Die europäische Energiewende ist in eine neue, anspruchsvolle Phase eingetreten. Lange stand eine Frage im Mittelpunkt: Wie schnell lassen sich Kohle, Öl und Gas durch erneuerbare Energien ersetzen? Inzwischen drängt sich ein zweites, komplexeres Problem in den Vordergrund. Europa produziert immer mehr Strom aus Wind und Sonne – aber nicht immer dann, wenn er gebraucht wird, und nicht immer dort, wo das Netz ihn aufnehmen kann.
Wendepunkt im Strommix
Im Jahr 2025 erreichten Wind- und Solarenergie in der EU zusammen 30 Prozent der Stromerzeugung und lagen damit erstmals vor fossilen Energien, die gemeinsam auf 29 Prozent kamen. Gleichzeitig kommt es immer häufiger vor, dass sauberer Strom zwar vorhanden ist, es jedoch nicht vollständig genutzt werden kann. Windräder werden gedrosselt, Solaranlagen abgeregelt, und die Börsenstrompreise fallen zeitweise unter null.
Abregelung bedeutet, dass technisch mögliche Stromerzeugung aus Netz- oder Marktgründen nicht eingespeist wird. Das geschieht, wenn regionale Stromleitungen überlastet sind, die Nachfrage gerade niedrig ist oder flexible Verbraucher und Speicher fehlen. In solchen Zeiten herrscht nicht Strommangel, sondern Stromüberschuss, allerdings zur falschen Zeit am falschen Ort.
Dieses Problem wächst mit dem Erfolg der erneuerbaren Energien. Wind- und Solaranlagen verursachen sehr niedrige laufende Kosten. Wenn der Wind weht oder die Sonne scheint, drängen große Strommengen gleichzeitig in den Markt. Grundsätzlich ist das zwar erwünscht, weil jede Kilowattstunde aus erneuerbaren Quellen fossile Erzeugung verdrängen kann. Doch Stromsysteme müssen zu jeder Sekunde im Gleichgewicht bleiben. Fehlt die nötige Flexibilität, reagiert das System mit Export, Speicherung, Verbrauchsverschiebung, oder eben mit Abregelung. Die Internationale Energieagentur beschreibt genau solche Situationen als „Phasen des Überangebots“, in denen das Stromangebot die Nachfrage im Netz übersteigt und Netzbetreiber eingreifen müssen, um das System im Gleichgewicht zu halten.
Negative Preise: Kein Grund zur Freude
Besonders deutlich zeigt sich das Ungleichgewicht in negativen Strompreisen. Sie entstehen, wenn hohes und unflexibles Angebot auf gleichzeitig niedrige Nachfrage trifft, häufig in Phasen mit viel Wind- oder PV-Einspeisung und geringem Verbrauch. Die Bundesnetzagentur erläutert auf ihrem Strommarktdaten-Portal SMARD ausführlich diesen Mechanismus.
Für Verbraucher mögen negative Preise verlockend klingen. Tatsächlich sind sie jedoch kein Zeichen eines kostenlosen Überflusses, sondern ein Hinweis auf mangelnde Flexibilität. Der Strom ist nur deshalb billig, weil er im betreffenden Moment nicht ausreichend genutzt, gespeichert oder transportiert werden kann. Die IEA beschreibt solche Überangebotsphasen ausdrücklich als systemische Herausforderung für Märkte mit hohen Anteilen von Wind- und Solarstrom.
Wer zahlt die Zeche?
Die Kosten verschwinden nicht, nur weil der Börsenpreis negativ ist. Wird eine erneuerbare Anlage abgeregelt, geht potenziell nutzbare Energie verloren. Gleichzeitig erhalten die Betreiber – je nach nationaler Regelung – Entschädigungen. Hinzu kommen Kosten für Redispatch: Eingriffe der Netzbetreiber, die Kraftwerke anweisen, ihre Einspeisung zu ändern, um Netzengpässe zu vermeiden. Am Ende tragen diese Kosten in der Regel Verbraucher, Unternehmen oder Steuerzahler direkt über Netzentgelte, indirekt über den Strompreis oder staatliche Fördermechanismen. Die IEA warnt entsprechend vor den wachsenden wirtschaftlichen Folgen von Abregelung.
Wenn Erzeugung und Verbrauch auseinanderfallen
Besonders deutlich wird das Problem dort, wo Erzeugung und Verbrauch geografisch auseinanderklaffen. Windstrom entsteht oft in Küstenregionen oder auf See, während große Verbrauchszentren im Binnenland liegen. Solarstrom erreicht seine Spitze zur Mittagszeit, wenn private Haushalte weniger verbrauchen als am Abend. Industrieanlagen wiederum laufen nicht automatisch dann, wenn Strom im Überfluss vorhanden ist. Daraus ergibt sich eine neue zentrale Aufgabe: Das Stromsystem muss nicht nur sauberer, sondern auch räumlich und zeitlich flexibler werden.
Deutschlands Zielkonflikt: Von Übertragungs- zu Verteilnetzen
Deutschland führt diesen Zielkonflikt exemplarisch vor. Im Norden und auf See entsteht viel Windstrom, während die großen industriellen Verbrauchszentren im Süden und Westen liegen. Gleichzeitig wächst die Photovoltaik massiv, vor allem auf Dächern und in Solarparks, die überwiegend an Verteilnetze angeschlossen sind. Damit verlagert sich das Problem zunehmend von den großen Übertragungsnetzen in die unteren Spannungsebenen.
Konkret zeigt sich das in den Redispatch-Zahlen: Nach Angaben der Bundesnetzagentur wurden im Jahr 2025 insgesamt 15.549 Gigawattstunden Erzeugung im Zuge von Redispatch-Maßnahmen reduziert – ein Anstieg von rund sieben Prozent gegenüber 2024. Davon entfielen 9.379 Gigawattstunden bzw. 60 Prozent auf erneuerbare Energien. Gleichzeitig stieg die Zahl der Stunden mit negativen Großhandelspreisen deutlich: 2025 traten sie in 573 von 8.760 Stunden auf, nach 457 von 8.784 Stunden im Vorjahr. Deutschland ist damit ein Paradebeispiel für die nächste Eskalationsstufe. Es geht nicht mehr nur um den Transport von Nord nach Süd, sondern um die intelligente Einbindung von Millionen dezentraler Solaranlagen in Verteilnetze, Speicher, flexible Tarife und steuerbare Verbraucher.
Netzausbau allein reicht nicht
Neue Stromleitungen bleiben unverzichtbar, scheitern aber oft an jahre- bis jahrzehntelangen Planungs-, Genehmigungs- und Bauverfahren. Währenddessen wächst die erneuerbare Erzeugung schneller, als viele Netze modernisiert werden können. Die IEA formuliert das Problem als einen „Engpass für die Verbindung von Erzeugung, Nachfrage und Speicherung“. Europa läuft deshalb Gefahr, in eine kostspielige Zwischenphase zu geraten, in der ein wachsender Teil der sauberen Energie ungenutzt verpufft.
Das Ende der Grundlast-Logik
Diese Entwicklung stellt bisherige Konzepte des Stromsystems grundlegend infrage. Jahrzehntelang dominierte die Idee der Grundlast, die besagt, dass Kraftwerke möglichst kontinuierlich liefen, während flexible Einheiten die Spitzen abdeckten. In einem System mit hohem Wind- und Solaranteil verschiebt sich diese Logik fundamental. Entscheidend ist nicht mehr, welche Anlagen zuverlässig Dauerstrom liefern, sondern welche ihre Produktion schnell und wirtschaftlich anpassen können.
Atomenergie im flexiblen System
In diesem Zusammenhang gewinnt die Debatte über Atomenergie eine neue Ausrichtung. Kernkraftwerke erzeugen CO₂-armen Strom und tragen zur Versorgungssicherheit bei. Technisch sind manche Anlagen lastfolgefähig. Gleichwohl sind sie wirtschaftlich auf hohe Auslastung angewiesen, weil ihre Fixkosten immens sind. Häufiges Herunter- und Hochfahren passt nicht zu ihrem Geschäftsmodell. Wenn in einem Land viel Atomstrom und gleichzeitig viel erneuerbare Erzeugung im Netz sind, entsteht ein realer Zielkonflikt. Regelt man Wind- und Solaranlagen ab oder drosselt man große nukleare Blöcke? Die Antwort ist nicht nur technischer, sondern auch wirtschaftlicher und politischer Natur.
Why abundant green power can strain the grid. Grafik vom Energy Europe-Redaktionsteam.
Kraft-Wärme-Kopplung neu denken
Ähnlich komplex ist die Rolle der Kraft-Wärme-Kopplung. KWK-Anlagen gelten als effizient, weil sie gleichzeitig Strom und nutzbare Wärme liefern und damit einen wichtigen Beitrag für die Fernwärmenetzen und die Industrie. Doch auch sie müssten in ein flexibleres Stromsystem integriert werden. Läuft eine KWK-Anlage wärmegeführt, produziert sie Strom, wenn Wärme gebraucht wird, nicht unbedingt dann, wenn das Stromnetz zusätzliche Einspeisung benötigt. An kalten, windreichen Tagen kann das den Druck auf das System sogar erhöhen. Die Lösung liegt in der Kombination mit Wärmespeichern, Großwärmepumpen, Power-to-Heat-Anlagen und flexibleren Betriebskonzepten.
Flexibilität als Schlüssel: Technologien im Zusammenspiel
Die Antwort liegt nicht in einer einzelnen Technologie. Batteriespeicher können kurzfristig helfen, Solarspitzen in den Abend zu verschieben. Langzeitspeicher mildern längere Dunkelflauten. Mindestens ebenso wichtig sind flexible Industrieanlagen, die ihre Produktion zeitlich verlagern; Elektrolyseure, die in Überschussphasen Wasserstoff erzeugen; Rechenzentren mit lastvariabler IT; Elektroautos, die dann laden, wenn Strom reichlich vorhanden ist; Wärmepumpen und Wärmespeicher, die den Strom- und Wärmesektor enger koppeln.
Die IEA bezeichnet Nachfrageflexibilität inzwischen als „wesentlichen Bestandteil“ moderner Stromsysteme. Auch der europäische Netzbetreiberverband ENTSO-E sieht Flexibilität nicht mehr als Zusatzoption, sondern als Kernaufgabe. Er schreibt, Flexibilität aus erneuerbaren Energien müsse zu einem „Eckpfeiler des dekarbonisierten europäischen Stromsystems“ werden, um Netzstabilität zu sichern, erneuerbare Energien besser zu integrieren und Kosten für Verbraucher zu begrenzen.
Marktdesign und soziale Balance
Auch Stromtarife und das Marktdesign werden wichtiger. Solange viele Verbraucher kaum spüren, wann Strom an der Börse teuer oder billig ist, bleibt ein großer Teil der Nachfrage starr. Dynamische Tarife können starke Anreize schaffen, den Verbrauch in Zeiten hoher erneuerbarer Erzeugung zu verlagern. Allerdings müssen solche Modelle sozial abgefedert werden, damit Haushalte ohne flexible Geräte oder mit geringem Einkommen nicht zu Verlierern der Flexibilisierung werden.
Fazit: Nutzen statt abregeln
Abregelung ist kein Argument gegen erneuerbare Energien. Sie belegt, dass Wind- und Solarenergie so weit fortgeschritten ist, um die veralteten Strukturen des Systems offenzulegen. Die erste Phase der Energiewende bestand darin, saubere Erzeugungskapazitäten aufzubauen. Die zweite Phase verlangt ein intelligentes Zusammenspiel aus Netzen, Speichern, flexiblen Kraftwerken, flexibler Wärmeversorgung, flexibler Nachfrage und einem Marktdesign, das Überfluss nicht verschwendet, sondern nutzbar macht.
Europa steht damit vor einem Effizienzproblem mit erheblicher politischer Sprengkraft. Wenn immer häufiger sauberer Strom abgeregelt wird, während Verbraucher über hohe Energiekosten klagen, leidet die Akzeptanz der Energiewende. Der Erfolg wird nicht nur daran gemessen, wieviel Gigawatt an Wind- und Solarleistung installiert werden, sondern welcher Anteil dieser Energie tatsächlich zur richtigen Zeit am richtigen Ort ankommt und genutzt wird.
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