27.07.2026

Die Dunkelflaute: Messung, Mechanismen und Strategien für die Energiewende.

Die Energiewende basiert massgeblich auf dem Ersatz fossiler Brennstoffe durch fluktuierende erneuerbare Energien (vRE), insbesondere Windkraft und Solarenergie. Da diese Technologien wetterabhängig sind, entstehen Perioden mit sehr geringer Stromerzeugung – die sogenannten Dunkelflauten. Die wissenschaftliche und politische Einordnung dieses Phänomens ist entscheidend, um die Versorgungssicherheit in einem klimaneutralen System zu gewährleisten.

1. Definition und methodische Ansätze zur Messung.

Es existiert keine einheitliche Definition der Dunkelflaute, weshalb verschiedene Messansätze in der Literatur und Praxis verwendet werden.

• Erzeugungsbasierter Ansatz (Meteorologische Dürre): Dieser puristische Ansatz betrachtet rein die Stromerzeugungsmöglichkeit aus Wind und Sonne im Verhältnis zur installierten Kapazität. Er benötigt die wenigsten Annahmen und ist daher wissenschaftlich besonders robust.
• Residuallast-basierter Ansatz: Hier wird das Angebot der erneuerbaren Energien mit der Stromnachfrage verschnitten. Eine positive Residuallast zeigt an, dass andere steuerbare Technologien einspringen müssen. Dieser Ansatz ist praxisnäher, erfordert jedoch komplexe Annahmen über zukünftige Lastprofile und die Flexibilität von Verbrauchern wie E-Autos.
• Preisbasierter Ansatz: Hohe Börsenstrompreise können als Indikator für Knappheit dienen. Da Preise jedoch von vielen Faktoren wie Kraftwerksverfügbarkeiten beeinflusst werden, ist dieser Ansatz vor allem für die Rückschau (Ex-post) geeignet.

Methodische Hebel: Schwellenwerte und Glättung.

Ein zentraler Knackpunkt ist der Schwellenwert. Wird er zu niedrig angesetzt (z. B. 2 %), findet man nur sehr seltene, extrem kurze Ereignisse; wird er zu hoch angesetzt (z. B. 20 %), befindet sich das System definitionsgemäss einen Grossteil des Jahres in einer Dunkelflaute. Oft wird ein Schwellenwert von 10 % der installierten Leistung verwendet. Zudem werden Algorithmen wie der gleitende Durchschnitt eingesetzt, um kurze Spitzen über dem Schwellenwert zu glätten und so zusammenhängende Knappheitsperioden besser zu erfassen.

2. Häufigkeit und Dauer extremer Ereignisse.

Untersuchungen historischer Wetterdaten über fast vier Jahrzehnte zeigen, dass kurze Dunkelflauten (einige Stunden bis zwei Tage) sehr häufig auftreten. Lange Ereignisse sind hingegen selten, aber systemkritisch.

• Die "European Superdrought": Im Winter 1996/97 wurde ein europaweites Ereignis identifiziert, das über 55 Tage anhielt. Während dieser Zeit lag die Erzeugung aus Wind und Sonne jedoch nicht bei null, sondern bei etwa der Hälfte des langjährigen Mittels.
• Nationale vs. europäische Perspektive: Würde man Deutschland als isoliertes "Inselsystem" betrachten, könnten extreme Ereignisse (wie im Winter 1995/96) sogar bis zu 109 Tage andauern. Dies verdeutlicht die Relevanz des europäischen Verbunds.

3. Minderungseffekte: Portfolio und Verbund.

Zwei wesentliche Effekte reduzieren die Schwere und Dauer von Dunkelflauten massiv:

1. Portfolioeffekt: Die Kombination von Windkraft (stärker im Winter) und Photovoltaik (stärker im Sommer) ergänzt sich saisonal. Dieser Mix reduziert die maximale Dauer extremer Dunkelflauten im Schnitt um die Hälfte.
2. Verbundeffekt: Durch den grenzüberschreitenden Stromhandel im europäischen Verbund können regionale Windflauten ausgeglichen werden. Unter der theoretischen Annahme eines perfekten Stromaustauschs ("Kupferplatte") könnte die Dauer extremer Ereignisse um etwa zwei Drittel reduziert werden.

4. Speicherbedarf und technologische Brücken.

Um Dunkelflauten zu überbrücken, sind verschiedene Strategien notwendig. Die Wahl der Technologie hängt stark von der Dauer der Knappheit ab.

• Batteriespeicher: Diese sind die "zweite technologische Revolution" neben der Solarkraft. Sie sind ideal für die Tag-Nacht-Speicherung (2–5 Stunden) und zum Ausgleich von Lastspitzen. Um jedoch eine mehrwöchige Dunkelflaute rein mit Batterien zu überbrücken, wären enorme Kapazitäten (Terawattstunden) und Investitionen zwischen 500 und 1000 Milliarden Euro nötig.
• Wasserstoff: Für Langzeitspeicher wird oft Wasserstoff diskutiert. Der "Kettenwirkungsgrad" (Strom zu Wasserstoff zu Strom) ist jedoch mit ca. 20–40 % recht gering, was den Bedarf an vRE-Anlagen weiter erhöht.
• Regelbare Kraftwerke: Da der Bedarf an "Grundlast" durch den Ausbau von Wind und Sonne verschwindet, werden flexible Gaskraftwerke benötigt, die nur in Knappheitsstunden einspringen.

Die Rolle der Kernenergie.

In der Debatte wird oft die Kernenergie als Lösung genannt. Experten weisen jedoch darauf hin, dass neue Kernkraftwerke mit Kosten von ca. 120–140 €/MWh extrem teuer sind und eine langsame Lernkurve aufweisen. Zudem ist eine Reaktivierung abgeschalteter deutscher Reaktoren rechtlich und technisch kaum vertretbar.

5. Marktgestaltung und Flexibilität.

Ein intelligentes Energiesystem muss sowohl auf der Erzeugungs- als auch auf der Verbrauchsseite flexibler werden.

• Negative Strompreise: Diese treten auf, wenn das Angebot (z. B. sonnige Mittagsstunden) die Nachfrage übersteigt. Sie sind ein Signal für fehlende Flexibilität. Aktuell führen starre Einspeisevergütungen dazu, dass Anlagen auch bei negativen Preisen weiter einspeisen, was das System belastet.
• Nachfrageflexibilität: E-Autos, Wärmepumpen und die Industrie können ihren Verbrauch in Zeiten hohen vRE-Angebots verschieben. E-Autos hängen oft viele Stunden am Netz, laden aber effektiv nur kurz – dieser Zeitraum kann systemdienlich optimiert werden.
• Dynamische Tarife und Netzentgelte: Dies ist die Grundvoraussetzung ("Sine-qua-non"), damit Flexibilität für Endkunden finanziell attraktiv wird. Netzentgelte sollten wie eine "finanzielle Ampel" wirken und hohen Verbrauch in Engpasszeiten verteuern bzw. in Überschusszeiten vergünstigen.

6. Strategische Debatte: Zentral vs. Dezentral.

Ein kontroverser Punkt ist das Verhältnis von grossen Freiflächenanlagen zu kleinen Aufdachanlagen.

• Kostenvorteil: Grosse Solarparks sind aufgrund von Skaleneffekten pro installierter Leistung oft bis zu zehnmal günstiger als kleine Hausdachanlagen.
• Netzkosten: Hausdachanlagen reduzieren den Netzausbaubedarf oft nicht, da das Netz auf die Spitzenlast (z. B. kalter Winterabend ohne Sonne) ausgelegt werden muss. Wenn Haushalte mit Solaranlagen weniger Netzentgelte zahlen, müssen die Fixkosten des Netzes oft von Mietern ohne eigenes Dach mitgetragen werden.

Illustration © stromzeit.ch*

Die Dunkelflaute ist ein reales, wetterbedingtes Phänomen, aber kein "Showstopper" für die Energiewende. Durch eine Kombination aus einem breiten Technologie-Portfolio, dem europäischen Verbund, dem gezielten Einsatz von Kurz- und Langzeitspeichern sowie einer umfassenden Digitalisierung und Flexibilisierung der Nachfrage lässt sich die Versorgungssicherheit gewährleisten. Entscheidend ist eine sachliche Debatte, die Methodik und Kontext von Dunkelflauten-Studien stets mitberücksichtigt.

Erzeugungsbasierter Ansatz (Meteorologische Dürre).

Der erzeugungsbasierte Ansatz, im akademischen Diskurs oft als „Renewable Energy Drought“ oder „Resource Drought“ (Energie-Dürre) bezeichnet, gilt als die puristischste Methode zur Vermessung einer Dunkelflaute. Er konzentriert sich ausschliesslich auf das meteorologische Angebot, also die Fähigkeit von Wind- und Solaranlagen, Strom zu produzieren, ohne diese Daten direkt mit der Stromnachfrage zu verschneiden.

Hier sind die Detailinformationen zu dieser Methodik sowie eine zusammenfassende Tabelle:

Detailinformationen zum erzeugungsbasierten Ansatz:

• Datenbasis und Fokus: Dieser Ansatz nutzt Zeitreihen des Erzeugungspotenzials von fluktuierenden erneuerbaren Energien (vRE). Er analysiert, wie viel Strom ein Portfolio (meist Wind an Land, Wind auf See und Photovoltaik) im Verhältnis zur installierten Kapazität zu jedem Zeitpunkt theoretisch erzeugen kann.
• Der Schwellenwert (Threshold): Ein zentraler methodischer Knackpunkt ist die Definition einer Grenze, unter die die Erzeugung fallen muss, um als Dunkelflaute zu zählen. Ein Schwellenwert von Null wird nicht verwendet, da solche Zustände im Verbund praktisch nie eintreten. Häufig wird ein Wert von 10 % der installierten Kapazität angesetzt.
• • Niedrige Schwellenwerte (2–5 %): Identifizieren sehr kurze, seltene Extremereignisse.
  • Moderate Schwellenwerte (10–15 %): Finden längere Perioden, die häufiger auftreten.
• Algorithmus und Glättung: Um zu verhindern, dass eine zusammenhängende Dunkelflaute durch eine kurze, unbedeutende Spitze in der Erzeugung (z. B. eine Stunde leichter Wind) rechnerisch unterbrochen wird, kommen Glättungsverfahren wie der gleitende Durchschnitt zum Einsatz. Dies erlaubt es, die konzeptionelle Dauer von Knappheitsphasen besser zu erfassen.
• Wissenschaftliche Robustheit: Der Hauptvorteil liegt darin, dass dieser Ansatz die wenigsten Annahmen benötigt. Während andere Methoden Prognosen über zukünftige Lastprofile oder die Flexibilität von E-Autos erfordern, basiert dieser Ansatz rein auf (historischen oder simulierten) Wetterdaten.
• Extrembeispiel: Unter Anwendung dieses Ansatzes auf historische Wetterdaten wurde für Europa eine „Superdrought“ im Winter 1996/97 identifiziert, die 55 Tage anhielt, wobei die Erzeugung in dieser Zeit immerhin noch bei etwa der Hälfte des langjährigen Mittels lag.

Merkmale des erzeugungsbasierten Ansatzes (Meteorologische Dürre).

Dieser Ansatz ist ideal ist, um die natürliche Variabilität des Wetters und deren Auswirkungen auf ein erneuerbares Stromsystem wissenschaftlich zu beschreiben, während er für konkrete technologische Bedarfsplanungen durch komplexere Energiesystemmodelle ergänzt werden muss.

Residuallast-basierter Ansatz.

Der Residuallast-basierte Ansatz stellt eine praxisnahe Methode zur Identifizierung von Dunkelflauten dar, da er nicht nur das Angebot an erneuerbaren Energien betrachtet, sondern dieses direkt mit der Stromnachfrage (Netzlast) verschneidet.

Detailinformationen zum Residuallast-basierten Ansatz:

• Definition der Residuallast: Die Residuallast ist die verbleibende Stromnachfrage, die nicht durch fluktuierende erneuerbare Energien (wie Wind und Sonne) gedeckt werden kann. Sie berechnet sich aus der Differenz zwischen der gesamten Netzlast und der Einspeisung aus variablen erneuerbaren Energien.
• Identifizierung von Ereignissen: Eine positive Residuallast zeigt an, dass steuerbare Kapazitäten (z. B. Kraftwerke oder Speicher) einspringen müssen, um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten. Umgekehrt signalisiert eine negative Residuallast Überschüsse, die eingespeichert, exportiert oder durch Nachfrageflexibilität genutzt werden können.
• Inhärenter Schwellenwert: Im Gegensatz zum erzeugungsbasierten Ansatz, bei dem Schwellenwerte oft willkürlich gesetzt werden müssen, ergibt sich der Schwellenwert bei dieser Methode logisch aus dem Systemzustand: Er liegt bei null. Alles über null ist ein potenzielles Knappheitsereignis.
• Sonderform „Kalte Dunkelflaute“: Dies ist eine extreme Ausprägung der positiven Residuallast. Sie tritt auf, wenn ein sehr geringes Angebot an Wind- und Sonnenstrom auf eine Kältewelle trifft, die durch den hohen Einsatz von Wärmepumpen die Stromnachfrage massiv ansteigen lässt.
• Herausforderung der Vorausschau (Ex-ante): Während die Analyse in der Rückschau (Ex-post) einfach ist, erfordern Zukunftsszenarien (z. B. für das Jahr 2045) komplexe Annahmen. Hierbei müssen Veränderungen durch die Sektorenkopplung (E-Autos, Wärmepumpen, Elektrolyseure) und deren potenzielle Flexibilität modelliert werden, was die Analyse methodisch anspruchsvoll macht.
• Berechnung des Energiedefizits: Um den Bedarf an Speichern oder Backup-Leistung zu ermitteln, wird das Energiedefizit berechnet. Dies erfolgt visuell oder mathematisch durch die Multiplikation der fehlenden Leistung (in GW) mit der Dauer des Ereignisses (in Stunden), was die benötigte Energiemenge in Gigawattstunden (GWh) ergibt.

Residuallast-basierter Ansatz.

Dieser Ansatz verdeutlicht, dass die Dunkelflaute kein rein meteorologisches Problem ist, sondern ein Interaktionsphänomen zwischen Wetter, Technologie-Mix und menschlichem Verbrauchsverhalten.

Preisbasierter Ansatz.

Der preisbasierte Ansatz zur Identifizierung einer Dunkelflaute nutzt das Marktergebnis des Stromgrosshandels als Indikator für Knappheit. Im Gegensatz zu den rein meteorologischen oder technischen Ansätzen spiegelt dieser die ökonomische Realität des Marktes wider.

Hier sind die Detailinformationen sowie eine zusammenfassende Tabelle zu diesem Ansatz:

Detailinformationen zum preisbasierten Ansatz:

• Mechanismus und Logik: Der Strompreis bildet sich durch die Markträumung an der Börse aus dem Zusammenspiel von Angebot und Nachfrage. Hohe Preise über mehrere Stunden oder Tage hinweg können eine Indikation für eine Dunkelflaute sein, da in diesen Zeiten die günstigen erneuerbaren Energien fehlen und teurere, steuerbare Kraftwerke die Versorgung übernehmen müssen.
• Analysezeiträume (Ex-post vs. Ex-ante):
• • Ex-post (Rückschau): Hierbei werden reale, historische Marktpreise analysiert. Man kann im Nachhinein prüfen, ob Phasen hoher Preise tatsächlich mit einer geringen Erzeugung aus Wind und Sonne korrelierten.
  • Ex-ante (Vorausschau): Für zukünftige Szenarien (z. B. ein klimaneutrales Jahr 2045) werden Strommarkt- oder Energiesystemmodelle genutzt, um Preise zu simulieren. Diese Ergebnisse hängen jedoch massiv von den getroffenen Annahmen (z. B. Brennstoffpreise, Kraftwerkspark) ab.
• Einflussfaktoren jenseits des Wetters: Ein hoher Preis ist kein direkter Beweis für eine Dunkelflaute, da auch andere Faktoren die Preise treiben können, wie etwa die mangelnde Verfügbarkeit gesicherter Leistung durch Kraftwerkswartungen oder strategisches Bieterverhalten am Markt.
• Abhängigkeit vom Systemzustand: Die Aussagekraft von Preisen ist stark an den jeweiligen Systemkontext gebunden. Ein identisches Wetterereignis kann heute zu extrem hohen Preisen führen, während es in fünf Jahren durch einen massiven Zubau von Batteriespeichern kaum noch Preisspitzen verursacht, da diese die Knappheit abpuffern.
• Negative Preise als Gegenindikator: In Phasen von Überschuss (z. B. sehr sonnige Mittagsstunden mit geringer Nachfrage) können Preise sogar negativ werden. Dies zeigt das Gegenteil einer Dunkelflaute an und ist ein Signal für fehlende Flexibilität im System.

Merkmale des preisbasierten Ansatzes.

Der preisbasierte Ansatz ist zwar sehr anwendungsnah, jedoch methodisch am stärksten von externen Annahmen und dem jeweiligen Stand der Infrastruktur abhängt. Er ist daher eher eine Ergänzung zu den physikalischen Messmethoden.

Methodische Hebel: Schwellenwerte und Glättung.

Bei der Analyse und Vermessung von Dunkelflauten stellen die Festlegung von Schwellenwerten und die Anwendung von Glättungsverfahren die zentralen methodischen Hebel dar, die massgeblich darüber entscheiden, wie häufig und wie lange solche Ereignisse in Studien ausgewiesen werden.

Illustration © stromzeit.ch*

1. Der Schwellenwert (Threshold).

Der Schwellenwert definiert die quantitative Grenze der Stromerzeugung aus Windkraft und Solarenergie (meist im Verhältnis zur installierten Kapazität), unterhalb derer eine Periode als Dunkelflaute gezählt wird.

• Warum nicht Null? Ein Schwellenwert von Null ist für die Analyse ungeeignet, da Zustände mit absolut gar keiner Erzeugung in einem grösseren Stromverbund praktisch nie eintreten, da fast immer irgendwo ein wenig Wind weht oder tagsüber Licht vorhanden ist.
• Wahl des Niveaus: In der Fachwelt gibt es keine einheitliche Definition, aber ein häufig genutzter Wert liegt bei 10 % der installierten Leistung.
• Sensitivität der Ergebnisse: Die Wahl des Wertes beeinflusst die Ergebnisse massiv. Sehr niedrige Schwellenwerte (z. B. 2–5 %) führen dazu, dass man nur sehr seltene, extrem kurze Ereignisse findet. Moderate Werte (10–15 %) identifizieren hingegen längere Perioden, die häufiger auftreten. Ein zu hoher Schwellenwert würde dazu führen, dass das System definitionsgemäss den Grossteil des Jahres in einer Dunkelflaute verharrt.

2. Glättungsverfahren (Smoothing).

In der Realität schwankt die Erzeugung fluktuierender Energien ständig. Es kann passieren, dass die Erzeugungskurve während einer langanhaltenden Flaute für eine einzige Stunde kurz über den Schwellenwert "hüpft" und danach sofort wieder abfällt.

• Gleitender Durchschnitt (Moving Average): Um zu verhindern, dass solche kurzen, systemisch unbedeutenden Spitzen eine konzeptionell zusammenhängende Knappheitsphase rechnerisch in zwei separate Ereignisse trennen, wird die Zeitreihe geglättet. Hierbei werden Spitzen nach oben und unten "abgeschnitten", um die längere Periode als Ganzes zu erfassen. Ein typisches Zeitfenster für diese Glättung ist beispielsweise ein Zeitraum von 6 Stunden.
• Spezifische Algorithmen: In der Forschung wird hierbei zwischen verschiedenen Ansätzen unterschieden, etwa ob sich die Werte permanent unter der Schwelle befinden müssen ("Continuously Below Threshold") oder ob der Mittelwert innerhalb der Periode unter der Schwelle liegen muss ("Mean Below Threshold", MBT).

3. Bedeutung für die politische und wissenschaftliche Debatte.

Da man durch die Justierung dieser Hebel die Ergebnisse stark beeinflussen kann, ist die Methodik oft Gegenstand kontroverser Diskussionen.

• Konstruktion von Ergebnissen: Je nachdem, wie man Schwellenwert und Glättungsfenster wählt, lassen sich Studien erstellen, die Dunkelflauten entweder als fast tägliches "Strukturelement" (z. B. durch Erfassung jeder windschwachen Nacht im Sommer) oder als extrem seltene Ausnahmeereignisse darstellen.
• Transparenzgebot: Experten betonen daher, dass bei der Nennung von Zahlen zu Dunkelflauten immer der konkrete methodische Kontext mitgeliefert werden muss, um die Ergebnisse seriös einordnen zu können. Allein aus der Analyse dieser Zeitreihen lässt sich zudem nicht unmittelbar ableiten, wie hoch der konkrete Bedarf an Backup-Technologien wie Gaskraftwerken tatsächlich ist.

Die "European Superdrought".

Die „European Superdrought“ (europäische Energiedürre) bezeichnet ein historisches Wetterereignis, das als eines der extremsten Beispiele für eine grossflächige Dunkelflaute in Europa gilt.

Hier sind die Details zu diesem Ereignis gemäss den Quellen:

• Zeitraum und Dauer: Das Ereignis wurde für den Winter 1996/1997 identifiziert. Es erstreckte sich über einen Zeitraum von insgesamt 55 Tagen.
• Charakteristik der Erzeugung: Entgegen der häufigen Annahme, dass bei einer Dunkelflaute gar kein Strom erzeugt wird, war die Erzeugungsmöglichkeit aus Wind und Sonne während dieser 55 Tage nicht bei null. Stattdessen lag sie bei etwa der Hälfte des langjährigen Mittels.
• Struktur des Ereignisses: Die „Superdrought“ war keine einzelne, durchgehende Flaute, sondern eine Aneinanderreihung mehrerer schwerer Einzelereignisse innerhalb eines längeren Zeitraums mit weit unterdurchschnittlichem Erzeugungspotenzial.
• Bedeutung des europäischen Verbunds: Die Dauer von 55 Tagen bezieht sich auf die europäische Ebene. Die Quellen nutzen dieses Beispiel, um den Verbundeffekt zu verdeutlichen: Würde man Deutschland als isoliertes „Inselsystem“ betrachten, könnten extreme Wetterlagen (wie im Winter 1995/96) sogar zu einer strukturellen Energieknappheit von bis zu 109 Tagen führen. Durch den grenzüberschreitenden Stromaustausch im europäischen Verbund kann die maximale Dauer solcher extremen Ereignisse jedoch um etwa zwei Drittel reduziert werden.

Wissenschaftlich wird dieser Begriff (oder auch „Renewable Energy Drought“) genutzt, um das Phänomen von den alltäglichen Schwankungen der erneuerbaren Energien abzugrenzen und die Notwendigkeit von ausreichender Flexibilität und Langzeitspeichern im künftigen Energiesystem zu analysieren.

Nationale vs. europäische Perspektive (Deutschland, Schweiz, Oesterreich).

Die Unterscheidung zwischen einer rein nationalen und einer integrierten europäischen Sichtweise ist einer der entscheidenden Faktoren bei der Bewertung des Risikos und der Dauer von Dunkelflauten. Während ein isoliert betrachtetes Land (ein sogenanntes „Inselsystem“) mit massiven zeitlichen Lücken in der Energieversorgung konfrontiert wäre, reduziert der europäische Verbundeffekt die Schwere dieser Ereignisse drastisch.

1. Der Verbundeffekt: Geografische Diversität und Ausgleich.

Dunkelflauten sind grossflächige Wetterphänomene, die jedoch selten den gesamten Kontinent mit gleicher Intensität treffen. Durch das integrierte Stromnetz können regionale Windflauten in Nord- oder Zentraleuropa durch Überschüsse aus anderen Regionen, etwa Photovoltaik-Strom aus Südeuropa (z. B. Portugal oder Italien), ausgeglichen werden.

• Dauerreduktion: Ein theoretisch perfekter Stromaustausch in Europa („Kupferplatte“) könnte die maximale Dauer extremer Dunkelflauten im Schnitt um etwa zwei Drittel verringern.
• Hydropotenzial der Nachbarn: Während Deutschland selbst begrenzte Möglichkeiten beim Ausbau der Wasserkraft hat, verfügen europäische Nachbarländer über signifikante Kapazitäten. Dieser Netzausbau zu den Nachbarn ist eine wesentliche Säule, um die Versorgungssicherheit ohne teure nationale Überkapazitäten zu gewährleisten.

2. Nationale Perspektive: Das Risiko der „elektrischen Insel“.

Wird Deutschland fälschlicherweise als isoliertes System modelliert, das seinen Bedarf allein aus heimischen Wind- und Solaranlagen decken muss, erscheinen Dunkelflauten weitaus bedrohlicher.

• Extremereignisse: In einer Analyse von 38 Wetterjahren wurde für ein isoliertes Deutschland ein extremes Ereignis (Winter 1995/96) identifiziert, das rechnerisch 109 Tage andauerte.
• Strukturelle Defizite: Selbst in solchen extremen Phasen herrscht keine absolute Dunkelheit; es steht in Deutschland etwa ein Drittel der durchschnittlichen vRE-Verfügbarkeit bereit, doch die Lücke zur Netzlast ist aufgrund fehlender Importmöglichkeiten massiv.
• Versorgungssicherheit: Experten betonen, dass ein System zwar für Extremfälle so stabil sein muss, dass es notfalls auch ohne Importe auskommt, ein rein nationaler Fokus die Energiewende jedoch unnötig verteuert.

3. Vergleichstabelle: National vs. Europäisch.

Die folgenden Daten basieren auf der Analyse historischer Extremwetterlagen (z. B. 1995–1997) unter Berücksichtigung eines klimaneutralen Technologiemixes.

Hinweis zu Schweiz und Österreich.

Die Quellen nennen explizit die Analyse von 33 europäischen Ländern, wobei Deutschland oft als primäres Fallbeispiel für nationale Studien dient. Spezifische statistische Kennzahlen für die Schweiz oder Österreich (wie z. B. exakte Flaute-Tage für diese Länder isoliert) werden in den vorliegenden Transkripten nicht separat ausgewiesen. Es wird jedoch allgemein auf die Bedeutung der Wasserkraft in den Nachbarländern verwiesen, die über den Netzausbau eine tragende Rolle bei der Kompensation von Dunkelflauten spielt.

Portfolioeffekt.

Der Portfolioeffekt ist ein entscheidender Mechanismus zur Stabilisierung der Energieversorgung in einem System, das auf erneuerbaren Energien basiert. Er beschreibt die gegenseitige Ergänzung verschiedener fluktuierender Technologien, wodurch die negativen Auswirkungen wetterbedingter Erzeugungslücken (Dunkelflauten) abgemildert werden.

Detailinformationen zum Portfolioeffekt:

• Saisonaler Ausgleich: Wind- und Solarenergie weisen in Europa komplementäre Erzeugungsmuster auf. Während die Photovoltaik (PV) ihre höchsten Erträge im Sommer erzielt, liefert die Windkraft (sowohl an Land als auch auf See) tendenziell im Winter mehr Strom.
• Reduktion der Flautendauer: Die Kombination dieser Technologien führt dazu, dass die maximale Dauer extremer Dunkelflauten signifikant sinkt. Untersuchungen zeigen, dass sich die Dauer solcher Ereignisse im Durchschnitt über viele Jahre und Länder hinweg durch den Technologiemix um etwa die Hälfte reduziert.
• Kompensation von Tag-Nacht-Schwankungen: Der Effekt ist für die Photovoltaik besonders ausgeprägt, da die Windkraft hilft, die nächtlichen Erzeugungslücken der Sonne sowie die schwächere Einstrahlung im Winterhalbjahr auszugleichen.
• Entstehung von Portfolio-Dunkelflauten: Trotz des Portfolioeffekts können dennoch kritische Phasen auftreten. Diese ereignen sich primär im Winter, wenn die saisonal bedingt sehr geringe Solarstromerzeugung auf seltene, aber schwere und grossflächige Windflauten trifft.
• Systemrelevanz: Ein breit aufgestelltes Portfolio aus Wind Onshore, Wind Offshore und PV ist robuster als die Konzentration auf eine Einzeltechnologie, da extreme Mangellagen seltener und weniger langanhaltend auftreten.

Merkmale und Auswirkungen des Portfolioeffekts.

Der Portfolioeffekt senkt die Anforderungen an zusätzliche Speicher und Backup-Kapazitäten, da das System durch die technologische Diversität bereits eine inhärente zeitliche Glättung erfährt.

Verbundeffekt.

Der Verbundeffekt beschreibt den Ausgleich von wetterbedingten Schwankungen der Stromerzeugung durch den grenzüberschreitenden Stromhandel im integrierten europäischen Strommarkt. Er ist neben dem Portfolioeffekt der wesentliche Faktor, um die Schwere und Dauer von Dunkelflauten zu minimieren.

Detailinformationen zum Verbundeffekt:

• Geografischer Ausgleich: Dunkelflauten sind zwar grossflächige Wetterphänomene, machen aber selten an Ländergrenzen halt und treffen nicht ganz Europa mit der gleichen Intensität. Während beispielsweise in Nord- und Zentraleuropa eine Windflaute herrscht, können Südeuropa (z. B. Italien, Portugal) oder andere Regionen Stromüberschüsse aus Photovoltaik oder Wind exportieren.
• Reduktion der Flautendauer: Unter der theoretischen Annahme eines perfekten Stromaustauschs in Europa (der sogenannten „Kupferplatte“) lässt sich die maximale Dauer extremer Dunkelflauten im Schnitt um etwa zwei Drittel reduzieren.
• Rolle der Nachbarländer: Europa verfügt über erhebliche Kapazitäten an Wasserkraft (z. B. in Skandinavien oder den Alpen), die als steuerbare Reserve dienen. Der Netzausbau zu den Nachbarn ist daher eine „wesentliche Säule“ der Versorgungssicherheit.
• Systemkosten: Die Integration erneuerbarer Energien in einen grösseren Stromverbund macht das Gesamtsystem laut Experten einfacher und günstiger, da weniger nationale Backup-Kapazitäten vorgehalten werden müssen.
• Einschränkung: In der Praxis ist das Stromnetz keine „Kupferplatte“; der Ausbau von Transportkapazitäten ist kostspielig und langwierig. Zudem wird diskutiert, dass man sich in Extremfällen nicht zu 100 % auf Importe verlassen darf, da Nachbarländer in Notsituationen zuerst an ihre eigene Versorgung denken könnten.

Vergleich Nationales Inselsystem vs. Europäischer Verbund.

Die folgende Tabelle verdeutlicht die massiven Unterschiede in der Belastung durch Dunkelflauten je nach geografischem Betrachtungsraum:

Der Verbundeffekt löst die Herausforderung der Dunkelflaute zwar nicht vollständig auf, sie aber von einem potenziell existenzbedrohenden Szenario für ein Einzelland auf ein technisch und ökonomisch handhabbares Mass reduziert.

Batteriespeicher.

Um eine sichere Stromversorgung in einem System aus 100 % erneuerbaren Energien zu gewährleisten, ist der Einsatz von Speichern und regelbaren Brückentechnologien unerlässlich. Die Quellen verdeutlichen, dass die Wahl der Technologie stark von der Dauer und Tiefe der zu überbrückenden Dunkelflaute abhängt.

1. Batteriespeicher: Kurzzeit-Revolutionäre.

Batteriespeicher werden als die „zweite technologische Revolution“ neben der Solarenergie bezeichnet. Sie sind aufgrund ihrer hohen Leistungsfähigkeit und schnellen Reaktionszeit ideal geeignet, um kurzfristige Schwankungen auszugleichen.

• Einsatzgebiete: Batterien sind perfekt für die Tag-Nacht-Speicherung (ca. 2 bis 5 Stunden) und zum Ausgleich von Lastspitzen. Sie können überschüssigen Solarstrom vom Mittag in die Abendstunden verschieben.
• Dezentrale Potenziale: In Deutschland existieren bereits signifikante Kapazitäten in Form von Heimspeichern (ca. 20 GWh), die jedoch bisher primär auf den Eigenverbrauch optimiert sind und noch nicht systemdienlich für das Netz genutzt werden. Künftige Potenziale liegen in der Vernetzung dieser Speicher zu virtuellen Kraftwerken und im bidirektionalen Laden von E-Autos.
• Grenzen: Für die Speicherung grosser Energiemengen über Wochen hinweg (Langzeitspeicher) sind Batterien aufgrund der hohen Zellkosten im Vergleich zu Gasspeichern bisher ökonomisch nicht effizient.

2. Bestimmung des Speicherbedarfs.

Der Bedarf an Speicherkapazität lässt sich visuell und mathematisch durch das Produkt aus fehlender Leistung und der Zeitdauer einer Flaute bestimmen.

• Beispielrechnung: Eine eintägige Flaute mit einer durchschnittlichen Deckungslücke von 25 GW erfordert eine Energiemenge von 600 GWh.
• Diminishing Returns (Abnehmender Grenznutzen): Ein massiver Ausbau von Wind und Photovoltaik (z. B. auf das Dreifache) reduziert zwar den Speicherbedarf, jedoch nicht linear. In extrem tiefen Flautenphasen bringt ein weiterer Zubau von vRE-Anlagen kaum noch Einsparungen beim Speicher, da die Erzeugung in diesen Stunden ohnehin nahe Null liegt.
• Kostenfaktor: Um eine typische Dunkelflaute rein über Batterien abzusichern, wären bei realistischen Preisen Investitionen zwischen 500 und 1000 Milliarden Euro allein für die Speicher notwendig.

3. Technologische Brücken: Gas, Wasserstoff und Kernkraft.

Da Batterien Langzeitflauten kaum allein bewältigen können, sind alternative „Brücken“ notwendig.

• Gasturbinenkraftwerke: Sie gelten als wichtigste Brücke, da sie günstig im Bau und sehr effizient (bis zu 60 % Wirkungsgrad bei GuD-Anlagen) sind. Sie sollen künftig von Erdgas auf Wasserstoff umgestellt werden.
• Wasserstoff (H2): Wasserstoff ist als Langzeitspeicher im Terawattstunden-Bereich angedacht, leidet aber unter einem geringen Kettenwirkungsgrad von ca. 20 % bis 40 %. Dies bedeutet, dass für die gleiche Menge Endstrom deutlich mehr Wind- und Solaranlagen gebaut werden müssen.
• Kernkraft: Experten stufen den Neubau von Kernkraftwerken als ökonomisch nicht sinnvoll für die Energiewende ein. Sie sind mit ca. 120–140 €/MWh zu teuer und unflexibel. Da in einem Erneuerbaren-System keine konstante „Grundlast“ mehr benötigt wird, müssten AKW ständig gedrosselt werden, was ihre Rentabilität weiter untergräbt.

Vergleich von Speichertechnologien und Brücken:

Ein intelligenter Mix aus Batterien für die Nacht, flexibler Industrienachfrage und wasserstofffähigen Gaskraftwerken für die Langzeitflaute ist ökonomisch zielführender als das Setzen auf eine einzige Grosstechnologie.

Wasserstoff.

Im zukünftigen Energiesystem übernimmt Wasserstoff eine zentrale Rolle als langfristige technologische Brücke und saisonaler Speicher, um insbesondere extreme Dunkelflauten abzusichern, bei denen Batterien an ihre wirtschaftlichen und technischen Grenzen stossen.

Detailinformationen zu Wasserstoff als Langzeitspeicher:

• Strategische Rolle: Wasserstoff fungiert als saisonaler Speicher, der Energie im Terawattstunden-Bereich (TWh) über Wochen oder Monate vorhalten kann. Er ist notwendig, um Deutschland durch mehrwöchige Phasen mit sehr geringer Erneuerbaren-Einspeisung zu bringen, da hierfür Energiemengen im Bereich von Hunderten bis Tausenden Gigawattstunden benötigt werden.
• Wirkungsgrad-Problematik: Ein wesentlicher Nachteil ist der geringe Kettenwirkungsgrad (Power-to-Gas-to-Power). Dieser liegt laut den Quellen unter günstigen Annahmen zwischen 20 % und 40 %. Ein Wirkungsgrad von ca. 20 % ergibt sich beispielsweise bei der Kette aus Elektrolyse, Speicherung und Rückverstromung in Gasturbinen.
• Auswirkungen auf den Ausbaubedarf: Aufgrund der hohen Umwandlungsverluste muss bei einer wasserstoffbasierten Speicherstrategie deutlich mehr Wind- und Solarkapazität installiert werden, um die Verluste auszugleichen und die gleiche Menge an Endstrom bereitzustellen.
• H2-ready Kraftwerke: Als Brückentechnologie werden Gaskraftwerke benötigt, die zunächst mit Erdgas betrieben werden und langfristig auf Wasserstoff umrüstbar (H2-ready) sind. Diese Kraftwerke bieten die notwendige gesicherte Leistung, wenn Wind und Sonne fehlen.
• Flexibilität durch Sektorenkopplung: Die Erzeugung von grünem Wasserstoff durch Elektrolyseure kann zudem als flexible Last dienen, die immer dann hochgefahren wird, wenn ein Überangebot an günstigem Strom aus erneuerbaren Energien besteht.

Wasserstoff im Vergleich zu Kurzzeitspeichern (Batterien).

Die folgende Tabelle verdeutlicht die spezifische Positionierung von Wasserstoff innerhalb der Speicherhierarchie:

Wasserstoff ist für die Versorgungssicherheit in Extremphasen unverzichtbar, stellt aber aufgrund der geringen Effizienz hohe Anforderungen an den weiteren Ausbau der fluktuierenden erneuerbaren Energien.

Regelbare Kraftwerke.

In einem künftigen Energiesystem, das primär auf fluktuierenden erneuerbaren Energien (vRE) basiert, übernehmen regelbare Kraftwerke die entscheidende Rolle der „gesicherten Leistung“. Sie dienen als technologische Brücke, um die Versorgungssicherheit während Dunkelflauten zu garantieren, wenn Batterien und andere Kurzzeitspeicher erschöpft sind.

Die Rolle regelbarer Kraftwerke im Systemwandel:

In der traditionellen Energiewirtschaft waren Kraftwerke darauf ausgelegt, eine konstante Grundlast zu decken. Mit dem Ausbau von Wind- und Solarenergie verschwindet dieser Bedarf an Grundlast jedoch gänzlich. Regelbare Kraftwerke müssen in Zukunft stattdessen hochflexibel sein: Sie springen nur dann ein, wenn die Residuallast positiv ist, also die Nachfrage das Angebot aus Wind und Sonne übersteigt.

• Begrenzte Potenziale regenerativer Regelleistung: Steuerbare erneuerbare Technologien wie Wasserkraft und Bioenergie sind in Deutschland unter ökologischen Gesichtspunkten kaum weiter ausbaubar. Sie können die erforderliche Backup-Leistung daher nicht allein bereitstellen.
• Wandel der Anforderungen: Da diese Kraftwerke nur wenige Stunden im Jahr laufen (niedrige Volllaststunden), ist eine geringe Investitionskostensumme (Fixkosten) wichtiger als niedrige Betriebskosten.

Technologische Optionen und ökonomische Bewertung.

Die Quellen vergleichen verschiedene Kraftwerkstypen hinsichtlich ihrer Eignung für das künftige System:

1. Gasturbinenkraftwerke (Erdgas/Wasserstoff): Sie gelten als die wichtigste Brückentechnologie. Ihre Vorteile liegen in den relativ geringen Baukosten und der hohen Flexibilität. Moderne Gas-und-Dampf-Kombikraftwerke (GuD) erreichen Wirkungsgrade von bis zu 60 %. Langfristig sollen diese Anlagen auf Wasserstoff (H2-ready) umgestellt werden.
2. Kernenergie: Ein Wiedereinstieg oder Neubau wird in den Quellen als ökonomisch nicht sinnvoll bewertet. Neue Reaktoren sind mit Kosten von 120 € bis 140 €/MWh extrem teuer und aufgrund ihrer hohen Investitionskosten auf einen 24/7-Dauerbetrieb angewiesen, was nicht zum fluktuierenden Bedarf eines Erneuerbaren-Systems passt.
3. Kohlekraftwerke: Diese sollen durch einen Kapazitätsmarkt perspektivisch durch moderne Gaskraftwerke ersetzt werden, um die Dekarbonisierungsziele zu erreichen.

Herausforderungen durch den Klimawandel.

Ein oft übersehenes Problem für konventionelle thermische Kraftwerke (Kohle, Kernkraft) ist der Kühlwasserbedarf. Da Frischwasser im Zuge des Klimawandels besonders im Sommer knapper wird, könnten thermische Kraftwerke in ihrer Fahrweise eingeschränkt werden, wenn die Flusswassertemperaturen zu stark steigen.

Regelbare Kraftwerke als technologische Brücke:

Regelbare Kraftwerke – insbesondere wasserstofffähige Gasturbinen – bilden das notwendige Rückgrat, um die „kalte Dunkelflaute“ (Kombination aus Energiemangel und hoher Heizlast) sicher zu überbrücken.

Die Rolle der Kernenergie.

In der Debatte um die Energiewende und die Bewältigung von Dunkelflauten wird die Kernenergie häufig als potenzielle Lösung für die Bereitstellung gesicherter Leistung diskutiert. Die Quellen analysieren dieses Thema jedoch unter ökonomischen, technischen und systemischen Gesichtspunkten sehr kritisch und kommen zu folgenden Ergebnissen:

1. Ökonomische Bewertung: Hohe Kosten und fehlende Rentabilität.

Ein zentraler Aspekt der Quellen ist die ökonomische Ineffizienz der Kernkraft im Vergleich zu anderen Technologien.

• Investitionskosten: Kernkraftwerke sind im Bau enorm teuer. Aktuelle Projekte in Europa, wie Flamanville in Frankreich oder Hinkley Point C in Grossbritannien, kosten pro Kraftwerksblock rund 20 Milliarden Euro oder mehr.
• Stromgestehungskosten: Wenn man diese hohen Investitionen auf die erzeugte Kilowattstunde umrechnet, liegen die Kosten bei etwa 120 € bis 140 € pro Megawattstunde. Im Vergleich dazu kosten Wind- und Solaranlagen selbst in Deutschland nur etwa 40 € bis 70 € pro Megawattstunde.
• Kostenstruktur: Kernkraftwerke haben sehr hohe Fixkosten (Bau, Zinsen), während die variablen Kosten für den Brennstoff gering sind. Dies führt dazu, dass sie nur dann ökonomisch betrieben werden können, wenn sie kontinuierlich im Dauerbetrieb (24/7) laufen.

2. Fehlende Lernkurven.

Im Gegensatz zur Photovoltaik, bei der die Preise durch Massenproduktion und technologische Vereinfachung massiv gesunken sind, ist bei der Kernenergie eine negative Lernkurve zu beobachten.

• Je mehr Kernkraftwerke gebaut wurden, desto teurer wurde die Technologie tendenziell.
• Dies liegt an der extremen Komplexität der Anlagen, die keine Standardisierung wie bei LEDs oder Solarmodulen zulässt.

3. Systemische Unflexibilität und das Ende der "Grundlast".

Die Quellen weisen darauf hin, dass die Kernkraft nicht zu einem Energiesystem passt, das von fluktuierenden erneuerbaren Energien dominiert wird.

• Verschwinden der Grundlast: Mit dem Ausbau von Wind- und Solarenergie sinkt der Bedarf an klassischer Grundlastkraftwerken gegen null.
• Anforderung Flexibilität: In Zeiten, in denen Wind und Sonne viel Strom liefern, müssten Kernkraftwerke gedrosselt werden. Durch die Drosselung steigen jedoch die Kosten pro erzeugter Kilowattstunde massiv an, da die hohen Fixkosten auf weniger Strommengen verteilt werden.
• Das zukünftige System benötigt stattdessen hochflexible Backup-Kapazitäten, die nur in den wenigen Stunden einer Dunkelflaute einspringen, wofür Kernkraftwerke ökonomisch ungeeignet sind.

4. Debatte um Reaktivierung und Neubau in Deutschland.

Bezüglich der spezifischen Situation in Deutschland sind die Expertenmeinungen eindeutig:

• Reaktivierung: Die Hoffnung, abgeschaltete Reaktoren wieder in Betrieb zu nehmen, wird als „rechtlich und technisch kompletter Unfug“ bezeichnet. Die Anlagen befinden sich im Rückbau, Leitungen sind zersägt und die Betriebsgenehmigungen sind erloschen.
• Neubau: Modellierungsstudien zeigen, dass ein atomdominiertes System in Deutschland kein Geld sparen würde, selbst wenn man die gesellschaftlichen Widerstände ignorieren würde.

5. Umweltrisiken und Klimawandel: Das Kühlwasserproblem.

Ein oft übersehenes technisches Risiko ist die Abhängigkeit von Kühlwasser.

• Kernkraftwerke benötigen riesige Mengen Wasser zur Kühlung.
• Im Zuge des Klimawandels werden Wasserressourcen insbesondere im Sommer knapper, und Flusswassertemperaturen steigen. Dies kann dazu führen, dass Kernkraftwerke genau dann gedrosselt oder abgeschaltet werden müssen, wenn sie zur Systemstabilität benötigt würden.

6. Globaler Kontext.

Obwohl oft von einer „Renaissance der Kernkraft“ gesprochen wird, zeigen die realen Zubauzahlen eine andere Gewichtung: Während weltweit jährlich rund 600 GW neue Solaranlagen installiert werden, sind es bei der Kernkraft lediglich etwa 4 bis 5 GW. In einigen europäischen Nachbarländern wird die Kernkraft jedoch als Baustein erhalten bleiben und über den europäischen Verbundeffekt zur Stabilität während Dunkelflauten beitragen.

Illustration © stromzeit.ch*

Kernenergie kann laut den Quellen aufgrund ihrer mangelnden Flexibilität, der extremen Kosten und technischer Risiken wie dem Kühlwassermangel keinen sinnvollen Beitrag zur Lösung des Dunkelflauten-Problems in Deutschland leisten.

Negative Strompreise.

Negative Strompreise treten am Strommarkt auf, wenn das Angebot an Elektrizität die aktuelle Nachfrage übersteigt und Erzeuger bereit sind, dafür zu bezahlen, dass ihr Strom abgenommen wird. Dieses Phänomen ist ein wichtiger Indikator für die Dynamik und die Herausforderungen eines auf erneuerbaren Energien basierenden Stromsystems.

1. Entstehung und Mechanismen.

Negative Preise entstehen primär in Situationen, in denen eine sehr hohe Einspeisung aus fluktuierenden erneuerbaren Energien (vRE) – insbesondere Photovoltaik zur Mittagszeit oder starke Windfronten – auf eine niedrige Last (z. B. an Feiertagen oder Sonntagen) trifft.

• Beispiel aus der Praxis: An einem sonnigen Sonntag im April fiel der Börsenstrompreis kurzfristig auf -500 €/MWh, was bedeutet, dass Abnehmer 50 Cent pro Kilowattstunde für den Verbrauch erhielten.
• Systemische Ursachen: Es gibt zwei Hauptgründe, warum Anlagen bei negativen Preisen nicht einfach abschalten:
• • Unflexible konventionelle Kraftwerke: Alte Kohlekraftwerke können technisch oft nicht schnell genug gedrosselt oder abgeschaltet werden und produzieren daher trotz Überangebot weiter.
  • Einspeisevergütungen: Viele EE-Anlagen erhalten eine staatlich garantierte Vergütung für jede produzierte Kilowattstunde. Da sie dieses Geld auch bei negativen Preisen erhalten, haben sie keinen finanziellen Anreiz, die Erzeugung einzustellen, selbst wenn der Marktwert des Stroms bei null oder darunter liegt.

2. Risiken für die Netzstabilität.

Wenn mehr Strom in das Netz eingespeist als entnommen wird, steigt die Netzfrequenz über die kritische Marke von 50 Hertz.

• Ohne Gegenmassnahmen durch Erhöhung der Nachfrage oder konsequente Abregelung von Erzeugern drohen im schlimmsten Fall Blackouts.
• Negative Preise sind daher ein deutliches Signal für fehlende Flexibilität im Gesamtsystem.

3. Ökonomische Chancen und Flexibilisierung.

Obwohl negative Preise oft als "absurd" kritisiert werden, bieten sie laut Experten wichtige ökonomische Anreize für einen systemdienlichen Betrieb.

• Vorteile für Verbraucher: Wer seinen Verbrauch zeitlich verschieben kann – etwa durch das Laden von Elektroautos oder das Befüllen von Heimspeichern – kann durch negative Preise effektiv Geld verdienen.
• Industrielle Lasten: Auch die Schwerindustrie kann Prozesse (z. B. Umstellung von Gas- auf Stromwärmeerzeugung) optimieren, um von diesen Überschussphasen zu profitieren.
• Dynamische Tarife: Damit diese Signale beim Endkunden ankommen, sind intelligente Messsysteme (Smart Meter) und dynamische Stromtarife notwendig.

4. Reformbedarf: Netzentgelte und Steuerung.

Um das Problem negativer Preise langfristig zu lösen, wird eine Reform der Rahmenbedingungen diskutiert:

• Finanzielle Ampel: Netzentgelte sollten so gestaltet sein, dass sie die lokale Netzauslastung widerspiegeln. Bei Stromüberschuss sollten sie auf null sinken oder negativ werden, um den lokalen Verbrauch anzureizen.
• Intelligente Speichernutzung: Aktuell werden Heimspeicher oft nur für den Eigenverbrauch optimiert. Eine intelligente, marktgeführte Steuerung könnte sie dazu nutzen, bei negativen Preisen Strom aus dem Netz aufzunehmen.

Negative Strompreise sind kein Zeichen für die Wertlosigkeit erneuerbarer Energien, sondern ein Marktsignal, das den dringenden Bedarf an Digitalisierung, Speichertechnologien und einer flexibleren Nachfrageseite aufzeigt.

Nachfrageflexibilität.

Nachfrageflexibilität (oft auch als Lastflexibilität bezeichnet) ist eine der tragenden Säulen für das Gelingen der Energiewende und den Umgang mit wetterabhängigen Erzeugern wie Wind- und Solarkraft. Das Grundkonzept besteht darin, den Stromverbrauch zeitlich in jene Phasen zu verschieben, in denen Strom im Überfluss vorhanden ist, um das System zu entlasten und die Kosten der Stromversorgung zu senken.

Hier sind die Details zur Nachfrageflexibilität basierend auf den Quellen:

1. Zentrale Technologien und Sektoren.

Verschiedene Sektoren und Technologien bieten erhebliche Potenziale, um ihren Bedarf flexibel an das dargebotene Stromangebot anzupassen:

• Elektromobilität: Elektroautos stehen den Grossteil des Tages still und sind oft nachts oder während der Arbeitszeit stundenlang mit dem Netz verbunden. Da die reine Ladezeit meist kurz ist, kann der Ladevorgang algorithmusgesteuert genau in jene Stunden gelegt werden, in denen viel Wind weht oder die Sonne scheint.
• Wärmesektor: Wärmepumpen verfügen über Pufferspeicher und können daher als thermische und indirekt als elektrische Energiespeicher fungieren.
• Industrie: Rund 40 % des deutschen Stromverbrauchs entfallen auf die Industrie. Viele Prozesse lassen sich unterbrechen oder optimieren; beispielsweise kann die Industrie bei hohen Strompreisen Anlagen abschalten oder bei Überschüssen von Gaswärme auf Stromwärme (Power-to-Heat) umstellen.
• Wasserstofferzeugung: Auch Elektrolyseure zur Gewinnung von grünem Wasserstoff können ein Stück weit flexibel betrieben werden, um Erzeugungsspitzen abzufangen.

2. Ökonomische Anreize und Rahmenbedingungen.

Damit Flexibilität für Verbraucher attraktiv wird, muss das Stromsystem die reale Knappheit oder den Überfluss durch Preissignale widerspiegeln:

• Dynamische Stromtarife: Diese ermöglichen es Endkunden, direkt von niedrigen oder sogar negativen Strompreisen an der Börse zu profitieren. Wer sein Auto lädt, wenn der Preis unter Null fällt, kann damit effektiv Geld verdienen.
• Zeitvariable Netzentgelte: Als „finanzielle Ampel“ für das Stromnetz sollen Netzentgelte die lokale Auslastung widerspiegeln. Bei regionalem Solarüberschuss sollten die Entgelte auf Null sinken, um den lokalen Verbrauch anzureizen, während sie in Engpasszeiten steigen sollten. Dies wird als Grundvoraussetzung (sine qua non) für eine funktionierende Nachfrageflexibilität angesehen.
• Smart Meter: Die Digitalisierung durch intelligente Messsysteme ist notwendig, um diese dynamischen Signale überhaupt technisch verarbeiten und abrechnen zu können.

3. Systemische Bedeutung für die Dunkelflaute.

Nachfrageflexibilität hilft dabei, das Profil der Residuallast (die verbleibende Last, die nicht durch Wind und Sonne gedeckt wird) zu glätten.

• Indem Lastspitzen in Zeiten hoher Erzeugung verschoben werden, reduziert sich der Bedarf an teuren Speichern und Backup-Kraftwerken, die ansonsten während einer Dunkelflaute einspringen müssten.
• Allerdings erschwert eine hohe Flexibilität die methodische Vorausschau: In zukünftigen Szenarien (z. B. 2045) ist unklar, wie Millionen von E-Autos und Wärmepumpen ihr Verhalten optimieren werden, was einfache Analysen der Residuallast verkompliziert.

Nachfrageflexibilität bedeutet nicht, dass Bürger auf Komfort verzichten müssen (z. B. nachts toasten), sondern dass automatisierte Systeme im Hintergrund (wie virtuelle Kraftwerke) den Verbrauch optimieren, um die Integration erneuerbarer Energien einfacher und günstiger zu machen.

Dynamische Tarife und Netzentgelte.

Dynamische Tarife und Netzentgelte gelten in der Energiewirtschaft als entscheidende Instrumente, um die Nachfrageflexibilität zu erhöhen und das Stromsystem effizienter zu gestalten. Während der Strompreis an der Börse bereits die aktuelle Knappheit widerspiegelt, müssen Netzentgelte reformiert werden, um als „finanzielle Ampel“ für das lokale Stromnetz zu fungieren.

Bedeutung und Funktion der Netzentgelte.

Die Netzentgelte sind neben dem eigentlichen Strompreis und Steuern einer der drei Hauptbestandteile der Stromrechnung. In Deutschland machen sie einen erheblichen Teil der Kosten aus (ca. 40 bis 50 Milliarden Euro pro Jahr) und bestimmen massgeblich darüber, ob Verbraucher ihre Lasten systemdienlich verschieben.

• Reflektion der Netzauslastung: „Gute“ Netzentgelte sollten die tatsächliche Auslastung des lokalen Netzes widerspiegeln.
• Anreiz bei Überschuss: Wenn im Sommer lokal ein Überangebot an Solarstrom herrscht, sollten die Netzentgelte auf null sinken oder sogar negativ werden, um den lokalen Verbrauch anzureizen.
• Signal bei Knappheit: An einem kalten Winterabend, wenn das Netz durch hohe Nachfrage (z. B. Wärmepumpen) belastet ist, sollten hohe Netzentgelte signalisieren, dass Elektroautos den Ladevorgang in die späten Nachtstunden verschieben sollten.

Dynamische Stromtarife und Marktsignale.

Dynamische Tarife ermöglichen es Endkunden, direkt von den Preisschwankungen an der Strombörse zu profitieren.

• Nutzen von Preisspitzen: In Zeiten von Stromüberfluss (z. B. windige Nächte oder sonnige Mittagsstunden) sinken die Börsenpreise stark ab oder werden sogar negativ. Wer in diesen Phasen sein Elektroauto lädt oder seinen Heimspeicher füllt, kann durch dynamische Tarife effektiv Geld sparen oder sogar Geld für den Verbrauch erhalten.
• Automatisierte Optimierung: Da Verbraucher nicht manuell auf jede Preisänderung reagieren können, sind Smart Meter und intelligente Steuerungssysteme notwendig, die den Verbrauch (z. B. von E-Autos oder Wärmepumpen) automatisch in günstige Zeitfenster legen.

Notwendigkeit der Reform (Sine-qua-non).

Experten bezeichnen die Einführung zeitvariabler Netzentgelte als „Sine-qua-non“ (unverzichtbare Voraussetzung) für das Gelingen der Nachfrageflexibilität und Technologien wie das bidirektionale Laden.

• Fehlende Anreize im aktuellen System: Derzeit werden viele Heimspeicher so betrieben, dass sie den Eigenverbrauch optimieren, aber nicht auf die Bedürfnisse des Netzes reagieren. Oft wird systemdienliches Verhalten (z. B. das Laden des Speichers aus dem Netz bei Windüberschuss) durch die aktuelle Struktur der Netzentgelte sogar finanziell bestraft.
• Abbau von Ungerechtigkeiten: Dynamische Tarife und Netzentgelte würden zudem das Problem der indirekten Subventionierung lösen. Aktuell zahlen oft Mieter ohne Solaranlage über ihre Netzentgelte die Infrastrukturkosten für Hausbesitzer mit, die durch Eigenverbrauch weniger Netzentgelte zahlen, obwohl sie das Netz für Spitzenlasten (z. B. nachts oder im Winter) weiterhin im vollen Umfang benötigen.

Die Vision eines modernen Marktdesigns, dass sowohl Börsenpreise als auch Netzentgelte die echte Knappheit widerspiegeln - sie sollten hoch sein, wenn Strom teuer herzustellen und schwer zu liefern ist, und niedrig, wenn Energie im Überfluss vorhanden ist.

Zentral vs. Dezentral: Kostenvorteil.

In der strategischen Debatte zwischen zentraler und dezentraler Energieversorgung liegt ein wesentlicher Fokus auf dem Kostenvorteil grossskaliger, zentraler Anlagen.

1. Kostenvorteile durch Skaleneffekte (Economies of Scale).

Grosse Solarparks sind ökonomisch deutlich effizienter als kleine Aufdachanlagen. Während kleine Heimanlagen (ca. 5 kW) oft Kosten von rund 1.500 € pro kW verursachen, kosten grosse Solarparks auf der Freifläche nur etwa 150 € pro kW – sie sind also um den Faktor zehn günstiger.

• Installationsaufwand: Bei Aufdachanlagen machen die Solarmodule selbst nur noch einen kleinen Teil der Kosten aus; der grösste Batzen entfällt auf die Handwerkerstunden, da es sehr aufwendig ist, Anlagen auf kleinteiligen Dächern zu installieren.
• Maschineneinsatz: Grosse Parks (100 bis 200 MW) können hingegen auf Freiflächen mit Maschinen und in grossem Massstab errichtet werden, was die spezifischen Kosten massiv senkt.

2. Systemkosten und Netzentgelte.

Ein zentrales Argument in der Debatte ist, dass dezentrale Anlagen oft nicht zu einer Senkung der Netzkosten beitragen.

• Netzauslegung: Stromnetze werden für den „Auslegungsfall“ gebaut, also für Zeiten wie einen kalten Winterabend mit hoher Last (Wärmepumpen etc.), in denen Solaranlagen keinen Strom liefern. Daher spart eine private Solaranlage laut Experten „kein Gramm Kupfer oder Alu“ im Netzbau ein.
• Indirekte Subventionierung: In der aktuellen Marktstruktur sparen Besitzer von Aufdachanlagen durch Eigenverbrauch hohe Netzentgelte und Abgaben (ca. 30 Cent/kWh), obwohl der reale Marktwert des Solarstroms oft nur bei ca. 5 Cent liegt. Da Netzbetreiber jedoch feste Erlösobergrenzen haben, werden die fehlenden Beiträge der Solaranlagenbesitzer auf die übrigen Netznutzer (z. B. Mieter ohne eigenes Dach) umgelegt, was als sozial problematisch und intransparent kritisiert wird.

3. Dezentrale Flexibilität als Gegenpol.

Trotz der Kostennachteile bei der reinen Erzeugung bieten dezentrale Komponenten wie Heimspeicher, E-Autos und Wärmepumpen ein enormes Potenzial für die Nachfrageflexibilität.

• Virtuelle Kraftwerke: Durch die intelligente Vernetzung dezentraler Speicher können diese systemdienlich genutzt werden, um Lastspitzen abzufangen oder Strom bei Überfluss aufzunehmen.
• Lernkurven: Während die Kernkraft eine negative Lernkurve aufweist (sie wird teurer), zeigen einfache, dezentral massengefertigte Technologien wie Photovoltaik und Batterien starke Kostensenkungen durch Massenproduktion.

Aus rein energieökonomischer Sicht verdienen zentrale Freiflächenanlagen den Vorzug, wenn es um die günstigste Erzeugung klimaneutralen Stroms geht. Dezentrale Ansätze sind jedoch entscheidend für die Flexibilisierung des Verbrauchs, sofern sie durch dynamische Tarife und Netzentgelte richtig in das Gesamtsystem integriert werden.

Zentral vs. Dezentral: Netzkosten.

In der strategischen Debatte zwischen zentralen und dezentralen Ansätzen spielen die Netzkosten eine zentrale Rolle, wobei Experten darauf hinweisen, dass dezentrale Solaranlagen entgegen landläufiger Meinung oft keine Netzkosten einsparen.

Der "Auslegungsfall" des Stromnetzes.

Ein wesentliches Argument in der wissenschaftlichen Diskussion ist, dass Stromnetze für den sogenannten Spitzenbezug (den "Auslegungsfall") gebaut werden.

• Dieser tritt typischerweise an einem kalten Winterabend auf, wenn die Last durch Heizungen und Beleuchtung hoch ist, aber die Sonne nicht scheint.
• Da dezentrale Photovoltaikanlagen in diesen kritischen Stunden keinen Strom liefern, kann durch ihren Bau "kein Gramm Kupfer oder Alu" und kein Transformator im Netz gespart werden. Das Netz muss weiterhin so dimensioniert sein, als gäbe es diese Anlagen nicht, um die Versorgungssicherheit in Spitzenlastzeiten zu garantieren.

Indirekte Subventionierung und Umverteilung.

Ein kritischer Punkt der Debatte ist die ökonomische Ausgestaltung der Netzentgelte in Deutschland:

• Erlösobergrenzen: Netzbetreiber unterliegen einer strengen Regulierung und dürfen pro Jahr eine festgesetzte Summe an Erlösen (z. B. für Instandhaltung und Betrieb) einnehmen.
• Umverteilungseffekt: Wenn Hausbesitzer durch Eigenverbrauch weniger Netzentgelte zahlen, sinken die Gesamtkosten des Netzes nicht. Stattdessen müssen die verbleibenden Netznutzer – oft Mieter ohne eigenes Dach – über höhere Netzentgelte die Differenz mitfinanzieren. Dies wird von Ökonomen als eine Form der indirekten und sozial problematischen Subventionierung bezeichnet.

Kostenvorteile zentraler Anlagen.

Im Vergleich zu dezentralen Aufdachanlagen bieten grosse, zentrale Freiflächenanlagen massive Skaleneffekte:

• Installationskosten: Während eine kleine Heimanlage aufgrund des hohen handwerklichen Aufwands ca. 1.500 € pro kW kosten kann, liegen die Kosten für grosse Solarparks bei nur etwa 150 € pro kW.
• Effizienz: Zentrale Anlagen sind somit um den Faktor zehn günstiger, da sie mit Maschinen auf grossen Flächen effizienter errichtet werden können.

Lösungsansatz: Dynamische Netzentgelte.

Um dezentrale Ressourcen wie Speicher und Elektroautos systemdienlich zu integrieren, fordern Experten eine Reform der Netzentgelte:

• Sie sollten wie eine "finanzielle Ampel" funktionieren.
• In Zeiten von lokalem Stromüberschuss (z. B. sonnige Mittagsstunden) sollten die Entgelte auf null sinken oder negativ sein, um den Verbrauch anzureizen.
• In Engpasszeiten sollten sie steigen, um die Last zu verschieben und so das Netz tatsächlich zu entlasten.

Dezentrale Erzeugung allein senkt die Netzkosten nicht; erst durch intelligente Steuerung und dynamische Preise können dezentrale Komponenten wie Speicher dazu beitragen, den Netzausbaubedarf langfristig zu optimieren.

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Disclaimer / Abgrenzung

Stromzeit.ch übernimmt keine Garantie und Haftung für die Richtigkeit und Vollständigkeit der in diesem Bericht enthaltenen Texte, Massangaben und Aussagen.

Quellenverzeichnis (Juli 2026).

#44: Die Vermessung der Dunkelflaute
https://www.youtube.com/watch?v=mDVKrHkeDVQ

Problem: Dunkelflaute • Wie überbrücken wir Dunkelflauten? | Axel Kleidon
https://www.youtube.com/watch?v=kkuxE_Usw9k

STROMSPEICHER: 100% Wind&PV - Vermessung einer Dunkelflaute bzgl. Stromspeicher-Bedarf VID2025-156
https://www.youtube.com/watch?v=JNxyeryURBc

Was tun gegen die Dunkelflaute? - Mit Prof. Lion Hirth
https://www.youtube.com/watch?v=DGk__l5oZZI

In diesem Artikel diskutieren die Energieökonomen Wolf-Peter Schill und Martin Kittel sowie andere Experten die methodische Erfassung von Dunkelflauten im Kontext der Energiewende. Da das zukünftige Stromsystem primär auf wetterabhängiger Wind- und Solarenergie basiert, untersuchen die Experten, wie Zeiträume mit geringer Erzeugung definiert, gemessen und eingeordnet werden können. Die Quellen erläutern drei verschiedene Analyseansätze: die reine Betrachtung des Erzeugungspotenzials, den Abgleich mit der Stromnachfrage (Residuallast) sowie die Analyse von Marktpreisen. Ein wesentliches Ergebnis ihrer Forschung ist, dass ein integrierter europäischer Stromverbund und ein technologischer Mix die Dauer extremer Knappheitsperioden massiv reduzieren können. Zudem wird betont, dass der Begriff oft politisch instrumentalisiert wird, weshalb eine nüchterne wissenschaftliche Einordnung der Häufigkeit und Schwere solcher Ereignisse für die Planung von Flexibilitätsoptionen unerlässlich ist. Das Gespräch verdeutlicht schliesslich, dass Dunkelflauten zwar eine Herausforderung für die Versorgungssicherheit darstellen, jedoch durch gezielte Strategien und grenzüberschreitenden Austausch beherrschbar bleiben.

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