Binnen vier Tagen hat eine Dunkelflaute den deutschen Strompreis vervielfacht: Von Sonntag, 26. Oktober, bis Donnerstag, 29. Oktober 2026, kletterte der Großhandelspreis von rund 13 Euro auf mehr als 300 Euro je Megawattstunde. Diese Zahlen gehen auf Daten der Strombörse Epex Spot zurück, über die zuvor die Nachrichtenagentur Bloomberg berichtete. In den Abendstunden des 29. Oktober erreichte der Day-Ahead-Preis im Schnitt rund 560 Euro je Megawattstunde, in einzelnen Stunden lag er über 500 Euro.
Aktuelle Prognosen gehen davon aus, dass die deutschen Windräder noch bis in die Folgewoche im Tagesschnitt unter sieben Gigawatt liefern werden - weniger als die Hälfte dessen, was 2026 bislang im Jahresdurchschnitt üblich war. Offen bleibt, wie lange diese Wetterlage noch andauert. MetDesk-Meteorologe Matthew Dobson hält eine längere Dauer für möglich: Sie „könnte sich bis in die nächste Woche halten“, sagt er.
Parallel dazu verteuert sich Gas. Ende Oktober 2026 überschritt der europäische Gaspreis erstmals seit der Energiekrise 2022 wieder die Marke von 100 Euro je Megawattstunde, wie Bloomberg berichtet. Deutschlands Gasspeicher waren am 28. Oktober zu 61,65 Prozent gefüllt, Italiens Speicher dagegen zu rund 90 Prozent. Der größte deutsche Speicher in Rehden lag am 21. Oktober sogar nur bei 18 Prozent. Nach Berechnungen der EU-Regulierungsagentur ACER müsste die EU im Winter 2026/27 rund 900 Terawattstunden Flüssigerdgas einspeisen, elf Prozent über dem Höchstwert der vergangenen fünf Winter.
Für Betreiber und Anleger von Wind- und Solarfonds ist die Dunkelflaute mehr als eine Randnotiz im Wetterbericht. Wer seinen Strom ohne langfristigen Liefervertrag - englisch Power Purchase Agreement, kurz PPA - direkt am Spotmarkt verkauft, sieht in Echtzeit, wie weit kurzfristige Erträge von den Annahmen abweichen können, auf denen Fondsprospekte beruhen. Der Fondsverband BVI beziffert das Nettovermögen geschlossener Fonds in Deutschland auf 64 Milliarden Euro, Stand August 2026. Gemessen am gesamten Vermögen der deutschen Fondsbranche von rund 5,2 Billionen Euro bleibt das ein kleiner Teil des Marktes.
Strompreis und Dunkelflaute: Volumenrisiko statt Preisschock
Bei der Kalkulation erwarteter Erträge von Wind- und Solarparks stützen sich Fondsgesellschaften in der Regel auf langjährige Durchschnittswerte für Volllaststunden. Eine mehrtägige Wetterlage wie die derzeitige liegt deutlich unter diesem Mittelwert, denn die Windstromerzeugung erreichte zuletzt kaum die Hälfte des sonst üblichen Jahresdurchschnitts. Ohne Festpreisabsicherung bedeutet das für Fonds vor allem ein Mengenproblem - und kein reines Preisproblem. Denn wer schlicht keinen Strom produziert, kann auch von hohen Preisen am Spotmarkt nicht profitieren.
Für Betreiber ohne PPA lauert das tatsächliche Preisrisiko jedoch am entgegengesetzten Ende der Skala: Sobald Wind und Sonne reichlich liefern, kann der Day-Ahead-Preis zeitweise deutlich unter null fallen. So sackte er am 1. Mai 2026 auf minus 499 Euro je Megawattstunde ab, am Intraday-Markt zeitweise sogar auf minus 855 Euro. Allein in den ersten fünf Monaten 2026 wechselte deutscher Strom in 242 Stunden zu negativen Preisen den Besitzer. Für Fondsanleger bedeutet das: Das größere Risiko für die Rendite liegt nicht in der momentanen Preisspitze, sondern in den Phasen mit Stromüberschuss.
| Ereignis | Datum | Day-Ahead-Preis |
|---|---|---|
| Rekordtief bei Überangebot | 1. Mai 2026 | minus 499 Euro je Megawattstunde (Intraday zeitweise minus 855 Euro) |
| Preisspitze bei Dunkelflaute | 29. Oktober 2026 | rund 560 Euro je Megawattstunde (Abendstunden) |
PPA als Absicherung - und ihre Grenzen
Genau gegen derartige Preisschwankungen sollen Power Purchase Agreements schützen. Bei einem Festpreis-PPA bekommt der Betreiber eine im Vorfeld fixierte Vergütung, unabhängig vom Geschehen am Spotmarkt. Beim virtuellen PPA hingegen erfolgt der Verkauf weiterhin über den Spotmarkt, wobei der Abnehmer die Lücke zum vertraglich festgelegten Preis finanziell übernimmt. Auf diese Weise schützen sich Fonds vor Preisschwankungen. Unberührt davon bleibt jedoch das Mengenrisiko, das durch Windstille und fehlende Sonneneinstrahlung entsteht.
Allerdings ist der deutsche PPA-Markt zuletzt geschrumpft. Gemäß der PPA-Marktanalyse 2025 der Deutschen Energie-Agentur rutschte Deutschland im europäischen Ranking auf den vierten Platz ab und liegt damit hinter Spanien, Italien und Polen. Marktdaten des Analysehauses Pexapark zufolge sackte das gemeldete Volumen neuer Verträge von etwa 200 Megawatt in der ersten Jahreshälfte 2025 in der zweiten Jahreshälfte auf einen einstelligen Megawattbereich ab. Zudem laufen neue Verträge zunehmend kürzer als fünf Jahre.
Welche Kosten eine ausbleibende Absicherung verursachen kann, veranschaulicht eine Pexapark-Auswertung für das Jahr 2024: Deutsche Solarparks büßten demnach etwa 18 Prozent ihrer potenziellen Stromerzeugung durch Phasen mit negativen Preisen ein, in Spanien waren es im Vergleich nur rund sieben Prozent. Ausschlaggebend ist der Förderausfall nach Paragraf 51 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes. Fonds ohne Preisabsicherung tragen diesen Erlösausfall in vollem Umfang.
Was ist ein PPA (Power Purchase Agreement)?
Bei einem Power Purchase Agreement handelt es sich um einen langfristigen Stromliefervertrag zwischen Erzeuger und Abnehmer, der außerhalb der gesetzlichen EEG-Förderung geschlossen wird. Die Preismodelle reichen vom Festpreis über „floating“ und Tranchenpreis bis zu spotpreisbasierten Varianten. Beim virtuellen PPA verkauft der Erzeuger seinen Strom weiterhin am Spotmarkt, während der Abnehmer die Differenz zum vertraglich fixierten Preis finanziell ausgleicht.
Nehmen Dunkelflauten tatsächlich zu?
Trotz der aktuellen Schlagzeilen sind Dunkelflauten nicht häufiger geworden. Auf Grundlage von etwa einer Million Datenpunkten aus den Jahren 2016 bis 2025 ermittelte das Energieunternehmen 1KOMMA5° in einer Analyse durchschnittlich drei Dunkelflauten pro Jahr. Als Schwelle gilt dabei eine Wind- und Solar-Einspeisung von höchstens zehn Prozent über mindestens 48 Stunden. Für 2025 verzeichneten die Studienautoren vier solcher Ereignisse, den Höchstwert markierte 2021 mit fünf. Einen eindeutigen Aufwärtstrend liefern die Zahlen somit nicht, obwohl Wind- und Solarkraft in diesen zehn Jahren massiv ausgebaut wurden.
Auch die Bundesnetzagentur sieht in Dunkelflauten keine Bedrohung der Versorgungssicherheit. Die Behörde registrierte im Winter 2024/2025 drei entsprechende Phasen. Am 20. Januar 2025 kletterte der Großhandelspreis zwar auf rund das Siebenfache des Durchschnittspreises von 2024, die Versorgung blieb dennoch gesichert. Deutschland importierte seit Anfang 2025 im Schnitt knapp sechs Prozent seines Stromverbrauchs, vorwiegend dann, wenn Strom im Ausland günstiger war. Die Versorgungssicherheit stand damit nicht infrage. Das wirtschaftliche Risiko für Betreiber ohne Preisabsicherung bleibt davon unberührt.
Langfristig könnte der Ausbau von Batteriespeichern die Preisausschläge dämpfen. Eine Simulation des Fraunhofer-Instituts für Solare Energiesysteme zeigt: Mit 20 Gigawatt zusätzlicher Speicherkapazität würde sich die Anzahl der Stunden mit negativen Strompreisen im Vergleich zu 2025 mehr als halbieren. Die Rechnung bezieht sich allerdings auf Stunden mit Überangebot, nicht auf Phasen fehlender Erzeugung.
| Kennzahl | Wert |
|---|---|
| Durchschnittliche Dunkelflauten pro Jahr (2016 bis 2025) | drei |
| Maximalwert | fünf (2021) |
| Anzahl 2025 | vier |
| Längste Dunkelflaute 2025 | 89 Stunden (Februar 2025) |
Einordnung für Berater: Wo die BaFin-Prüfung endet
Berater sollten die Absicherungsquote einzelner Fonds aktiv erfragen, ebenso die Annahmen hinter den prognostizierten Volllaststunden. Nach Einschätzung der Fondsbörse Deutschland prüft die BaFin Verkaufsprospekte geschlossener Investmentvermögen ausschließlich formal auf Verständlichkeit, Vollständigkeit und Widerspruchsfreiheit. Nicht geprüft werden dagegen die wirtschaftliche Tragfähigkeit, die Standortqualität und die Managementvergütung.
Handlungsempfehlung für Berater
• Nach dem Stand der PPA-Absicherung erkundigen: Wie groß ist der über Festpreis- oder virtuelle PPA abgesicherte Anteil der Erzeugung, und welche Restlaufzeit haben die bestehenden Verträge?
• Volllaststunden-Annahmen hinterfragen: Stützen sich die Prognoserenditen auf langjährige Durchschnittswerte oder auf besonders günstige Einzeljahre?
• Sensitivitäten durchrechnen: Welche Auswirkungen hätte ein Szenario mit mehreren Dunkelflauten und negativen Preisphasen innerhalb desselben Jahres auf die Ausschüttung?
