Dunkelflaute: Warum Deutschland teuren Strom zukauft

Vom 28. Oktober bis 3. November 2026 lag Deutschland in einer Dunkelflaute: Wind und Sonne deckten nur 22 Prozent des Stromverbrauchs, netto kamen 617 Gigawattstunden aus dem Ausland, zum deutschen Börsenpreis gerechnet Zukäufe für 178 Millionen Euro. Die Megawattstunde kostete im Schnitt 265 Euro, mehr als in jeder Flaute seit 2024, obwohl diese nicht die tiefste war. Der größte Preistreiber war Erdgas um 100 Euro, nicht der Import.

Stand: 4. November 2026.

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Dunkelflaute aktuell: Was vom 28. Oktober bis 3. November passiert ist

Zuerst fiel die Windenergie aus. Von rund 83 Gigawatt installierter Windkraft liefen im Schnitt der Woche 7,8 Gigawatt, von gut 120 Gigawatt Solarenergie 4,3 Gigawatt. Am Sonntag, dem 25. Oktober, kostete die Megawattstunde an der Strombörse im Tagesschnitt noch 13 Euro, vier Tage später 315 Euro. Die teuerste Viertelstunde lag am 29. Oktober ab 17:15 Uhr bei 574 Euro. Über den Sprung berichtete die Berliner Zeitung, und Kunden dynamischer Tarife sahen ihn sofort: Tibber-Kunden zahlten laut agrarheute am 29. Oktober bis zu 90 Cent je Kilowattstunde. Wie solche Tarife funktionieren, steht in Dynamischer Stromtarif 2026.

Kohle und Gas trugen die Woche: Braunkohle und Erdgas lieferten je 21,7 Prozent des Verbrauchs, Steinkohle 7,4 Prozent, Biomasse 7,5 Prozent. Die Netzlast stieg am 2. November um 17:15 Uhr auf 69 Gigawatt. Am 4. November kam der Wind zurück, die Prognose auf SMARD nannte rund 17 Gigawatt. Der Börsenpreis blieb mit 249 Euro trotzdem hoch.

Deckt Deutschland seinen Strombedarf nicht mehr? Stromimport in Zahlen

In dieser Woche nicht aus eigener Erzeugung, aber der Zukauf ist kleiner, als viele Grafiken vermuten lassen. Zwischen Netzlast und ausgewiesener Stromerzeugung klafften 12,3 Prozent. Der Handelssaldo mit den Nachbarn, den das Fraunhofer ISE auf Energy-Charts ausweist, lag bei 617 Gigawattstunden oder 6,7 Prozent. Der Rest ist vor allem Erzeugung, die in der Statistik nicht auftaucht, etwa aus kleineren Anlagen und Industriekraftwerken.

Im Schnitt flossen netto 3,7 Gigawatt ins Land, in der Spitze 11,4 Gigawatt, genau in der Viertelstunde der höchsten Netzlast. Zum deutschen Börsenpreis gerechnet kosteten die Nettozukäufe 178 Millionen Euro. Das sind gut 7 Prozent des Börsenwerts des gesamten Verbrauchs dieser Woche von 2,47 Milliarden Euro. Teuer ist also vor allem der Strom selbst, nicht sein Weg über die Grenze.

Die Tabelle zeigt, wie der europäische Stromhandel funktioniert. Deutschland kaufte meist dort zu, wo es in der jeweiligen Viertelstunde günstiger war, und reichte gleichzeitig Strom nach Österreich, Polen und Tschechien weiter. Fast überall lag der Preis nah am deutschen, denn die Flaute und der Gaspreis trafen alle. Übers Jahr gesehen hängt Deutschland auch nicht dauerhaft am Ausland: 2025 lag der Nettoimport laut Bundesnetzagentur bei 21,9 Terawattstunden, vom 1. Januar bis 3. November 2026 ist der Saldo mit minus 0,3 Terawattstunden fast ausgeglichen.

Warum der Strompreis in dieser Dunkelflaute so hoch ist: Gas und der Iran-Krieg

Weil die teuren steuerbaren Kraftwerke den Strompreis setzen und ihr Brennstoff so viel kostet wie seit 2022 nicht mehr. Am Strommarkt bestimmt im Day-Ahead-Handel das teuerste noch benötigte Kraftwerk den Preis für alle. In Dunkelflauten sind das fast immer Gaskraftwerke. Der europäische Gaspreis TTF stieg laut ORF am 28. Oktober über 100 Euro je Megawattstunde. Vor dem Iran-Krieg lag er nach Angaben von Trending Topics bei rund 30 Euro, die deutschen Gasspeicher waren Ende Oktober zu rund 61 Prozent gefüllt, ein Jahr zuvor zu rund 75 Prozent.

Die Rechnung dahinter ist einfach. Ein modernes Gaskraftwerk mit 55 Prozent Wirkungsgrad braucht für eine Megawattstunde Strom rund zwei Megawattstunden Gas, gerechnet in der Einheit, in der Gas gehandelt wird. Bei 100 Euro sind das rund 200 Euro, dazu rund 33 Euro für CO₂ bei einem Zertifikatspreis von rund 90 Euro. Zusammen rund 235 Euro, bevor das Kraftwerk einen Cent verdient. Bei 30 Euro Gaspreis wären es rund 95 Euro. Allein der Gaspreis erklärt damit rund die Hälfte des Börsenpreises von 265 Euro. Ältere Anlagen mit 40 Prozent Wirkungsgrad landen bei gut 320 Euro, und in dieser Gegend lagen die Abendstunden.

Der Vergleich macht es deutlich. In der Flaute vom 6. bis 11. November 2025 deckten Wind und Sonne sogar weniger, 17,4 Prozent, und die Megawattstunde kostete 105 Euro. Jetzt waren es 19,8 Prozent und 269 Euro, gut zweieinhalbmal so viel. Dabei liefen die Gaskraftwerke nicht mehr als üblich: im Schnitt 12,2 Gigawatt, in den zwölf früheren Flauten waren es 12,7 Gigawatt. Dieselbe Menge Gas kostet nur deutlich mehr.

Hätten Atomkraftwerke die Dunkelflaute aufgefangen? Die Rechnung zum Atomausstieg

Den Zukauf dieser Woche rechnerisch ja, den Preis nur zu einem kleinen Teil. Isar 2, Emsland und Neckarwestheim 2 gingen am 15. April 2023 vom Netz, zusammen 4,1 Gigawatt. Bei voller Leistung wären das in sieben Tagen 681 Gigawattstunden gewesen, mehr als der Nettoimport von 617 Gigawattstunden. Mit den drei Ende 2021 abgeschalteten Blöcken wären es 8,1 Gigawatt gewesen. Wer sagt, mit diesen Reaktoren hätten wir in dieser Woche netto keinen Strom zukaufen müssen, hat also rechnerisch recht, wenn sie rund um die Uhr fast volle Leistung gebracht hätten. In den Spitzen hätte es nicht gereicht: In knapp der Hälfte der Viertelstunden lag der Nettoimport über 4,1 Gigawatt.

Am Preis hätte es weniger geändert, als die Debatte vermuten lässt. In dieser Woche bewegte jedes Gigawatt Residuallast den Stundenpreis im Schnitt um rund 4 bis 6 Euro, je nachdem, ob man den Ausreißertag 29. Oktober mitzählt. Überschlagen hätten 4,1 Gigawatt den Preis damit um rund 18 bis 23 Euro gedrückt, also um 7 bis 9 Prozent, und 8,1 Gigawatt um rund 36 bis 47 Euro. Der Gaspreis wiegt mit seinen rund 140 Euro ein Vielfaches davon. Zurückholen lassen sich die Anlagen ohnehin nicht: Laut Antwort der Bundesregierung vom August 2026 sind alle drei im Rückbau.

Die Debatte erledigt sich damit trotzdem nicht. Seit 2014 sind aus Kernkraft, Kohle und Erdgas zusammen 22,8 Gigawatt steuerbare Leistung verschwunden: minus 12,1 bei der Kernkraft, minus 10,7 bei der Steinkohle, minus 6,3 bei der Braunkohle, plus 6,4 beim Erdgas. Dazugekommen sind 22 Gigawatt Batterien, die aber nur Stunden tragen, und neuer gesicherter Ersatz steht bisher vor allem auf dem Papier. Mein Schluss: Die Reihenfolge war falsch, erst abschalten, dann Ersatz bestellen. Das macht uns in solchen Wochen vom Gaspreis und von den Nachbarn abhängiger, als es sein müsste. Die Rechnung dieser Woche hat trotzdem vor allem ein Krieg geschrieben. Wer beides auseinanderhält, diskutiert besser über das, was jetzt zu tun ist.

Was ist eine Dunkelflaute? Definition und Messlatten

Eine Dunkelflaute ist eine Wetterlage, in der Wind und Sonne über Tage kaum Strom liefern. Das Wort setzt sich aus Dunkelheit und Windflaute zusammen. Sie trifft die wetterabhängigen erneuerbaren Energien, also Windenergie und Solarenergie; Wasserkraft und Biomasse laufen weiter, decken aber nur einen kleinen Teil der Stromnachfrage. Ein Gesetz definiert sie nicht, die Bundesnetzagentur aber schon: In ihrer Untersuchung der Preisspitzen vom Oktober 2025 zählt sie Phasen von mindestens 48 Stunden, in denen Wind und Photovoltaik durchgehend unter 15 Prozent ihrer installierten Leistung liefern. Kommt Frost hinzu, spricht man von einer kalten Dunkelflaute: Dann fehlen Wind und Sonne genau an den Tagen, an denen Heizen den Strombedarf nach oben treibt.

Eine ältere Messlatte stammt vom Deutschen Wetterdienst. Er hat 2018 ausgewertet, wie oft Wind und Sonne über 48 Stunden im Mittel weniger als zehn Prozent ihrer Nennleistung lieferten. Laut Meldung des DWD traf das Windkraftanlagen an Land etwa 23-mal im Jahr, Wind an Land und auf See zusammen 13-mal, mit Photovoltaik noch zweimal und bei europaweiter Betrachtung 0,2-mal im Jahr. Die Häufigkeit hängt also an der Definition und am Anlagenpark. Je mehr Photovoltaik installiert ist, die laut Ausbaubilanz der Bundesnetzagentur die größte installierte Leistung stellt und im Winter wenig liefert, desto öfter reißt eine Linie an der Nennleistung. Bei gut 200 Gigawatt Wind und Sonne liegt die Grenze der Behörde heute bei rund 30 Gigawatt. Die Auswertung hier misst deshalb zusätzlich am Strombedarf und nimmt die Stromproduktion aus Wind und Sonne als Maßstab.

Wie oft gibt es Dunkelflauten in Deutschland?

Je nach Messlatte zwischen rund 500 und 1.400 Stunden im Jahr, vor allem im Winterhalbjahr. Mit der Definition der Bundesnetzagentur und den installierten Leistungen zum Jahresende komme ich für 2024 auf acht Phasen mit 952 Stunden, für 2025 auf 14 mit 1.409 Stunden und für 2026 bisher auf zehn mit 938 Stunden. Die Woche ab dem 28. Oktober zählt mit 154 Stunden klar dazu.

Strenger ist der Blick auf den Bedarf. Grundlage sind die Stundenwerte von SMARD, der Strommarktplattform der Bundesnetzagentur, vom 1. Januar 2024 bis zum 3. November 2026. Gezählt ist jeder Zeitraum von mindestens 48 Stunden, in dem Wind und Sonne im Schnitt weniger als 15 Prozent des Stromverbrauchs deckten. Das ist ein Drittel des Normalfalls: Übers Jahr kamen sie 2024 auf 43,3 und 2025 auf 44,4 Prozent.

Das Ergebnis: 529 solcher Stunden im Jahr 2024, 684 im Jahr 2025 und 2026 bisher keine. Die aktuelle Flaute blieb knapp darüber, ihr tiefstes 48-Stunden-Fenster lag bei 16,7 Prozent. Das liegt auch am Zubau, denn selbst an trüben Tagen bringen über 120 Gigawatt Photovoltaik mittags spürbar Strom. An einer Linie von 20 Prozent zählt sie klar dazu.

Der Winter 2025/26 fiel deutlich ruhiger aus als der davor. Auf rund 870 Stunden im Winter 2024/25 folgten 266, nach dem 6. Dezember 2025 rutschte keine Stunde mehr unter die Schwelle. Ein einzelner ruhiger Winter ist Wetter, kein Trend.

Die längsten Dunkelflauten seit 2024: Dauer, Preis, Lücke

Die Tabelle zeigt die sechs Dunkelflauten seit Januar 2024, die unter der 15-Prozent-Linie mindestens vier Tage dauerten. Die Residuallast ist der Teil des Verbrauchs, den nicht Wind und Sonne decken, sondern Kraftwerke, Speicher und Importe.

Die Novemberflaute 2024 war mit gut zehn Tagen die längste, den höchsten Stundenpreis brachte die kürzere Episode im Dezember: Am 12. Dezember 2024 kostete die Stunde von 17 bis 18 Uhr 936,28 Euro je Megawattstunde. In den 1.213 Dunkelflaute-Stunden der Jahre 2024 und 2025 lag der Preis im Schnitt bei 148,78 Euro, in allen übrigen Stunden bei 79,09 Euro. Einen Missbrauch fanden Bundesnetzagentur und Bundeskartellamt in den Preisspitzen 2024 nicht.

Droht bei einer Dunkelflaute ein Blackout?

Nach den bisherigen Erfahrungen nicht. Eine Dunkelflaute ist zuerst ein Preisereignis, die Versorgungssicherheit hielt bisher in jeder. In den teuersten Stunden des Jahres 2024, jeweils von 17 bis 18 Uhr am 6. November und 12. Dezember, standen laut Bundesnetzagentur noch rund 4,5 beziehungsweise 3,4 Gigawatt an Marktkapazität bereit, dazu etwa 12 bis 13 Gigawatt an Reserven und Regelenergie; die Stromversorgung war laut Behörde zu jedem Zeitpunkt gesichert. Eine Auswertung der Behörde zu Ende Oktober 2026 liegt noch nicht vor. Sicher ist, was lief: In der Spitze 14,7 Gigawatt Erdgas, 13,4 Gigawatt Braunkohle und 5,3 Gigawatt Steinkohle, bei 35,3, 14,8 und 15,1 Gigawatt in der Statistik, von denen ein Teil in der Reserve, in Revision oder an Wärmelieferung gebunden ist.

Für die Versorgungssicherheit der kommenden Jahre wird die Frage ernster. Die Bundesnetzagentur nennt den Zubau steuerbarer Kraftwerke „dringend geboten“, und dort ist gerade etwas passiert. Am 3. November 2026 hat die Bundesnetzagentur die ersten Zuschläge für neue Kraftwerke erteilt: 11 von 41 Geboten mit rund 5.160 reduzierten Megawatt, also gesicherter Leistung, zu durchschnittlich 155.296 Euro je reduziertem Megawatt und Jahr. Die Anlagen müssen laut dpa spätestens 2031 laufen, die Zuschläge gingen fast nur an RWE und Leag. Das sind rund 800 Millionen Euro im Jahr, 15 Jahre lang. Verteilt auf die 466 Terawattstunden Netzlast von 2025 wären es rechnerisch knapp 0,2 Cent je Kilowattstunde. Eine zweite Runde gibt die Behörde am 10. November bekannt.

Was kostet eine Dunkelflaute Haushalte und Betriebe?

Die Stromkosten hängen am Tarif. Mit einem dynamischen Stromtarif zahlt man den Börsenpreis Stunde für Stunde, mit einem Festpreis wirkt die Flaute erst später über die Einkaufskosten des Versorgers. Die Tabelle zeigt, was die Woche gegenüber dem Börsenschnitt von Januar bis September 2026 bei voller Weitergabe gekostet hätte, bei gleichmäßigem Verbrauch und nur für die Energie ohne Steuern und Netzentgelte.

Für Haushalte ist eine einzelne Flautenwoche verkraftbar, solange der Verbrauch sich aus den Abendstunden schieben lässt. Für Betriebe lohnt der genaue Blick: Wer seinen Lastgang und Leistungspreis kennt, sieht, was eine Spitze um 17 Uhr kostet. Wer planbare Preise braucht, sichert einen Teil des Bedarfs langfristig ab, etwa mit einem PPA-Stromliefervertrag, und beachtet dabei das Mengenrisiko: Die Flaute trifft auch die Anlage hinter dem Vertrag.

Lösungen: Was gegen Dunkelflauten hilft

Vier Hebel greifen ineinander, und keiner reicht allein. Das Energiesystem der Energiewende braucht alle vier.

• Gesicherte Leistung: Kraftwerke, die Tage durchhalten. Dazu gehören die neuen Gaskraftwerke, die später auf Wasserstoff umstellen sollen. Sie sichern die Stromversorgung, machen den Preis aber nicht unabhängig vom Gas.
• Stromhandel und Stromnetz: Europaweit ist eine Flaute deutlich seltener, der Wetterdienst nennt 0,2 Fälle im Jahr. Je besser das Stromnetz die Länder verbindet, desto mehr hilft das Wetter beim Nachbarn.
• Flexible Verbraucher: Dynamische Stromtarife belohnen jeden, der Wärmepumpe, Wallbox oder Maschinen aus den teuersten Stunden schiebt. Das senkt die Spitze, die den Preis am stärksten hochtreibt.
• Stromspeicher: Batterien verschieben Strom innerhalb des Tages und glätten Preisspitzen. Über Tage tragen sie nicht, wie der nächste Abschnitt zeigt.

Batteriespeicher in der Dunkelflaute: Stunden, nicht Tage

Die Residuallast der Woche summierte sich auf 7,2 Terawattstunden. Alle Batteriespeicher in Deutschland kommen laut Energy-Charts auf rund 35 Gigawattstunden, also auf weniger als ein Zweihundertstel davon. Voll geladen hätten sie die mittlere Residuallast von 43 Gigawatt rund 50 Minuten lang gedeckt. Gut 70 Prozent der Kapazität stecken nach Battery Charts der RWTH Aachen zudem in Heimspeichern, die meist Strom vom eigenen Dach speichern, und der fehlt in einer Dunkelflaute ebenfalls. Wie es um den Heimspeichermarkt steht, habe ich bei der Insolvenz von sonnen eingeordnet.

Ihre Stärke spielen Speicher innerhalb des Tages aus. In der Flautenwoche lagen zwischen billigster und teuerster Stunde im Schnitt 138 Euro je Megawattstunde. Wer nachts lädt und um 17 Uhr einspeist, nimmt genau dieser Stunde die Spitze. Seit dem 21. Oktober 2026 regelt die Festlegung MiSpeL, wie Speicher in der Direktvermarktung Marktgeschäft und Eigenverbrauch verbinden, ohne die Förderung für den Solarstrom zu verlieren. Einzelheiten stehen in MiSpeL erklärt. Was Speicher darüber hinaus für das Stromnetz leisten, habe ich in Warum Batteriespeicher das Winternetz stabilisieren beschrieben.

Ich würde eine Dunkelflaute deshalb nicht als Speicherproblem lesen, sondern als Frage der gesicherten Leistung und des Brennstoffs dahinter. Batterien nehmen dem Abend die Spitze, die Tage tragen Kraftwerke, Nachbarn und eine Nachfrage, die sich verschieben lässt. Weitere Beiträge sammle ich unter BESS und Energiespeicher.

Häufige Fragen

Ist aktuell Dunkelflaute?

Stand 4. November 2026 läuft sie aus. Vom 28. Oktober bis 3. November deckten Wind und Sonne 22 Prozent des Verbrauchs, am 4. November nannte die Prognose auf SMARD wieder rund 17 Gigawatt Wind. Der Börsenpreis blieb mit 249 Euro je Megawattstunde hoch, weil Erdgas teuer ist.

Wann war die letzte Dunkelflaute in Deutschland?

Die jüngste lief vom 28. Oktober bis 3. November 2026. Sie erfüllt die Definition der Bundesnetzagentur und liegt unter einer Linie von 20 Prozent Wind und Sonne am Verbrauch. Unter die strengere Linie von 15 Prozent am Verbrauch fiel zuletzt die Flaute vom 2. bis 6. Dezember 2025.

Wie viel Prozent des deutschen Stroms wird importiert?

2025 lag der Nettoimport bei 21,9 Terawattstunden, das sind 4,7 Prozent der Netzlast von 466 Terawattstunden. In der Flautenwoche Ende Oktober 2026 waren es 6,7 Prozent. Vom 1. Januar bis 3. November 2026 ist der Saldo mit minus 0,3 Terawattstunden fast ausgeglichen.

Woher kommt der importierte Strom in Deutschland?

In der Flaute vom 28. Oktober bis 3. November 2026 vor allem aus Frankreich mit 354, den Niederlanden mit 335, Dänemark mit 230 und Norwegen mit 221 Gigawattstunden. Gleichzeitig floss Strom nach Österreich, Polen und Tschechien weiter.

Zu welcher Jahreszeit gibt es Dunkelflauten?

Vor allem von November bis März. Unter der strengen 15-Prozent-Linie am Verbrauch lag seit Januar 2024 keine einzige Stunde zwischen April und Oktober. Schwächere Flauten gibt es auch im Oktober, etwa vom 12. bis 16. Oktober 2025 und zuletzt ab dem 28. Oktober 2026. Im Sommer liefert die Sonneneinstrahlung tagsüber genug.

Wie lange dauert eine Dunkelflaute im Durchschnitt?

Die elf Episoden unter der 15-Prozent-Linie seit Januar 2024 dauerten zwischen knapp drei und gut zehn Tagen, im Median vier Tage. Die längste lief vom 3. bis 14. November 2024. Nach den Messlatten von Bundesnetzagentur und Deutschem Wetterdienst beginnt eine Dunkelflaute ab 48 Stunden.

Was ist das Gegenteil einer Dunkelflaute?

Informell heißt das Gegenteil Hellbrise: viel Wind, oft auch viel Sonne. So ähnlich geschah es kurz vor dieser Flaute, vor allem durch den Wind. Am 24. und 25. Oktober 2026 deckten erneuerbare Energien mehr als den gesamten Verbrauch, und die Megawattstunde kostete im Tagesschnitt nur 30 und 13 Euro.

Wird mein Strom durch eine Dunkelflaute teurer?

Mit einem dynamischen Tarif sofort, denn er gibt den Börsenpreis weiter: 265 Euro je Megawattstunde sind 26,5 Cent je Kilowattstunde vor Netzentgelt, Abgaben und Steuern. Mit einem Festpreis wirkt die Dunkelflaute erst über die Einkaufskosten des Versorgers in späteren Tarifen.

Herzlich,
Euer Dennis Weidner

Hinweis: Beim Schreiben dieses Beitrags haben mich KI-Werkzeuge unterstützt, einzelne Bilder sind mit KI bearbeitet. Für Inhalt und Aussagen stehe ich mit meinem Namen.