Es klingt nach einer Naturmeldung, ist aber eine Preismeldung: Weil die Donau auf einen historischen Tiefstand gefallen ist und kein Kühlwasser mehr liefert, hat Rumänien am 13. August sein einziges Kernkraftwerk Cernavodă komplett abgeschaltet, eine Anlage, die sonst ein Fünftel des Landes mit Strom versorgt. Sie ist nicht allein: Ungarns Paks lief erstmals in 44 Jahren ganz aus, Frankreich hat wegen zu warmer Flüsse bis zu ein Fünftel seiner Kernkraft gedrosselt, die Wasserkraft in der EU erzeugt so wenig wie seit mindestens zehn Jahren nicht. Und in weiten Teilen Europas ist der Strompreis über 150 Euro je Megawattstunde gesprungen. Der reflexhafte Satz lautet: Die Dürre macht Strom teuer. Er stimmt, verfehlt aber das Interessante. Denn der Ausfall an Menge ist gemessen an der gesamten Erzeugung moderat, der Preissprung ist es nicht. Der Hebel dazwischen heißt Merit-Order: Nicht der Durchschnitt aller Kraftwerke bestimmt den Börsenpreis, sondern das teuerste, das gerade noch gebraucht wird. Fällt billige, wassergekühlte Grundlast weg, rückt dieses Grenzkraftwerk nach oben, und alle zahlen den neuen Preis. Der Bericht erklärt, warum ein physischer Angebotsschock über diesen Mechanismus zu einem großen Preiseffekt wird, und wer dabei die Knappheitsrente kassiert.
| Größe | Wert | Anmerkung |
|---|---|---|
| KKW Cernavodă (Rumänien) | komplett vom Netz | ~20 % der rumänischen Erzeugung; Kühlwasser ganz aus der Donau (13.8.2026) |
| Donau-Durchfluss (RO-Grenze) | ~1.700 statt 4.700 m³/s | Ende Juli 2026, rund ein Drittel des Normalwerts |
| KKW Paks (Ungarn) | erstmals in 44 J. ganz aus | 31.7.2026; reduzierter Betrieb, ~2 GW Ausfall |
| Kernkraft Frankreich | ~15 % offline (zeitw. 20 %) | EDF gesetzlich zur Drosselung verpflichtet (Flusstemperatur > 28 °C) |
| EU-Wasserkraft | Tiefstand seit ≥10 Jahren | Ember; Österreich −30 %, Bulgarien −45 % |
| Börsenstrompreis | > 150 €/MWh (Tagesø) | meiste EU-Länder, 14.8.2026; Spitzen nach Sonnenuntergang |
| Prüfgröße | Häufung, nicht Einzelspitze | Korrelation Niedrigwasser × Spark Spread über die Jahre |
Am 13. August 2026 hat Rumänien sein einziges Kernkraftwerk Cernavodă vollständig vom Netz genommen. Der erste der beiden Blöcke war schon Ende Juli wegen des historisch niedrigen Donaupegels abgeschaltet worden, der zweite folgte nun. Die Anlage bezieht ihr gesamtes Kühlwasser aus der Donau und deckt sonst rund ein Fünftel des rumänischen Strombedarfs; an der rumänischen Grenze war der Durchfluss Ende Juli auf etwa 1.700 Kubikmeter pro Sekunde gefallen, üblich sind rund 4.700. Ohne genügend Wasser lässt sich ein Reaktor nicht sicher kühlen, also geht er vom Netz. Wie sehr das Wasser hier die bindende Restriktion ist, zeigt der Aufwand, mit dem Rumänien dagegen ankämpfte: Das Militär sprengte Felsen im Flussbett, die Wasserbehörde baggerte und versenkte vier mit rund 500 Tonnen Gestein beladene Lastkähne, um den Pegel im Zulauf um zehn bis zwölf Zentimeter anzuheben — genug, um den Betrieb laut Bloomberg um neun Tage zu verlängern, bevor auch der zweite Block aufgeben musste.
Cernavodă ist kein Einzelfall, sondern der sichtbarste Punkt eines europaweiten Musters. Ungarns Kernkraftwerk Paks ging am 31. Juli erstmals in 44 Betriebsjahren vollständig vom Netz und läuft seither reduziert, ein Ausfall von rund zwei Gigawatt. In Frankreich sind kühlwasserbedingt etwa 15 Prozent der Kernkraftkapazität abgeschaltet, zeitweise sogar 20 Prozent: Der Betreiber EDF ist gesetzlich verpflichtet, die Leistung zu drosseln, sobald das zurückgeleitete Kühlwasser die Flüsse über die erlaubte Temperatur erwärmen würde. Die Schweizer Anlage Beznau ist aus demselben Grund auf etwa die Hälfte gedeckelt, serbische und deutsche Fluss- und Kohlekraftwerke sind heruntergefahren, und die Wasserkraft erzeugt EU-weit so wenig wie seit mindestens zehn Jahren nicht, in Österreich dreißig, in Bulgarien fünfundvierzig Prozent unter dem Üblichen.
Der Engpass ist dabei nicht nur physikalisch, sondern auch rechtlich. Sowohl die Menge, die ein Kraftwerk dem Fluss entnehmen darf, als auch die zulässige Erwärmung des wieder eingeleiteten Wassers sind gesetzlich geregelt, zum Schutz der Gewässer und ihrer Ökosysteme. Ob eine Anlage abschalten muss, entscheidet deshalb oft nicht der Reaktor selbst, sondern die Genehmigungsgrenze. Und während das Angebot schrumpft, steigt zugleich die Nachfrage: Dieselbe Hitze, die die Flüsse austrocknet, lässt Klimaanlagen laufen. Am 14. August lag der Börsenstrompreis in den meisten EU-Ländern im Tagesdurchschnitt über 150 Euro je Megawattstunde, mit den Spitzen abends, wenn die Sonne weg ist und der Solarstrom wegfällt.
Der Schlüssel ist die Preisbildung an der Strombörse, die sogenannte Merit-Order. Kraftwerke werden nicht nach Durchschnittskosten vergütet, sondern in der Reihenfolge ihrer laufenden Kosten eingesetzt: Zuerst laufen die mit den niedrigsten Grenzkosten, also Wind und Sonne mit Grenzkosten nahe null, dann Kernkraft und Braunkohle, danach Steinkohle, ganz oben die teuren Gaskraftwerke. Aufgereiht ergibt das eine ansteigende Angebotskurve. Den Preis für die gesamte in dieser Stunde gehandelte Strommenge setzt aber nicht der Durchschnitt, sondern das letzte, teuerste Kraftwerk, das noch gebraucht wird, um die Nachfrage zu decken, das Grenzkraftwerk.
Entscheidend ist die zweite Kurve. Die Stromnachfrage ist kurzfristig fast starr, also sehr preisunelastisch: Licht, Kühlung, Produktion laufen weitgehend unabhängig vom Börsenpreis der jeweiligen Stunde, weil die meisten Verbraucher ihn gar nicht in Echtzeit sehen. Die Nachfragekurve steht damit fast senkrecht. Trifft eine senkrechte Nachfrage auf eine ansteigende Angebotskurve, entscheidet allein, an welcher Stelle der Kurve man sie schneidet.
Genau hier wirkt die Dürre. Sie entfernt keine beliebige, sondern billige, wassergekühlte Grundlast aus dem unteren und mittleren Teil der Angebotskurve, Kernkraft und Wasserkraft. Die verbleibende Nachfrage muss nun aus Kraftwerken gedeckt werden, die weiter oben in der Reihenfolge stehen, also teurer sind. Der Schnittpunkt wandert die Kurve hinauf, meist bis zum Gaskraftwerk, und der von diesem Grenzkraftwerk gesetzte Preis gilt dann für alle. Weil die Nachfrage kaum ausweicht, führt ein gemessen an der Gesamterzeugung moderater Wegfall billiger Menge zu einem überproportionalen Preissprung. Verschärft wird das aktuell dadurch, dass auch das Grenzkraftwerk selbst teurer geworden ist: Der Gaspreis ist wegen der Blockade der Straße von Hormus erhöht, sodass der obere Rand der Merit-Order, an dem sich der Strompreis festmacht, ohnehin höher liegt.
Der zweite, oft übersehene Punkt ist die Gleichzeitigkeit. Klassische Angebotsschocks treffen ein festes Nachfrageniveau. Hier verschiebt dieselbe Ursache beide Kurven gegeneinander: Die Hitze senkt das Angebot, indem sie Kühlwasser entzieht, und hebt zugleich die Nachfrage, indem sie Klimaanlagen anwirft. Angebot nach links, Nachfrage nach rechts, der Schnittpunkt klettert die steile Oberkante der Angebotskurve hinauf. Das ist der Grund, warum die Preisspitzen abends auftreten, wenn die Kühllast noch hoch ist, der Solarstrom aber schon fehlt.
Dass alle Kraftwerke den Preis des Grenzkraftwerks erhalten, ist kein Fehler im System, sondern sein Konstruktionsprinzip: Der einheitliche Markträumungspreis stellt sicher, dass in jeder Stunde genau die günstigsten Kraftwerke laufen. Die Kehrseite ist die inframarginale Rente. Jede Anlage, deren Kosten unter dem Grenzpreis liegen, verdient die Differenz zwischen ihren eigenen Kosten und dem hohen, vom Gaskraftwerk gesetzten Preis. In einer Dürre wird diese Differenz groß. Wer noch Strom aus abgeschriebener Wasserkraft, laufender Kernkraft oder Braunkohle einspeist, kassiert eine Knappheitsrente, ohne selbst teurer produziert zu haben. Diese Rente ist allerdings nicht per se ein Ärgernis: In einem Energy-Only-Markt ohne gesonderte Kapazitätszahlungen ist genau sie der Mechanismus, über den Kraftwerke ihre Fixkosten verdienen — und damit das Signal, überhaupt gesicherte Leistung zu bauen (das „missing money"-Problem aus unserem Kapazitätsmarkt-Bericht). Als leistungsloser Zusatzgewinn, als Windfall, gilt streng genommen nur der unerwartete Teil, den der Dürreschock obendrauf legt.
Damit verschiebt der physische Schock nicht nur den Preis, sondern auch die Verteilung. Ein moderater Mengenausfall erzeugt einen hohen Preis, den die gesamte gehandelte Menge trägt; der Aufschlag fließt als Rente an die Betreiber der noch laufenden, billigen Kraftwerke und an die Gasanbieter am oberen Rand. Es ist bewusst ein Modellrahmen und keine Tagesmeldung: Das reale Bild verwischt durch langfristige Lieferverträge, Termingeschäfte und regulierte Endkundentarife, die den Börsenausschlag glätten und zeitlich strecken. Aber die Richtung ist eindeutig, und sie erklärt, warum ein Wetterereignis über den Strommarkt zu einer Umverteilung wird.
Bezahlt wird der Preissprung von der Nachfrageseite, und die kann kurzfristig kaum ausweichen. Haushalte spüren ihn verzögert über ihre Tarife, spätestens bei der nächsten Anpassung; stromintensive Industrie, die sich näher am Großhandelspreis bewegt, spürt ihn sofort und muss im Extremfall die Produktion drosseln, wenn Strom in einzelnen Stunden teurer wird als das Produkt einbringt. Weil die Nachfrage im Alltag unelastisch ist, lässt sich der höhere Preis kaum durch Konsumverzicht umgehen, er wird schlicht gezahlt — bis ganz oben, wo Knappheitspreise einzelne Industriebetriebe zur Abschaltung zwingen. Genau diese erzwungene Drosselung ist die Nachfrageelastizität am oberen Ende, und sie deckelt faktisch, wie hoch der Preis in der Spitze überhaupt klettern kann. Dass die Industrie dabei zuerst dran ist, ist andernorts schon institutionalisiert: Rumänien rief Ende Juli eine Energie-Alarmstufe aus und bereitete vor, im Ernstfall zuerst industrielle Großverbraucher zu drosseln, während Haushalte und Betriebe zum Stromsparen aufgerufen wurden.
Auf der anderen Seite stehen die Betreiber der Kraftwerke, die weiterlaufen. Sie verdienen an der Knappheit, ohne sie verursacht zu haben, das ist die inframarginale Rente aus Abschnitt 03. Hinzu kommt eine geografische Umverteilung: Länder mit trockenen Flüssen müssen teuren Strom aus dem Ausland importieren, Länder mit intakter Erzeugung exportieren zu hohen Preisen. Der europäische Verbund federt den Ausfall physisch ab und verteilt zugleich die Kosten über die Grenzen. Und anders als bei einem Steuer- oder Subventionsstreit sitzt hier niemand am Hebel, der die Verteilung beschlossen hätte: Sie ist das Ergebnis eines physischen Schocks, der durch die Marktmechanik läuft.
Ein einzelner heißer, trockener Sommer ist ein Wetterereignis, und ein Preissprung darin ist für sich genommen kein Beleg für ein strukturelles Problem. Man kann die aktuelle Lage deshalb als Ausreißer lesen, der sich mit vollen Speichern und einem kühleren Folgejahr von selbst erledigt. Diese Lesart ist nicht unredlich, aber sie unterschätzt, was der Fall Cernavodă zeigt: dass ein erheblicher Teil der billigen europäischen Grundlast, Kernkraft wie Wasserkraft, an Flusswasser hängt und damit genau in den Sommern schwächelt, in denen die Nachfrage nach Kühlung am höchsten ist.
Die andere Lesart nimmt die Häufung ernst. Vergleichbare Engpässe gab es in den Dürrejahren zuvor, und wenn heiße, wasserarme Sommer häufiger werden, verschiebt sich die wasserabhängige Erzeugung systematisch aus dem Angebot heraus, ausgerechnet zur Spitzenlast. Dann ist der Preissprung kein Betriebsunfall des Wetters, sondern ein wiederkehrendes physisches Klimarisiko, das über die Merit-Order jedes Mal denselben Weg nimmt. Der ehrliche Streit ist deshalb keiner über diesen August, sondern über die Frage, ob Europa gesicherte Leistung baut, die nicht am Fluss hängt, von Kühlkreisläufen und Standortwahl bis zu wasserunabhängigen Kapazitäten, oder ob es darauf setzt, dass die Flüsse schon wieder steigen.
Die Dürre macht Strom nicht teuer, indem sie viel Erzeugung vernichtet, sondern indem sie die richtige Erzeugung an der richtigen Stelle der Merit-Order wegnimmt. Ein moderater Wegfall billiger, wassergekühlter Grundlast schiebt das Grenzkraftwerk nach oben, und weil die Nachfrage kurzfristig starr ist, zahlt die gesamte Menge den neuen, höheren Preis. Der Mengenverlust ist klein, der Preiseffekt groß, und der Aufschlag fließt als Knappheitsrente an die, die noch laufen.
Die belastbare Prüfgröße ist deshalb nicht die einzelne Preisspitze dieses Sommers, denn ein einzelner Ausschlag ist Wetter und Rauschen. Aussagekräftig ist die Häufung: ob sich Episoden von Niedrigwasser und Hitze systematisch mit einem hohen Abstand zwischen Börsenpreis und den Kosten des Grenzkraftwerks decken, und ob solche erzwungenen Drosselungen über die Jahre häufiger und länger werden. Konkret messbar am Spark Spread — dem Aufschlag des Strompreises über die Grenzkosten des gassetzenden Kraftwerks — in seiner Korrelation mit Pegelständen und Kühlwassertemperaturen, und an der Zahl der Kraftwerkstage, an denen Wasser die bindende Grenze ist. Beides ist operationalisierbar: Die ENTSO-E-Transparency-Plattform meldet Kraftwerksausfälle samt Nichtverfügbarkeitsgrund, „Kühlwasser" darin ist direkt die gesuchte Kraftwerkstage-Zählung. Verdichtet sich das zu einem Trend statt zu Einzelfällen, dann ist die Antwort nicht mehr Warten auf Regen, sondern der Bau wasserunabhängiger, gesicherter Leistung. Am Tagespreis allein lässt sich das nicht ablesen.
Die Fakten sind neu und fachpresse-belegt (echte Primärquellen: Nuclearelectrica, RTE/éCO2mix, ENTSO-E, EPEX Spot, Ember): Rumänien hat am 13.8.2026 sein einziges KKW Cernavodă (~20 % der Landeserzeugung) wegen des Donau-Niedrigwassers komplett abgeschaltet, der Durchfluss lag Ende Juli bei ~1.700 statt 4.700 m³/s. Ungarns Paks ging erstmals in 44 Jahren ganz aus, Frankreichs Kernkraft ist hitze-/kühlwasserbedingt bis zu 20 % offline, die EU-Wasserkraft auf dem Tiefstand seit ≥10 Jahren; am 14.8. lag der Börsenpreis in den meisten EU-Ländern über 150 €/MWh. Drei Punkte, die der Satz „Dürre macht Strom teuer" überspringt:
Unterm Strich: Der Preissprung ist kein Marktversagen, sondern die Merit-Order unter einem physischen Angebotsschock — ein kleiner Wegfall billiger, wassergekühlter Grundlast, der über das Grenzkraftwerk zu einem großen, von allen getragenen Preis wird, mit der Knappheitsrente bei den noch Laufenden. Die eigentliche Frage ist nicht dieser August, sondern ob wassergekühlte Grundlast ein wiederkehrendes Klimarisiko ist — messbar an der Häufung, nicht am Tagespreis.
Modell/Was-wäre-wenn: Der passende Rahmen ist die Merit-Order — eine ansteigende Angebotskurve (Kraftwerke nach Grenzkosten sortiert: Erneuerbare ~0, dann Kern-/Braunkohle, dann Steinkohle, oben Gas) und eine fast senkrechte, kurzfristig unelastische Nachfrage. Der Börsenpreis ist der Schnittpunkt, gesetzt vom teuersten noch benötigten (Grenz-)Kraftwerk. Ein physischer Schock, der billige wassergekühlte Grundlast entfernt, schiebt den Schnittpunkt die steile Oberkante hinauf: kleiner Mengenverlust, großer Preissprung, Knappheitsrente für alle inframarginalen Erzeuger. Das ist kein einfaches Zwei-Kurven-Politikmodell, das man redlich als eine Kurve zeigen könnte; die ehrliche Testfrage ist die Häufung solcher Episoden (Niedrigwasser × Spark Spread), nicht die einzelne Preisspitze.
→ zur interaktiven Analyse „Industriestrompreis" (Strommarkt, Großhandelspreis, Weitergabe/Inzidenz)
Modell-Einordnung, keine Prognose — getrennt von den oben belegten Zahlen.
Alle Zahlen in diesem Bericht sind mit Primärquelle belegt (amtliche Angaben). Modell-Lesarten (ökonomische Einordnungen) sind als solche gekennzeichnet und von den Fakten getrennt.