Das deutsche Stromnetz steht vor einer doppelten Herausforderung. Das Energiesystem muss für die Klimaneutralität 2045 umgebaut werden. Das macht die Stromversorgung wetterabhängiger. Zugleich setzen Hitze, Dürren und andere Extremwetterlagen die Infrastruktur unter Druck. Wie lässt sich das deutsche Stromnetz klimaresilient machen?
Europas Stromnetz als gemeinsames Sicherheitssystem
Deutschland ist Teil des europäischen Verbundnetzes. Damit dieses System funktioniert, müssen Stromerzeugung und Verbrauch jederzeit im Gleichgewicht bleiben. Die Netzfrequenz sollte europaweit möglichst genau bei 50 Hertz gehalten werden.
Betreiber der Übertragungsnetze wie Amprion in Brauweiler bei Köln überwachen deshalb rund um die Uhr den Energiefluss über mehrere Bundesländer hinweg. Wie robust das System ist, zeigte zuletzt der Ausfall von 3000 Megawatt Leistung nach einem Sabotageakt. Doch die Versorgung blieb stabil. Die fehlende Leistung wurde in diesem Fall automatisch ausgeglichen.
Bei größeren Störungen aktivieren Netzbetreiber zusätzliche Reserven. Droht indes eine Überlastung der Leitungen, hilft der “Redispatch”. Vor dem Engpass wird die Einspeisung, etwa von Windparks, reduziert und dahinter die Stromerzeugung erhöht.
Erneuerbare Energien verändern Stromflüsse
Mit dem Ausbau von Wind- und Solarenergie wird das Stromsystem deutlich dynamischer. Während früher große Kohlekraftwerke den Strom relativ planbar erzeugten, hängt die Einspeisung heute zunehmend vom Wetter ab.
Bei starkem Wind fließt Strom häufig von Nord- nach Süddeutschland. An sonnigen Tagen ist es umgekehrt. Netzbetreiber müssen daher ständig Prognosen für Wind, Sonne und Verbrauch auswerten und das System nachsteuern.
Eine zusätzliche Herausforderung sind Millionen dezentrale Erzeugungsanlagen. Damit Leitungen nicht überlastet werden, sollen auch kleinere Anlagen steuerbar sein.
Klimawandel und Extremwetter belasten die Infrastruktur
Der Klimawandel verändert nicht nur die Stromerzeugung, sondern auch die Bedingungen für den Netzbetrieb. Hitzewellen, Dürren und Niedrigwasser können Kraftwerke und Stromnetze direkt beeinträchtigen.
Im Sommer 2026 zeigte sich das deutlich: Wegen niedriger Wasserstände, zu warmen Kühlwassers oder geplanter Wartungen mussten mehrere Wasser-, Kohle-, Gas- und Atomkraftwerke in Europa ihre Leistung drosseln oder standen nicht zur Verfügung.
Gleichzeitig stieg bei der Hitze die Nachfrage stark an. In Deutschland lag der Stromverbrauch unter anderem wegen des Betriebs von Klimaanlagen und Kühlsystemen an heißen Junitagen um rund 15 Prozent höher als im Mai.
Während es im Mai viel Solarstrom zu günstigen Preisen gab, stieg im Juni die Nachfrage europaweit. Gleichzeitig sank das Angebot, vor allem abends kam es zu deutlichen Preissprüngen.
Auch die Netzinfrastruktur selbst leidet unter Hitze. Leitungen übertragen weniger Strom, technische Anlagen benötigen zusätzliche Kühlung und verschleißen schneller.
Deshalb sollen Wetterextreme und Folgen des Klimawandels künftig stärker in die Netzplanung einbezogen werden. Das Bundeswirtschaftsministerium reagiert mit einem Gesetz darauf. Künftig sollen nicht mehr nur historische Wetterdaten, sondern auch Wetter- und Klimaprojektionen genutzt werden, um steigende Temperaturen oder veränderte Windverhältnisse besser zu berücksichtigen.
Netzausbau als Schlüssel zur Energiewende
Mit dem Ausbau erneuerbarer Energiequellen muss immer mehr Strom über weite Entfernungen transportiert werden, da Wind- und Solarstrom nicht immer dort erzeugt wird, wo er gebraucht wird. Dafür ist ein europaweiter Ausbau der Stromnetze nötig.
Nach Ansicht von Klaus Müller, Präsident der Bundesnetzagentur, spielen grenzüberschreitende Stromleitungen eine zentrale Rolle für die Versorgungssicherheit. Besonders wichtig sei das bei regionalen Engpässen oder während winterlicher Dunkelflauten mit wenig Wind- und Solarstrom.
Die EU-Kommission sieht hier erheblichen Nachholbedarf. Bis 2030 sei etwa die Hälfte der zusätzlich benötigten grenzüberschreitenden Übertragungskapazitäten noch nicht durch konkrete Projekte abgedeckt. Neue Leitungen scheitern oft an aufwändiger Planung, fehlenden Genehmigungen oder hohen Kosten.
Ein Beispiel für den Umbau des Netzes entsteht derzeit bei Düren. Dort baut Amprion eine neue Höchstspannungsleitung. Diese soll ab 2029 mehr Strom transportieren, zum Beispiel Windstrom von der Nordsee.
Die Leitung wird gebraucht, denn der Abbau der Braunkohle geht zu Ende; Strom wird dann aus dem Norden importiert, zugleich sollen neue Verbraucher wie Rechenzentren angesiedelt werden.
Stromspeicher und flexible Kraftwerke sollen Versorgung sichern
Grenzüberschreitende Leitungen allein reichen jedoch nicht aus. Je stärker Wind- und Solarstrom das Energiesystem prägen, desto wichtiger werden Speicher und flexible Kraftwerke. Batteriespeicher können überschüssigen Strom aufnehmen und später wieder einspeisen.
Mit der wachsenden Zahl von Speichern wird es wichtiger, wann und wo diese laden oder Strom abgeben. Deshalb soll es bald dynamische Netzentgelte geben. Wer Strom dort speichert oder einspeist, wo das Netz entlastet wird, soll davon finanziell profitieren. So sollen Speicher nicht nur auf Strompreise reagieren, sondern auch zur Netzstabilität beitragen. Auch Industrieunternehmen können helfen, indem sie bei Engpässen ihren Stromverbrauch zeitlich verschieben.
Für längere Phasen mit wenig Sonne und Wind werden zusätzlich weiterhin gesicherte Kraftwerkskapazitäten benötigt. Die Bundesregierung plant dafür einen Kapazitätsmarkt. Künftig soll nicht nur die Stromproduktion, sondern auch die Bereitschaft vergütet werden, im Bedarfsfall verlässlich Leistung bereitzustellen.
Zunächst sollen vor allem neue Gaskraftwerke diese Reserve sichern. Ab 2027 sollen auch andere Technologien wie Batteriespeicher oder bidirektional ladende Elektroautos, aber auch flexible Verbraucher an Ausschreibungen teilnehmen können.
Radiobeitrag: Dagmar Röhrlich | Onlinetext: Olivia Gerstenberger
