Stromnetz und Versorgungssicherheit: Steigt das Ausfallrisiko wirklich?

Wenn der Strom kurz weg ist, merkst du es sofort: Router aus, Licht aus, vielleicht steht sogar das E-Auto am Abend nicht voll geladen da. Genau deshalb wirkt die Frage nach möglichen Stromausfällen so nah am Alltag. Gleichzeitig liest man von steigender Nachfrage durch E-Mobilität und Wärmepumpen, von viel zusätzlichem Solarstrom und von Netzen, die „nicht hinterherkommen“. Klingt nach einer Mischung, die Probleme provoziert.

Aber was heißt „Ausfall“ eigentlich konkret, und wie lässt sich das fair messen? Für die Versorgungssicherheit gibt es in Deutschland eine offizielle Kennzahl, die die Bundesnetzagentur veröffentlicht: den SAIDI-Wert. Er bündelt ungeplante Versorgungsunterbrechungen im Jahr und zeigt, wie lange Kundinnen und Kunden im Durchschnitt ohne Strom waren. Wichtig ist dabei auch, was in dieser Kennzahl nicht enthalten ist.

In diesem Artikel ordnen wir die Lage ein, ohne Alarmismus. Du erfährst, warum steigender Stromverbrauch vor allem auf der letzten Meile im Verteilnetz drückt, welche technischen und regulatorischen Hebel kurzfristig entlasten können und weshalb „großflächiger Blackout“ und „lokale Überlast“ zwei sehr unterschiedliche Dinge sind.

Wenn über Versorgungssicherheit gesprochen wird, mischen sich oft persönliche Erfahrungen mit Systemfragen. Ein Sicherungsproblem im Haus fühlt sich wie „Stromnetz“ an, ist aber privat. Ein Kabelschaden in der Straße betrifft ein Viertel. Und ein echtes großräumiges Ereignis wäre noch einmal eine andere Kategorie. Um das einheitlich zu erfassen, nutzt die Bundesnetzagentur den SAIDI-Wert nach Energiewirtschaftsrecht (SAIDIEnWG). Er beschreibt die durchschnittliche Dauer ungeplanter Versorgungsunterbrechungen pro angeschlossenem Endkunden und Spannungsebene innerhalb eines Kalenderjahres.

Sinngemäß nach Bundesnetzagentur: Der SAIDI zeigt, wie viele Minuten Stromkundinnen und -kunden im Mittel pro Jahr ungeplant ohne Versorgung sind, Ereignisse durch höhere Gewalt sind nicht eingerechnet.

Für die Einordnung sind zwei Details entscheidend. Erstens: Netzbetreiber melden laut Bundesnetzagentur nur Unterbrechungen, die länger als 3 Minuten dauern. Sehr kurze Unterbrechungen tauchen also nicht im SAIDI auf. Zweitens: Unterbrechungen durch „höhere Gewalt“ werden nicht eingerechnet, und extreme Wetterereignisse gelten dabei als höhere Gewalt. Das ist sinnvoll, wenn man die Qualität des Netzbetriebs vergleichen will, kann aber dein subjektives Empfinden verzerren, weil ein extremes Unwetter im SAIDI nicht auftauchen muss.

Die veröffentlichten Werte sind dennoch hilfreich, weil sie einen stabilen Trend zeigen. Für 2023 nennt die Bundesnetzagentur einen SAIDI von 12,8 Minuten pro Endkunde. In einer späteren Veröffentlichung wird für 2024 ein Wert von 11,7 Minuten genannt. Diese Größenordnung bedeutet: Im Durchschnitt sind ungeplante Ausfälle selten und kurz. Gleichzeitig ist das nur ein Mittelwert. Einzelne Regionen oder Straßenzüge können deutlich stärker betroffen sein, wenn dort ein lokaler Engpass oder ein Schaden auftritt.

Für die Frage „drohen wieder Ausfälle?“ ist deshalb eine nüchterne Trennung sinnvoll: Die historische Qualität der Versorgung ist hoch, aber die Treiber für lokale Engpässe verändern sich. Das Netzproblem entsteht weniger durch „zu wenig Strom insgesamt“, sondern eher durch die Frage, ob Strom zur richtigen Zeit am richtigen Ort durch die Leitungen passt.

Der Netzausbau wird oft als große „Autobahn“-Frage erzählt: große Trassen, große Umspannwerke, große Politik. In der Praxis sind viele Engpässe aber kleinteiliger. Gerade E-Autos und Wärmepumpen hängen typischerweise am Verteilnetz in Wohngebieten. Wenn dort mehrere Haushalte gleichzeitig laden oder heizen, steigen die Spitzenlasten. Das ist kein abstraktes Modellproblem, sondern eine Frage von Trafo-Leistung und Kabelquerschnitten in deiner Straße.

Wie stark einzelne Geräte Spitzen in Niederspannungsnetzen treiben können, zeigen Auswertungen auf Basis von Smart-Meter-Daten. In einer Arbeit zu Niederspannungs-Feedern werden beispielhafte Beiträge zur Spitzenleistung genannt: Eine Wärmepumpe wird mit etwa 1,2 kW zusätzlicher Spitzenleistung pro Anschluss in einem typischen Feeder-Modell verknüpft, ein E-Auto mit etwa 1,4 kW, und schnelles Laden zu Hause (über 6,5 kW) mit etwa 2,0 kW. Diese Werte sind keine Garantie für jede Straße, aber sie machen das Grundprinzip verständlich: Viele kleine Entscheidungen addieren sich zu einem großen Peak.

Parallel verändert sich die Erzeugungsseite. Fraunhofer ISE beschreibt in seinem Überblick zu Photovoltaik, dass Deutschland inzwischen bei rund 100 GWp installierter PV liegt und politische Zielpfade bis 2030 etwa 215 GWp vorsehen. Mehr Solarstrom ist gut für Klimaziele, stellt das Netz aber vor eine doppelte Aufgabe: Mittags kann viel Leistung einspeisen, abends steigt oft die Nachfrage. Dazu kommt, dass die tatsächliche Spitzen-Einspeisung auf Netzebene nicht einfach der installierten PV-Leistung entspricht. Fraunhofer ISE nennt als grobe Orientierung, dass die gemessene PV-Spitzenleistung im Jahr 2024 bei etwa 50–55 % der installierten DC-Leistung lag. Das klingt nach „Entwarnung“, ist aber eher eine technische Erinnerung: Netzplanung muss mit realen Einspeiseprofilen arbeiten, nicht nur mit Namenplaketten.

Ein dritter Punkt wird oft unterschätzt: Nicht jede Flexibilität ist automatisch verfügbar. Eine Studie von Fraunhofer ISI zur öffentlichen Normalladung (bis 22 kW) zeigt, dass das Verschiebepotenzial in der Praxis messbar, aber derzeit noch relativ klein ist: 9,8 GWh im Jahr 2022 und 18,9 GWh im Jahr 2023 in der untersuchten Abgrenzung. Das ist ein Signal, dass Steuerung grundsätzlich möglich ist, aber es ist kein „Schalter“, der sofort alle Netzprobleme löst. Für das Verteilnetz zählt vor allem, wie viele Fahrzeuge und Wärmepumpen gleichzeitig an einem lokalen Transformator aktiv sind.

Wenn das Stromnetz lokal knapp wird, gibt es zwei grundsätzliche Wege: Leitungen und Transformatoren verstärken, oder Lasten so steuern, dass sie sich besser verteilen. In der Realität braucht es beides. Netzausbau ist physische Infrastruktur und oft zeitintensiv. Flexibilität ist eher eine Betriebs- und Marktfrage, funktioniert aber nur, wenn Messung, Steuerung und Regeln zusammenpassen.

Agora Energiewende hat in einer Analyse zur Flexibilität im Haushalt betont, dass dynamische Preissignale ein großer Hebel sein können, wenn sie sauber gestaltet sind. In den Modellrechnungen wird ein Potenzial von über 100 TWh verschiebbarer Haushaltsnachfrage bis 2035 beschrieben. Gleichzeitig zeigt die Arbeit, dass es nicht reicht, nur den Strompreis dynamisch zu machen. Wenn viele Menschen bei günstigen Preisen gleichzeitig laden, kann das lokale Spitzen sogar verschärfen. Deshalb werden in den Studien auch dynamische Netzentgelte als Ergänzung diskutiert, also ein Signal, das regionale Netzknappheit abbildet.

Auch die Verteilnetzseite wird dabei wichtiger als früher. Hier geht es um praktische Voraussetzungen: Smart Meter, zeitnahe Lastprognosen und Systeme, die Haushaltsgeräte oder Wallboxen nach transparenten Regeln steuern können. DNV beschreibt in einem Bericht für Agora Energiewende, dass die Kombination aus dynamischen Beschaffungstarifen und netzbezogenen Preissignalen ein zentrales Element ist, um Flexibilität so zu aktivieren, dass sie dem Netz hilft statt zu schaden. Für dich als Verbraucher bedeutet das: Es wird nicht nur um „billig laden“ gehen, sondern um „klug laden“ – so, dass dein Komfort bleibt und gleichzeitig der lokale Trafo nicht überlastet.

Natürlich ersetzt Flexibilität keinen Netzausbau auf der überregionalen Ebene. Für die großen Leitungsprojekte und den systemweiten Abgleich von Erzeugung und Verbrauch ist in Deutschland der Netzentwicklungsplan Strom (NEP) der Übertragungsnetzbetreiber eine zentrale Referenz. Er legt Szenarien und Bedarfslinien fest, die dann politisch und planerisch weiterverarbeitet werden. Die technische Quintessenz ist simpel: Je mehr erneuerbare Erzeugung und Elektrifizierung, desto wichtiger werden Transportkapazität, Regelbarkeit und Reserven.

Die gute Nachricht ist: Viele Maßnahmen sind additiv. Selbst wenn ein Kabel erst in einigen Jahren getauscht wird, kann gesteuertes Laden kurzfristig die Spitzen kappen. Umgekehrt macht ein stärkeres Netz flexible Tarife erst wirklich alltagstauglich, weil es Reserven schafft und Engpasssignale seltener zu harten Einschränkungen führen.

Die Frage nach „wieder Ausfällen“ klingt nach einem großen, landesweiten Ereignis. Messdaten wie der SAIDI beziehen sich jedoch auf ungeplante Unterbrechungen, die im Alltag meist lokal entstehen: ein Defekt, ein Kabelschaden, eine Schaltmaßnahme nach einer Störung. Dass der SAIDI 2023 bei 12,8 Minuten und 2024 bei 11,7 Minuten lag, spricht eher für eine robuste Versorgungslage im Mittel. Gleichzeitig sind diese Werte nicht als Garantie zu verstehen, weil sie bestimmte Ereignisse ausklammern und sehr kurze Unterbrechungen nicht erfassen.

Was ist also realistischer, wenn Verbrauch und Einspeisung weiter wachsen, der Ausbau aber nicht überall gleich schnell folgt? Das naheliegendste Szenario sind lokale Engpässe, die sich als erhöhte Störanfälligkeit einzelner Netzabschnitte zeigen können. Beispiele dafür sind überlastete Ortsnetztransformatoren in Neubaugebieten oder Kabel, die häufiger thermisch stark belastet werden. Solche Situationen führen nicht automatisch zu „Blackouts“, aber sie erhöhen den Druck auf Betrieb und Instandhaltung.

Ein zweites, ebenso realistisches Szenario ist, dass die Lösung weniger sichtbar ist als viele erwarten: nicht in Form neuer Leitungen an jeder Ecke, sondern als Mischung aus digitaler Messung, smarter Steuerung und gezieltem Ausbau an Hotspots. Die Forschung rund um Niederspannungsnetze deutet darauf hin, dass schon wenige zusätzliche Kilowatt pro Haushalt den Ausschlag geben können. Genau deshalb sind Steuerung und Preissignale so wichtig. Wenn E-Autos und Wärmepumpen zeitlich verteilt laufen, sinkt die Peak-Belastung, ohne dass du auf Mobilität oder Wärme verzichten musst.

Ein drittes Szenario betrifft die Kommunikation. Weil der SAIDI Ereignisse durch höhere Gewalt ausklammert, kann es Jahre geben, in denen Menschen subjektiv „mehr Ausfälle“ erleben, obwohl die betriebliche Netzqualität stabil ist. Für die öffentliche Debatte ist das heikel: Es lädt zu Fehlinterpretationen ein. Transparenter wäre es, wenn neben dem SAIDI häufiger auch erklärt wird, welche Ereignisse er nicht enthält und warum.

Unterm Strich deutet der Datenstand aus den herangezogenen Quellen auf einen Punkt: Das Stromnetz ist nicht „kurz vor dem Kollaps“, aber es steht unter Umbau- und Anpassungsdruck. Wer Versorgungssicherheit ernst nimmt, sollte weniger in Dramatisierungen denken, sondern in Prioritäten: lokale Engpässe identifizieren, Mess- und Steuertechnik ausrollen, und Ausbauprojekte so planen, dass sie mit dem Tempo der Elektrifizierung mithalten.

Mehr Stromverbrauch durch E-Mobilität und Wärmepumpen trifft auf ein Netz, das vielerorts modernisiert werden muss. Gleichzeitig zeigen die offiziellen SAIDI-Werte der Bundesnetzagentur, dass die durchschnittliche Versorgung in Deutschland sehr stabil ist und ungeplante Unterbrechungen im Mittel nur wenige Minuten pro Jahr ausmachen. Die spannende Frage ist deshalb weniger, ob „der Strom ausgeht“, sondern wo und wann es lokal eng wird. Genau dort entscheiden Netzausbau, bessere Daten und kluge Steuerung darüber, ob die Energiewende reibungslos läuft.

Studien zu Haushaltsflexibilität und zu realen Lastprofilen machen deutlich: Ohne Koordination können neue Verbraucher wie Wallboxen und Wärmepumpen Peaks verstärken, mit passenden Signalen können sie das Netz aber auch entlasten. Das ist keine rein technische Baustelle, sondern auch eine Frage von Tarifen, Messsystemen und verständlichen Regeln. Wenn diese Bausteine zusammenkommen, sinkt das Risiko für unnötige lokale Ausfälle, auch bei steigendem Verbrauch.