WINDSTILLE IM WINTER · 20. OKTOBER 2026

Stillstehende Windräder im Nebel über einem bereiften Feld bei grauem Winterhimmel, KI-generiert

Wie Deutschland im Winter eine Dunkelflaute überbrückt

Erzeugen Windräder und Solarmodule tagelang kaum Strom, springen Kohle- und Gaskraftwerke, Nachbarländer und Speicher ein. Im November und Dezember 2024 kostete das teure Börsenstunden, der Strom floss trotzdem ohne Unterbrechung.

VON MARTIN JENDRISCHIK · 9 Min. LESEN

Eine Dunkelflaute beginnt meist mit einem ruhigen Hochdruckgebiet über Mitteleuropa. Der Wind schläft ein, tiefe Wolken oder Nebel dämpfen die ohnehin schwache Wintersonne. Eine amtliche, einheitliche Definition gibt es bis heute nicht. Behörden und Forschungsgruppen ziehen die Grenze an unterschiedlichen Stellen und kommen deshalb zu unterschiedlichen Häufigkeiten.

Mit jedem Windrad und jedem Solardach wächst das Gewicht dieser Wetterlagen für die Stromversorgung. Dunkelflauten gehören zum mitteleuropäischen Winter. Entscheidend ist, wie lange eine Dunkelflaute dauert, wie kalt es dabei wird und welche Reserven das Stromsystem dann abrufen kann.

Inhalt

Was gilt als Dunkelflaute?

Als Dunkelflaute gilt eine Phase von mindestens zwei Tagen, in der Wind- und Solaranlagen zusammen nur einen kleinen Bruchteil ihrer installierten Leistung erreichen. Wie klein dieser Bruchteil sein muss, legt jede Institution selbst fest. Die Bundesnetzagentur setzt die Schwelle bei 15 Prozent über mindestens 48 Stunden, so steht es in ihrer gemeinsamen Untersuchung mit dem Bundeskartellamt vom Oktober 2025.

Der Deutsche Wetterdienst (DWD) wählte für eine europaweite Auswertung im März 2018 eine strengere Grenze von zehn Prozent der Nennleistung. Forschende um Fabian Mockert vom Karlsruher Institut für Technologie (KIT) gingen in einer Studie zu Wetterregimen noch tiefer und zählten erst unter sechs Prozent. Je niedriger die Schwelle, desto seltener und kürzer fallen die Ereignisse aus.

Institution	Schwelle (Anteil an installierter Leistung)	Mindestdauer
Bundesnetzagentur (2025)	unter 15 %	48 Stunden
Deutscher Wetterdienst (2018)	unter 10 %	48 Stunden
KIT, Mockert et al. (2022/2023)	unter 6 %	48 Stunden

Quelle: Bundesnetzagentur und Bundeskartellamt (Oktober 2025), DWD (März 2018), Mockert et al. (Preprint Dezember 2022, erschienen 2023 in Meteorological Applications).

Eine Sonderform heißt kalte Dunkelflaute. Hier trifft die Flaute auf Frost, und der Strombedarf für Heizung und Licht steigt genau dann, wenn Wind und Sonne ausbleiben. Die KIT-Gruppe fand solche Lagen vor allem bei einem Hoch über Grönland, Deutschland war dabei bis zu vier Grad kälter als üblich. Über alle Dunkelflauten hinweg lag die Stromnachfrage um bis zu sieben Prozent höher, gerechnet mit den Verhältnissen von 2017.

Welche Wetterlage steckt hinter einer Dunkelflaute?

Meist liegt ein stabiles Hoch direkt über Mitteleuropa, das der DWD als Großwetterlage „Hoch Mitteleuropa” führt. Unter diesem Hoch fehlen die Druckunterschiede, die den Wind antreiben, und im Winter liefert die Sonne ohnehin wenig Energie. Die KIT-Forschenden fanden während 22,2 Prozent der Dunkelflauten-Zeit ein europäisches Blockadehoch, häufiger als jedes andere Wetterregime. Es folgten Hochs über Skandinavien und Grönland.

Solche Hochs bleiben oft mehrere Tage ortsfest. Die Forschenden zeigten, dass Dunkelflauten vor allem dann entstehen, wenn ein Wetterregime sich fest etabliert und länger hält als gewöhnlich. Ihre Datenbasis umfasste die Jahre 1979 bis 2018, die meisten Ereignisse fielen in Herbst und Winter, die längsten in den Dezember.

Am Rand dieser Hochs weht der Wind häufig kräftig. Laut der klimatologischen Einordnung der Novemberflaute 2024 durch den DWD lag Deutschland in der ersten Novemberwoche sechs Tage lang unter „Hoch Mitteleuropa”. Zur selben Zeit wehte der Wind in Nordschweden überdurchschnittlich stark, der schwedische Windstromanteil lag im November 2024 laut DWD erstmals über 30 Prozent.

Wie oft und wie lange tritt eine Dunkelflaute auf?

In Deutschland treten nach der KIT-Auswertung im Schnitt 4,3 Dunkelflauten pro Jahr auf, jede dauert durchschnittlich 3,4 Tage. Die längste Dunkelflaute im Zeitraum 1979 bis 2018 hielt acht Tage an. Die Zahl schwankt stark von Jahr zu Jahr: In den Wintern 1995/96 und 1996/97 zählten die Forschenden neun und zehn Ereignisse.

Wie oft eine Dunkelflaute das Stromsystem trifft, hängt stark vom Kraftwerksmix ab. Der DWD rechnete 2018 mit den Leistungsdaten damaliger Anlagen durch, wie oft die Erzeugung 48 Stunden lang unter zehn Prozent der Nennleistung blieb. Je breiter der Erzeugungsmix, desto seltener blieb die Leistung unter der Schwelle.

Erzeugungsmix	Fälle pro Jahr (48 h unter 10 % Nennleistung)
Nur Windkraft an Land, Deutschland	ca. 23
Wind an Land und auf See, Deutschland	13
Wind an Land, auf See und Photovoltaik, Deutschland	2
Wind und Photovoltaik, europaweit betrachtet	0,2

Quelle: Deutscher Wetterdienst, Klima-Pressekonferenz vom 6. März 2018. Andere Schwellenwerte und Zeiträume führten laut DWD zu ähnlichen Ergebnissen.

Eine Zunahme durch den Klimawandel lässt sich bisher nicht erkennen. Der DWD fand für die Großwetterlage „Hoch Mitteleuropa” seit dem Winter 1950/51 keinen signifikanten Trend. Im Mittel trat sie an 8,19 Tagen pro Winterhalbjahr auf, mit einem Höchstwert von 23 Tagen im Winter 2011/12. Die längste zusammenhängende Phase pro Winter dauerte im Schnitt gut vier Tage, auch hier ohne Trend.

Was geschah bei den Dunkelflauten im November und Dezember 2024?

In der ersten Novemberwoche und Mitte Dezember 2024 stiegen die Großhandelspreise für Strom auf bis zu 936 Euro je Megawattstunde. Im Jahresmittel 2024 hatte die Megawattstunde in der Day-Ahead-Auktion, dem Handel für den Folgetag, rund 79 Euro gekostet. Die Bundesnetzagentur zählte 35 von 1.464 Stunden im November und Dezember mit Preisen über 300 Euro. Davon fielen 34 in die beiden Flauten.

Dunkelflaute im November 2024: Stromerzeugung aus Wind und Photovoltaik gegenüber der Last in Deutschland — Wind- und Solarstrom gegenüber der Last, 1. bis 9. November 2024. Daten: Energy-Charts.info, Fraunhofer ISE. Grafik: Cleanthinking.de

Der Preisausschlag löste eine Debatte über zurückgehaltene Kraftwerke aus (mehr dazu: Faktencheck zur Strompreis-Debatte und Blackout-Ängsten). Bundesnetzagentur und Bundeskartellamt prüften daraufhin die Daten von EnBW, LEAG, RWE, Uniper und Vattenfall. „Die hohen Preise in dieser Zeit waren also nicht das Ergebnis kartellrechtswidrigen Verhaltens”, sagt Kartellamtspräsident Andreas Mundt.

Die Behörden fanden einen fast vollständig ausgelasteten Kraftwerkspark. In der teuersten Stunde zwischen 17 und 18 Uhr waren am Markt noch etwa 4,5 Gigawatt im November und 3,4 Gigawatt im Dezember verfügbar. Braun- und Steinkohlekraftwerke liefen umfassend, bei Gas- und Pumpspeicherkraftwerken blieben kleine Reste. Zusätzlich standen zwölf bis 13 Gigawatt an Reserven und Regelenergie bereit.

Führt eine Dunkelflaute zum Stromausfall?

Bei den Dunkelflauten 2024 gingen in Deutschland keine Lichter aus, teuer wurde nur der Strom an der Börse. Die Bundesnetzagentur stellte für beide Flauten fest, dass die sichere Stromversorgung zu jedem Zeitpunkt gewährleistet war. Steigt der Börsenpreis, lohnt sich der Einsatz teurer Kraftwerke, zusätzlicher Importe und flexibler Verbraucher.

Ein Stromausfall entsteht meist im Netz: Ein Bagger trifft ein Kabel, ein Sturm reißt eine Leitung, ein Schutzsystem schaltet falsch. Die Bundesnetzagentur maß für 2024 im Schnitt 11,7 Minuten ungeplante Unterbrechung je Letztverbraucher, nach 12,8 Minuten im Jahr 2023. Im Jahr der beiden Dunkelflauten waren Haushalte und Betriebe damit kürzer ohne Strom als im Vorjahr.

Auch der große Stromausfall in Spanien und Portugal am 28. April 2025 hatte eine technische Ursache. Das Expertengremium des europäischen Netzbetreiberverbands ENTSO-E nennt in seinem Abschlussbericht vom März 2026 Lücken in der Spannungsregelung, schnelle Spannungsanstiege und kaskadierende Abschaltungen von Kraftwerken.

Wie überbrückt Deutschland eine Dunkelflaute heute

Deutschland deckt eine Dunkelflaute heute mit steuerbaren Kraftwerken, Stromimporten und Speichern. Ende 2024 verfügte das Land laut Bundesnetzagentur über rund 105,5 Gigawatt steuerbare Leistung. Dazu zählen Kohle, Gas, Biomasse, Wasserkraft, Pumpspeicher und Batterien.

Über die europäische Marktkopplung fließt Strom automatisch dorthin, wo er am teuersten ist. Deutschland hatte in vielen Stunden der Flauten 2024 die höchsten Preise im gekoppelten europäischen Markt und importierte im Rahmen der verfügbaren Leitungskapazität. Nach Einschätzung der Behörden verhinderten diese Importe noch extremere Preisspitzen.

Mit Batteriespeichern glätten Betreiber die Abendspitze, wenn der Preis am höchsten steigt. Münch Energie hat dafür bei Merseburg einen Großspeicher ans Netz gebracht. Für eine Flaute von mehreren Tagen reicht die Ladung solcher Batterien nicht, in den teuersten Stunden speisen sie aber zuverlässig ein.

Ungenutzte Reserven sehen die Behörden vor allem bei der Biomasse. Biomasse, Wasserkraft und sonstige konventionelle Kraftwerke haben zusammen rund 29 Gigawatt installierte Leistung, marktlich genutzt wurden historisch nur etwa 18 Gigawatt. Die Bundesnetzagentur fordert deshalb eine flexiblere Fahrweise, damit diese Anlagen gezielt in knappen Stunden einspeisen.

Was braucht Deutschland künftig gegen lange Dunkelflauten?

Deutschland braucht bis 2035 zusätzliche steuerbare Leistung, flexible Verbraucher und Langzeitspeicher. Die Bundesnetzagentur beziffert im Versorgungssicherheitsmonitoring vom September 2025 den Bedarf auf bis zu 22,4 Gigawatt neue steuerbare Kapazität. Verzögert sich die Energiewende, steigt er auf bis zu 35,5 Gigawatt.

Einen ersten Teil hat der Bundestag im Juli 2026 mit dem Gesetz zur Sicherung der Versorgungssicherheit Strom beschlossen. Der Bund schreibt danach elf Gigawatt aus, die neuen Anlagen sollen spätestens ab 2031 bereitstehen. Die Kraftwerke müssen wasserstofffähig sein und ab 2045 klimaneutral laufen. Die EU-Kommission genehmigte die Förderung Anfang September 2026, kurz darauf lief der erste Gebotstermin (Stand September 2026; mehr dazu: Reiches Kraftwerksstrategie und ihre Risiken).

Was Langzeitspeicher beitragen, haben Martin Kittel, Alexander Roth und Wolf-Peter Schill vom DIW Berlin für 35 historische Wetterjahre durchgerechnet. Ihre Ergebnisse erschienen im Mai 2026 in Nature Communications. Die extremste europaweite Dunkelflaute fiel in den Winter 1996/97. Um sie bei politisch geplantem Netzausbau zu überbrücken, braucht ein kostenoptimales System 351 Terawattstunden Langzeitspeicher, rund sieben Prozent des europäischen Jahresstrombedarfs.

Mehr grenzüberschreitende Strom- und Wasserstoffleitungen senken diesen Speicherbedarf deutlich, rechnen die DIW-Forschenden vor. Fossile Reservekraftwerke mit anschließender CO₂-Entnahme ersetzen die Speicher dagegen nur begrenzt. Dass Langzeit-Batteriespeicher einen Teil der geplanten Gaskraftwerke günstiger ersetzen können, legt eine Studie zur Kraftwerksstrategie nahe. Kittel hat auch einen viel zitierten Dunkelflaute-Vergleich in der „Welt” eingeordnet (mehr dazu: Wetzels Vergleich und Kittels Gegenrede).

Der DWD kam schon 2018 zu dem Ergebnis: Wind an Land und auf See, Photovoltaik und ein europäischer Stromverbund senken das Risiko einer Dunkelflaute deutlich. Für die verbleibenden Tage im Jahr hält Deutschland Reserveleistung vor. Sie soll künftig stärker aus Speichern, flexiblen Verbrauchern und wasserstofffähigen Kraftwerken kommen (mehr dazu: Siebenschläfer, Hitzesommer und der Mythos Grundlast).

QUELLEN