RWTH Aachen, 16. Oktober 2026: Draußen ist es herbstlich kühl, drinnen geht es um eine unangenehme Frage: Was passiert in Europa, wenn Wind und Sonne gleichzeitig schwächeln? Forschende aus Jülich, Aachen und Siegen haben dafür ein vollständig erneuerbares europäisches Stromsystem für das Jahr 2050 modelliert. Das Ergebnis nimmt dem Blackout-Schreck ein gutes Stück Dramatik – ganz verschwinden die Sorgen aber nicht.

Das Modell teilt Europa in 250 Regionen auf, rechnet stündlich und prüft 20 historische Wetterjahre, Dunkelflauten inklusive. Im kostenoptimalen Szenario bleiben durchschnittlich 0,03 Prozent der Stromnachfrage ungedeckt. Das entspricht etwa 2,6 Stunden pro Jahr. Zum Vergleich: Der heutige Zuverlässigkeitsstandard für Deutschland und Luxemburg liegt bei 2,77 Stunden Ausfallzeit jährlich.

Wenig Energie fehlt – die Leistung muss trotzdem da sein

Im Modell stammen 60 Prozent der Stromerzeugung aus Windkraft und 39 Prozent aus Photovoltaik. Wasserstoff übernimmt 98 Prozent der Speicherkapazität, während Batterien nur rund ein Prozent der Systemkosten ausmachen. Die meisten Ausfälle treten während mehrtägiger Windflauten auf, vor allem am Abend und in der Nacht. Meist sind es Teilausfälle von fünf bis zehn Stunden, keine tagelange völlige Dunkelheit.

Der Engpass liegt dabei nicht in erster Linie bei der gespeicherten Wasserstoffmenge, sondern bei der Leistung zur Rückverstromung. Dafür bräuchte Europa 501 Gigawatt Wasserstoff-Gaskraftwerke. Zum Vergleich: Zuletzt waren in Europa 269 Gigawatt Solarleistung und 285 Gigawatt Windleistung installiert.

Wer die durchschnittliche Ausfallzeit auf weniger als eine Stunde pro Jahr drücken will, müsste die Wasserstoffturbinen um zwei Prozent beziehungsweise 9,8 Gigawatt erweitern. Die Batteriekapazität müsste um 15 Prozent wachsen; die Gesamtkosten stiegen laut Modell lediglich um 0,17 Prozent. Freilich beruhen die Rechnungen auf sinkenden Technologiekosten und den für 2050 prognostizierten Preisen. Technische Störungen und Wasserstoffimporte wurden nicht berücksichtigt.

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Eine Studie von Martin Kittel, Alexander Roth und Wolf-Peter Schill, veröffentlicht am 9. Mai 2026 in Nature Communications, schaut genauer auf die Langzeitspeicher. Untersucht wurden historische Wetter- und Erneuerbaren-Zeitreihen aus 35 Wetterjahren von 1982 bis 2016. Modelliert wurde ein kostenminimales, vollständig erneuerbares europäisches Stromsystem mit 33 Ländern – in einem Sommer-zu-Sommer-Zeitraum, damit Ereignisse über den Jahreswechsel nicht aus dem Raster fallen. Außerdem verglichen die Autoren verschiedene Grade grenzüberschreitender Strom- und Wasserstoffübertragung.

Extreme Erzeugungsflauten bestimmen demnach maßgeblich, wie groß Langzeitspeicher gebaut und wie sie genutzt werden müssen. Die extremsten Ereignisse können mehrere Wochen oder Monate dauern und mehrere Länder gleichzeitig treffen. Für die Planung besonders wichtig sind aber kürzere Phasen von mehreren Tagen bis zu zwei oder drei Wochen innerhalb längerer Perioden mit unterdurchschnittlicher Erneuerbaren-Verfügbarkeit. Der höchste Speicherbedarf fällt meist im Winter an, wenn die Nachfrage hoch ist. Im Vereinigten Königreich können wegen des hohen Windanteils zwar auch sommerliche Windflauten ausgeprägt sein; speicherrelevanter bleiben dort dennoch die winterlichen Ereignisse.

351 Terawattstunden für den Winter 1996/97

Wie viel Speicher nötig wäre, hängt stark von der Vernetzung ab:

Vernetzung Median Maximum Anteil am europäischen Jahresverbrauch
Keine Energie- oder Wasserstoffübertragung 232 TWh 378 TWh 4,7 beziehungsweise 7,6 Prozent
TYNDP-Stromausbau 2022, kein Wasserstoffhandel 206 TWh 385 TWh 4,2 beziehungsweise 7,8 Prozent
TYNDP-Strom- und Wasserstoffverbindungen 170 TWh 351 TWh 3,4 beziehungsweise 7,1 Prozent
Unbegrenzter Strom- und Wasserstoffaustausch 91 TWh 159 TWh 1,8 beziehungsweise 3,2 Prozent

Das Extremjahr war der Winter 1996/97. In vielen Ländern traten starke und zeitlich überlappende Erzeugungsflauten auf. Selbst bei uneingeschränkter europaweiter Vernetzung blieben 159 Terawattstunden Langzeitspeicher erforderlich. Bei politisch vorgesehenen Vernetzungsgraden waren es 351 Terawattstunden, also 7,1 Prozent des jährlichen Stromverbrauchs. Der Wert lag 42 Prozent über dem zweitgrößten Ergebnis aus dem Winter 1984/85.

Mehr Leitungen und Wasserstoffverbindungen senken den aggregierten Bedarf – vorausgesetzt, die Flauten fallen nicht überall gleichzeitig aus. Gerade 1996/97 war der geografische Ausgleich begrenzt. Bei unbegrenztem Austausch könnte Strom aus weniger betroffenen Ländern in stärker belastete Regionen fließen.

Weitere Untersuchungen kommen zu ähnlichen Größenordnungen. Für die extremste Dunkelflaute der vergangenen 35 Wetterjahre, den Winter 1996/97, wurden bei europäischem Netzverbund 351 TWh Langzeitspeicher errechnet. Das entspricht sieben Prozent des europäischen Jahresstrombedarfs. Zum Vergleich: In Europa existieren heute rund 1.700 TWh Erdgasspeicher.

Eine Studie der Universität Aarhus wertete 62 Wetterjahre aus und kam zu dem Ergebnis, dass 42 Gigawatt zusätzliche Backup-Leistung für ein robustes europäisches System reichen könnten. Das wären 0,6 Prozent der gesamten Erzeugungskapazität. Eine andere Analyse modellierte bei idealem Netzverbund die längste Erzeugungsflaute mit 55 Tagen. Selbst dann lieferten Wind und Sonne noch 47 Prozent ihres langjährigen Durchschnitts.

Flaute ist nicht gleich Flaute

Wie oft solche Phasen auftreten, hängt von der Definition und vom betrachteten Gebiet ab. Der Deutsche Wetterdienst zählte 48-Stunden-Phasen mit weniger als zehn Prozent der Nennleistung. Bei Wind an Land in Deutschland waren es etwa 23 pro Jahr, bei Wind an Land und auf See etwa 13. Wind und Photovoltaik gemeinsam lagen in Deutschland bei ungefähr zwei solchen Phasen pro Jahr, europaweit bei etwa 0,2.

Für reine Windflauten wurden über 40 Jahre hinweg jährlich Phasen von ungefähr fünf Tagen mit weniger als zehn Prozent Auslastung festgestellt. Etwa alle zehn Jahre dauerte eine solche Phase knapp acht Tage. Während Dunkelflauten im November und Dezember 2024 stieg der Day-Ahead-Strompreis zeitweise auf bis zu 936 Euro pro Megawattstunde. Bundesnetzagentur und Bundeskartellamt erklärten zugleich, die sichere Stromversorgung sei jederzeit gewährleistet gewesen.

Auch die regionale Verteilung ist ungleich. Besonders betroffen sind im Modell wirtschaftlich schwächere Länder Osteuropas sowie Portugal und Frankreich. In Bulgarien und Ungarn gehen bis zu 0,54 Prozent der Last verloren. Für Baden-Württemberg weist das Modell keine Ausfälle aus. Die Forschenden sehen darin einen Konflikt mit der europäischen Energiesolidarität und fordern einheitliche Zuverlässigkeitsstandards in der EU.

Frankreich und das Vereinigte Königreich spüren stärkere Flauten wegen ihres ausgeprägten Winterbedarfs deutlich beim Speicherbedarf. In Rumänien oder Spanien ist der Zusammenhang schwächer, weil die Stromnachfrage dort weniger saisonal oder eher im Sommer geprägt ist. Spanien braucht relativ wenig Langzeitspeicher, unter anderem wegen großer Wasserreservoirs und Pumpspeicherkapazitäten. Im europäischen Verbund helfen außerdem räumlicher Ausgleich und skandinavische Wasserkraft.

Wasserstoff für die Dauer, Batterien für den Moment

Wasserstoffbasierte Langzeitspeicher übernehmen vor allem die Energiemenge während langer Flauten. Batterien und Pumpspeicher fangen kurzfristige Leistungsspitzen und kurze Überschussphasen ab. Batterien können zudem den Bedarf an teuren Wasserstoffturbinen für Spitzenlasten senken. Wasserkraft und Bioenergie könnten während der Ladephasen von Elektrolyseuren Strom bereitstellen und deren Auslastung erhöhen. Im Sommer ließen sich Langzeitspeicher