizung erhöht.

Der rasche Ausbau der Solarenergie in Europa hat den saisonalen Kontrast sichtbarer gemacht. Im Juni 2026 entfielen nach von Euronews zitierten Zahlen 25,4 % der EU-Stromerzeugung auf Solar. Bis Oktober war dieser Anteil auf 13,2 % gefallen.

Solarmodule können bei kalten Temperaturen effizient arbeiten, doch kürzere Tage und anhaltende Bewölkung begrenzen die Erzeugung.

Ein britischer Hausbesitzer, den Euronews interviewte, hat zwölf Module auf dem Dach und einen Haushaltsakku. Am 5. November erzeugte die Anlage nur 2,4 Kilowattstunden Strom, sodass der Haushalt weitere 20,6 Kilowattstunden aus dem Netz kaufen musste.

Der Akku ermöglichte es, zu günstigeren Nachtpreisen eingekauften Strom tagsüber zu nutzen. Mehrere aufeinanderfolgende Tage mit schwacher Solarproduktion konnte er jedoch nicht ausgleichen.

Die nationalen Stromnetze stehen vor demselben Problem in viel größerem Maßstab. Die Netzbetreiber müssen fehlende erneuerbare Erzeugung durch Wasserkraft, Atomstrom, konventionelle Kraftwerke, Importe oder gespeicherte Energie ersetzen.

Die meisten heute installierten Batterien können Strom für mehrere Stunden liefern. Eine längere Dunkelflaute erfordert Reserveerzeugung oder deutlich größere Energiereserven, um die Versorgung aufrechtzuerhalten, bis die Wind- und Solarerzeugung wieder anzieht.

Preisschwankungen in ganz Europa

Die Wetterlage Ende Oktober führte zu einigen der extremsten Großhandelsstrompreise Deutschlands seit Jahren.

Während der Abendspitze am 29. Oktober überschritten die Stundenpreise 500 €/MWh und erreichten etwa 574 €/MWh.

Der Schock breitete sich auf Südeuropa aus. Am 30. Oktober verzeichneten Spanien und Portugal mit rund 245 €/MWh bzw. 249 €/MWh ihre höchsten täglichen Großhandelspreise seit April 2022.

Laut GMK Center stieg der durchschnittliche deutsche Großhandelsstrompreis im Oktober um 16,6 % auf 169,5 €/MWh. Frankreich verzeichnete einen Anstieg um 15,8 % auf 165,9 €/MWh, während Italien mit durchschnittlich 230,7 €/MWh zu den teuersten Märkten des Kontinents zählte.

In der ersten Novemberwoche schwankten die Preise weiter. In Frankreich näherten sich die Day-Ahead-Strompreise am 6. November 279 €/MWh, bevor sie am Sonntag, dem 8. November, auf 242 €/MWh fielen.

Auch Deutschland, Belgien und die Niederlande verzeichneten am 8. November Tagesdurchschnitte von rund 242 €/MWh. Italien lag bei 243 €/MWh, verglichen mit etwa 200 €/MWh in Spanien und Portugal.

Die Unterschiede zwischen den einzelnen Märkten waren auffällig. Der durchschnittliche Großhandelspreis in Finnland lag an jenem Sonntag unter 10 €/MWh, während er in Litauen nahe 294 €/MWh erreichte.

Die Kluft spiegelt Unterschiede bei der Stromerzeugung, den verfügbaren Importen und der Übertragungskapazität wider. Wasser- und Kernkraft können schwache erneuerbare Erzeugung teilweise ausgleichen, doch ihre Verfügbarkeit variiert erheblich zwischen den Ländern.

Es handelt sich um Großhandels-Day-Ahead-Preise, nicht um die Tarife, die Haushalte direkt zahlen. Verbraucher mit Festverträgen sind in der Regel vor unmittelbaren Marktschwankungen geschützt. Industriekunden, deren Stromkosten den Großhandelsmärkten folgen, können deutlich schnellere Steigerungen erleben.

Für diese Unternehmen ist der Preis für Erdgas besonders wichtig geworden.

Gas verteuert das Defizit

Nach dem marginalen Strompreissystem Europas wird der Großhandelspreis in der Regel von der teuersten akzeptierten Erzeugungseinheit bestimmt, die zur Deckung der Nachfrage benötigt wird.

Während einer Dunkelflaute füllen Gaskraftwerke oft die Lücke, die Wind- und Solarenergie hinterlassen. Wird Gas teurer, können die Strompreise selbst in Ländern stark steigen, die erhebliche Mengen günstigeren erneuerbaren oder Atomstroms erzeugen.

Das Energieberatungsunternehmen Kpler schätzt, dass Gas in mehr als 70 % der deutschen Winterhandelsstunden den marginalen Strompreis bestimmen wird. Großbritannien, Belgien und die Niederlande sind ähnlich stark exponiert, während der Anteil in Italien 95 % übersteigt.

Die europäischen Gaspreise sind deutlich gestiegen, seit der Konflikt mit Iran in diesem Jahr Energielieferungen aus dem Persischen Golf störte.

Am 28. Oktober schlossen die niederländischen TTF-Gasfutures, der Referenzpreis Europas, erstmals seit der Energiekrise 2022 über 100 €/MWh. Störungen im Schiffsverkehr durch die Straße von Hormus haben die Flüssigerdgas-Exporte aus Katar, einem der größten Lieferanten der Welt, eingeschränkt.

Der Markt entspannte sich anschließend. Der Dezember-TTF-Futures-Kontrakt schloss am Freitag, dem 6. November, bei etwa 85,59 €/MWh – weiterhin deutlich über dem Vorkonfliktniveau.

Europa geht mit weniger Gas in den Speichern als üblich in die Heizsaison. Nach Angaben von Gas Infrastructure Europe waren die unterirdischen Speicher in der EU am 1. November zu 74,62 % gefüllt. Deutschlands Reserven lagen bei nur 61,03 %, dem niedrigsten jemals zum Novemberbeginn verzeichneten Stand.

Patrick Pouyanné, Vorstandsvorsitzender von TotalEnergies, sagte am 2. November, er erwarte in diesem Winter keine outright Gasknappheit. Er warnte jedoch, europäische Käufer würden mehr zahlen müssen, um ausreichende Lieferungen zu sichern.

Pouyanné kritisierte die Lockerung der EU-Speichervorgaben und argumentierte, die Entscheidung habe den Kontinent dem internationalen Wettbewerb um LNG stärker ausgesetzt.

"We will pay more than others," sagte er gegenüber Reportern.

Industrielle Verbraucher reagieren bereits auf die höheren Kosten.

Pierre-François Riolacci, Finanzvorstand des französischen Energiekonzerns Engie, sagte am 5. November, die Gasnachfrage großer Kunden habe im dritten Quartal nachgelassen. Er erwarte, dass höhere Preise den europäischen Verbrauch im Winter weiter senken.

Hersteller von Chemikalien, Düngemitteln und Stahl sind besonders anfällig, weil Brennstoffe und Strom einen erheblichen Anteil der Produktionskosten ausmachen. Einige Unternehmen können die Produktion drosseln, wenn Energiepreise unwirtschaftlich werden, was Branchen zusätzlich belastet, die ohnehin unter schwacher Nachfrage leiden.

Ein geringerer industrieller Verbrauch kann den Druck auf die Gasversorgung mildern, geht aber mit wirtschaftlichen Kosten einher.

Werden die Preise in diesem Winter weiter steigen?

Der jüngste Preisschub hat die Stromfutures deutlich nach oben getrieben, doch Energieanalysten sehen für die kommenden Monate mehrere mögliche Szenarien.

In einer am 29. Oktober veröffentlichten Einschätzung legte Kpler nahe, dass die Märkte möglicherweise bereits einen ungewöhnlich schwierigen Winter einpreisen. Die französischen und deutschen Stromkontrakte für das erste Quartal 2027 hätten sich in den vergangenen Monaten etwa verdoppelt, wobei französische Kontrakte bei rund 190 €/MWh gehandelt würden.

Kpler hält es für möglich, dass diese Preise fallen, wenn die Wintertemperaturen relativ mild bleiben und so den Heizbedarf und die für die Stromerzeugung benötigte Gasmenge verringern.

Frühe saisonale Hinweise des Europäischen Zentrums für mittelfristige Wettervorhersage deuteten auf überdurchschnittliche Temperaturen in weiten Teilen Kontinentaleuropas im ersten Quartal 2027 hin.

Unter durchschnittlichen Wetterbedingungen schätzt Kpler, dass die französische Stromnachfrage im Jahresvergleich um 5,5 % steigen könnte. Ein wärmeres Szenario würde dieses Wachstum auf nur 0,3 % reduzieren.

Die französische Kernkraft könnte zusätzliche Entlastung bringen. Mehrere Reaktoren sollen aus Wartungs- und Brennelementwechsel-Abschaltungen zurückkehren, was die Stromverfügbarkeit im ersten Quartal verbessert.

Die Wasserkraft bietet ein weniger günstiges Bild.

Die nordischen Speicherseen lagen Ende Oktober etwa 10 Terawattstunden unter ihrem Zehnjahresdurchschnitt. Niedrige Wasserstände in Teilen Norwegens und der Alpen könnten die Erzeugung genau dann einschränken, wenn europäische Märkte Alternativen zu teurem Gasstrom brauchen.

Auch Goldman Sachs Research hat deutlich unterschiedliche Szenarien für die Gaspreise skizziert.

Die Analysten warnten, die Preise könnten in der Winterhochsaison 100 €/MWh übersteigen, falls die LNG-Exporte aus dem Persischen Golf stark eingeschränkt blieben. Eine deutliche Erholung der Lieferungen durch die Straße von Hormus könnte die Preise stattdessen in Richtung 50 €/MWh bringen.

Beide Schätzungen hängen von der Entwicklung im Nahen Osten und der Fähigkeit europäischer Käufer ab, zusätzliche LNG-Lieferungen zu sichern.

Auch die Windstromerzeugung wird ein entscheidender Faktor sein.

Kpler schätzt, dass eine deutsche Windstromerzeugung, die im ersten Quartal 2027 um 10 % über dem Durchschnitt liegt, etwa 3 Terawattstunden Gasstrom verdrängen könnte. Eine längere Phase schwacher Winde würde die Nachfrage nach konventioneller Erzeugung in die entgegengesetzte Richtung treiben und den Druck auf ohnehin ungewöhnlich niedrige Gasreserven erhöhen.