Der Verbrauch folgt dem Wetter

An milden Frühlingstagen wärmt die Sonne oft schon kräftig, gleichzeitig fällt der Strompreis an der Börse unter null. Solaranlagen und Windräder liefern dann mehr Strom, als in Deutschland gerade gebraucht wird. 2025 kam das in 573 Stunden vor, gut ein Viertel häufiger als im Jahr davor. Hinzu kommt: Netzbetreiber müssen immer wieder Windparks im Norden drosseln, weil die Leitungen nicht stark genug sind, um den Strom in den Süden zu bringen. Wenige Stunden später, wenn die Sonne untergeht, wird Strom knapp und damit teuer. 

Viel erneuerbarer Strom allein reicht also nicht. Entscheidend ist, dass er zur richtigen Zeit am richtigen Ort genutzt werden kann. Der Erfolg der Energiewende wird sich deshalb auch daran zeigen, wie gut es gelingt, Stromerzeugung und -verbrauch besser aufeinander abzustimmen und dafür die nötigen technischen und infrastrukturellen Voraussetzungen zu schaffen. 

Hier kommt Flexibilität ins Spiel. Sie beschreibt die Fähigkeit, Erzeugung, Verbrauch und Speicherung an wechselnde Bedingungen im Stromsystem anzupassen. So kann beispielsweise Strom dann verbraucht oder gespeichert werden, wenn besonders viel Wind- und Solarenergie verfügbar ist. Das hilft, mehr erneuerbaren Strom zu nutzen und Versorgungssicherheit mit möglichst effizientem Ressourceneinsatz zu gewährleisten.  

Wer verstehen will, warum Flexibilität im Stromnetz ein Vorteil ist, denkt am besten an eine Balkenwaage. In der einen Schale liegt der Strom, den Kraftwerke, Windräder und Solaranlagen gerade einspeisen. In der anderen liegt der Strom, den Haushalte, Betriebe und Bahnen im selben Moment verbrauchen. Beide Schalen müssen in jeder Sekunde gleich schwer sein. Neigt sich die Waage, weicht die Frequenz im Netz von ihrem Sollwert von 50 Hertz ab, und die Netzbetreiber müssen innerhalb von Sekunden gegensteuern. 

Jahrzehntelang sorgten vor allem die Kraftwerke für das Gleichgewicht. Stieg der Verbrauch, fuhren Kohle- und Gas- und Wasserkraftwerke ihre Leistung hoch. Sank er, nahmen sie Leistung zurück. Wind- und Solaranlagen jedoch lassen sich nicht einschalten, wenn kein Wind weht und die Sonne nicht scheint. Deshalb sollte sich künftig der Verbrauch stärker nach dem Angebot richten. 

Genau das meint Flexibilität. Die Bundesnetzagentur, die staatliche Regulierungsbehörde für den Energiemarkt, versteht darunter, dass Anlagen auf ein Signal hin mehr oder weniger Strom einspeisen oder verbrauchen. Ein solches Signal kann ein Preis sein oder eine Anweisung des Netzbetreibers. Flexibel ist beispielsweise ein Batteriespeicher, der mittags lädt und abends Strom abgibt. Flexibel ist ein Betrieb, der eine Maschine zwei Stunden später anlaufen lässt. Und flexibel ist eine Wärmepumpe, die vorheizt, solange viel Strom im Netz ist. 

Der Anteil von Wind und Sonne wächst schnell. In den ersten drei Quartalen 2026 deckten erneuerbare Energien 60,7 Prozent des deutschen Stromverbrauchs. Je größer dieser Anteil wird, desto stärker schwankt die Erzeugung: mit dem Wetter, mit der Tageszeit, mit der Jahreszeit. 

Hinzu kommt der Ort. Viel Windstrom entsteht im Norden, viel Strom wird im Süden und Westen verbraucht. Reichen die Transportleitungen dazwischen nicht aus, drosseln die Netzbetreiber Windparks im Norden und lassen zum Ausgleich Kraftwerke im Süden mehr Strom erzeugen. Dieser Eingriff heißt Redispatch.  

2025 wurde auf diese Weise Strom aus erneuerbaren Anlagen im Umfang von rund 9,4 Milliarden Kilowattstunden abgeregelt, etwa 3,5 Prozent ihrer Erzeugung. Davon gingen rund 433 Millionen Euro, etwa 14 Prozent, als Entschädigung an die Betreiber der abgeregelten Anlagen. Gleichzeitig entstehen Kosten, weil andernorts Kraftwerke mehr Strom erzeugen müssen, um die Abregelung auszugleichen. Ein besser ausgebautes Stromnetz könnte mehr erneuerbaren Strom dorthin transportieren, wo er gebraucht wird, und solche Eingriffe teilweise vermeiden. Die Kosten des Engpassmanagements werden letztlich über die Netzentgelte von den Stromkund:innen getragen. 

Wer Strom dann verbraucht oder speichert, wenn er reichlich vorhanden ist, lässt weniger davon ungenutzt. Wer weniger ungenutzt lässt, braucht weniger teure Reserve für die knappen Stunden. Und wer weniger Reserve braucht, muss weniger dafür bezahlen. Flexibilität senkt so die Kosten der Energiewende. 

Die naheliegende Antwort auf Netzengpässe sind neue Leitungen. Strom über weite Strecken, etwa vom Norden in den Süden, transportiert das Übertragungsnetz aus Höchstspannungsleitungen. Für dieses Netz hat der Gesetzgeber rund 16.900 Kilometer neue und verstärkte Leitungen beschlossen. Mitte 2026 waren knapp 3.000 Kilometer davon in Betrieb. Weitere rund 1.900 Kilometer waren fertig gebaut, rund 4.400 Kilometer genehmigt oder im Bau. 

Doch neue Leitungen sind nicht automatisch der erste Schritt. Netzplaner:innen folgen einer festen Reihenfolge, dem NOVA-Prinzip: Netzoptimierung vor Netzverstärkung vor Netzausbau. Zuerst prüfen sie, ob sich durch bestehende Leitungen mehr Strom leiten lässt, etwa durch genauere Messung und Steuerung. Erst danach verstärken sie Leitungen, und erst zuletzt kommen neue hinzu. Jede Kilowattstunde, die zur richtigen Zeit verbraucht wird, muss nicht zur falschen Zeit durchs Netz. 

Für das Gleichgewicht zählt nicht nur, wann Strom fließt, sondern auch, wo. Wärmepumpen oder Elektroautos können ihren Stromverbrauch zeitlich verschieben. Marktdienlich ist das, wenn sie sich nach dem Börsenpreis richten und Strom nutzen, wenn er günstig ist. Netzdienlich ist es, wenn sie dabei die Auslastung des lokalen Stromnetzes berücksichtigen und so helfen, Engpässe zu vermeiden. Häufig passt beides zusammen, denn günstiger Strom bedeutet oft viel Wind- und Solarstrom im Netz. Aber nicht immer: Laden in einem Wohngebiet an einem sonnigen Mittag alle Elektroautos zugleich, weil der Börsenpreis am niedrigsten ist, kann das lokale Stromnetz an seine Grenze kommen, obwohl bundesweit Strom im Überfluss vorhanden ist. 

Deshalb rücken die Ortsnetze in den Blick, die den Strom bis in die einzelnen Straßen verteilen. Um Engpässe in diesen Netzen zu erkennen, braucht der Netzbetreiber Messwerte. In Hannover will die enercity Netz GmbH deshalb bis 2033 alle Ortsnetzstationen digitalisieren. Die Stationen melden dann Spannung, Strom, Last und Einspeisung, und Engpässe werden frühzeitig erkannt. Messwerte liefern auch intelligente Messsysteme in Häusern, kurz Smart Meter. Sie erfassen Verbrauch und Einspeisung zeitnah und erlauben Geräten, auf Preissignale zu reagieren. Im Netzgebiet der enercity Netz waren Anfang 2026 fast 21.000 davon eingebaut, im Schnitt sollen jedes Jahr rund 24.000 hinzukommen. Bundesweit war Mitte 2026 erst etwa jede 17. Zählstelle damit ausgestattet. Seit 2024 dürfen Netzbetreiber außerdem neue Wärmepumpen und Wallboxen bei drohender Überlastung vorübergehend auf 4,2 Kilowatt drosseln, aber nicht abschalten. Im Gegenzug zahlen deren Betreiber:innen geringere Netzentgelte. 

Doch nicht nur der Ort spielt eine Rolle. Entscheidend ist auch, wann Strom erzeugt und verbraucht wird: Mittags liefern Solaranlagen mehr Strom, als verbraucht wird, am Abend fehlt er. 

Speicher stellen Strom vom Mittag am Abend bereit. Ein Batteriespeicher nimmt Strom auf, wenn mehr erzeugt als verbraucht wird, und gibt ihn ab, wenn er knapp ist. Weil er innerhalb von Sekunden reagiert, hilft er auch, die Netzfrequenz zu halten. In Hannover-Misburg baut enercity einen solchen Speicher mit 20 Megawatt Leistung und 40 Megawattstunden Kapazität; er soll Ende 2026 in Betrieb gehen. Ab 2027 sollen jährlich rund 21.900 Megawattstunden durch ihn fließen, so viel wie etwa 5.500 Vier-Personen-Haushalte im Jahr verbrauchen. Im Energiepark Lehrte-Ahlten erweitert enercity den bestehenden Speicher um 115 Megawatt Leistung und 230 Megawattstunden Kapazität. 

Noch mehr Spielraum entsteht, wenn Strom in Wärme umgewandelt wird. Im Kraftwerk Herrenhausen wandelt enercity seit 2020 überschüssigen Strom in Fernwärme um, mit einem Elektrodenkessel von 20 Megawatt Leistung. Eine zweite Anlage mit 50 Megawatt kommt hinzu, eine dritte mit 100 Megawatt ist in Roderbruch geplant. Die Kessel in Herrenhausen speisen ins Fernwärmenetz oder in Wärmespeicher ein. Im Winter erhitzen sie das Wasser aus dem Speicher von 98 auf bis zu 120 Grad, so heiß muss es dann für das Fernwärmenetz sein. Es kocht dabei nicht, weil es unter Druck steht. So wird aus Strom, der sonst abgeregelt würde, Wärme für den nächsten kalten Abend. Diese Verbindung von Strom und Wärme heißt Sektorenkopplung. Wärme lässt sich in großen Mengen einfacher und länger speichern als Strom.  

Bisher halten vor allem Kraftwerke und Speicher die Waage im Gleichgewicht. Doch auch auf der Verbrauchsseite gibt es Spielraum: Viele Betriebe haben Abläufe, die sich um einige Stunden verschieben lassen: Kühlung, Pumpen, Lüftung, Druckluft, das Laden von Fahrzeugflotten. Die Forschungsstelle für Energiewirtschaft, ein gemeinnütziger Think Tank aus München, fragt Unternehmen regelmäßig nach solchen Spielräumen. Nach ihrer Erhebung von 2026 kann die deutsche Industrie ihren Verbrauch schon heute kurzfristig um bis zu 4,6 Gigawatt senken. Das ist rund dreißigmal so viel Leistung, wie der Speicher in Lehrte-Ahlten nach seiner Erweiterung hat. Wer solche Lasten in Stunden mit viel Wind- und Solarstrom legt, kann günstiger einkaufen und entlastet zugleich das Netz. 

Auch Haushalte können zur Flexibilität beitragen. Die Denkfabrik Agora Energiewende und die Forschungsstelle für Energiewirtschaft haben berechnet, was Elektroautos, Wärmepumpen und Heimspeicher 2035 bewirken könnten. In den knappsten Stunden des Jahres müssten Kraftwerke und Speicher dann rund sieben Gigawatt weniger Leistung bereitstellen, und das Stromsystem würde um 4,8 Milliarden Euro im Jahr entlastet. Zum Vergleich: Die Industrie kann ihren Verbrauch schon heute um bis zu 4,6 Gigawatt senken. Bei den Haushalten wächst der Spielraum mit jedem weiteren E-Auto und jeder weiteren Wärmepumpe. 

Allerdings wirkt Flexibilität nur über eine begrenzte Zeit. Ein Batteriespeicher wie der in Misburg kann seine volle Leistung etwa zwei Stunden lang abgeben. Eine Wärmepumpe kann vorheizen, aber nicht tagelang. Für die Abendstunden reicht das, für eine windstille, trübe Januarwoche nicht. Solche Phasen heißen Dunkelflaute. 

Für diese Wochen braucht das System weiterhin Kraftwerke, die unabhängig vom Wetter Strom liefern, und Leitungen, die Strom über weite Strecken verteilen. Flexibilität ersetzt also weder den Netzausbau noch steuerbare Kraftwerke. Sie sorgt aber dafür, dass von beidem weniger gebraucht wird: weniger Reserve, die nur an wenigen Tagen im Jahr läuft, und weniger Leitungen, die allein für einzelne Spitzenstunden ausgelegt werden müssten. 

Die verschiedenen Quellen ergänzen sich nach der Zeit, die sie überbrücken. Batteriespeicher und verschobener Verbrauch decken Minuten bis Stunden ab, Wärmespeicher Stunden bis Tage, steuerbare Kraftwerke und der Austausch über das Netz Tage bis Wochen. Erst zusammen halten sie die Waage das ganze Jahr über im Gleichgewicht. 

Die Technik für ein flexibles Energiesystem ist vorhanden. Damit sie in der Breite wirkt, braucht es neben mehr Smart Metern vor allem Regeln, die flexibles Verhalten belohnen, etwa Netzentgelte und Preise, die sich nach Zeit und Ort richten. An einer Reform der Netzentgelte arbeitet die Bundesnetzagentur gerade. Nötig sind zudem Anlagen, die Strom aufnehmen, speichern und umwandeln können, und Software, die sie gemeinsam steuert. 

An solchen Anlagen arbeitet enercity, von Speichern über Elektrokessel bis zur gemeinsamen Steuerung. „Die Energiewende braucht mehr als zusätzliche Erzeugungsleistung“, sagt Aurélie Alemany, Vorstandsvorsitzende von enercity. „Sie braucht Flexibilität, damit erneuerbarer Strom genau dann genutzt werden kann, wenn das Energiesystem ihn benötigt.“

Abgeschlossen ist die Energiewende damit nicht. Ein System, in dem sich Erzeugung und Verbrauch gleichermaßen bewegen, stellt sich jeden Tag neu auf das Wetter ein. Es nutzt mehr von dem Strom, den Wind und Sonne liefern, kommt mit weniger Reserve aus und begrenzt die Kosten. Der eigentliche Fortschritt ist deshalb nicht, mehr Strom zu erzeugen, sondern ihn im richtigen Moment zu nutzen.