Die Energiewende und die sukzessive Umstellung der Stromversorgung auf erneuerbare Energien auf EU-Ebene befeuern die Gefahr von Netzüberlastungen, Blackouts und Brownouts in den Mitgliedstaaten. Der Hintergrund: Ein höherer Anteil fluktuierender Erzeugung durch Wind- und Solarenergie erhöht die Schwankungen im System und macht die Frequenzhaltung anspruchsvoller. Die Störanfälligkeit der Stromnetze steigt. Wie stark die Stromversorgung tatsächlich beeinträchtigt werden kann, zeigte sich erst vor wenigen Tagen in Schweden. Am Montag, dem 8. Juni 2026, kam es dort zu einem Brownout.

Der staatliche Übertragungsnetzbetreiber Svenska kraftnät versetzte sein System für mehrere Stunden in höchste Alarmbereitschaft, nachdem zwei voneinander unabhängige Störungen das Netz getroffen hatten. Durch eine der Störungen gingen dabei 500 MW Importleistung aus dem SwePol-Link-Kabel aus Polen verloren.

Dies wiederum führte dazu, dass die Netzfrequenz auf 49,80 Hertz absackte – deutlich unter den Sollwert von 50 Hertz, bei dem ein Stromnetz stabil läuft. Um die Versorgung zu sichern, wurde die Übertragung zwischen zwei sogenannten Gebotszonen (der schwedische Strommarkt ist in vier solche Zonen aufgeteilt) zeitweise stark reduziert.

Ein Brownout unterscheidet sich von einem vollständigen Blackout dadurch, dass die Versorgung nicht völlig zusammenbricht, sondern die Spannung gezielt abgesenkt oder ein Teil der Last abgeworfen wird, um einen Totalausfall zu verhindern.

Brisant ist der Fall, weil sich Schweden im Normalbetrieb neben Solar- und Windkraft auf eine vergleichsweise stabile Mischung aus Wasser- und Kernkraft stützt und damit zu den robusteren Stromsystemen Europas zählt. Dass bereits zwei gewöhnliche Störungen ausreichten, um die Reserven nahezu zu erschöpfen, ist ein gewaltiges Warnzeichen für ganz Europa – und auch für Deutschland.

In ganz Europa verschiebt sich die Erzeugungsstruktur in dieselbe Richtung: Der Anteil wetterabhängiger Wind- und Solarkraft steigt, während planbar arbeitende Kraftwerke abgeschaltet werden. Besonders radikal vollzieht sich diese Entwicklung in Deutschland. Erst wurden im April 2023 die letzten drei Kernreaktoren vom Netz genommen. Parallel dazu wird der Kohleausstieg vorangetrieben, der spätestens bis 2038 vollständig abgeschlossen sein soll.

Mit jedem stillgelegten konventionellen Kraftwerk sinkt dabei die Schwungmasse im Netz, die kurzfristige Schwankungen abfedert und die Frequenz stabil hält. Die Einspeisung von volatil verfügbaren Energieträgern, die je nach Wetterbedingungen viel oder wenig Strom produzieren, setzt die Netzfrequenz zusätzlich unter Schwankungsdruck.

Die Netzbetreiber müssen diese Stabilität daher immer häufiger über teure und ineffiziente Zusatzdienste sowie Reserveanlagen sicherstellen. In Deutschland schlägt sich die wachsende Belastung deutlich nieder: Die Kosten des Netzengpassmanagements lagen 2024 bei rund 2,8 Milliarden Euro und 2025 bei etwa 3,1 Milliarden Euro.

Einmal mehr wird deutlich, dass eine starre Ausrichtung allein auf wetterabhängige Energieträger nicht umsetzbar ist – nicht nur wegen möglicher Engpässe in der Stromversorgung, die bei ungünstigen Wetterbedingungen entstehen können, sondern auch wegen der Netzstabilität, die zunehmend unter Druck gerät.

Hinzu kommt: Durch die Energiewende entstehen auch steigende Kosten für Verbraucher. Das hat einen klaren Grund. Wetterabhängige Erzeugung schwankt extrem. Bei viel Wind und Sonne entstehen Überkapazitäten, die zeitweise zu negativen Börsenpreisen führen. Bei schlechten Wetterbedingungen ist das Gegenteil der Fall: Es kommt zu Engpässen, Nachfrageüberhängen und letztlich zu starken Preisanstiegen. Unter anderem auch, weil teure Reservekraftwerke einspringen müssen.

Ein weiterer Faktor, der die Strompreise in die Höhe treibt, ist der Umbau der Netze, der notwendig wird, um die volatile Einspeisung erneuerbarer Energien zu bewältigen. Dessen Kosten werden über die Netzentgelte an die Verbraucher weitergereicht.

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