Am Abend des 12. August 2026 wird in weiten Teilen Europas eine partielle Sonnenfinsternis sichtbar. Obwohl die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) keine physischen Störungen der Stromversorgung erwarten, führen die kurzzeitigen Einbrüche in die Photovoltaik-Erzeugung zu beispiellosen Preisausschlägen am Day-Ahead-Strommarkt. Dieser Artikel fasst die Fakten zu Erzeugungsrückgängen, Marktreaktionen und den zugrunde liegenden Systembelastungen zusammen.
Kurzfristiger Rückgang der PV-Erzeugung in Deutschland und Europa
Die Sonnenfinsternis reduziert die PV-Einspeisung in Deutschland um ein bis zwei Gigawatt. Laut einer Pressemitteilung von TransnetBW (S1) ist das der maximal zu erwartende Verlust. Auf europäischer Ebene summiert sich der temporäre Rückgang auf bis zu 9,7 GW (ENTSO-E, S2). Die Verteilung sieht wie folgt aus:
- Spanien: bis zu 5 GW (etwa 13 % der sommerlichen Spitzenlast)
- Frankreich: rund 1,8 GW
- Deutschland: 1-2 GW
- Rest von Europa: verbleibende 1-2 GW
Der europäische Anteil von Solarstrom an der Gesamtstromerzeugung liegt laut ENTSO-E-Daten für 2025 bei 13 % (S3).
Auswirkungen auf den Day-Ahead-Strommarkt
Die EPEX Spot Auktion verzeichnete am Mittwochabend (19:45-20:00 Uhr) einen Höchstpreis von 461,17 €/MWh (46,1 Cent/kWh). In der darauffolgenden Viertelstunde (20:00-20:15 Uhr) lag der Preis bei 402,50 €/MWh. Beide Werte liegen mehr als doppelt so hoch wie am Vortag und deutlich über den am Vortag festgelegten Preisen von rund 300 €/MWh. Die Preisentwicklung lässt sich wie folgt zusammenfassen:
- 19-20 Uhr: rund 300 €/MWh, plus ca. 122 €/MWh im Vergleich zum Vortag
- 20-21 Uhr: rund 300 €/MWh, plus ca. 101 €/MWh im Vergleich zum Vortag
- Höchstwert 19:45-20:00 Uhr: 461,17 €/MWh
- Zweiter Peak 20:00-20:15 Uhr: 402,50 €/MWh
Die Preissteigerungen spiegeln die Grenzkosten der teuersten Flexibilitätsoptionen wider, nicht jedoch eine akute Netzknappheit.
Systemische Vorbelastung durch Hitze und Dürre
Im Sommer 2026 ist das europäische Stromsystem bereits durch anhaltende Trockenheit und hohe Wassertemperaturen belastet. Die Kühlwasserentnahme in Flüssen wie der Donau ist eingeschränkt, was zu Drosselungen oder Abschaltungen von Kernkraftwerken in Frankreich, Rumänien und Ungarn führt. Gleichzeitig sind Wasserkraftreserven reduziert. Diese Bedingungen verringern die verfügbare Systemflexibilität und erhöhen die Abhängigkeit von teuren Spitzenlastkraftwerken.
Die Kombination aus reduziertem Solar-Output und eingeschränkter konventioneller Erzeugung erklärt, warum ein Verlust von 1-2 GW in Deutschland zu Preisen von über 460 €/MWh führt.
Marktreaktionen vs. physische Netzsicherheit
Obwohl die Day-Ahead-Preise stark ansteigen, betonen die Übertragungsnetzbetreiber, dass keine physische Stromknappheit zu befürchten ist. Eine Sonnenfinsternis ist astronomisch exakt vorhersehbar, sodass Regelleistungen reserviert, Wartungsarbeiten ausgesetzt und detaillierte Einspeiseprognosen erstellt werden können (S1, S2). Die Preis-Signal-Spitze reflektiert lediglich die Grenzkosten der am teuersten eingesetzten Flexibilitätsoptionen.
Ein wichtiger Gegenpunkt: Extreme Preissignale werden häufig fälschlicherweise als Hinweis auf ein unsicheres Netz interpretiert. Die Realität ist, dass das Netz selbst bei den hohen Preisen stabil bleibt.
Zitat von Vincent Thevenin
„Anders als etwa eine Wolkenfront ist eine Sonnenfinsternis sehr genau vorhersehbar“, sagt Vincent Thevenin, Energiemarktexperte für Deutschland bei Montel Analytics. „Netzbetreiber und Marktteilnehmer können sich deshalb gut darauf einstellen. Die Day-ahead-Preise zeigen aber bereits einen deutlichen Effekt. Bemerkenswert ist vor allem, wie stark einzelne Viertelstunden rund um das Ereignis reagieren.“
Häufig gestellte Fragen (FAQ)
Warum führen bereits 1-2 GW Minderleistung in Deutschland zu Preisen über 460 €/MWh?Der Erzeugungsrückgang fällt exakt in das Zeitfenster des abendlichen Nachfrageanstiegs und des regulären Sonnenuntergangs. Gleichzeitig reduzieren Hitze- und Dürre-Effekte die Verfügbarkeit konventioneller Kraftwerke, sodass teure, schnell hochfahrbare Spitzenlastkraftwerke und Speicher eingesetzt werden müssen – das bestimmt den Börsenpreis.Warum erwarten die Netzbetreiber dennoch keine Störungen im Stromnetz?Eine Sonnenfinsternis ist astronomisch exakt vorausberechenbar. Die Übertragungsnetzbetreiber haben über eine ENTSO-E-Arbeitsgruppe Regelleistungen reserviert, geplante Netzwartungen ausgesetzt und detaillierte Einspeiseprognosen vorbereitet, um das Netz physisch stabil zu halten.
Fazit
Die partielle Sonnenfinsternis am 12. August 2026 verdeutlicht eindrucksvoll, wie empfindlich der europäische Day-Ahead-Strommarkt auf kurzfristige, planbare Schwankungen in der erneuerbaren Erzeugung reagiert. Während die physischen Netzbetreiber keine Störungen erwarten, führen ein kombinierter Rückgang von fast 10 GW PV-Leistung in Europa und eine durch Hitze- und Dürre-bedingungen bereits angespannte Systemflexibilität zu Preisspitzen von über 460 €/MWh. Die Ereignisse zeigen, dass Marktpreise vor allem die Grenzkosten teurer Flexibilitätsoptionen widerspiegeln und nicht automatisch auf ein unsicheres Stromnetz schließen lassen.
