In Deutschland hat eine Dunkelflaute Ende Oktober 2026 die Börsenstrompreise innerhalb von vier Tagen auf nahezu das 24-Fache getrieben. Zwischen dem 25. und 29. Oktober stieg der Tagesdurchschnitt von 13,12 auf 314,85 Euro je Megawattstunde. Auslöser war ein massiver Rückgang der Windstromproduktion um rund 90 Prozent. Gleichzeitig mussten konventionelle Kraftwerke die fehlende Leistung ersetzen, während hohe Gaspreise die Stromerzeugung zusätzlich verteuerten. Am 29. Oktober erreichte der Strompreis zeitweise sogar 574,28 Euro je Megawattstunde. Besonders betroffen sind Unternehmen mit kurzfristiger Strombeschaffung und Verbraucher mit dynamischen Tarifen.
Bild: KI-generiert
Innerhalb weniger Tage verschwinden 90 Prozent des Windstroms
Am 25. Oktober produzierten deutsche Windkraftanlagen noch rund 1,11 Terawattstunden Strom. Vier Tage später waren es dagegen nur noch knapp 109 Gigawattstunden. Damit brach die Windstromproduktion innerhalb kürzester Zeit um rund 90 Prozent ein. Zugleich sank die Deckung der Stromnachfrage durch Wind und Sonne erheblich. Am 29. Oktober lieferten beide Technologien zusammen im Tagesdurchschnitt nur noch rund 19 Prozent der Netzlast.
Besonders drastisch entwickelte sich die Lage am Abend des 29. Oktober. Um 17:15 Uhr erreichte der Börsenstrompreis 574,28 Euro je Megawattstunde. Außerdem musste Deutschland an diesem Tag netto rund 138 Gigawattstunden Strom importieren. Der Preisanstieg beschränkte sich jedoch nicht auf einzelne Minuten. Mit durchschnittlich 314,85 Euro je Megawattstunde war der gesamte Handelstag außergewöhnlich teuer.
Dunkelflaute macht teure Gaskraftwerke unverzichtbar
Der Preissprung zeigt eine zentrale Schwäche der wetterabhängigen Stromerzeugung. Bei kräftigem Wind erzeugen Windkraftanlagen enorme Strommengen und drücken damit die Börsenpreise. Bei Windstille fällt diese Produktion jedoch innerhalb weniger Tage weitgehend weg. Dann müssen Gaskraftwerke, Kohlekraftwerke und Stromimporte die Versorgung sichern. Besonders teuer wird das, wenn zusätzlich die Brennstoffpreise steigen.
Das europäische Strommarktsystem verstärkt diesen Effekt. Denn bei der Day-Ahead-Auktion bestimmt grundsätzlich das teuerste noch benötigte Gebot den einheitlichen Marktpreis. Müssen teure Gaskraftwerke einspringen, steigt deshalb der Preis auch für Strom aus günstigeren Erzeugungsanlagen. Gleichzeitig benötigen Betreiber ihre konventionellen Kraftwerke weiterhin als Absicherung gegen längere Erzeugungslücken. Der Ausbau der Windkraft ersetzt diese gesicherte Leistung bislang nicht vollständig.
Vom Ökostromüberschuss zum teuren Stromimport
Wie stark die Verhältnisse schwanken, zeigte bereits der 24. Oktober. Damals übertraf die Stromproduktion aus erneuerbaren Energien rechnerisch die deutsche Netzlast im Tagesdurchschnitt. Der Börsenpreis lag deshalb bei lediglich rund 30 Euro je Megawattstunde. Am folgenden Sonntag fiel der Tagesdurchschnitt sogar auf 13,12 Euro. Nur wenige Tage später mussten dagegen wieder erhebliche Strommengen aus dem Ausland beschafft werden.
Diese Entwicklung verdeutlicht den Unterschied zwischen hoher installierter Leistung und jederzeit verfügbarer Stromerzeugung. Auch zusätzliche Windräder liefern bei großflächiger Windstille nur geringe Mengen. Speicher könnten Schwankungen zwar teilweise ausgleichen, benötigen dafür aber ausreichende Kapazitäten und zuvor eingespeicherte Energie. Für längere Dunkelphasen bleibt Deutschland deshalb auf regelbare Kraftwerke und den europäischen Stromhandel angewiesen. Deren Verfügbarkeit und Betrieb verursachen zusätzliche Kosten.
Winter könnte die Strompreise weiter verschärfen
Die jüngste Dunkelflaute fällt ausgerechnet in die beginnende Heizsaison. Dabei warnen Energieanalysten bereits vor deutlich höheren Strompreisen im Januar 2027. Nach einer Einschätzung des Branchendienstes Montel könnten sich die deutschen Großhandelspreise selbst bei einem milden Winter gegenüber dem Vorjahr mehr als verdoppeln. Bei extremer Kälte und schwachem Wind halten Analysten einen Januardurchschnitt von bis zu 260 Euro je Megawattstunde für möglich. Allerdings handelt es sich dabei um ein Szenario und nicht um eine sichere Preisprognose.
Hinzu kommen die hohen Kosten der Erdgasversorgung. Gerade bei schwacher Windstromproduktion übernehmen Gaskraftwerke einen großen Teil der zusätzlichen Stromerzeugung. Steigen gleichzeitig der Gasbedarf für Heizungen und die Brennstoffpreise, verteuert sich auch der Strom. Deshalb garantiert selbst ein insgesamt milder Winter keine niedrigen Strompreise. Entscheidend bleibt, wie häufig windarme Phasen mit hoher Nachfrage zusammenfallen.
Industrie trägt die Kosten der schwankenden Stromerzeugung
Besonders empfindlich reagieren energieintensive Unternehmen auf solche Preissprünge. Ein Betrieb mit einem kurzfristigen Strombedarf von zehn Gigawattstunden müsste bei einem Preisanstieg um 300 Euro je Megawattstunde rechnerisch drei Millionen Euro zusätzlich aufbringen. Allerdings betrifft diese Rechnung nur Mengen, die tatsächlich zum höheren Preis beschafft werden müssen. Langfristige Lieferverträge können solche Belastungen abmildern. Für Unternehmen mit kurzfristigem Energieeinkauf verschlechtern starke Preisschwankungen dagegen die Planungssicherheit.
Auch private Verbraucher bleiben von der Entwicklung nicht vollständig verschont. Zwar verändern kurzfristige Börsenspitzen bestehende Festpreisverträge nicht unmittelbar. Die Bundesnetzagentur meldete jedoch bereits für September einen modellierten Neukundenpreis von 38,62 Cent je Kilowattstunde. Zudem erwartete die Behörde für Oktober weitere Preissteigerungen. Damit zeigt sich das wirtschaftliche Problem der Stromversorgung: Deutschland baut die wetterabhängige Erzeugung weiter aus, benötigt aber zusätzlich gesicherte Kraftwerksleistung. Eine technisch stabile Stromversorgung ist deshalb noch keine Garantie für dauerhaft bezahlbaren Strom.
Verfasser: Blackout News
Verwendete Quellen: Berliner Zeitung (04.11.26) – VoltWatch (04.11.26) – Münster Aktuell (29.10.26) – e-motion (30.10.26)
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