Dunkelflauten lösen im deutschen Stromnetz grundsätzlich Stress aus. Am 8. November 2025 sackte die kombinierte Einspeisung aus Wind- und Solarenergie in Deutschland zeitweise auf nur 665 MW ab. Das entsprach lediglich 0,35 % der installierten Wind- und PV-Leistung.
Am 25. November 2025 stieg der deutsche Day-Ahead-Strompreis auf 262 EUR/MWh und lag somit deutlich über dem November-Monatsmittel von 103,7 EUR/MWh. Solche Ausschläge sind signifikant – aber sie bewirken noch keinen Versorgungsnotstand. Sie verdeutlichen vor allem: Das Stromnetz verlangt bei solchen Ereignissen nach geeigneten Flexibilitätsmechanismen.
Dunkelflaute – Begriff nicht einheitlich definiert
Der Begriff Dunkelflaute beschreibt zunächst eine Wetterlage, in der wenig Wind weht und gleichzeitig kaum Solarstrom erzeugt wird. Eine einheitliche, rechtsverbindliche Definition gibt es dafür nicht. In der energiewirtschaftlichen Praxis bezeichnet der Begriff daher eher eine ungewöhnlich schwache kombinierte Einspeisung aus Wind und Sonne über mehrere Stunden oder Tage.
Eine Dunkelflaute impliziert nicht automatisch, dass Deutschland über zu wenig Strom verfügt oder kurz vor einem Blackout steht. Letztlich ist das deutsche Stromsystem in einen europäischen Strommarkt eingebettet, in dem Länder sich gegenseitig stützen können.
Der eigentliche Nerv des Systems: Konstante Frequenz von 50 Hertz
Der technisch wesentliche Prüfstein des Stromsystems ist nicht zuerst der Börsenpreis, sondern die Netzfrequenz von 50 Hertz. Sie bleibt nur stabil, wenn Erzeugung und Verbrauch jederzeit im Gleichgewicht sind.
Genau dafür halten die Übertragungsnetzbetreiber ein mehrstufiges System aus Regelreserve vor: FCR (Frequency Containment Reserve), aFRR (automatic Frequency Restoration Reserve) und mFRR (manual Frequency Restoration Reserve).
Diese drei Produkte stabilisieren das Netz in zeitlicher Staffelung – von der schnellsten Reaktion bis zur nachgelagerten manuellen Reserve.
Die FCR – früher meist Primärregelleistung genannt – muss innerhalb von 30 Sekunden vollständig wirksam sein. Die aFRR muss innerhalb von fünf Minuten bereitstehen; die mFRR wird als nachgelagerte manuelle Reserve aktiviert und greift in einem Zeitfenster von rund 12,5 Minuten. Ziel all dieser Mechanismen ist es, Frequenzschwankungen aufzufangen und das Netz auf dem Sollwert zu halten. Dunkelflauten sind deshalb nicht in erster Linie ein Blackout-Risiko, sondern ein Belastungstest dafür, wie gut diese Instrumente, Märkte und Kraftwerksparks zusammenspielen.
Die große Irritation: Hohe Preise, aber kein Strommangel
Wenn bei Dunkelflauten die Preise an der Strombörse steigen, ist das systemisch logisch: Der Preis spiegelt Angebot und Nachfrage wider. Wenn Wind und Sonne gleichzeitig ausfallen, verschwinden große Mengen günstiger Erzeugung aus dem Markt. Dann springen im Betrieb teurere (Gas-)Kraftwerke ein – und der Preis steigt.
Das Preissignal geht an die Marktakteure: Wer Strom verschieben, speichern oder kurzfristig bereitstellen kann, wird in solchen Phasen wirtschaftlich plötzlich hochrelevant.
Die Stunde der Flexibilität
Damit wird die Dunkelflaute zum Lackmustest der Energiewende. Früher war das System auf große, träge Kraftwerke gebaut. Heute braucht es zunehmend die Fähigkeit, rasch auf Knappheit oder Überschuss zu reagieren. Nicht die durchschnittliche Stromproduktion entscheidet dann über Stabilität, sondern die Qualität der Flexibilitätsarchitektur: Netze, Speicher, Handelsmechanismen, Reservekraftwerke, Redispatch, Nachfrageverschiebung.
Warum Großbatterien plötzlich systemrelevant werden
Hier kommen Großbatteriespeicher ins Spiel. Ihre vielleicht größte Stärke ist nicht, tagelang das ganze Land zu versorgen. Ihre Stärke ist Zeit. Sie reagieren extrem schnell, können sowohl laden als auch entladen und sind damit ideal für ein Stromsystem, das auf kurze Knappheits- und Überschusssituationen in Minuten- und Stundenlogik reagieren muss. Das Fraunhofer ISE bezeichnet Batterien ausdrücklich als einen zentralen Schlüssel für eine nachhaltige und versorgungssichere Strombereitstellung.
Am Spotmarkt bedeutet das: Batterien können Strom in günstigen Stunden aufnehmen und ihn dann abgeben, wenn er knapp und teuer wird. Gerade in Dunkelflauten sind typischerweise die Morgen- und Abendstunden besonders wertvoll, weil dann die Nachfrage hoch ist und Solarstrom wenig oder gar nicht zur Verfügung steht.
Noch wichtiger: Batterien stabilisieren das Netz in Echtzeit
Mindestens ebenso bedeutsam ist die Rolle der Batterien auf dem Regelleistungsmarkt. Weil sie im Millisekunden- bis Sekundenbereich reagieren können, eignen sie sich technisch hervorragend für Produkte wie FCR und in vielen Fällen auch für aFRR. Sie können also nicht nur Energie verschieben, sondern unmittelbar zur Frequenzhaltung beitragen – genau dort, wo das Stromsystem in kritischen Momenten am verletzlichsten ist.
Die Marktarchitektur dafür ist längst vorhanden. Auf dem deutschen Regelreservemarkt werden Leistungsvorhaltung und – je nach Produkt – auch die tatsächlich erbrachte Arbeit über standardisierte Ausschreibungen und Aktivierungsmechanismen vergütet. Bei FCR wird vor allem die Vorhaltung entlohnt; bei aFRR und mFRR spielen sowohl Vorhaltung als auch Aktivierung eine Rolle. Gerade weil Batterien symmetrisch reagieren können – also Strom einspeisen und aufnehmen –, passen sie in diese Märkte besonders gut.
Die Dunkelflaute als Realitätscheck der Energiewende
Die Dunkelflaute ist damit weniger ein Schreckgespenst als ein ehrlicher Realitätscheck. Wenn Wind und Sonne Pause machen, müssen jene Technologien und Marktmechanismen funktionieren, die im Alltag oft unsichtbar bleiben. Großbatterien gehören als Speichermedien in jedem Fall dazu.
