In einer Mitteilung weist das britische Beratungsunternehmen Wood Mackenzie auf die zunehmenden Risiken durch sogenannte Dunkelflauten hin.

 

Dunkelflauten sind längere Zeiträume mit gleichzeitig schwacher Wind- und Solarstromerzeugung. Wie Wood Mackenzie schreibt, lösen diese Wetterphasen nicht nur massive Preisschwankungen an den Strommärkten aus, sondern offenbaren auch systemische Schwächen in der Energieversorgung.

Im europäischen Durchschnitt ist laut Angaben jährlich mit rund 1,6 Dunkelflauten zu rechnen. Diese treten besonders häufig zwischen November und Januar auf – 41 Prozent dauern länger als drei Tage. In Belgien, einem der am stärksten betroffenen Länder, registrieren die Analysten im Mittel drei Ereignisse pro Jahr, während Portugal keine einzige Dunkelflaute verzeichnet.

Der Grund für diese Unterschiede liegt laut Wood Mackenzie in der geografischen Verteilung von Wind- und Solarressourcen. Nord- und Mitteleuropa – insbesondere Länder mit einem hohen Anteil an Offshore-Windkraft wie Deutschland – sind besonders anfällig, da Windflauten meist großräumig auftreten. In Südeuropa ist das Risiko geringer, da die Sonneneinstrahlung auch im Winter zur Mittagszeit vergleichsweise stark bleibt. Dies deckt sich besser mit der Lastspitze und erleichtert durch Batteriespeicher eine effektive Lastverschiebung.

„50 Prozent der Großhandelserlöse von Gaskraftwerken“

Wood Mackenzie analysierte zwei Ereignisse im November und Dezember 2024. Das Ergebnis. In Deutschland reichten die Preise während nur zweier Dunkelflaute-Ereignisse im Jahr 2024 aus, „um mehr als 50 Prozent der Großhandelserlöse von Gaskraftwerken mit Spitzenlastfunktion zu erzielen“, so Matthew Campbell, Senior Research Analyst für europäische Strommärkte bei Wood Mackenzie. Im November 2024 stiegen die deutschen Intraday-Preise auf bis zu 820 Euro/MWh. Gas- und Kohlekraftwerke wurden massiv hochgefahren, die Stromimporte lagen im Durchschnitt über drei Tage bei 10.500 MW.

„Unsere Analyse zeigt, dass Knappheitssituationen künftig eine immer größere Rolle für die Erlöse steuerbarer Anlagen spielen werden. Die Wirtschaftlichkeit neuer flexibler Kraftwerke hängt entscheidend von Einnahmen während weniger, aber kritischer Phasen mit niedriger Erneuerbaren-Einspeisung ab“, so Campbell weiter. „Trotz sinkender Betriebsstunden bleibt die Gaskraft ein zentraler Baustein für das System – ihr Wert steigt in vielen europäischen Märkten.“

Experte: Mehr geografische Differenzierung bei EE-Anlagen

Die Modellierung für das Jahr 2030 unterstreicht die Bedeutung thermischer Kraftwerke: In Deutschland könnten Gas und Kohle während einer Dunkelflaute rund 40 Prozent der Last decken, Importe würden über 20.000 MW pro Tag erreichen. Der Bedarf an steuerbarer Leistung werde durch den fortschreitenden Ausbau fluktuierender Erzeugung weiter steigen.

Laut Campbell müsse die Energiepolitik künftig stärker auf geografische Diversifizierung von Wind- und Solarparks setzen, statt sich ausschließlich auf quantitative Zielerreichung zu konzentrieren. „Besonders problematisch ist die Korrelation von niedriger Windleistung mit sehr kalten Tagen. Das erhöht die Wahrscheinlichkeit gleichzeitiger Angebotsengpässe und Nachfragespitzen erheblich“, so Campbell. Daraus ergebe sich ein klarer Bedarf für gezielte Kapazitätsmechanismen und ein Umdenken bei der Marktgestaltung.