Europa fehlt Reserveleistung für windstille Winterwochen, Studie zeigt

Europas Ambition, allein mit erneuerbarem Strom zu laufen, hat ein Winterproblem. Wenn sich tagelang Hochdruck über den Kontinent legt, sinken die Temperaturen, der Heizbedarf steigt, und der Wind hört auf zu wehen. Solarmodule liefern im Dezember und Januar kaum etwas. Batterien können Stunden überbrücken, nicht Wochen. Das Ergebnis, so eine neue Modellierungsstudie, ist eine Lücke, die keine Menge an Windrädern oder Solarfarmen füllen kann, und die nötigen Reservekraftwerke können sich unter den heutigen Marktregeln nicht selbst finanzieren.

Der Sommer, der die Herausforderung vorwegnahm

Die Forschung erscheint nach einem Sommer, der die Fragilität des bestehenden Systems bereits offengelegt hat. Wiederholte Hitzewellen über den Kontinent 2026 senkten die Flusspegel und hoben die Wassertemperaturen so weit an, dass Atomreaktoren sich nicht mehr kühlen konnten. Ungarn verlor den größten Teil der Leistung des Paks-Kraftwerks an der Donau, eines beträchtlichen Anteils der Stromerzeugung des Landes. In Frankreich mussten meerwasserggekühlte Anlagen die Leistung drosseln, weil Quallen, die in wärmerem Wasser gedeihen, ihre Ansaugsiebe verstopften. Gleichzeitig trieben tropische Nächte die Abendnachfrage auf Rekordwerte, da Haushalte Klimaanlagen tief in die Nacht hinein laufen ließen.

Es war nicht die erste Warnung. Ende 2024 ließ eine anhaltende Phase schwachen Winds und schwacher Sonneneinstrahlung in Nordwesteuropa die Großhandelspreise in die Höhe schnellen und zwang zu stärkerer Nutzung von Gaskraftwerken und Importen. Das Muster hat unter Forschern einen Namen: Energiedürren. Das sind Episoden, in denen sowohl Wind- als auch Solarstrom gleichzeitig einbrechen, oft im gesamten vernetzten europäischen Netz, sodass kein Nachbar über Überschussstrom verfügt, den er teilen könnte.

Achtzig Jahre Wetter, ein kontrafaktisches Netz

Forscher der Technischen Universität Dänemark und der Newcastle University bauten ein Modell eines europäischen Energiesystems ohne fossile Brennstoffe, nur Wind, Sonne, Wasser, Biomasse und Kernkraft, und testeten es gegen meteorologische Aufzeichnungen von 1941 bis 2021. Ziel war nicht, den nächsten Winter vorherzusagen, sondern zu sehen, wie ein emissionsfreies Netz mit jeder dokumentierten Kombination aus Wind, Sonne, Temperatur und Nachfrage über acht Jahrzehnte zurechtgekommen wäre.

Die Antwort ist ernüchternd. Die gefährlichsten Perioden sind nicht Hitzewellen, sondern winterliche Kälteperioden, die unter stagnierendem Hochdruck mehrere Tage andauern. Die Windeinspeisung bricht über der Nordsee, der Ostsee und dem Binnenland gleichzeitig ein. Solar ist vernachlässigbar. Der Heizbedarf erreicht seinen Höhepunkt. Batterien, selbst in massivem Maßstab, sind in Stunden erschöpft. Der einzige Ausweg ist steuerbare Kapazität, die tagelang laufen kann: Wasserstoffturbinen, Gas mit CO2-Abscheidung, Langzeitspeicher oder Kernkraftwerke, die nicht durch Kühlwasser beschränkt sind.

Die Ökonomie des untätigen Stahls

Hier erreicht die Studie ihre unbequemste Schlussfolgerung. Die Reservekapazität, die nötig wäre, um die schlimmsten Wochen zu überstehen, würde den allergrößten Teil des Jahres ungenutzt bleiben. In einem Markt, der nur für produzierte Energie zahlt, oder sogar für Kapazität, die nur selten abgerufen wird, , ist der Erlösstrom zu dünn, um die Kapitalkosten zu decken. Investoren werden keine Kraftwerke bauen, die vielleicht nur alle paar Jahre Geld verdienen. Die Folge, so die Autoren, ist entweder ein System, das bei der nächsten Energiedürre versagt, oder eines, das extrem hohe Preise verlangt, um Reservekapazitäten zu subventionieren.

"We also found that the capacity required to keep the system secure during such periods is rarely used at other times," sagte Marta Victoria von der DTU, eine der Autoren der Studie. "It is more expensive than renewables or other technologies, such as hydropower, making it difficult to finance under current market conditions and resulting in high electricity prices."

Kurzfristige Schocks versus langfristiges Design

Die Forscher unterscheiden zwei Resilienz-Herausforderungen. Kurzfristige Resilienz ist die Fähigkeit, einen plötzlichen Einbruch der erneuerbaren Erzeugung über Stunden oder Tage zu überstehen, ein Problem, das Batterien, Lastmanagement und Kuppelstellen weitgehend lösen können. Langfristige Resilienz betrifft die Frage, ob das System insgesamt richtig dimensioniert ist, um die seltenen, aber unvermeidlichen mehrtägigen Energiedürren zu überstehen, die einmal oder zweimal pro Jahrzehnt auftreten. Die Studie zeigt, dass Europa noch nicht dort ist. Das Übertragungsnetz, der Mix der erneuerbaren Technologien, das Speichervolumen und die Menge fester kohlenstoffarmer Erzeugung bleiben alle hinter dem zurück, was das Modell als nötig ausweist.

Aleksander Grochowicz, der Hauptautor der Studie, drückte es so aus: "From the perspective of the energy system, extreme weather therefore does not necessarily mean 'bad weather'." Der Bruchpunkt des Systems ist kein Sturm, sondern eine stille, kalte Januarwoche. Die Komplexität eines stark erneuerbaren Netzes, viele Technologien, viele Länder, viele Wetterregime, macht es schwer zu modellieren, gibt ihm aber auch mehr Wege zu überleben, vorausgesetzt, die Teile werden gemeinsam geplant und nicht stückweise hinzugefügt.

Was das Netz bereits weiß

Die historischen Aufzeichnungen, auf die das Modell zurückgreift, sind nicht abstrakt. Januar 2017 brachte eine Kälteperiode mit geringem Wind und hohem Heizbedarf, die mehrere nationale Systeme gleichzeitig belastete. 2021 hielten ungewöhnlich niedrige Windgeschwindigkeiten in Nordwest- und Mitteleuropa monatelang an und trugen zum Preisanstieg bei, der der Gaskrise vorausging. Das sind keine theoretischen Randrisiken; es sind dokumentierte Ereignisse, die ein emissionsfreies Netz ohne die Gaskraftwerke überstehen müsste, die das System damals retteten.

Marktdesign ist der fehlende Baustein

Die Autoren verschreiben keine einzelne Technologie für die Reserve. Wasserstoffturbinen, Langzeit-Wärmespeicher, fortschrittliche Kernkraft, Gas mit CO2-Abscheidung, alle sind Kandidaten. Darauf bestehen sie jedoch: ein Marktrahmen, der für Verfügbarkeit zahlt, nicht nur für Erzeugung. Kapazitätsmechanismen gibt es in mehreren Mitgliedstaaten, aber sie sind fragmentiert, oft umstritten und nicht für eine kontinentweite Energiedürre ausgelegt. Ein europäischer Ansatz, koordiniert durch die Energiegeneraldirektion der Europäischen Kommission und das Europäische Netz der Übertragungsnetzbetreiber, wäre ein logischer Schritt, bleibt aber politisch heikel.

Die Studie stellt auch fest, dass der Ausbau der Erneuerbaren fortgesetzt werden muss. Wind und Sonne bleiben die günstigste Masse an Energie und das Fundament der Energieunabhängigkeit. Das Problem ist nicht die Erzeugung, sondern die Versicherungspolice. "We need to think more carefully about resilience during short periods when renewable sources are insufficient, and about how much we are willing to pay for it," sagte Victoria. "Bessere Planung fördert Investitionen und verbessert die Versorgungssicherheit, wodurch sich die Kosten lohnen."

Kühlwasser: die verborgene Beschränkung

Der Sommer 2026 fügt eine weitere Wendung hinzu. Kernkraft, oft als das feste kohlenstoffarme Rückgrat eines erneuerbaren Netzes zitiert, hat ihre eigene Klimavulnerabilität. Flussgekühlte Anlagen stehen vor geringeren Durchflüssen und höheren Einlasstemperaturen. Meerwasserggekühlte Anlagen stehen vor biologischer Verschmutzung. Die Abschaltung von Paks in Ungarn und die quallenbedingten Drosselungen in Frankreich sind in der DTU-Studie nicht modelliert, die heutige Klimabedingungen, aber einen vollständig nachhaltigen Brennstoffmix annimmt. Wenn sich die Kühlrestriktionen weiter verschärfen, schrumpft die Menge fester Kapazität, die im Sommer verfügbar ist, und damit der Spielraum für den Winter.

Der nächste Entscheidungspunkt

Die Europäische Kommission wird voraussichtlich bis Ende 2026 ihre Bewertung von Kapazitätsmechanismen und Ressourcenausstattung veröffentlichen. Diese Überprüfung wird der erste Test sein, ob Brüssel die Prämisse der Studie akzeptiert: dass eine einheitliche europäische Reservestrategie, finanziert von allen Verbrauchern, billiger ist als nationale Alleingänge, wenn der Wind aufhört zu wehen. Gleichzeitig hat die Internationale Energieagentur in ihrem jüngsten Strommarktbericht dasselbe Problem hervorgehoben und festgestellt, dass Investitionen in gesicherte Kapazität in den fortgeschrittenen Volkswirtschaften hinter dem Zubau Erneuerbarer zurückbleiben. Die Zahlen der DTU geben beiden Institutionen eine konkrete Grundlage für ein Gespräch, das bisher in Generalitäten geführt wurde.