Dunkelflaute: Wie sicher ist Strom, wenn Wind und Sonne fehlen?

Du merkst eine stabile Stromversorgung meist nur dann, wenn sie fehlt. Das kann ganz banal anfangen: Der Router startet neu, das Induktionskochfeld geht aus, an der Kasse funktioniert die Kartenzahlung nicht. In Ländern mit sehr zuverlässigen Netzen ist so etwas selten. Trotzdem lohnt es sich zu verstehen, welche Situationen ein System besonders herausfordern – und warum in Deutschland seit einigen Jahren ein Begriff immer wieder in Debatten auftaucht: Dunkelflaute.

Gemeint sind Zeiten, in denen wenig Wind weht und zugleich wenig Sonne scheint. Das ist nicht automatisch eine Krise. Aber es ist ein Stresstest für ein Stromsystem, das zunehmend auf wetterabhängige Erzeugung setzt. Denn dann muss der fehlende Anteil kurzfristig anders bereitgestellt werden: durch flexible Kraftwerke, Speicher, Lastverschiebung, Importe oder Maßnahmen im Netzbetrieb. Genau hier wird es politisch und wirtschaftlich, weil jede Option Kosten, Infrastruktur und Regeln braucht.

Damit diese Diskussion nicht im Bauchgefühl steckenbleibt, braucht es saubere Begriffe und Messgrößen. In Forschung und europäischer Systemplanung spielt dabei besonders die Residuallast eine zentrale Rolle. Und Behörden wie die Bundesnetzagentur nutzen eigene Indikatoren, um die Versorgungssicherheit zu beobachten. Dieser Artikel ordnet das ein, ohne die Komplexität zu verschweigen.

Alltagssprachlich klingt „Dunkelflaute“ nach einem klaren Bild: dunkel, windstill, wenig erneuerbarer Strom. Technisch ist es hilfreicher, nicht nur auf Wind und Sonne zu schauen, sondern auf das, was dem System dann wirklich „übrig bleibt“: die Residuallast. In der Fachliteratur wird sie als Stromnachfrage minus Wind- und Solarstrom beschrieben. Wenn Wind- und Solarproduktion niedrig sind, steigt die Residuallast – und damit der Bedarf an steuerbarer Erzeugung, Speicherentladung, Importen oder Nachfrage-Flexibilität.

Warum diese Sicht so wichtig ist, zeigen neuere Vergleichsstudien zur Erkennung solcher Ereignisse. Ein Ergebnis: Methoden, die direkt an der Residuallast ansetzen, identifizieren „kritische“ Phasen verlässlicher als reine Schwellenwerte für Wind- und Solarleistung. Eine 2024 veröffentlichte Auswertung (Preprint) testet mehrere Verfahren und kommt für Deutschland auf eine nur moderate, aber messbar bessere Treffsicherheit der Residuallast-basierten Ansätze (F-Score im Bereich von rund 0,39 bis 0,41, je nach Methode). Das klingt trocken, bedeutet aber etwas Konkretes: Schon die Definition ist nicht trivial, weil das Risiko nicht nur vom Wetter abhängt, sondern auch davon, wie Kraftwerkspark, Netze und Handel in einer Situation reagieren.

Merksatz: Entscheidend ist nicht, ob Wind und Sonne „schwach“ sind, sondern ob die verbleibende Nachfrage flexibel gedeckt werden kann.

Auch die Dauer spielt eine Rolle. In der Forschung werden Dunkelflauten explizit als mehrtägige Ereignisse betrachtet; einzelne Analysen nennen Zeiträume bis zu 11 Tagen. Für die Praxis heißt das: Nicht nur die maximale Leistung (wie viele Gigawatt kurzfristig fehlen), sondern auch die Energiemenge über mehrere Tage (wie viele Gigawattstunden zu überbrücken sind) entscheidet darüber, welche Technik sinnvoll ist.

Eine Dunkelflaute ist kein einzelner „Schalter“, der das Licht ausmacht. Sie erhöht vor allem die Anforderungen an Steuerbarkeit und Koordination. In Deutschland wird Versorgungssicherheit deshalb auf mehreren Ebenen beobachtet und abgesichert: im laufenden Netzbetrieb, durch Markt- und Reserveinstrumente sowie durch regelmäßige Berichte.

Für das tägliche Funktionieren ist der Unterschied zwischen „genug Energie insgesamt“ und „Strom an der richtigen Stelle“ zentral. Selbst wenn national ausreichend Kraftwerksleistung verfügbar wäre, können regionale Netzengpässe den Transport begrenzen. Dann kommen operative Maßnahmen ins Spiel, etwa Redispatch. In den Dokumenten der Bundesnetzagentur werden Redispatch (inklusive Redispatch 2.0), Reservebeschaffung sowie weitere Maßnahmen wie Unterbrechbare Lasten und grenzüberschreitender Austausch als Bausteine genannt, um Engpässe und Stresssituationen zu beherrschen. Wichtig ist die Einordnung: Redispatch löst typischerweise ein Transportproblem (Leitungen entlasten), nicht automatisch ein Energieproblem (zu wenig Erzeugung über Tage).

Wie wird das systematisch bewertet? Einerseits über Zuverlässigkeitskennzahlen auf Verteilnetzebene. Die Bundesnetzagentur beschreibt hierfür Kennzahlen wie SAIDI und SAIFI: Sie messen, wie lange und wie häufig Kundinnen und Kunden im Schnitt von Stromunterbrechungen betroffen sind. Solche Kennzahlen sind hilfreich, weil sie die reale Alltagserfahrung abbilden. Andererseits nutzt die Systemplanung zunehmend probabilistische Angemessenheitsanalysen, wie sie auf europäischer Ebene von ENTSO-E etabliert werden. Dort werden Risiken nicht als „ja/nein“, sondern als Wahrscheinlichkeit und erwartete Auswirkungen modelliert (typisch sind Größen wie LOLE und EENS). Genau bei Dunkelflauten ist das relevant, weil Wetterlagen, Kraftwerksverfügbarkeit und Importmöglichkeiten zusammenwirken.

Diese Modelle haben aber Grenzen. In der Zusammenfassung der Bundesnetzagentur wird betont, dass Ergebnisse stark von Annahmen abhängen: von Wetter-Zeitreihen, Ausfallwahrscheinlichkeiten konventioneller Anlagen und auch davon, ob grenzüberschreitende Kapazitäten im Ernstfall tatsächlich verfügbar sind. Für dich als Leser heißt das: Wenn unterschiedliche Akteure zu unterschiedlichen Bewertungen kommen, liegt das oft nicht an „falschen Zahlen“, sondern an unterschiedlichen Szenarien und Sicherheitsmargen.

Für die politische Debatte ist außerdem wichtig, dass offizielle Berichte selbst zeitlich altern. Der Monitoringbericht 2021 sowie Berichte aus 2022 sind von 2021 beziehungsweise 2022 und damit älter als zwei Jahre. Sie sind trotzdem wertvoll, weil sie Methoden und Indikatoren erklären – aber sie sind kein Ersatz für aktuelle Systemdaten oder laufende Lagebilder.

Im Alltag merkst du eine Dunkelflaute nicht direkt am Wetterbericht, sondern daran, welche Flexibilität im System gerade gebraucht wird. Wenn Wind und Sonne wenig liefern, steigt die Residuallast. Dann müssen andere Quellen einspringen. Das kann in der Praxis ein Mix sein: regelbare Kraftwerke, Speicher, flexible Verbraucher oder Stromimporte. Welche Kombination genutzt wird, hängt stark von vorhandener Infrastruktur und Marktregeln ab.

Für Unternehmen ist der Punkt besonders handfest: Die Frage lautet weniger „Gibt es überhaupt Strom?“, sondern „Wie planbar und zu welchen Bedingungen ist er verfügbar?“ In Phasen hoher Residuallast steigt der Wert von Flexibilität. Dazu zählen beispielsweise Prozesse, die ihre Leistung verschieben können, ohne die Produktion zu gefährden. Die Bundesnetzagentur nennt als Baustein auch Unterbrechbare Lasten, also vertraglich geregelte Möglichkeiten, Verbrauch temporär zu reduzieren. Für energieintensive Betriebe kann das ein Kosten- und Risikofaktor sein – aber auch eine potenzielle Einnahmequelle, wenn Flexibilität vermarktet werden kann.

Auch regional spielt es eine Rolle. Eine Dunkelflaute ist zunächst ein „Energie-Thema“, doch sie trifft auf ein Netz, das ohnehin mit Engpässen umgehen muss. Wenn gleichzeitig Leitungen ausgelastet sind, wird die operative Steuerung anspruchsvoller: Dann müssen Netzbetreiber nicht nur genügend Erzeugung aktivieren, sondern auch darauf achten, dass der Strom physikalisch dorthin gelangt, wo er gebraucht wird. Genau hier passt Redispatch 2.0 ins Bild: Es erweitert die Steuerungsmöglichkeiten, weil neben großen Kraftwerken auch dezentrale Erzeuger und Verbraucher in den Prozess einbezogen werden können. Das ist technisch und organisatorisch komplex, aber es adressiert ein reales Problem: Engpässe entstehen häufig nicht im Kraftwerk, sondern auf dem Weg zum Verbraucher.

Für Haushalte ist der praktische Hebel meist indirekt. Du wirst typischerweise nicht aufgefordert, „wegen Dunkelflaute“ den Herd auszuschalten. Aber die Energiewende setzt zunehmend auf flexible Nutzung: Ladezeiten von E-Autos, Warmwasser über Wärmepumpen oder der Betrieb von Heimspeichern lassen sich so steuern, dass sie das System entlasten, wenn viel Residuallast ansteht. Der entscheidende Punkt bleibt: Solche Flexibilität hilft besonders gut, wenn sie verlässlich abrufbar ist und in die Systemsteuerung eingebunden wird – und das ist eine Frage von Technik, Standards und Marktprozessen, nicht von App-Optik.

Die Diskussion um Dunkelflauten wird oft emotional geführt, weil sie schnell nach „Versorgungslücke“ klingt. Fachlich ist die Richtung klarer: Erstens braucht es konsistente Definitionen, die mit dem Systemrisiko zusammenhängen. Zweitens braucht es Planung, die Wetter und Technik gemeinsam betrachtet. Drittens braucht es Investitionen und Regeln, die Flexibilität wirklich nutzbar machen.

Zu Punkt eins liefern neuere Arbeiten konkrete Hinweise: Residuallast-basierte Erkennungs- und Bewertungsmethoden schneiden in Validierungen besser ab als reine Wind-/Solar-Schwellen. Gleichzeitig zeigen die Ergebnisse auch: Die Treffsicherheit ist nur moderat. Das ist kein Makel der Wissenschaft, sondern ein Hinweis darauf, dass „Dunkelflaute“ allein nicht das Risiko erklärt. Ob aus einem wetterbedingten Defizit ein Problem wird, hängt von Kraftwerksverfügbarkeiten, Speicherständen, Netzrestriktionen und vom Zusammenspiel über Ländergrenzen ab.

Zu Punkt zwei ist der europäische Kontext entscheidend. ENTSO-E etabliert Methodiken für Angemessenheitsanalysen, die probabilistisch arbeiten und genau solche Wechselwirkungen abbilden sollen. In der Praxis bedeutet das: Nicht eine einzelne „Worst-Week“ entscheidet, sondern viele Wetterjahre, viele Ausfallannahmen und viele Handelskonstellationen. Die Bundesnetzagentur verweist in ihren Berichten ebenfalls auf die Sensitivität solcher Bewertungen: Schon Änderungen bei Wetter-Zeitreihen oder Importannahmen können Risikobilder verschieben. Für die Politik ist das unbequem, aber ehrlich: Versorgungssicherheit ist kein statischer Zustand, sondern eine Managementaufgabe.

Zu Punkt drei geht es um den Werkzeugkasten. Kurzfristig helfen operative Maßnahmen wie Redispatch und Reservebeschaffung, um Engpässe zu überbrücken. Mittel- und langfristig wird Flexibilität zum Kern: Speicher (vor allem, wenn sie länger als nur einige Stunden wirken), steuerbare Lasten, schnell regelbare Erzeugung und Netzausbau. Die Literatur warnt zudem indirekt vor einer typischen Denkfalle: Wer nur über „Leistung“ spricht, übersieht die Energie über mehrere Tage. Gerade Dunkelflauten machen die Dauer zum entscheidenden Parameter.

Eine pragmatische Konsequenz daraus: In Debatten lohnt es sich, nach der Residuallast zu fragen und nach den konkreten Hebeln, die sie in einer mehrtägigen Phase drücken können. Das verschiebt den Fokus weg von Schlagworten hin zu überprüfbaren Systemfragen: Wie viel flexible Energie ist abrufbar? Wie schnell? Und an welchen Netzknoten?

Dunkelflauten sind weniger ein Mythos als ein nützlicher Name für eine reale Herausforderung: mehrtägige Phasen mit wenig Wind- und Solarstrom. Ob daraus ein Versorgungsproblem wird, entscheidet sich aber nicht allein am Wetter, sondern am Zusammenspiel von Flexibilität, Netzen und Regeln. Die Residuallast ist dafür ein besonders gut verständliches Signal, weil sie direkt zeigt, wie viel „Zusatz“ das System gerade braucht. Offizielle Indikatoren wie SAIDI/SAIFI helfen, die Alltagserfahrung im Netz im Blick zu behalten, während europäische Angemessenheitsmodelle das Risiko probabilistisch bewerten. Wichtig ist, beides zusammenzudenken: lokale Netzrealität und systemweite Energiemengen über mehrere Tage.