Wenn die Erneuerbaren pausieren: Was eine Dunkelflaute ausmacht

Der Begriff klingt dramatisch, beschreibt aber ein klar umrissenes Wetterphänomen: Bei einer Dunkelflaute liefern Windräder und Solaranlagen über einen längeren Zeitraum kaum Strom. Meist liegt dann ein stabiles Hochdruckgebiet über Mitteleuropa, es ist windarm, neblig oder bedeckt, und die Tage sind kurz. In Deutschland tritt die Lage typischerweise zwischen Oktober und Februar auf, also genau dann, wenn der Stromverbrauch durch Heizen und Beleuchtung hoch ist.

Entscheidend ist die Dauer. Dass der Wind für ein paar Stunden nachlässt, gehört zum Alltag des Stromsystems und wird durch Kraftwerke, Speicher und Handel ausgeglichen. Kritisch wird es, wenn die Flaute mehrere Tage anhält und zugleich auch in den Nachbarländern wenig Wind weht. Diese großräumigen Wetterlagen hat die Energiewirtschaft in den vergangenen Wintern mehrfach erlebt, zuletzt im November und Dezember 2024.

Für 2026 warnt der Branchenverband BDEW vor möglichen Engpässen. Das bedeutet nicht, dass Lichter ausgehen, sondern dass die Reserven in extremen Situationen knapper werden könnten. Hintergrund ist ein Strommix im Umbau: Der Ausbau von Wind und Solar schreitet voran, doch die steuerbare Leistung, die einspringen kann, schrumpft, während die Speicherkapazitäten noch nicht in dem Maß wachsen, wie es die Planungen vorsehen.

Was bedeutet das für deutsche Leser?

Für Privathaushalte zeigt sich eine Dunkelflaute vor allem im Portemonnaie, nicht an der Steckdose. Die Börsenstrompreise schnellen in solchen Phasen nach oben; 2024 wurden Spitzen von bis zu 500 Euro je Megawattstunde verzeichnet, ein Vielfaches des üblichen Niveaus. Wer einen klassischen Festpreistarif hat, merkt davon zunächst nichts, denn der Versorger hat den Strom langfristig eingekauft. Die Preisspitzen wirken verzögert, wenn Anbieter ihre Kalkulation anpassen.

Unmittelbarer betroffen sind Kunden mit dynamischen Tarifen. Sie zahlen den Börsenpreis stundenweise weiter, mit Chancen und Risiken: In windreichen Stunden ist Strom sehr günstig, in der Flaute teuer. Voraussetzung ist ein Smart Meter, der den Verbrauch zeitgenau erfasst. Wer Wärmepumpe, Wallbox oder Waschmaschine zeitlich verschieben kann, spart. Wer abends zur Spitzenzeit viel verbraucht und nicht flexibel ist, kann draufzahlen.

Für energieintensive Industrie und Gewerbe geht es um mehr. Produktionsprozesse lassen sich nicht beliebig unterbrechen, und Preisausschläge schlagen auf die Kalkulation durch. Einige Unternehmen vereinbaren deshalb Lastabwurf gegen Vergütung: Sie fahren in knappen Stunden den Verbrauch herunter und werden dafür bezahlt. Das ist ein Baustein, den die Branche als Demand-Response bezeichnet.

Die wichtigsten Fakten im Überblick

  • Saisonale Häufung: Dunkelflauten treten vor allem von Oktober bis Februar auf, wenn Solarerträge ohnehin gering und der Verbrauch hoch ist.
  • Atomausstieg: Seit der Abschaltung der letzten Kernkraftwerke 2023 fehlt eine wetterunabhängige Grundlast. Die Abhängigkeit von Gas, Kohlereserve, Speichern und Importen steigt.
  • Preisspitzen: Bis zu 500 Euro je Megawattstunde wurden 2024 an der Börse erreicht. Das sind Momentaufnahmen, kein Dauerzustand, aber sie zeigen die Verwundbarkeit des Marktes.
  • Importe: Deutschland bezieht in der Flaute Strom aus Frankreich (Kernkraft) und Norwegen (Wasserkraft). Das funktioniert nur, solange dort Kapazität frei ist.
  • Warnung des BDEW: Der Verband sieht für 2026 mögliche Engpässe und fordert den zügigen Zubau steuerbarer Kraftwerke.
  • Notfallpläne: Die Bundesnetzagentur hat Verfahren für Versorgungsengpässe entwickelt, die bis zu gezielten Maßnahmen im Krisenfall reichen.

Hintergründe und Zusammenhänge

Ein System, das neu austariert werden muss

Das deutsche Stromsystem wurde über Jahrzehnte um große, steuerbare Kraftwerke herum gebaut. Mit wachsendem Anteil von Wind und Sonne verschiebt sich die Aufgabe: Nicht mehr die Erzeugung folgt dem Verbrauch, sondern zunehmend soll der Verbrauch der Erzeugung folgen. Analysen des Fraunhofer ISE zeigen, dass Erneuerbare im Jahresmittel einen hohen Anteil an der Stromerzeugung decken, die kritischen Stunden aber an wenigen Tagen im Winter konzentriert sind. Ein System muss sich an diesen Extremen messen lassen, nicht am Durchschnitt.

Wo die Lösungen ansetzen

Batteriespeicher gleichen vor allem kurze Lücken von Stunden aus. Sie wachsen schnell, sowohl als Großspeicher als auch in Haushalten, überbrücken aber keine mehrtägige Flaute. Pumpspeicherkraftwerke sind erprobt, ihr Ausbau ist in Deutschland jedoch durch Topografie und Genehmigungen begrenzt. Wasserstoff gilt als Langzeitspeicher: Überschüsse werden per Elektrolyse in Gas verwandelt und in Kraftwerken rückverstromt. Die Technik ist bekannt, doch Kosten, Wirkungsgradverluste und fehlende Infrastruktur bremsen den Hochlauf.

Hinzu kommt der Faktor Europa. Der Stromverbund verteilt Wetterrisiken, hat aber Grenzen: Herrscht in ganz Nordwest- und Mitteleuropa Flaute, konkurrieren Länder um dieselben Reserven. Frankreichs Kernkraftwerke und Norwegens Speicherseen sind ein Puffer, kein Freifahrtschein. Sinkt dort der Füllstand oder fällt Kraftwerksleistung aus, steigen die Preise für alle.

Ausblick und offene Fragen

Die zentrale Frage lautet, wie schnell steuerbare Reserveleistung entsteht. Geplante Gaskraftwerke, die später auf Wasserstoff umgestellt werden sollen, sind politisch umstritten und zeitlich ehrgeizig. Verzögert sich der Bau, verlängert sich die Phase, in der das System auf Importe und bestehende Reserven angewiesen ist.

Offen ist auch, wie stark Verbraucher tatsächlich flexibel werden. Der Smart-Meter-Rollout kommt langsamer voran als angekündigt, und dynamische Tarife erreichen bislang nur einen kleinen Teil der Haushalte. Ohne breite Beteiligung bleibt ein Potenzial ungenutzt, das Preisspitzen dämpfen könnte. Zu beobachten bleibt, ob der kommende Winter die Warnungen bestätigt oder ob milde Witterung und neue Speicher die Lage entspannen.