AleaSoft Energy Forecasting, 21. August 2026. Die Hitzewellen dieses Sommers wirken sich gleichzeitig auf verschiedene europäische Stromsysteme aus, jedoch über unterschiedliche Kanäle. Sie erhöhen die kühlungsbedingte Stromnachfrage, schränken die Verfügbarkeit von Erzeugungskapazitäten ein und steigern die Preisvolatilität. Die in Spanien, Frankreich, Italien, Rumänien und Ungarn verzeichneten Ereignisse zeigen, warum die Antizipation dieser Risiken eine Betrachtung der europäischen Strommärkte insgesamt erfordert.
Extreme Hitze ist keine Ausnahme mehr
Seit Ende Juni hat Spanien mehrere Episoden mit außergewöhnlich hohen Temperaturen verzeichnet. Der Juni war der zweitwärmste Monat der historischen Reihe; die Temperatur lag 3,2 °C über dem Durchschnitt. Im Juli betrug die Durchschnittstemperatur 25,7 °C und lag damit 2,6 °C über dem Normalwert. Zusammen mit dem Juli 2022 war er laut AEMET-Daten der wärmste Monat seit Beginn der Aufzeichnungen in Spanien.
Die Folgen gehen weit über Wetterrekorde hinaus. Anfang August schätzte das vom Carlos-III-Gesundheitsinstitut betriebene MoMo-System rund 3450 Todesfälle, die seit Juni den hohen Temperaturen zuzuschreiben sind, davon allein mehr als 2000 im Juli.
Das Phänomen hat eine europäische Dimension. Die Weltgesundheitsorganisation betrachtet die Hitzewellen des Jahres 2026 als erhebliches Gesundheitsrisiko in Europa und warnt, dass extreme Ereignisse häufiger, intensiver und länger anhaltend werden.
Ein Phänomen, unterschiedliche Auswirkungen je nach Stromsystem
Extreme Hitze stellt auch die Stromerzeugung auf die Probe, doch ihre Auswirkungen hängen von den Eigenschaften jedes Systems ab.
In Frankreich haben hohe Flusswassertemperaturen und in einigen Fällen niedrige Abflussmengen im Sommer eine Anpassung der Leistung mehrerer Kernkraftwerke erzwungen. Reaktoren in Bugey, Golfech, Tricastin, Chooz und Saint-Alban haben ihre Leistung reduziert oder wurden vorübergehend abgeschaltet, um Umweltauflagen hinsichtlich der Temperatur des für die Kühlung verwendeten Wassers einzuhalten.
In Südosteuropa war das Problem besonders an der Donau sichtbar. In Rumänien leitete Nuclearelectrica am 13. August als Reaktion auf den erheblichen und anhaltenden Rückgang des Flusspegels die kontrollierte Abschaltung von Block 2 des Kraftwerks Cernavodă ein.
Im ungarischen Kernkraftwerk Paks wurde die Leistung aufgrund außergewöhnlich niedriger Wasserstände der Donau drastisch reduziert. Die Behörden ergriffen außerordentliche Maßnahmen, um genügend Kühlwasser verfügbar zu halten und eine vollständige Abschaltung zu vermeiden.
Italien zeigt eine andere Seite desselben Phänomens. Nach Angaben von TERNA, dem italienischen Übertragungsnetzbetreiber, erreichte die Stromnachfrage im Juli 32,5 TWh, den höchsten Wert für diesen Monat seit Beginn der Aufzeichnungen und 8,3 % mehr als im Juli 2025. Am 15. Juli erreichte die Nachfrage mit rund 58 GW zudem ihren Jahreshöchststand. Terna führte einen großen Teil dieses Anstiegs auf die außergewöhnlich hohen Temperaturen zurück.
Mehr Nachfrage, weniger Spielraum und volatilere Preise
Wenn Hitze gleichzeitig die Nachfrage erhöht und die Verfügbarkeit bestimmter Technologien verringert oder einschränkt, kann sich die Wirkung schnell auf die Strommärkte übertragen.
In Spanien erreichte der durchschnittliche Day-Ahead-Marktpreis im Juli 104,75 €/MWh, 51 % mehr als im Juni und 50 % mehr als im Juli 2025. Am 23. Juli, auf dem Höhepunkt der Hitzewelle, überschritt der Preis in der Stunde zwischen 21:00 und 22:00 Uhr 255 €/MWh.
Hitzewellen fallen häufig mit windschwachen Perioden zusammen, einem Phänomen, das als Heatflaute bezeichnet wird. Seine Wirkung ist am späten Nachmittag und frühen Abend besonders sichtbar, wenn die Solarproduktion wegfällt, während die Kühlnachfrage hoch bleibt, wodurch die Intraday-Preisvolatilität verstärkt wird. Die Episode vom 23. Juli in Spanien, bei der der Preis zwischen 21:00 und 22:00 Uhr über 255 €/MWh lag, folgt genau diesem Muster.
Die Hitze war nicht der einzige Faktor. Steigende Gaspreise trugen vor dem Hintergrund der Krise in der Straße von Hormus ebenfalls zum Preisanstieg bei.
Der Druck beschränkte sich auch nicht auf den iberischen Markt. Am 17. August erreichte der Day-Ahead-Preis in Frankreich 177,35 €/MWh, den bislang höchsten Wert des Jahres, während Deutschland 176,73 €/MWh verzeichnete, den dritthöchsten Preis des Jahres 2026. Das Ereignis fiel in einen Sommer, der von wiederkehrenden Einschränkungen der Kernenergieerzeugung in Frankreich und Perioden geringer Windproduktion in Deutschland geprägt war. Diese beiden Faktoren hatten die Preise bereits an früheren Tagen desselben Monats in die Höhe getrieben.
Diese Ereignisse zeigen, dass eine Hitzewelle mehrere Elemente des Systems gleichzeitig verändern kann: Nachfrage, Verfügbarkeit der Erzeugung, grenzüberschreitende Energieaustausche und Preise.
Hitze wirkt sich nicht auf alle Märkte gleich aus
Die europäischen Strommärkte sind miteinander verbunden, reagieren jedoch nicht auf dieselbe Weise auf eine Episode extremer Temperaturen.
Der Erzeugungsmix, die Verfügbarkeit von Interkonnektoren, die Temperaturempfindlichkeit der Nachfrage, die Erzeugung erneuerbarer Energien, die Wasserverfügbarkeit und Umweltauflagen bestimmen, wie die Auswirkungen in den einzelnen Ländern weitergegeben werden.
Deshalb kann dasselbe Ereignis in Italien zu einem Nachfragerekord, in Frankreich, Rumänien oder Ungarn zu Einschränkungen der Kernenergie und in Spanien, Frankreich oder Deutschland zu starken Preisschwankungen führen.
Die sommerliche Heatflaute und ihr winterliches Pendant, die Dunkelflaute, werden zu einer wiederkehrenden Herausforderung für Europas Stromsystem. Das Gewicht wetterabhängiger erneuerbarer Energien ist entscheidend, wenn Klimamuster extremer und schwerer vorhersehbar werden.
Für Unternehmen, die in mehr als einem Markt tätig sind oder dort Risiken ausgesetzt sind, liefert die Analyse jedes Landes für sich genommen ein unvollständiges Bild. Entwicklungen in einem Markt können den Austausch, die Verfügbarkeit der Erzeugung und die Preise in benachbarten Märkten beeinflussen.
Prognosen zur Antizipation von Szenarien auf den europäischen Märkten
In diesem Zusammenhang ermöglichen kurz- und mittelfristige Prognosen die Antizipation, wie sich extreme Wetterereignisse in jedem Markt auf Nachfrage, Erzeugung erneuerbarer Energien und Preise auswirken können.
AleaBlue, die auf Kurz- und Mittelfristprognosen spezialisierte Division von AleaSoft Energy Forecasting, stellt stündliche Prognosen dieser Variablen für die wichtigsten europäischen Strommärkte bereit.
Ein einheitlicher analytischer Rahmen für verschiedene Länder ermöglicht es, die erwartete Entwicklung der Märkte zu vergleichen und zu erkennen, wo die größten Risiken und Chancen liegen könnten. Dies ist besonders relevant für Händler, Energieversorger, Erzeuger und Großverbraucher, die in verschiedenen Ländern tätig sind oder dort Risiken ausgesetzt sind.
Antizipation angesichts eines immer häufigeren Risikos
Extreme Hitze ist nicht mehr nur ein Wetterphänomen. Sie stellt auch eine Herausforderung für Gesundheit, Infrastruktur und Energiesysteme dar.
Die Anpassung erfordert eine Stärkung von Netzen, Energiespeichern, Nachfrageflexibilität, Interkonnektoren und der Widerstandsfähigkeit von Erzeugungsanlagen, während Elektrifizierung und Dekarbonisierung weiter voranschreiten.
Bessere Prognosen verhindern keine Hitzewelle, ermöglichen es aber, Stromsysteme, Unternehmen und wichtige Dienstleistungen besser vorzubereiten. Je häufiger und intensiver diese Ereignisse werden, desto wertvoller ist es, vorauszusehen, wie sie sich auf jeden Markt auswirken und wie die verschiedenen europäischen Stromsysteme miteinander interagieren.
Quelle: AleaSoft Energy Forecasting