Kein Begriff beschäftigt die deutsche Energiedebatte so hartnäckig wie die Dunkelflaute. Er klingt düster, und das ist kein Zufall: Er bezeichnet jene Wetterlagen, in denen weder Wind weht noch Sonne scheint - und damit das Worst-Case-Szenario für ein Stromsystem, das zunehmend auf genau diese beiden Energiequellen setzt. Im Dezember 2024 war die Dunkelflaute keine abstrakte Planungsgröße mehr, sondern gelebte Realität: Der Börsenpreis für Strom erreichte einen Rekordwert von 936 Euro pro Megawattstunde - mehr als auf dem Höhepunkt der Energiekrise nach dem russischen Angriff auf die Ukraine. Das war kein Einzelereignis, sondern ein Vorbote: Erst seit diesem Winter führten solche Situationen zu derart hohen Preisspitzen - auch Anfang November 2024 gab es bereits eine Dunkelflaute, die die Preise auf über 800 Euro pro Megawattstunde trieb.
Wie gefährlich ist die Dunkelflaute wirklich? Wie häufig tritt sie auf, wie lange dauert sie, und was passiert in einem Stromsystem, das 2030 zu 80% aus erneuerbaren Energien gespeist werden soll? Dieser Aufsatz versucht, das Phänomen nüchtern zu analysieren - jenseits sowohl der Alarmisten, die den Blackout an die Wand malen, als auch der Verharmloser, die es als gelöstes Problem betrachten.
Der Begriff ist, trotz seiner weiten Verbreitung, nicht einheitlich definiert. Im engsten Sinne bezeichnet er die gleichzeitige Kombination aus Windstille und fehlender Sonneneinstrahlung - also das simultane Versagen beider großen wetterabhängigen Energiequellen. Viele Studien untersuchen Perioden, in denen die kombinierte Einspeisung aus Wind und Solar unter 10% ihrer installierten Nennleistung fällt und dies für mindestens 48 Stunden anhält.
Die meteorologische Ursache ist eine großräumige, stabile Hochdrucklage über Mitteleuropa. Hochdruckgebiete bringen ruhiges, oft bedecktes Wetter: kaum Wind, viel Bewölkung, im Winter kurze Tage. In Deutschland kann die Stromerzeugung aus Windenergie bei solchen Wetterlagen auf unter 2% der installierten Leistung absinken. Bei 150 Gigawatt installierter Wind- und Solarleistung bedeutet das: Statt theoretisch möglicher 150 Gigawatt liefern erneuerbare Energien vielleicht drei bis fünf Gigawatt - ein Bruchteil dessen, was gebraucht wird.
Besonders heimtückisch ist das Zusammentreffen zweier gegenläufiger Effekte: Im Winter steigt der Strombedarf, zum Beispiel fürs Heizen und fürs Licht, gleichzeitig sorgen Windstillen und die dunkle Jahreszeit dafür, dass Photovoltaik- und Windenergieanlagen nur wenig Strom produzieren können. Die Dunkelflaute trifft das System also an seinem schwächsten Punkt.
Über die Häufigkeit von Dunkelflauten gibt es unterschiedliche Studien mit teils erheblich abweichenden Ergebnissen - was vor allem an den unterschiedlichen Definitionen liegt.
Laut einer Studie des Instituts für Meteorologie und Klimaforschung Troposphärenforschung treten Dunkelflauten in Deutschland durchschnittlich zweimal jährlich auf und dauern zwischen zwei und acht Tagen an. Das Karlsruher Institut für Technologie kommt mit einem längeren Analysezeitraum von 1979 bis 2018 auf durchschnittlich 4,6 Dunkelflauten pro Jahr, was den Unterschied in der Definition widerspiegelt. 1KOMMA5° analysierte auf Basis von rund einer Million Datenpunkten: In den vergangenen zehn Jahren kam es in Deutschland im Durchschnitt lediglich zu etwa drei Dunkelflauten pro Jahr, die länger als 48 Stunden dauerten.
Was alle Studien eint: Die kürzeren, häufigen Ereignisse sind planbar. Das eigentliche Risiko liegt in den seltenen, langen Extremereignissen. In einem Zeitraum von 40 Jahren gab es jedes Jahr einen Zeitraum von etwa fünf aufeinanderfolgenden Tagen mit einem durchschnittlichen Windkapazitätsfaktor von unter 10%, und alle zehn Jahre einen entsprechenden Zeitraum von knapp acht Tagen.
Für 2025 liefert eine aktuelle Auswertung ein konkretes Bild: Selbst kürzere Dunkelflauten mit einer Dauer von mindestens 24 Stunden blieben die Ausnahme - insgesamt traten lediglich sieben solcher Phasen auf, ausschließlich in den Wintermonaten. Die längste dauerte im Februar rund 89 Stunden. Zusammengenommen machten alle Dunkelflauten des Jahres lediglich 407 Stunden aus.
Wichtig für die Einordnung: Demgegenüber stehen mehr als 1.000 Stunden, in denen Strom an der Börse für einen Cent oder weniger pro Kilowattstunde gehandelt wurde - allein im Juni 2025 waren es fast 200 Stunden mit extrem niedrigen Preisen, vor allem dank hoher Solarstromerzeugung. Das Stromsystem kämpft also gleichzeitig gegen zwei entgegengesetzte Probleme: zu wenig Strom in Dunkelflauten, zu viel Strom bei Sonnenhöchstleistung. Das ist keine Paradoxie, sondern das strukturelle Dilemma der Energiewende.
Dunkelflauten sind kein neues Phänomen. Was sich verändert, ist ihre Relevanz. Trotz des massiven Ausbaus erneuerbarer Energien sind Dunkelflauten in den vergangenen zehn Jahren nicht häufiger geworden - das ist der Befund des Deutschen Wetterdienstes und deckt sich mit internationalen Klimastudien. Daten zeigen für die Vergangenheit keine Zunahme der Häufigkeit oder Dauer solcher Ereignisse.
Das Problem liegt woanders: Je mehr ein Stromsystem auf wetterabhängige Quellen setzt, desto größer wird die Lücke, die eine Dunkelflaute reißt. Ein System, das zu 20% von Wind und Solar abhängt, übersteht eine Flaute ohne nennenswerte Schwierigkeiten. Eines, das zu 80% darauf angewiesen ist, steht vor einem fundamental anderen Problem. Deutschland war 2024 bei rund 67% Erneuerbaren-Anteil, bis 2030 sollen es 80% sein.
Die Gleichung ist einfach: Je höher der Anteil der erneuerbaren Energien, desto tiefer der Einbruch bei einer Dunkelflaute - und desto mehr steuerbare Reserve muss vorgehalten werden, um die Lücke zu schließen. Wenn über einen Zeitraum von 48 Stunden weniger als 10% der Nennleistung verfügbar sind, ist der Bedarf nicht vollständig gedeckt. Daher müssen auch für kleinere Engpässe entsprechende Überbrückungslösungen bereitstehen.
Es gibt allerdings einen klimawandelbedingten Aspekt, der echte Unsicherheit erzeugt: Während die Häufigkeit von Dunkelflauten stabil bleibt, verschieben sich die Risikoverteilungen. Extremereignisse - also besonders lange oder intensive Flauten - könnten in einer veränderten Atmosphärendynamik anders verteilt sein als in historischen Daten. Hier besteht nach wie vor Forschungsbedarf.
Der Dezember 2024 hat gezeigt, was passiert, wenn Angebot und Nachfrage im Strommarkt auseinanderfallen. Am späten Donnerstagnachmittag zwischen 17 und 18 Uhr kostete eine Megawattstunde Strom im deutschen Stromgroßhandel 936 Euro - fast 94 Cent je Kilowattstunde. Zum Vergleich: Im Tagesdurchschnitt kostete eine Megawattstunde am Donnerstag 395 Euro, am windreichen 6. Dezember lag der Preis dagegen im Schnitt nur bei 86 Euro.
Diese extremen Preisspitzen treffen nicht alle gleich. Haushaltskunden mit Festpreisverträgen merken davon kurzfristig nichts - ihre Verträge puffern die Schwankungen ab, zumindest bis zur nächsten Vertragsverlängerung. Industrieunternehmen, die Strom direkt an der Börse kaufen, treffen diese Peaks unmittelbar und können erhebliche Verluste erleiden. Insgesamt wurden rund 100 Stunden mit besonders hohen Preisen beobachtet, was den Großhandels-Strompreis im Jahresschnitt um etwa drei Euro pro Megawattstunde erhöht hat. Das ist im Jahresdurchschnitt noch verkraftbar - aber die Richtung ist klar.
Hinzu kommt ein strukturelles Problem des Strommarkts: der sogenannte Merit-Order-Effekt. Weil Gaskraftwerke als teuerste Erzeuger den Marktpreis setzen, wenn sie gebraucht werden, heben sie in Dunkelflauten die Kosten für alle anderen mit an. Je häufiger Gaskraftwerke einspringen müssen, desto teurer wird der Strom - auch für jene, die ihn aus günstigen erneuerbaren Quellen beziehen.
Ein weiterer ökonomischer Aspekt, der selten diskutiert wird: die Kosten der Vorhaltekapazität. Kraftwerke, die nur während Dunkelflauten laufen, müssen sich über sehr wenige Betriebsstunden finanzieren. Das macht ihre Kilowattstunde extrem teuer - und erklärt, warum staatliche Förderung für neue Gaskraftwerke nötig ist: Der Markt allein kann Kapazitäten, die nur selten benötigt werden, nicht wirtschaftlich betreiben.
Das wichtigste und am häufigsten unterschätzte Merkmal einer Dunkelflaute ist ihre geografische Ausdehnung. Die Hochdruckgebiete, die sie verursachen, sind großräumig - sie erstrecken sich über Hunderte oder gar Tausende Kilometer. Bei einer typischen Dunkelflaute durch Hochdruckgebiete über Mitteleuropa haben andere Teile Europas - etwa der nördliche Bereich Skandinaviens - überdurchschnittliche Windverhältnisse. Das ist die gute Nachricht. Die schlechte: Die direkte Nachbarschaft - Frankreich, die Benelux-Länder, Österreich, die Schweiz - ist in der Regel gleichzeitig betroffen.
Das europäische Verbundnetz, das 36 Länder mit rund 500 Millionen Menschen umfasst, ist in normalen Zeiten eine enorme Stärke. Überschuss in Dänemark senkt die Preise in Norddeutschland; günstiger Sonnenstrom aus Spanien findet seinen Weg über Frankreich nach Deutschland. In einer Dunkelflaute kehrt sich diese Logik um: Alle suchen gleichzeitig Strom, niemand hat ihn im Überfluss. Preise schießen europaweit hoch, nicht nur in Deutschland.
Frankreich ist hier ein besonderer Fall. Die nuklearen Erzeugungskapazitäten der 57 französischen Kernkraftwerke trugen im Jahr 2024 mehr als 65% zum französischen Strommix bei, und Frankreich war Nettostromexporteur mit annähernd 105 Terawattstunden Stromexporten. Kernkraft ist wetterunabhängig und damit ein struktureller Dunkelflauten-Puffer. Allerdings hat Frankreich diese Stabilität teuer bezahlt: Im Winter 2016/17, als zahlreiche Reaktoren gleichzeitig wegen Wartung und Rissen an Rohrleitungen abgeschaltet waren, musste Frankreich seinerseits massiv Strom importieren - und stellte fest, dass ein System, das zu stark auf eine einzige Technologie setzt, seine eigenen Schwächepunkte hat.
Heute werden Dunkelflauten in Deutschland primär durch Gas- und Kohlekraftwerke überbrückt. Deutschland hält derzeit etwa 65 Gigawatt an regelbarer Leistung aus Gas- und Kohlekraftwerken bereit, um Engpässe zu überwinden. Diese Anlagen laufen in normalen Zeiten kaum - sie warten auf ihren Einsatz. Das macht sie teuer im Betrieb, aber unverzichtbar für die Versorgungssicherheit.
Das Problem: Durch den Kohleausstieg (bis 2038 vollständig, in Nordrhein-Westfalen bereits 2030) und den bereits vollzogenen Atomausstieg schrumpft dieser Reserve-Pool erheblich. Neue Gaskraftwerke sollen die Lücke schließen - aber sie kommen spät und sind zahlenmäßig knapp dimensioniert.
Pumpspeicherkraftwerke pumpen bei Stromüberschuss Wasser in Bergbecken hinauf und lassen es bei Bedarf durch Turbinen ab. Sie reagieren in Sekunden und sind hocheffizient - aber ihr Energieinhalt reicht typischerweise für sechs bis acht Stunden Volllastbetrieb. Für kurze Bedarfsspitzen sind sie ideal; als Lösung für mehrtägige Dunkelflauten taugen sie nicht.
Der Ausbau ist zudem geographisch stark begrenzt. Deutschland hat kaum noch geeignete Standorte; die Alpenländer Österreich und Schweiz haben mehr Potenzial, sind aber ihrerseits auf ihre eigene Versorgung angewiesen.
Elektroautos, jeweils mit einer 60 Kilowattstunden-Batterie ausgestattet, könnten in Summe eine Kapazität von 1,2 Terawattstunden bereitstellen. Summiert man die kurzfristige Speicherung von Pumpspeichern sowie Batteriespeicherung in Anlagen und Elektroautos, kommt man auf knapp 600 Gigawattstunden Speicherkapazität - das reicht aktuell lediglich für den Energiebedarf eines halben Tages. Dunkelflauten lassen sich also aller Wahrscheinlichkeit nach auch in Zukunft nicht alleine mit Kurzzeitspeichern bewältigen.
Batteriespeicher wachsen rasant - sowohl als stationäre Großspeicher als auch durch die zunehmende Zahl von Elektrofahrzeugen. Ihre fundamentale Schwäche bei Dunkelflauten ist jedoch nicht die Leistung (Megawatt), sondern die Energiemenge (Megawattstunden): Sie können schnell viel abgeben, aber nicht lange.
Die vielversprechendste mittelfristige Lösung liegt nicht in Deutschland, sondern in Skandinavien. Die norwegische Wasserkraft kann sehr schnell auf Bedarfsschwankungen reagieren: Sie kann Strom in großem Umfang exportieren, wenn in Europa wenig Wind und Sonne verfügbar sind - und umgekehrt auch importieren, wenn es gerade ein Überangebot und damit niedrige Preise gibt. Diese Flexibilität ist einzigartig: Norwegens Gebirgsseen sind de facto riesige natürliche Batterien, die saisonale Energie speichern können.
Norwegen ist über sogenannte Interkonnektoren - leistungsstarke Unterseekabel - mit dem kontinentaleuropäischen Stromnetz verbunden, mit direkten Verbindungen zu den Niederlanden, Dänemark, Deutschland und Großbritannien. Das Nordlink-Kabel zwischen Norwegen und Deutschland ist dabei besonders relevant. Analysen zeigen: Allein durch den Ausbau der norwegischen Wasserkraft um elf Gigawatt und den Ausbau der Interkonnektoren kann der Investitionsbedarf in Europa deutlich reduziert werden - konkret um rund 70 Gigawatt an zusätzlicher Kapazität bei anderen Quellen.
Die Einschränkung: Auch Norwegen ist nicht unbegrenzt exportfähig. Bei sehr langen europäischen Dunkelflauten sinken die Wasserstände in den Reservoirs. Und Norwegen hat auch einen eigenen Strombedarf - vor allem im Winter, wenn die eigene Nachfrage hoch ist. Politische Spannungen über Exportquoten haben in Norwegen bereits zu einer Debatte geführt.
Eine der am meisten unterschätzten Ressourcen für das Dunkelflauten-Problem liegt nicht bei den Erzeugern, sondern bei den Verbrauchern. Demand-Response - auf Deutsch Laststeuerung oder Lastverschiebung - bezeichnet die Fähigkeit von Verbrauchern, ihren Stromverbrauch zeitlich zu verschieben oder kurzfristig zu reduzieren, wenn das Netz es erfordert.
Das Umweltbundesamt schätzt das technische Potenzial des Demand-Side-Managements in der deutschen Industrie auf sechs Gigawatt. Andere Studien kommen auf höhere Werte: Kurzfristig kann ein Potenzial an industrieller Lastflexibilität im Umfang von bis zu zehn Gigawatt aktiviert werden. Hinzu kommt das Potenzial aus Haushalten: Wärmepumpen, die für einige Stunden abgesenkt werden können, Elektrofahrzeuge, die ihre Ladezeiten verschieben, Heizungen mit Wärmespeichern, die vorausschauend geladen werden.
Das Problem ist kein technisches, sondern ein organisatorisches: Die Infrastruktur für automatisierte Laststeuerung - intelligente Stromzähler, dynamische Tarife, Echtzeit-Signale vom Netz - ist in Deutschland noch nicht flächendeckend ausgebaut. Die Umsetzung ist anspruchsvoll, und die Rahmenbedingungen stimmen noch nicht. Das ist kein unlösbares Problem, aber eines, das Zeit und politischen Willen braucht.
Die einzige technisch plausible Antwort auf wochenlange Dunkelflauten ist saisonale Langzeitspeicherung - und der am weitesten entwickelte Kandidat dafür ist Wasserstoff in unterirdischen Salzkavernen.
Die Idee ist nicht neu: Deutschland nutzt bereits ein umfassendes System unterirdischer Gasspeicher. Ende 2023 standen in Deutschland 44 unterirdische Gasspeicher mit einer nutzbaren Speicherkapazität von rund 250 Terawattstunden zur Verfügung - das entspricht rund einem Drittel des bundesweiten Erdgasverbrauchs. Theoretisch ließe sich dieses System für Wasserstoff nutzen. Praktisch ist es komplizierter: Aufgrund der niedrigeren volumetrischen Energiedichte von Wasserstoff bieten die in Deutschland vorhandenen Erdgaskavernenspeicher eine Speicherkapazität von 168 Terawattstunden für Erdgas, aber nur 33 Terawattstunden für Wasserstoff.
33 Terawattstunden klingt nach viel - ist es für den Einsatz als Dunkelflauten-Reserve aber weniger, als es scheint. Bei der Verstromung in Gaskraftwerken gehen durch Wirkungsgrade erhebliche Mengen verloren. Der gesamte Kreislauf - Strom zu Wasserstoff (Elektrolyse, ca. 70% - 75% effizient) zu Strom (Brennstoffzelle oder Gasturbine, ca. 50% - 60% effizient) - hat einen Gesamtwirkungsgrad von rund 35% - 45%. Pro gespeicherter Kilowattstunde kommt also weniger als die Hälfte als nutzbarer Strom an.
Hinzu kommt die Frage der Verfügbarkeit. EU-weit werden laut Gas Infrastructure Europe rund 45 Terawattstunden Wasserstoffspeicher-Kapazität bis 2030 und etwa 300 Terawattstunden bis 2050 benötigt - konkret geplant sind jedoch nur rund 9 Terawattstunden bis 2030, also rund fünfmal weniger als nötig. Die Lücke zwischen Bedarf und Planung ist gewaltig.
Das zentrale Problem: Energie langfristig zu speichern ist teuer, unabhängig von der Technologie. Ein Langzeitspeicher entlädt nur ein- oder zweimal im Jahr. Diese Entladungen müssen reichen, um das Projekt zu finanzieren. Gleichzeitig bietet Wasserstoff in Kavernen einen entscheidenden Kostenvorteil gegenüber Batterien: Bei einem herkömmlichen Batterie-Großspeicher liegen die Kosten für die gespeicherte Kilowattstunde bei deutlich über 100 Euro. Bei einem Wasserstoffkavernenspeicher sind es nur wenige Cent - sofern die Infrastruktur einmal steht.
Der internationale Vergleich zeigt: Es gibt kein Patentrezept. Jede Lösung hat ihre eigene Logik und ihre eigenen Schwächen.
Frankreich setzt auf Kernkraft als wetterunabhängige Grundlast. Das funktioniert - aber Kernkraft hat eigene Ausfallrisiken, wie die massive Abschaltwelle 2021/22 gezeigt hat, als Risse an Kühlsystemrohren rund die Hälfte der Reaktorflotte zeitweise außer Betrieb setzten und Frankreich vom Stromexporteur zum -importeur wurde. Dennoch: Im Jahr 2024 trugen die nuklearen Kapazitäten der 57 französischen Kernkraftwerke mehr als 65% zum Strommix bei, und Frankreich verabschiedete 2025 einen Gesetzesentwurf, der bis 2050 den Aufbau von mindestens 27 Gigawatt neuer Kernkraftkapazität vorsieht. Frankreich hat das Dunkelflauten-Problem strukturell anders gelöst - durch eine technologische Wette auf Zuverlässigkeit statt Flexibilität.
Norwegen und die Schweiz setzen auf Wasserkraft als natürlichen Langzeitspeicher - ein geographischer Vorteil, den Deutschland schlicht nicht hat. Österreich hat ebenfalls umfangreiche Pumpspeicherkapazitäten, die für das alpine Terrain charakteristisch sind.
Großbritannien investiert massiv in Offshore-Windkraft in der Nordsee - und hat damit eine etwas andere Wettercharakteristik als das kontinentale Europa. Bei einem Hochdruckgebiet über Mitteleuropa kann der Wind über der Nordsee noch wehen, wenn Deutschland schon windstill ist. Das ist kein vollständiger Schutz, aber eine geografische Diversifizierung.
Das eigentliche Modell für die Zukunft liegt in der Kombination: Im europäischen Stromverbund arbeiten 36 Länder zusammen - wenn Strom in Deutschland knapp ist, kann aus jedem Land importiert werden, in dem er gerade günstig ist. Dieses System funktioniert, aber es braucht ausreichend Interkonnektoren und - bei großräumigen Dunkelflauten - Quellen, die wettbewerbsresistent sind: Kernkraft, Wasserkraft, Biomasse, Geothermie.
Zieht man eine ehrliche Bilanz, ergibt sich folgendes Bild dessen, was nötig wäre:
Für kurzfristige Dunkelflauten - ein bis drei Tage - ist Deutschland mit seinen verbleibenden steuerbaren Kapazitäten noch ausreichend gerüstet, solange Kohle und Gas verfügbar sind. Die geplanten neuen Gaskraftwerke sichern diesen Status nach dem Kohleausstieg ab.
Für mittelfristige Flauten - bis zu einer Woche - fehlt es an zwei Dingen: mehr Interkonnektoren zu Ländern mit wetterunabhängiger Erzeugung, und ein funktionierendes, automatisiertes System zur Laststeuerung, das die vorhandenen Potenziale von sechs bis zehn Gigawatt tatsächlich mobilisiert.
Für lange Extremereignisse - mehrere Wochen - gibt es heute keine hinreichende Lösung. Die Antwort liegt in Wasserstoffkavernenspeichern, die saisonale Energie bevorraten. Diese Infrastruktur existiert noch nicht in relevanter Größenordnung. Szenarien gehen davon aus, dass erst Mitte des Jahrhunderts ein Markt für Langzeitspeicher entstehen wird, der diesen Bedarf deckt.
Was völlig fehlt, ist ein kohärenter Plan, der alle diese Ebenen zusammendenkt. Die Kraftwerksstrategie adressiert die Gaskraftwerke. Interkonnektoren werden punktuell ausgebaut. Wasserstoffinfrastruktur wird planerisch diskutiert. Laststeuerung hat kein ernsthaftes Umsetzungsprogramm. Die Summe der Teile ergibt noch kein Ganzes.
Die Dunkelflaute ist kein Mythos, aber auch keine unvermeidliche Katastrophe. Sie ist ein planbares, statistisch beschreibbares Phänomen - eines, das im historischen Datensatz regelmäßig auftaucht und dessen Häufigkeit sich durch den Klimawandel nicht nachweislich erhöht hat.
Was sich verändert, ist das Risikoprofil: Je mehr Deutschland und Europa auf Sonne und Wind setzen, desto mehr steigt die Abhängigkeit von jenen Tagen, an denen beides ausbleibt. Das ist keine Kritik an der Energiewende - es ist ihre strukturelle Herausforderung. Und diese Herausforderung erfordert eine Antwort, die nicht nur auf einer Ebene, sondern auf allen gleichzeitig gegeben wird: steuerbare Kraftwerke, europäische Vernetzung, Lastflexibilität, und langfristig eine Wasserstoffinfrastruktur, die saisonale Energie bevorraten kann.
Deutschland hat im Dezember 2024 erlebt, was passiert, wenn diese Bausteine fehlen: Preise, die kurzzeitig auf das Zehnfache des Normalwerts steigen. Das war kein Stromausfall, keine Katastrophe - aber ein Warnsignal. Die Wetterwette, die Deutschland mit der Energiewende eingeht, ist grundsätzlich vernünftig. Aber man gewinnt sie nur, wenn man auf alle Wetterszenarien vorbereitet ist - nicht nur auf die guten.