Extremwetter als Belastungsprobe für Erneuerbaren-Anlagen

Das Unwetter dauerte nur wenige Minuten. Als am 28. August 2026 eine Hagelzelle über Winterthur in der Schweiz hinwegzog, prasselten golf- bis tennisballgroße Eiskörner auf Dächer, Fassaden und Fahrzeuge. Im Swiss Science Center Technorama durchschlugen sie Hunderte Solarmodule, die meisten Photovoltaikanlagen wurden zerstört. Im Kanton Zürich gingen anschließend knapp 15.000 Schadensmeldungen bei der Gebäudeversicherung ein.

Schon wenige Wochen zuvor hatte Hagel in der italienischen Region Marken schwere Schäden angerichtet: An einer großen PV-Anlage gingen nach Angaben von Italia Solare Module im Wert von rund 90.000 Euro zu Bruch. Zwei Anlagen waren dort bereits im Juni getroffen und nahezu vollständig zerstört worden. Welche Dimension derlei Ereignisse erreichen können, hatte sich auch 2019 in Texas gezeigt: Mehr als 400.000 Module des 178-Megawatt-Solarparks Midway Solar waren nach einem Hagelgewitter unbrauchbar, der Schaden belief sich auf rund 70 Millionen US-Dollar. Seit 2020 haben sich die Hagelschäden an texanischen Solarparks nach Schätzungen des Prüf- und Beratungsunternehmens DNV auf mehr als 600 Millionen Dollar summiert.

Prüfstandards müssen an Wetterwirklichkeit angepasst werden

Deutschland blieb in diesem Sommer ebenfalls nicht verschont. Anfang August trafen schwere Böen das thüringische Thangelstedt, beschädigten Dächer und Photovoltaikmodule, zerrissen Freileitungen und unterbrachen die Stromversorgung. Mitte Juli richteten Hagel, Sturm und Starkregen an Solaranlagen in Niedersachsen Schäden von mehreren Zehntausend Euro an.

Die Materialforscherin Laurie Burnham von den Sandia National Laboratories in den USA beschäftigt sich seit Jahren mit solchen Schäden. Sie fordert, die Widerstandsfähigkeit der Solarinfrastruktur angesichts der Klimakrise und zunehmender Sturmaktivität gründlich zu überprüfen. Ihre Forschungsgruppe untersucht neben Hagel auch Hurrikans, Überschwemmungen, Tornados und Schnee – bis hin zu Schäden, die sich durch eine beschleunigte Alterung der Module bemerkbar machen. „PV-Anlagen müssen besser an das jeweilige Klima und die örtlichen Extremrisiken angepasst werden“, sagt Burnham. „Je nach Einsatzort kann das Design der Anlagen stark variieren.“

Windenergieanlagen halten Extremwetterereignissen nicht immer stand

Bei Windenergieanlagen trifft Extremwetter oft auf Konstruktionen von mehr als 100 Meter Höhe – und kann die an sich stabilen Türme sogar zu Fall bringen. So geschehen, als Ende Juni dieses Jahres eine schwere Gewitterfront über Highmore im US-Bundesstaat South Dakota fegte. In der Umgebung wurden Böen mit Windgeschwindigkeiten von 210 Kilometern pro Stunde gemessen. In den Windparks Triple H und North Bend des Betreibers Engie hielten mehr als 20 Turbinen der Belastung nicht stand, bei mehreren Anlagen knickten oder stürzten die Türme um.

Historische Daten reichen bei zunehmenden Extremwetterereignissen kaum aus

Wie robust eine Anlage sein muss, hängt freilich davon ab, mit welchem Wetter ihre Entwickler rechnen. Nordex nutzt dafür normative Lastannahmen, langjährige Standortdaten, regionale Referenzwerte und standortspezifische Analysen; bei Bedarf kommen externe Wettermodelle hinzu. Historische Daten allein reichen jedoch in Zeiten zunehmender Extremwetterereignisse kaum aus. Das Fraunhofer IWES untersucht deshalb, wie weit sich die Vergangenheit überhaupt als Maßstab für die kommenden Jahrzehnte eignet. Verändern sich Windverhältnisse, Turbulenzen und Extremereignisse, verlieren historische Messreihen an Aussagekraft.

Was für die Windenergie an Land gilt, trifft auch für Offshore-Anlagen zu – nur stärker. Auf See wirkt selbst Regen wie ein Schleifmittel. Die niederländische Forschungsorganisation TNO hat an einem Windpark ermittelt, dass rund 30 Prozent der jährlichen Erosion an den Vorderkanten der Rotorblätter innerhalb von nur zwölf Stunden entstanden. In diesem kurzen Zeitraum trafen hohe Blattgeschwindigkeiten auf kräftigen Wind und intensiven Regen.

Offshore-Wind: Wetterstress auf hoher See

Die in Teilen ungewisse Zukunft schlägt auf die Kosten der Anlagen durch: So lässt etwa Anlagenbauer Vestas seit diesem Jahr Windstandorte vom Rückversicherer Munich Re auf die Risiken durch Überschwemmung, Starkregen, Sturm, Waldbrand, Blitz und Hagel untersuchen – ausdrücklich einschließlich künftig möglicher Gefahren. Je höher das erwartete Risiko, desto stärker können Prämien, Selbstbehalte und Deckungsbedingungen auf die Wirtschaftlichkeit von Projekten durchschlagen.

Klimaresilienz kritischer Infrastruktur

Wo Extremwetter die Energiewende verwundbar macht – und welche Resilienzansätze besonders wichtig werden.

Zentrale Punkte:

1. Besonders kritische Knoten sind Umspannwerke, Offshore-Netzanbindung, Steuerung und Kommunikation.
2. Neue Resilienzfaktoren stellen Speicher, Grid-forming und Klimaprojektionen über die Lebensdauer dar.
3. Wichtigster Konflikt: Schäden sind sichtbar – entscheidend sind aber die systemischen Knoten.

Hochwasser gefährden Umspannwerke – und die Stromversorgung

Die Katastrophe im Ahrtal hatte schon 2021 gezeigt, wie weit sich der Ausfall solcher Knoten fortpflanzen kann. Nach der Flut waren zeitweise rund 200.000 Menschen ohne Strom, mehr als 1000 Ortsnetzstationen fielen aus. Auch Orte, die trocken geblieben waren, verloren ihre Versorgung, weil zerstörte Mittelspannungsstationen die Verbindung zu nachgelagerten Netzbereichen gekappt hatten. Um derlei Folgeschäden von Katastrophen künftig besser vorbeugen zu können, existiert seit März 2026 das Kritis-Dachgesetz. Es setzt die europäische CER-Richtlinie (Critical Entities Resilience; Resilienz kritischer Einrichtungen) in deutsches Recht um und umfasst ausdrücklich auch Naturereignisse. Welche Anlagen und Betreiber unter die neuen Vorgaben fallen, wird durch ergänzende Verordnungen konkretisiert.

Im Juli legte die EU-Kommission noch einmal nach: Ihre rechtlich nicht bindenden Leitlinien empfehlen, Klimaanpassung über die gesamte Lebensdauer kritischer Infrastruktur auf plausible Klimaprojektionen zu stützen. Hochrisikozonen sollen möglichst gemieden, Anlagen gegen Hochwasser, Hitze oder Dürre verstärkt und Stresstests mit künftig ungünstigeren Bedingungen durchgeführt werden. Für Netze und Anlagen mit mehreren Jahrzehnten Lebensdauer verschiebt sich damit der Planungsmaßstab ein gutes Stück weit in die Zukunft.

Großbatteriespeicher können Strominseln am Laufen halten

„Resilient ist eine zukünftige Stromversorgung nur dann“, sagt Alexander Stolz vom Fraunhofer Ernst-Mach-Institut, das an dem Projekt beteiligt war, „wenn sie über massive Störungen und unerwartbare Ereignisse hinweg kontinuierlich verfügbar bleibt.“ Große Batteriespeicher könnten dabei zwar eine wichtige Rolle übernehmen. Unbegrenzt verfügbar seien aber auch sie nicht: „Hitze erhöht den Kühlbedarf und kann die Leistung mindern, Überflutung gefährdet Elektronik und Sicherheitssysteme“, so Stolz. Zudem entscheiden Ladezustand und bereits für andere Abnehmer reservierte Kapazitäten darüber, was im Krisenmoment tatsächlich zur Verfügung steht.