Dänemarks Stromnetz stößt an Grenzen

Ein grauer, windstiller Tag über der Nordsee genügt, um Dänemarks Stromsystem unter Druck zu setzen. Wenn weder Windräder noch Solaranlagen nennenswert liefern, sprechen Energieexperten von Dunkelflaute: einer Phase, in der wetterabhängige Erzeugung über größere Regionen hinweg gleichzeitig einbricht. Für Dänemark ist das besonders heikel, weil das Land einen Teil seiner heimischen Reservekraftwerke stillgelegt hat und in solchen Stunden stärker auf Unterseekabel nach Schweden, Norwegen und Deutschland angewiesen ist (Politiken).

Im Jahr 2025 importierte Dänemark mehr Strom aus Nachbarländern als je zuvor (Portfolio.hu). Damit wird ein Grundversprechen der europäischen Energiewende praktisch getestet: dass grenzüberschreitende Leitungen einen Teil jener Kraftwerksleistung ersetzen können, die einzelne Staaten aus Klimaschutz- oder Kostengründen abbauen.

Dänemarks Stromnetz hat kaum noch Spielraum

Das Wetter ist nur der sichtbare Teil des Problems. Der dänische Netzbetreiber Energinet nennt Anschlussanfragen von Rechenzentren, Wasserstoffanlagen und Batteriespeichern mit einer Gesamtleistung von rund 60 Gigawatt. Das entspricht etwa dem Achtfachen der heutigen dänischen Spitzenlast (Energinet). Ein erheblicher Teil dieser Projekte dürfte spekulativ sein, weil Unternehmen frühzeitig Netzkapazität reservieren und viele Vorhaben später nicht gebaut werden. Doch schon ein Bruchteil würde ein Netz belasten, das mit dem Ausbau der Nachfrage kaum Schritt hält.

Energinet nimmt deshalb keine neuen Anschlussanträge auf Übertragungsebene mehr an. Das ist für Investoren ein Warnsignal, aber auch für die Klimapolitik: Elektrifizierung funktioniert nur, wenn Strom nicht nur erzeugt, sondern auch transportiert werden kann.

Wie eng es bereits ist, zeigt die Fernwärme. Rund jedes vierte dänische Fernwärmeunternehmen berichtet von verzögerten Netzanschlüssen oder geringerer Anschlussleistung als beantragt. Der Branchenverband Dansk Fjernvarme erwartet, dass der Stromanteil in der Fernwärme von heute etwa 10 Prozent auf 45 Prozent im Jahr 2035 steigen wird (Via Ritzau). Mehr elektrische Nachfrage, weniger heimische Reservekraftwerke und ein begrenztes Netz: Genau an dieser Stelle wird aus Energiewende ein Infrastrukturproblem.

Wer Strom verkauft und wer ihn bezahlt

Der europäische Strommarkt leitet Elektrizität über Grenzkuppelstellen von günstigeren in teurere Preiszonen, bis die Leitungen ausgelastet sind (Europäische Kommission). Dieses System senkt Kosten, solange Engpässe lokal bleiben. Es hilft weit weniger, wenn eine ganze Region gleichzeitig wenig Wind- und Solarstrom erzeugt.

Frankreich zeigt, welchen Wert steuerbare Kraftwerke in einem solchen Markt haben. In der ersten Hälfte des Jahres 2026 exportierte das Land netto 51 Terawattstunden Strom. Französische Erzeuger nahmen damit etwa 3 Mrd. EUR ein, während der Netzbetreiber RTE rund 1,3 Mrd. EUR an Erlösen aus der Nutzung grenzüberschreitender Leitungen erzielte (Le Figaro). Frankreich verkaufte im Schnitt zu etwa 61,9 EUR je Megawattstunde. Importländer zahlten nahezu das Doppelte, rund 111,6 EUR je Megawattstunde (Les Énergies Renouvelables). Die Kernkraft verschafft Frankreich eben nicht nur Versorgungssicherheit, sondern auch Marktmacht in knappen Stunden.

Billiger Strom auf dem Großhandelsmarkt schützt Verbraucher allerdings nicht automatisch vor höheren Rechnungen. Für rund 19,37 Millionen französische Haushalte steigen die Tarife am 1. August um 2,5 Prozent (Challenges). Netze, Reservekapazitäten und Systemdienstleistungen kosten Geld, unabhängig davon, ob der Börsenpreis zeitweise niedrig ist. In denselben sechs Monaten verzeichnete Frankreich 407 Stunden mit negativen Strompreisen, also Phasen, in denen Überschussstrom keinen profitablen Abnehmer fand. Die Infrastrukturkosten verschwinden dadurch nicht.

Schweden zeigt eine andere Verteilungswirkung. Das Land ist in Preiszonen aufgeteilt; im Süden, nahe Dänemark, steigen die Großhandelspreise, wenn dänische Nachfrage Strom über die Grenze zieht (GP). Schwedische Erzeuger profitieren dann vom Verkauf in einen angespannten dänischen Markt. Schwedische Haushalte in denselben Zonen zahlen mit. Die dänische Insel Bornholm erhält aus Schweden nur 35 Megawatt garantierte Importleistung, deutlich weniger als die technische Kapazität des Kabels, weil Belastungen im südschwedischen Netz die verbindlich zusagbare Menge begrenzen (Bornholm.nu).

Deutschland kauft sich unterdessen zusätzliche Absicherung. Die Bundesnetzagentur hält für den Winter 2026/27 eine Netzreserve von 7.407 Megawatt vor: Kraftwerke, die außerhalb des regulären Marktes bereitstehen und nur in kritischen Situationen eingesetzt werden (Bundesnetzagentur). Im Mai 2026 beschloss Berlin zudem ein Kapazitätsmarktgesetz, das Kraftwerke und Batteriespeicher dafür vergütet, verfügbar zu bleiben, auch wenn sie selten laufen. Genau diese Reserve hat Dänemark in geringerem Umfang behalten.

Finnland zeigt, dass die Abhängigkeit von Kabeln auch physisch riskant bleibt. Als eine der beiden Unterseeverbindungen nach Estland wegen Reparaturen ausfiel, stiegen die Preise unmittelbar, und die Versorgungslage wurde enger (Grivolt). Ein Kabel kann beschädigt, überlastet oder zur falschen Zeit in Wartung sein.

ENTSO-E, der Verband der europäischen Übertragungsnetzbetreiber, prüft deshalb regelmäßig, ob die Länder auch in Stressphasen genügend gesicherte Leistung haben, weil grenzüberschreitende Hilfe bedingt ist und nicht automatisch garantiert werden kann (ENTSO-E, ACER). Dänemark macht den Tausch sichtbar, auf dem Europas grünes Stromsystem beruht: Leitungen senken in normalen Zeiten Kosten, garantieren aber keine Versorgung, wenn in einer ganzen Region der Wind ausbleibt. Staaten mit einschaltbaren Kraftwerken werden dann den Preis setzen. Staaten, die stärker auf Kabel vertrauen, zahlen wohl gerade in den teuersten Stunden mehr.