Dunkelflaute im Herbst 2026: Wie Europas Stromnetz ohne Wind und Sonne läuft

Am Sonntag, 25. Oktober 2026, wurde Strom in Deutschland zeitweise für rund 13 Euro pro Megawattstunde gehandelt. Vier Tage später lag der deutsche Day-Ahead-Preis über 300 Euro, in einzelnen Abendstunden sogar über 500 Euro (EPEX Spot, berichtet von Bloomberg, 28.10.2026). Auslöser war die erste längere Dunkelflaute der Heizsaison: kühl, bewölkt, praktisch windstill. Das Licht blieb trotzdem an, in Deutschland genauso wie in Österreich und der Schweiz.

Hier wird's spannend: Eine Dunkelflaute ist kein Blackout-Szenario, sondern ein Stresstest für das Zusammenspiel von Kraftwerken, Speichern und Leitungen. Was folgt, ist eine nüchterne Aufstellung: was in den letzten Tagen tatsächlich am Netz passiert ist, warum es diesmal so teuer wurde, wer die Lücke gefüllt hat und was Wasserkraft, Biogas, Batterien und Reservekraftwerke heute realistisch leisten. Ohne Schönfärberei in die eine oder andere Richtung, nur mit belegten Zahlen.

Was in Deutschland gerade passiert ist

Eine stabile Hochdrucklage über Mitteleuropa bremste Ende Oktober Wind und Sonne gleichzeitig aus. Laut Bloomberg sollten die deutschen Windkraftanlagen bis in die erste Novemberwoche im Tagesdurchschnitt weniger als 7 Gigawatt liefern, nicht einmal die Hälfte des bisherigen Jahresmittels (Bloomberg, 28.10.2026).

Die Messdaten bestätigen das. Von Donnerstag, 29. Oktober, 5 Uhr, bis Samstag, 31. Oktober, 5 Uhr, lieferten die Windanlagen an Land in Deutschland im Schnitt 4,0 Gigawatt statt 12,3 Gigawatt im Jahresmittel, Offshore-Wind kam auf 0,4 statt 3,2 Gigawatt, die Photovoltaik auf durchschnittlich 6,0 Gigawatt. Der mittlere Verbrauch lag bei 56,0 Gigawatt (Bundesnetzagentur/SMARD, Auswertung NIUS, 31.10.2026). Wind und Sonne deckten in diesen 48 Stunden 18,4 Prozent des deutschen Verbrauchs, in der Viertelstunde ab 17 Uhr am 29. Oktober nur noch 3,5 Prozent (Bundesnetzagentur/SMARD, Auswertung NIUS, 31.10.2026).

Wichtig für die Einordnung: Das ist nicht der Anteil der Erneuerbaren insgesamt, denn Biomasse und Wasserkraft liefen weiter. Und es ist kein Dauerzustand. Im ersten Halbjahr 2026 lag der Anteil erneuerbarer Energien an der in Deutschland eingespeisten Strommenge bei 59,1 Prozent (Destatis, 2026). Die Dunkelflaute ist also die Ausnahme, aber eine, für die das System jederzeit gerüstet sein muss.

Warum der Strom gerade so teuer ist

Der Preissprung hat zwei Ursachen, die sich gegenseitig verstärken.

Die erste heisst Merit Order. An der Strombörse setzt das teuerste Kraftwerk, das zur Deckung der Nachfrage noch gebraucht wird, den Preis für alle. Bei viel Wind und Sonne ist das oft eine Anlage mit Grenzkosten nahe null, in der Dunkelflaute ein Gaskraftwerk. Wie extrem diese Schaukel inzwischen ausschlägt, zeigt der Vergleich: Am 1. Mai 2026 fiel der deutsche Day-Ahead-Preis auf minus 499 Euro pro Megawattstunde, am Abend des 29. Oktober 2026 stieg er auf rund 560 Euro (EPEX Spot, zusammengestellt von cash-online, 30.10.2026). Deutschland betreibt faktisch zwei Systeme: eines für windreiche, sonnige Stunden und eines für die Flaute.

Die zweite Ursache ist der Gaspreis selbst. Der europäische Referenzpreis TTF stieg am 28. Oktober 2026 erstmals seit der Energiekrise 2022 über 100 Euro pro Megawattstunde (Bloomberg, 28.10.2026). Bloomberg nennt als Treiber Lieferstörungen im Nahen Osten. Die ElCom hatte bereits im Mai auf Unsicherheiten bei der Gasverfügbarkeit infolge des Iran-Kriegs hingewiesen (ElCom, 07.05.2026). Dazu kommen tiefe Speicherstände: Die Gasspeicher in Deutschland waren am 31. Oktober zu 61,2 Prozent gefüllt, in Österreich zu 66,5 Prozent, im EU-Durchschnitt zu 74,7 Prozent (Gas Infrastructure Europe, AGSI, 31.10.2026). Für Nordwesteuropa nennt die ElCom 69 Prozent, im Mittel der letzten acht Jahre waren es zu dieser Jahreszeit 91 Prozent (ElCom, 27.10.2026).

Auch in der Schweiz reagierte der Terminmarkt: Das Schweizer Kalenderjahr 2027 handelte Ende Oktober bei 165 Euro pro Megawattstunde, das erste Quartal 2027 bei 230 Euro (ElCom, 27.10.2026). Das sind keine Endkundenpreise, aber ein klares Signal, wie der Markt den Winter einschätzt.

Wer die Lücke füllt: Gas, Kohle, Importe und die steuerbaren Erneuerbaren

Fehlen Wind und Sonne, übernimmt in Deutschland zuerst der steuerbare Kraftwerkspark. In den 48 Stunden ab dem 29. Oktober lieferten die deutschen Gaskraftwerke im Schnitt 11,9 Gigawatt, fast doppelt so viel wie im Jahresmittel. Kohle und Gas zusammen deckten in dieser Zeit mehr als die Hälfte des deutschen Verbrauchs (Bundesnetzagentur/SMARD, Auswertung NIUS, 31.10.2026).

Der zweite Pfeiler sind Importe. Im europäischen Binnenmarkt fliesst Strom automatisch dorthin, wo der Preis am höchsten ist, soweit die Grenzleitungen es zulassen. Ein wichtiger Lieferant ist Frankreich: Die Verfügbarkeit der französischen Kernkraftwerke lag Ende Oktober bei rund 41 Gigawatt und damit im Fünfjahresmittel für diese Jahreszeit (ElCom, 27.10.2026).

Der dritte Pfeiler sind die Erneuerbaren, die nicht am Wetter des Tages hängen. In Deutschland waren Ende 2023 Biomasse- und Biogasanlagen mit rund 9,5 Gigawatt elektrischer Leistung installiert, die zusammen 44 Terawattstunden Strom erzeugten (BMWK, Zwischenbericht Biomasse, Februar 2025). Allein lösen sie keine Dunkelflaute, aber sie bilden einen stabilen Sockel, der auch bei Windstille liefert.

Der Moment, wo's klick macht: Versorgungssicherheit entsteht nicht durch eine einzelne Technologie, sondern durch die Summe aus steuerbarer Leistung, Speichern und Netz. Fällt ein Baustein aus, müssen die anderen mehr tragen. Und genau das wird teuer, wenn der wichtigste Ersatzbrennstoff knapp ist.

Wie das europäische Verbundnetz die Last verteilt

Das europäische Stromnetz funktioniert als gekoppelter Markt. Am Day-Ahead-Markt werden die Preiszonen gemeinsam geräumt, die verfügbaren Grenzkapazitäten bestimmen, wie viel Strom von günstigen in teure Zonen fliessen kann. Weht in Deutschland kein Wind, steigen dort die Preise, und Strom aus Frankreich, den Alpenländern oder Skandinavien wird attraktiv.

Die Schweiz spielt dabei eine Sonderrolle: als Wasserbatterie mitten im Verbund. Die Schweizer Speicherseen fassen bei voller Füllung 8,91 Terawattstunden und waren am 27. Oktober 2026 zu 72 Prozent gefüllt, weniger als im Vorjahr zum gleichen Zeitpunkt (ElCom, 27.10.2026). Rechne kurz mit: 72 Prozent von 8,91 TWh ergeben rund 6,4 TWh gespeicherte Energie. Bei einem Schweizer Endverbrauch von 58,0 TWh im Jahr 2025 (BFE, Elektrizitätsstatistik 2025) entspricht das rund 40 Tagen Durchschnittsverbrauch. Klingt nach viel. Laut ElCom können die Speicherseen aber nur etwa 20 Prozent der Nachfrage im Winterhalbjahr decken (ElCom gegenüber SRF, Juli 2026), weil der Verbrauch im Winter steigt und die Zuflüsse fast versiegen.

Wie eng die Systeme verknüpft sind, zeigte der Winter 2024/25: Die Schweizer Speicherseen leerten sich zu Beginn des Winters deutlich schneller als in den Vorjahren, weil in Europa wenig Wind wehte und die Spotpreise hoch waren (ElCom, 08.05.2025). Eine Flaute in Norddeutschland zieht also Wasser aus den Stauseen im Wallis und in Graubünden, die zusammen 67 Prozent der Schweizer Speicherkapazität stellen: 45 Prozent liegen im Wallis, 22 Prozent in Graubünden, 14 Prozent im Tessin (BFE, zitiert von watson, September 2026). Das ist wirtschaftlich rational, macht die Bewirtschaftung der Seen aber zu einer Frage der Versorgungssicherheit.

Österreich zeigt die Importseite. Laut Austrian Power Grid herrschte im Winter 2025/26 zwischen Oktober und Februar statistisch an jedem zweiten Tag Dunkelflaute (APG, Factbox Februar 2026). Im Januar 2026 war Österreich auf Importe von bis zu 5.300 Megawatt angewiesen, obwohl gleichzeitig alle kalorischen Kraftwerke mit 3.500 Megawatt liefen (APG, Factbox Jänner 2026). Ausgeglichen wird in Österreich mit rund 6 Gigawatt Pumpspeicherleistung und rund 4 Gigawatt Gaskraftwerken (APG, Strombilanz 2025). Die Kosten für Redispatch, also für Eingriffe des Netzbetreibers in den Kraftwerkseinsatz zur Vermeidung von Leitungsüberlastungen, lagen in Österreich 2025 bei 87,2 Millionen Euro (APG, Strombilanz 2025).

Regional statt flächendeckend: Wo die Flaute wirkte und wo der Ausgleich an Grenzen stösst

Eine Dunkelflaute in Deutschland heisst nicht automatisch, dass ganz Europa im Dunkeln steht. Genau darauf baut das Verbundnetz. Das DIW Berlin hat Flauten über 38 historische Wetterjahre ausgewertet und zwei Effekte quantifiziert. Erstens den Portfolio-Effekt innerhalb eines Landes: Wer Photovoltaik, Wind an Land und Wind auf See kombiniert, verkürzt die längste Flaute im Mittel über alle europäischen Länder um 64 Prozent gegenüber reiner Photovoltaik, um 52 Prozent gegenüber reinem Onshore-Wind und um 47 Prozent gegenüber reinem Offshore-Wind (DIW Berlin, Kittel/Schill, 2025). Zweitens den Ausgleichseffekt zwischen Ländern, weil Wind und Sonne nicht überall gleichzeitig ausfallen. Die Grenze dieses Ausgleichs zeigt dieselbe Studie: Selbst in einem perfekt vernetzten Europa dauerte die extremste Flaute im Winter 1996/97 rund 55 Tage, wobei die Verfügbarkeit von Wind und Sonne immer noch bei 47 Prozent ihres langjährigen Mittels lag (DIW Berlin, Kittel/Schill, 2025). Grosse Hochdrucklagen erfassen also mehrere Länder gleichzeitig, aber selten alle gleich stark.

Die aktuelle Lage passt in dieses Bild. Die Flaute Ende Oktober 2026 war kein rein deutsches Phänomen. In Frankreich stieg das Day-Ahead-Tagesmittel von 24,91 Euro pro Megawattstunde am 25. Oktober auf 265,90 Euro am 29. Oktober (ENTSO-E-Daten, ausgewertet von euenergy.live, November 2026). Wie unterschiedlich Europa trotzdem dasteht, zeigt die Preiskarte vom 5. November 2026: In Deutschland lag das Day-Ahead-Tagesmittel bei 257,38 Euro, in der Schweiz bei 279,45 Euro, in Frankreich bei 261,40 Euro. Gleichzeitig kostete Strom in der nordschwedischen Gebotszone SE2 nur 2,48 Euro, in Finnland 6,38 Euro und in der nordnorwegischen Zone NO4 16,16 Euro (Energy-Charts/Fraunhofer ISE, Day-Ahead-Tagesmittel, 05.11.2026).

Der Moment, wo's klick macht: Solche Preisunterschiede gibt es nur, wenn die Leitungen dazwischen voll ausgelastet sind. Wären die Grenz- und Binnenkapazitäten unbegrenzt, würden sich die Preise angleichen. Billiger Strom aus Nordskandinavien kommt also nur in dem Umfang in Mitteleuropa an, den die Übertragungsnetze in Schweden, Norwegen, Dänemark und die Seekabel zulassen. Dass die Kopplung auch politisch Reibung erzeugt, zeigte der Winter 2024/25: Als eine Dunkelflaute in Deutschland die Grosshandelspreise in Zentral- und Nordeuropa nach oben zog, äusserte die schwedische Energieministerin Ebba Busch öffentlich ihren Ärger über Deutschland (ZfK, 2025).

Auch innerhalb Deutschlands ist das Netz nicht homogen. Deutschland ist eine einzige Preiszone, die Windkraft steht aber überwiegend im Norden, die grossen Verbrauchszentren liegen im Süden und Westen. Die Bundesnetzagentur beschreibt ein Nord-Süd-Gefälle beim Stromtransport, verstärkt durch Importe aus dem nördlichen Ausland bei gleichzeitigen Exporten in den Süden. Drohende Engpässe werden per Redispatch gelöst (Bundesnetzagentur, Netzreservebedarf 2026). Für den Winter 2026/27 hat die Bundesnetzagentur einen Bedarf an Netzreservekraftwerken von 7.407 Megawatt bestätigt, davon 4.742 Megawatt aus deutschen und 2.665 Megawatt aus ausländischen Kraftwerken (Bundesnetzagentur, 22.05.2026). Das gesamte Netzengpassmanagement kostete in Deutschland 2025 rund 3,08 Milliarden Euro, davon rund 1,18 Milliarden Euro für Redispatch mit konventionellen Kraftwerken, rund 1,37 Milliarden Euro für Vorhaltung und Abruf von Reservekraftwerken und rund 435 Millionen Euro als Ausgleich für abgeregelte Erneuerbare (Bundesregierung, Antwort an den Bundestag, hib 07.09.2026).

Wichtig für die Einordnung: Netzreserve und Dunkelflaute sind zwei verschiedene Probleme. Die Netzreserve löst Transportengpässe, typischerweise wenn im Norden viel Wind weht und der Strom nicht schnell genug nach Süden kommt. In einer echten Dunkelflaute fehlt dieser Windüberschuss im Norden. Dann geht es nicht mehr um zu wenig Leitung, sondern um zu wenig Erzeugung, und die muss aus steuerbaren Kraftwerken, Speichern oder Importen kommen.

Speicher: Was Batterien und Pumpspeicher heute schaffen

In Deutschland waren Ende September 2026 Batteriespeicher mit 33,7 GWh nutzbarer Kapazität und 21,5 GW Leistung in Betrieb, im Mittel können sie ihre volle Leistung rund 1,6 Stunden halten (Marktstammdatenregister, Auswertung Energy-Charts/Fraunhofer ISE, Oktober 2026). Die deutschen Pumpspeicherkraftwerke kommen zusammen auf rund 37 GWh (Fraunhofer ISE, Oktober 2026).

Jetzt die Rechnung, die in vielen Debatten fehlt: 33,7 GWh plus 37 GWh ergeben rund 71 GWh. Beim mittleren deutschen Verbrauch von 56 GW während der Flaute (Bundesnetzagentur/SMARD, Auswertung NIUS, 31.10.2026) reicht das rechnerisch für rund 75 Minuten. Und das nur, wenn alle Speicher voll wären und sonst nichts liefe.

Heisst das, Speicher sind nutzlos? Nein, ihr Job ist ein anderer. Sie verschieben Energie innerhalb des Tages, kappen die Abendspitze und stützen die Frequenz. Eine Simulation des Fraunhofer ISE auf Basis der realen deutschen Day-Ahead-Auktion 2025 zeigt: 20 GW zusätzliche Batterien mit zwei Stunden Speicherdauer hätten die Zahl der Stunden mit Preisen über 200 Euro pro Megawattstunde von 169 auf 20 gesenkt (Fraunhofer ISE, Strompreissimulator Energy-Charts, Oktober 2026). Für mehrtägige Flauten braucht es dagegen Langzeitspeicher. Im Szenario des Fraunhofer ISE für Deutschland übernehmen das 2045 Wasserstoffkraftwerke mit 96 GW Leistung und Wasserstoffspeicher mit 130 TWh (Fraunhofer ISE, REMod-Studie, April 2025). Beides existiert heute nicht annähernd in dieser Grössenordnung.

Typischer Fehler in der Diskussion: Leistung und Kapazität verwechseln. Gigawatt sagen, wie schnell ein Speicher liefern kann, Gigawattstunden, wie lange. Für die Abendspitze zählt die Leistung, für die Dunkelflaute die Kapazität.

Biogas, Wasserkraftreserve und Reservekraftwerke: die steuerbare Ebene

Biogas hat einen Vorteil, den Wind und Sonne nicht haben: Das Gas lässt sich speichern. Bei der Flexibilisierung wird eine Anlage mit zusätzlichen Blockheizkraftwerken und grösserem Gasspeicher ausgerüstet. Sie produziert dann nicht mehr rund um die Uhr gleichmässig, sondern konzentriert ihre Stromerzeugung auf Stunden mit hohem Bedarf. In Deutschland fördert das Biomassepaket diesen Umbau mit einem Flexibilitätszuschlag von 100 Euro pro Kilowatt und Jahr, das Ausschreibungsvolumen für Biomasseanlagen beträgt 2026 rund 1.126 Megawatt (FNR, Biomassepaket, 2025). Der Branchenverband Hauptstadtbüro Bioenergie beziffert die heute installierte Biogasleistung auf 6 Gigawatt und hält bis 2030 12 Gigawatt für erreichbar (Hauptstadtbüro Bioenergie gegenüber top agrar, Februar 2026). Das ist eine Zielgrösse eines Interessenverbands, keine Prognose einer Behörde.

In der Schweiz gibt es für den Ernstfall eine zweistufige Winterreserve. Bei der Wasserkraftreserve halten Speicherkraftwerksbetreiber gegen Entgelt Wasser für das Winterende zurück, das nur bei einem Engpass abgerufen wird. Dazu kommt die thermische Reserve: Die Reservekraftwerke Monthey und Cornaux sowie Notstromgruppen kommen zusammen auf 280 Megawatt, das Gas- und Dampfkombikraftwerk von Energie Wasser Bern steht ab dem Winter 2026/27 mit 50 Megawatt bereit, und der Gasturbinen-Prüfstand von Ansaldo Energia in Birr soll als Übergangslösung mit 250 Megawatt einspringen (UVEK, 12.01.2026). Gemäss UVEK soll die Anlage in Birr ab Januar 2027 einsatzbereit sein, um die Periode mit den grössten Versorgungsrisiken im Winter 2026/27 abzusichern (UVEK, 2025). Die Stromkundinnen und Stromkunden bezahlten die thermische Reserve von 2022 bis 2026 mit durchschnittlich 0,34 Rappen pro Kilowattstunde (UVEK, 2025).

In Deutschland hat die erste Ausschreibung nach dem Strom-Versorgungssicherheits- und Kapazitätsgesetz (StromVKG) gerade stattgefunden. Es gingen 41 Gebote über knapp 12 Gigawatt ein, die neuen Anlagen sollen spätestens ab 2031 gesicherte Leistung liefern (BMWE, zitiert von stadt+werk, 04.11.2026). Die Bewertung fällt geteilt aus. Das Bundeswirtschaftsministerium sieht darin einen Erfolg und hohe Investitionsbereitschaft. Kritiker wie der Bundesverband Neue Energiewirtschaft bemängeln, die Ausschreibung sei auf Gaskraftwerke zugeschnitten und lasse zu wenig Wettbewerb mit Speichern und anderen Lösungen zu (pv magazine, 13.05.2026). Fest steht: Für den aktuellen Winter liefern diese Kraftwerke noch keine einzige Kilowattstunde.

Fazit: Was die Dunkelflaute 2026 zeigt

Die drei wichtigsten Takeaways:

1. Die Versorgung hält, der Preis wackelt. Die ElCom beurteilt die Versorgungssicherheit in der Schweiz als gewährleistet und die Restrisiken eines physischen Engpasses als gering (ElCom, 27.10.2026). Das Problem dieser Flaute ist primär wirtschaftlich, nicht physikalisch.
2. Gas ist der Engpass hinter der Flaute. Wer in der Dunkelflaute den Preis setzt, hängt am Gasmarkt. Tiefe Speicher und ein TTF über 100 Euro machen jede windstille Woche teuer.
3. Kein Baustein reicht allein. Batterien decken Stunden, Pumpspeicher und Speicherseen Tage, Biogas und Reservekraftwerke die Lücke dazwischen. Das Verbundnetz gleicht regionale Flauten aus, stösst aber an Leitungsgrenzen, wie die Preisunterschiede zwischen Nordskandinavien und Mitteleuropa zeigen. Was fehlt, ist der Langzeitspeicher für mehrere Wochen.

So gehst du's an, wenn du die nächste Dunkelflaute selbst einordnen willst:

• Erzeugung und Verbrauch live prüfen: Energy-Charts des Fraunhofer ISE oder SMARD der Bundesnetzagentur
• Lage in der Schweiz verfolgen: «Aktuelle Einschätzung Versorgungssicherheit» der ElCom und Energie-Dashboard des BFE
• Regionale Unterschiede sehen: Preiskarte der Energy-Charts mit allen europäischen Gebotszonen
• Gasspeicher im Blick behalten: AGSI-Plattform von Gas Infrastructure Europe
• Bei Zahlen immer fragen: Anteil von Wind und Sonne oder von allen Erneuerbaren? Leistung oder Energie?

Volle Ladung Wissen statt Schlagzeilen: Die Dunkelflaute ist bekannt, messbar und beherrschbar. Wie teuer sie wird, entscheidet sich beim Ausbau von Speichern, Netzen und steuerbarer Leistung.

Quellen: Bloomberg, «Europe Faces Winter's First Dunkelflaute as Power Prices Soar», 28.10.2026; Berliner Zeitung, «Dunkelflaute rollt über Deutschland: Strompreis springt von 13 auf über 300 Euro», 29.10.2026; cash-online, «Dunkelflaute: Was Wind- und Solarfonds ohne Festpreisvertrag jetzt riskieren», 30.10.2026; NIUS, «Seit Donnerstag! Stärkste Dunkelflaute des Jahres» (Auswertung von SMARD-Daten der Bundesnetzagentur), 31.10.2026; Bundesnetzagentur, SMARD Strommarktdaten, Oktober 2026; Destatis, Stromerzeugung erstes Halbjahr 2026, 2026; ElCom, «Aktuelle Einschätzung Versorgungssicherheit», 27.10.2026; ElCom, «Stromversorgungssicherheit Schweiz: Unsicherheiten durch Iran-Krieg», 07.05.2026; ElCom, «Stromversorgungssicherheit Schweiz: Unsicherheiten machen Reserven weiter nötig», 08.05.2025; SRF, «Speicherseen sind so leer wie seit 20 Jahren nicht mehr», Juli 2026; BFE, Schweizerische Elektrizitätsstatistik 2025, 2026; Gas Infrastructure Europe, AGSI Transparency Platform, 31.10.2026; APG, «Jänner 2026 markiert historischen Tiefstand bei der Laufwassereinspeisung», 2026; APG, «Februar 2026 von Dunkelflaute geprägt», 2026; APG, «APG-Strombilanz 2025: Österreich erneut Stromimporteur», März 2026; Fraunhofer ISE/Energy-Charts, Auswertung Marktstammdatenregister und Strompreissimulator, vorgestellt am Solar Cluster Baden-Württemberg, 20.10.2026; Fraunhofer ISE, «Wege zu einem klimaneutralen Energiesystem» (REMod), April 2025; BMWK, Zwischenbericht zum Monitoring der Biomasse, Februar 2025; FNR, «Biomassepaket: Neuerungen im EEG 2023 für Biogasanlagen», 2025; top agrar, «Sicher durch die Dunkelflaute mit Biogas, Speicher & Co», Februar 2026; UVEK, «Gas- und Dampfkombikraftwerk von ewb steht ab Winter 2026/27 als Reservekraftwerk bereit», 12.01.2026; UVEK, «Kein Weiterbetrieb des temporären Reservekraftwerks in Birr», 2025; stadt+werk, «Kraftwerksstrategie: Erste Ausschreibung abgeschlossen», 04.11.2026; pv magazine, «Kraftwerksstrategie passiert Bundeskabinett», 13.05.2026; DIW Berlin, Kittel/Schill, «Quantifying the Dunkelflaute: An analysis of variable renewable energy droughts in Europe», 2025; euenergy.live, Day-Ahead-Strompreise Frankreich auf Basis von ENTSO-E-Daten, November 2026; Energy-Charts/Fraunhofer ISE, Karte der Day-Ahead-Durchschnittspreise, 05.11.2026; ZfK, «Deutsche Stromimporte: Frankreich nicht mehr Hauptlieferant», 2025; Bundesnetzagentur, «Netzreservebedarf im Strombereich bestätigt», 22.05.2026; Bundesnetzagentur, Feststellung des Netzreservebedarfs April 2026 bis März 2027, 2026; Deutscher Bundestag, hib 689/2026, «Kosten für das Netzengpassmanagement 2024 und 2025», 07.09.2026; watson, «Schweizer Stauseen im Vergleich zu letzten 20 Jahren 12 Prozent leerer», September 2026.