Ein Strommast steht unverändert auf dem Feld. Die Leiterseile sind intakt, kein Schalter ist sichtbar ausgefallen. Trotzdem kann dieselbe Verbindung an einem heißen, windstillen Tag weniger Strom transportieren dürfen als bei kühlem Wetter. Der Engpass entsteht in einer Größe, die man der Leitung kaum ansieht: ihrer Temperatur.
Eine neue Studie in Nature Energy verbindet diesen Effekt mit zwei weiteren Belastungen einer Hitzewelle: höherem Kühlbedarf und geringerer verfügbarer Leistung mancher Kraftwerke. Ihre wichtigste Aussage ist räumlich: Strom muss nicht nur erzeugt werden, sondern unter den jeweiligen Wetterbedingungen auch bis zum Verbrauchsort gelangen können. Die Untersuchung zeigt mögliche Schwachstellen in modellierten europäischen Netzen. Sie sagt nicht voraus, wann in einem bestimmten Land das Licht ausgeht. Originalstudie von Liang, Chen und Keshav
Eine Freileitung muss Wärme loswerden
Elektrischer Strom erwärmt einen Leiter, weil dessen Material dem Stromfluss einen Widerstand entgegensetzt. Zusätzlich kann die Sonne das Seil aufheizen. Zugleich gibt es Wärme an die Umgebung ab – unter anderem über die Luft und durch Wärmestrahlung. Wind unterstützt die Kühlung. Warme, stehende Luft erschwert sie.
Damit eine Leitung ihre zulässige Temperatur nicht überschreitet, muss die Stromstärke zu dieser Wärmebilanz passen. Hohe Temperaturen können das Material belasten und den Durchhang vergrößern; der Abstand zu Boden und Hindernissen muss ausreichen. In der neuen Modellrechnung wird für die betrachtete Leiterdarstellung eine Grenze von 90 Grad Celsius verwendet. Das ist eine Leitertemperatur im Modell, keine erlaubte Außentemperatur und kein einheitlicher Grenzwert für sämtliche Stromleitungen.
Auch entlang derselben Verbindung ist das Wetter nicht überall gleich. Ein Abschnitt kann im Wind liegen, ein anderer in einer heißen, windarmen Senke. Für den zulässigen Strom kann dann der ungünstigste Abschnitt entscheidend sein. Ein Durchschnitt über die gesamte Strecke verdeckt diese Stelle leicht.
Die Bedeutung solcher örtlichen Bedingungen ist schon länger bekannt. Das Fraunhofer IEE beschreibt Verfahren, mit denen Wetterdaten und gezielt platzierte Messstationen helfen, die Belastbarkeit von Freileitungen genauer einzuschätzen. Bei günstiger Kühlung können vorhandene Reserven besser genutzt werden. Das macht aber keine zusätzliche Kühlung an einem heißen, windstillen Ort verfügbar. Fraunhofer IEE zum wetterabhängigen Freileitungsbetrieb
Drei Belastungen treffen auf dasselbe Netz
Während die Übertragung schwieriger wird, kann auf der Verbrauchsseite mehr Leistung gebraucht werden. Klimaanlagen laufen länger und häufiger gleichzeitig. Nach einer Analyse der Internationalen Energieagentur ist der weltweite Strombedarf für Raumkühlung seit 2015 um etwa die Hälfte gestiegen. Für das Netz zählt dabei besonders, wie stark sich der Bedarf in einzelnen Stunden bündelt. Eine ausgeglichene Jahresbilanz hilft wenig, wenn eine heiße Abendstunde zum Engpass wird. IEA zur wachsenden Kühlnachfrage
Auf der Erzeugungsseite wirken andere Grenzen. Manche Wärmekraftwerke können unter hohen Luft- oder Kühlwassertemperaturen weniger Leistung bereitstellen. Wind- und Solarerzeugung verändern sich mit der jeweiligen Wetterlage. Ein heißes Hochdruckgebiet kann beispielsweise wenig Wind bringen. Bei Solarmodulen ist außerdem zwischen Sonneneinstrahlung und Temperaturwirkung zu unterscheiden: Mehr Sonne liefert Energie, eine höhere Zelltemperatur kann zugleich den Wirkungsgrad senken. Daraus folgt nicht, dass Solarstrom während einer Hitzewelle insgesamt unbedeutend wird.
Das neue Forschungsmodell führt Nachfrage, verfügbare Erzeugung und die Wärmebilanz einzelner Leitungsabschnitte zusammen. Dabei beeinflussen sich Stromfluss und Temperatur gegenseitig: Mehr Strom erwärmt den Leiter; seine veränderte Temperatur beeinflusst wiederum den elektrischen Widerstand. Die Forschenden lösen diese gekoppelte Aufgabe schrittweise. In ihrem Vergleich kommt das Verfahren nahe an eine aufwendigere Referenzrechnung heran und benötigt weniger Rechenzeit.
Der Gewinn liegt also nicht darin, Hitze als Problem entdeckt zu haben. Er liegt darin, ihre zusammenwirkenden Folgen räumlich genauer und mit vertretbarem Rechenaufwand zu prüfen.
Was die europäischen Stresstests zeigen
Die Untersuchung betrachtet Darstellungen der Netze von Spanien, Portugal, Frankreich, Italien, Deutschland, Belgien, den Niederlanden und Großbritannien. Pro Land werden 480 projizierte Hitzewellenstunden für 2026 bis 2030 ausgewertet. Die Wetterbedingungen entstehen aus Mustern beobachteter Hitzewellen der Jahre 2019, 2022 und 2024, übertragen auf ein künftiges Referenzklima. Das sind Szenarien, keine Wettervorhersagen für bestimmte Kalendertage.
In den untersuchten Netzkonfigurationen zeigen Frankreich, Spanien und Italien stärkere Engpässe. Für Deutschland und Großbritannien ergibt sich in diesem Szenariosatz dagegen kein erheblicher rechnerischer Lastabwurf. Daraus wird weder eine Garantie für die beiden Länder noch eine Aussage, dass die anderen zwangsläufig ausfallen werden. Die Ergebnisse hängen an den dargestellten Anlagen, Leitungen und Annahmen.
Lastabwurf bedeutet in dieser Rechnung: Ein Teil der Nachfrage lässt sich unter Einhaltung der vorgegebenen Betriebsgrenzen nicht versorgen. Das ist eine rechnerische Fehlmenge. Die Studie simuliert damit nicht den sekundenschnellen Ablauf eines realen Blackouts und auch nicht die gesamte Schutztechnik. Wie automatische Abschaltungen bei stark sinkender Netzfrequenz funktionieren, erklärt unser Beitrag über Lastabwurf als Schutz des Stromnetzes.
Wesentlich ist außerdem, was im Modell festgehalten wird: Der öffentlich erfasste Bestand an Leitungen, Erzeugungsanlagen und Speichern bleibt bestehen. Künftiger Netzausbau und neue Anlagen werden nicht vorausberechnet. Der Strombedarf kann dagegen in verschiedenen Varianten wachsen. So wird sichtbar, was unter bestimmten Belastungen mit dem dargestellten System passieren könnte – nicht, wie Europas tatsächliches Netz im Jahr 2030 vollständig aussehen wird.
Warum ein voller Speicher nicht jeden Engpass löst
Ein Speicher enthält Energie. Ob er einen bestimmten Engpass entlastet, hängt zusätzlich davon ab, wo er steht, welche Leistung er abgeben kann und ob der Strom von dort zum Verbrauchsort gelangt. Steht er auf der anderen Seite einer bereits ausgelasteten Verbindung, kann sein Beitrag begrenzt sein.
Im spanischen Modell verringert ein höherer anfänglicher Ladezustand der vorhandenen Speicher die nicht versorgbare Nachfrage. Vollere Speicher beseitigen sie jedoch nicht vollständig. Die Untersuchung variiert den Ladezustand der dargestellten Speicherflotte; sie prüft damit nicht, ob ein gezielter Neubau an anderen Standorten dasselbe Ergebnis hätte.
Hinzu kommt eine zeitliche Grenze: Jede betrachtete Stunde wird separat berechnet. Ein vollständiger Fahrplan, in dem Speicher über eine mehrtägige Hitzewelle laden, sich entleeren und später wieder aufladen, gehört nicht zu dieser Analyse. Das Ergebnis „voller hilft nur begrenzt“ ist deshalb eine Aussage über diesen Stresstest, kein allgemeines Urteil über den Nutzen von Speichern.
Ähnlich bedingt ist die Hilfe aus Nachbarländern. In den gemeinsamen Modellrechnungen profitiert Frankreich von zusätzlichen Austauschmöglichkeiten stärker als Spanien. Entscheidend ist, ob im Nachbarnetz während derselben Wetterlage ein Überschuss vorhanden ist – und ob die Verbindungen ihn tatsächlich bis zum Engpass bringen können.
Der reale Sommer liefert einen wichtigen Gegencheck
Ein Modell mit kritischen Szenarien ist keine Beschreibung eines bereits zusammengebrochenen Systems. Der europäische Netzbetreiberverband ENTSO-E erwartete in seiner Vorausschau vom Mai 2026 für den größten Teil Europas keine systemischen Versorgungsrisiken im Sommer. Einzelne isolierte oder schwach verbundene Regionen wurden ausdrücklich anders bewertet. ENTSO-E: Summer Outlook 2026
Auch während Hitze und Trockenheit meldete die EU-Kommission am 11. August 2026 keine kurzfristigen Versorgungsrisiken, obwohl die Lage angespannt war. In einigen Ländern war die Erzeugung durch geringe Wasserstände oder hohe Wassertemperaturen eingeschränkt. Grenzüberschreitender Austausch half, Strom dorthin zu bringen, wo er gebraucht wurde. Hohe Solarerzeugung entlastete die Lage tagsüber; für die Abendspitze blieben Speicher wichtig. EU-Lagebericht vom 11. August
Diese Beobachtung widerlegt die Wärmebilanz einer Leitung nicht. Sie zeigt, dass ein reales System Belastungen durch Reserven, Erzeugungsmix, Koordination und Betrieb bewältigen kann. Umgekehrt beweist ein erfolgreich bewältigter Sommer nicht, dass jeder künftige Extremfall ebenso verläuft. Vorausschau, aktueller Betrieb und gezielter Stresstest beantworten unterschiedliche Fragen.
Investitionen brauchen den Ort und die Stunde des Engpasses
Für die wirtschaftliche Planung folgt daraus eine konkrete Aufgabe: Vor einer zusätzlichen Kapazität muss geklärt werden, welche Grenze sie entlasten soll. Die Studie nennt mehrere ergänzende Wege. Eine belastbare Rangfolge nach Kosten und Nutzen liefert sie noch nicht; dafür wären detailliertere Netz- und Kostendaten nötig.
Kosten können schon entstehen, bevor die Versorgung unterbrochen wird. Beim Netzengpassmanagement wird beispielsweise Erzeugung an einer Stelle zurückgenommen und an anderer Stelle erhöht, damit Leitungen nicht überlasten. Für Deutschland meldete die Bundesnetzagentur auf SMARD vorläufig rund 784 Millionen Euro im ersten Quartal 2026. Das sind Gesamtkosten des Engpassmanagements in diesem Zeitraum, keine Rechnung für Hitzeschäden. Sie zeigen, dass das Überbrücken räumlicher Engpässe selbst bei aufrechterhaltener Versorgung Geld kostet. SMARD: Umfang und Kosten des Netzengpassmanagements
Für Anpassungsinvestitionen stehen deshalb Bau- und Betriebskosten den vermiedenen Eingriffen und Unterbrechungen gegenüber. Wenn Versorgung tatsächlich fehlt, zählen außerdem Zeitpunkt und Nutzung: Ein unterbrochener Produktionsprozess ist wirtschaftlich anders zu bewerten als ein verschiebbarer Ladevorgang. Aus dem Anteil rechnerisch nicht gedeckter Last lässt sich ohne solche Angaben kein verlässlicher Euro-Schaden ableiten.
Auch die Nachfrageseite beginnt vor der Steckdose. Die IEA nennt unter anderem bessere Gebäudeplanung, Verschattung und effizientere Kühlung als Möglichkeiten, den Strombedarf für angenehme und sichere Innenräume zu begrenzen. Dabei geht es um erreichbaren Hitzeschutz. Wie ungleich Wohnungen und Stadtviertel dafür ausgestattet sind, zeigt unser Beitrag darüber, warum bei Hitzewellen die Adresse zum Risikofaktor wird.
Für konkrete Netzentscheidungen bleibt eine weitere Prüfung nötig. Die Forschungsrechnung nutzt öffentliche, vereinfachte Netzdaten. Ihr Algorithmus wurde mit einer aufwendigeren Modellrechnung verglichen, nicht anhand gemessener Leitertemperaturen einer realen Hitzewelle bestätigt. Auch die Sicherheit nach dem Ausfall einzelner Leitungen wird in den großen europäischen Modellen nur angenähert. Netzbetreiber verfügen über zusätzliche Betriebsdaten, mit denen solche Stresstests genauer werden können.
Wer den Ansatz selbst erkunden möchte, findet im frei zugänglichen HEAT-Analysis-Projekt der Forschenden ein ausdrücklich illustratives spanisches Stundenbeispiel mit Wetter, Netz und rechnerischem Betrieb. Es macht die zentrale Frage sichtbar: Wo ist Strom verfügbar, wo wird er gebraucht – und welche Verbindung wird dazwischen zur Grenze?
Eine robuste Versorgung braucht eine Antwort auf alle drei Teile. Die Zahl der Kraftwerke oder die gespeicherten Kilowattstunden allein erzählen noch nicht, ob die Leistung in der entscheidenden heißen Stunde am richtigen Ort ankommt.
Bildhinweis: Das Cover ist eine KI-generierte Symbolillustration einer intakten Freileitung. Es zeigt keinen dokumentierten Ausfall. Die Maßnahmenübersicht ist eine eigene qualitative Zusammenfassung, keine Standort- oder Kostenplanung.
