Mit dem Herbst geht für die meisten die Urlaubs- und Ferienzeit zu Ende. Für viele Menschen, insbesondere für vulnerable Gruppen, bedeutet er zugleich eine Entlastung nach einem Hitzesommer, der erneut Rekorde gebrochen hat. Auch auf die Energiewirtschaft und ihre Märkte hatten die extremen Temperaturen erhebliche Auswirkungen. Neben dem schwelenden Konflikt zwischen dem Iran und den USA, dessen diplomatisches Auf und Ab zunehmend ermüdet, sind es somit erneut die Witterungsbedingungen, die in den vergangenen und kommenden Monaten die Preise bestimmen.
Dass Europa in diesem Sommer über weite Strecken von außergewöhnlich hohen Temperaturen geprägt war, ist weithin bekannt. In Deutschland lagen die Temperaturen seit Juni zwei bis vier Grad über dem langjährigen Mittel. Während die europäische Stromnachfrage in den vergangenen Sommern konstant am unteren Ende bzw. deutlich unter dem Vorkrisenniveau der Jahre 2018–2022 lag, erreichte sie im Juni und Juli dieses Jahres erstmals wieder annähernd das Vergleichsniveau. Treiber dieser Entwicklung war insbesondere der deutlich gestiegene Kühlbedarf in den zentraleuropäischen Ländern. Damit nähert sich auch die Temperatursensitivität der Stromnachfrage in diesen Regionen allmählich dem Niveau an, das in Südeuropa bereits seit Jahren zu beobachten ist.
Hohe Temperaturen bedeuten gleichzeitig starke Sonneneinstrahlung. Die solare Stromproduktion hat am 27. September 2026 mit 90,2 TWh bereits die gesamte Menge des Jahres 2025 überstiegen, teilte der Bundesverband Solarwirtschaft (BSW-Solar) mit. Hohes Ausmaß an Sonnenstunden und kontinuierlicher PV-Zubau sind ausschlaggebend für diesen Rekord. Im Jahr 2025 lag die installierte Solarkapazität laut Daten von Fraunhofer ISE bei 107,8 GW. Damit stellte die PV im vergangenen Jahr rund 19 % der Nettostromerzeugung, so der BSW. Im August 2026 sei die installierte Solarkapazität auf 128 GW gewachsen und bis 2030 sieht das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) insgesamt 215 GW vor. Die PV-Erzeugung wird die Energiewirtschaft daher weiterhin beschäftigen und vor Aufgaben stellen, denen mit Flexibilität begegnet werden muss – dazu im Folgenden mehr.
Quelle: Fraunhofer ISE (2025), BSW-Solar (August 2026), Erneuerbare-Energien-Gesetz (Ziel 2030)
Der zweite prägende Faktor dieses Sommers war die ausgeprägte Trockenheit. In den nordischen Staaten verschlechterte sich die verfügbare Wasserenergie bereits im ersten Quartal deutlich. In den darauffolgenden Monaten erreichte die Laufwasserkrafterzeugung im Alpenraum die niedrigste Erzeugung der letzten zehn Jahre. Die Auswirkungen betrafen auch die französische Kernkraftwerksflotte. Zusammen mit den hohen Flusstemperaturen führte die Situation auf ihrem Höhepunkt zu einem Ausfall von rund 12 GW französischer Atomkraftwerksleistung.
Hohe Spotpreise waren eine unmittelbare Folge dieser angespannten Angebotssituation. Mit einem Day-Ahead-Preis von 154,19 EUR/MWh war die letzte Septemberwoche die zweitteuerste des Jahres 2026 in Deutschland. Zum Vergleich: Im selben Zeitraum lag der durchschnittliche Spotpreis in Österreich bei rund 176 EUR/MWh, in Frankreich bei rund 148 EUR/MWh und in Rumänien bei knapp 192 EUR/MWh. In ganz Europa zeigt sich somit ein sehr hohes Spotpreisniveau, das im Tagesverlauf jedoch volatil ist. Denn extreme Spotpreise treten meist nur sehr kurz auf – und zwar in den Mittags- und in den Abendstunden. Betroffen sind meist die Stunden 19 bis 21, in denen noch ein hoher Strombedarf besteht, unter anderem durch Kühlung, während die PV-Erzeugung bereits stark abgenommen bzw. aufgehört hat. Im Gegensatz dazu fallen die Preise tagsüber in ein Tief, das auch ein negatives Vorzeichen bekommen kann.
Durchschnittliche Spotpreise der KW 39 2026: Day-Ahead-Preis
Während solche Engpasspreise in Österreich und Deutschland noch ein recht seltenes Phänomen sind, verfügt Osteuropa bereits über mehr Erfahrung. Bereits im Sommer 2024 hat Rumänien in den Monaten Juli, August und September fast täglich Preisausschläge erlebt. In Summe lag der Spotpreis in 85 Stunden bei mehr als 400 EUR/MWh, wobei der Gaspreis damals bei weitem niedriger als im aktuellen Jahr war. Auch war die Wasserführung der Donau deutlich besser – so lag die Wasserkrafterzeugung in Rumänien 2024 um 50 % über der Erzeugung des Jahres 2026.
Wie stellt sich die Lage im aktuellen Jahr 2026 dar? Naheliegend wäre die Annahme, dass Rumänien aufgrund des Wassermangels und der extremen Hitze noch häufiger und noch deutlich extremere Engpasspreise erlebt. Tatsächlich zeigt sich jedoch das Gegenteil: Während es im Sommer 2024 85 Stunden mit solchen Preisen gab, sind es im aktuellen Jahr nur 13 Stunden. Wie ist dieser Befund zu erklären?
Eine Antwort darauf liegt im Ausbau von Batteriespeichern. Zum einen hat Rumänien konsequent an der regulatorischen Vereinfachung für diese Anlagen gearbeitet, etwa durch die Befreiung von Netzentgelten. Zum anderen haben die Preisspitzen eine attraktive Wirtschaftlichkeit für Speicher geschaffen. Laut Netzbetreiber Transelectrica sind mit 1. September 2026 rund 1.100 MW Batteriespeicher mit einer Speicherkapazität von rund 2.300 MWh installiert. Allein 300 MWh wurden im August errichtet. Zum Vergleich: Das Atomkraftwerk Cernavoda hat ebenfalls eine Leistung von rund 1.300 MW. Wenn alle Batteriespeicher in den Abendstunden ausspeichern, verfügen sie nahezu über dieselbe Leistung wie das bestehende Atomkraftwerk.
Bei der aktuell auch in Österreich und Deutschland stattfindenden Diskussion über regulatorische Vereinfachungen bzw. die Befreiung von Batteriespeichern wird deren Notwendigkeit meist nur im Hinblick auf negative Preise betrachtet. Batteriespeicher können aber nicht nur Überschüsse aufnehmen, sondern in kritischen Stunden auch Leistung bereitstellen und damit Preisspitzen abfedern.
Speicher sind also nicht nur ein Werkzeug für sonnige Mittage mit zu viel Strom, sie können ebenso zum Puffer für die Stunden werden, in denen Angebot und Nachfrage besonders weit auseinanderlaufen. Zur Veranschaulichung abschließend ein weiterer Vergleich: Während der durchschnittliche Spotpreis in Rumänien im September um rund 31 EUR/MWh über dem deutschen Niveau lag, war der Preis in den teuersten Stunden um rund 50–100 EUR/MWh niedriger als in Deutschland. Speicher glätten die volatile Tagesstruktur, können aber nicht die gesamte Mechanik aus Angebot und Nachfrage ändern.
Für den kommenden Winter rücken die Meldungen zu einem starken El Niño ins Zentrum der Berichterstattung. Während Europa zwar schwächer von diesem Effekt beeinflusst werden sollte, zeichnen sich zwei Szenarien ab: Für den ersten Teil des Winters bis Dezember werden Temperaturen oberhalb der Norm erwartet, während im Jänner und Februar Kälteperioden wahrscheinlicher werden. Gleichzeitig könnten zunehmende Niederschläge in der ersten Winterhälfte insbesondere im Westen Europas für etwas Entspannung bei den Wasserständen sorgen. Die Weltorganisation für Meteorologie geht davon aus, dass das El-Niño-Ereignis bis Februar 2027 anhält.
Für den Gasmarkt bleibt die Ausgangslage angespannt. Die EU-Speicher waren am 27. September zu 70,9 % gefüllt – 11,3 Prozentpunkte unter dem Vorjahr und unter dem Minimum der Fünfjahresspanne von 73,8 %. Die europäischen LNG-Importe erholten sich im September auf rund 3,7 TWh pro Tag und glichen die wartungsbedingt geringeren norwegischen Flüsse weitgehend aus. Außerdem helfen das milde Wetter – für Deutschland werden diese Woche rund 3,1 °C über der Norm erwartet – das Auslaufen der norwegischen Wartungen und die damit höhere Verfügbarkeit für die Einspeicherung. Anfang Oktober dürfte es aber kühler werden. Wir rechnen mit volatilen Preisen auf hohem Niveau.
Der Sommer hat gezeigt, wie schnell Hitze, Trockenheit und Nachfrage sowie Solarüberschüsse und anschließend wegfallende PV-Erzeugung extreme Preisbewegungen auslösen können. Der Blick nach Rumänien zeigt, dass solche Ausschläge nicht zwangsläufig hingenommen werden müssen. Wo Speicher oder flexible Nachfrage zur richtigen Zeit einspringen, wird aus einem Engpass ein steuerbares System. Der Herbst bringt nicht nur fallende Temperaturen, sondern auch eine zentrale Zukunftsfrage für die Energiewirtschaft: Wie lässt sich die wachsende Menge erneuerbarer Energie so flexibilisieren, dass sie auch in der Dunkelflaute verfügbar ist? Tragfähige Antworten sind zeitnah erforderlich, denn der nächste Sommer steht bevor und die Klimakrise mit Extremwetterlagen nimmt auch auf die Energiewirtschaft immer stärkeren Einfluss.
Ihr Matthias Kisslinger
Für das Team der Inercomp