Trotz Rückgang weiterhin hoher Anteil Erneuerbarer

Die Gesamterzeugung lag im vierten Quartal bei 112,2 TWh und damit 7,5 Prozent unterhalb des Wertes im Vorjahresquartal. Erneuerbare Energieträger machten dabei mit 52,2 Prozent einen geringeren Anteil aus als ein Jahr zuvor (57,0 Prozent). Der Stromverbrauch (die Netzlast**) ging leicht um 0,6 Prozent auf 120,2 TWh zurück.

Bei Betrachtung der einzelnen Energieträger ging insbesondere die Erzeugung durch Wind Onshore stark zurück. Im Vorjahresquartal lag die Einspeisung hier bei 42,4 TWh und fiel nun um 23,9 Prozent auf 32,3 TWh. Dieser Wert ist dennoch der bisher zweithöchste in einem vierten Quartal. Die Einspeisung durch Wind Onshore war im Vorjahresquartal wetterbedingt außergewöhnlich hoch.

Photovoltaik verzeichnete mit einer Einspeisung von 6,3 TWh einen Höchstwert in einem vierten Quartal. Gegenüber dem Vorjahresquartal legte der Energieträger um 13,2 Prozent zu. In den Herbst- und Wintermonaten nimmt der Anteil der Solarenergie ab, jedoch sorgten sonniges Wetter (DWD) und eine höhere installierte Erzeugungsleistung für hohe Einspeisungen.

Weniger negative Preise und insgesamt höhere Großhandelspreise

Die durchschnittlichen Großhandelspreise im Day-Ahead-Handel lagen im vierten Quartal bei 102,64 Euro/MWh und damit 24,8 Prozent über dem Wert des Vorjahresquartals (82,25 Euro/MWh). Der durchschnittliche Großhandelspreis in den Anrainerstaaten stieg um 16,2 Prozent auf 93,17 Euro/MWh. Die höchsten Durchschnittspreise ergaben sich in Ungarn (132,91 Euro/MWh) und Italien (126,76 Euro/MWh). Im deutschen Marktgebiet traten in 35 von 2.208 Stunden des Quartals Großhandelspreise in Höhe von mehr als 300 €/MWh auf. In den Anrainerstaaten war dies in insgesamt 24 Stunden der Fall. Im Vorjahresquartal lagen die höchsten gezahlten Großhandelspreise unterhalb dieser Grenze.

Besonders im November und Dezember kam es wiederholt zu Phasen, in denen eine wetterbedingt geringe Erzeugungsprognose durch Erneuerbare auf hohe Nachfrage traf. Dies ist die hauptsächliche Ursache für hohe Großhandelspreise im Day-Ahead-Handel. Dies war auch am 12. Dezember der Fall, als in der Stunde von 17 bis 18 Uhr der höchste Großhandelspreis des Quartals (936,28 Euro/MWh) aufgerufen wurde. In diesem Zeitraum lag der durchschnittliche Großhandelspreis in den Anrainerstaaten bei 664 Euro/MWh. Es waren also weite Teile des europäischen Binnenmarktes von hohen Großhandelspreisen betroffen. Diese mehrfach auftretenden Preisspitzen wirkten sich auch auf den durchschnittlichen Großhandelspreis aus. Die deutsche Stromversorgung war zu keinem Zeitpunkt gefährdet.

Grundsätzlich sind Preisspitzen als Ergebnis der freien Preisbildung des Zusammenspiels zwischen Angebot und Nachfrage zu sehen und Teil des Marktgeschehens im kurzfristigen Stromgroßhandel. Um Missbräuche auszuschließen, untersucht die Bundesnetzagentur jedoch routinemäßig die Gründe und Ursachen für Preisspitzen.

Die Anzahl von Stunden, in denen Strom zu negativen Preisen gehandelt wurde, ging hingegen im Vergleich zum Vorjahresquartal zurück. In nur 44 Stunden wurden im Day-Ahead-Handel negative Großhandelspreise aufgerufen (Q4 2023: 113 Stunden). Da für eingespeisten Strom immer ein Abnehmer gefunden werden muss, können negative Preise auftreten, wenn eine hohe und unflexible Stromerzeugung auf eine niedrige Nachfrage trifft. Dies kann beispielsweise der Fall sein, wenn Wind- und Solarkraftwerke an Feiertagen besonders viel Strom ins Netz einspeisen.

Im Vergleich zu den Jahren 2021 und 2022 lagen die Großhandelspreise weiterhin auf einem deutlich niedrigeren Niveau: im vierten Quartal 2022 lag der durchschnittliche Day-Ahead-Großhandelspreis bei 192,81 Euro/MWh, im vierten Quartal 2021 bei 178,91 Euro/MWh.

Kommerzieller Außenhandel

Mit 16,6 TWh lagen die deutschen Stromimporte 46,7 Prozent höher als im Vorjahresquartal. Der größte Anteil stammte dabei aus Dänemark (4,5 TWh), gefolgt von Frankreich (3,0 TWh). Insgesamt stammten 52,5 Prozent des importierten Stroms aus erneuerbaren Quellen***. Im Vorjahresquartal waren es 49,4 Prozent. Insbesondere die deutliche Zunahme der Importe aus Dänemark um 94,5 Prozent sorgten hier für einen Zuwachs, da 79,4 Prozent des aus Dänemark importierten Stroms durch erneuerbare Energieträger erzeugt wurde. Durch die niedrigeren durchschnittlichen Großhandelspreise in den Anrainerstaaten bestand häufig ein wirtschaftlicher Anreiz, Strom zu importieren, anstatt ihn zu höheren Preisen im Inland zu erzeugen.

Die Stromexporte gingen gegenüber dem Vergleichsquartal um 13,6 Prozent auf 10,1 TWh zurück. Größter Abnehmer war mit 3,0 TWh wie im Vorjahr Österreich. Wurde im Vorjahresquartal noch ein leichter Nettoexport von 0,3 TWh erzielt, war Deutschland im vierten Quartal 2024 mit 6,6 TWh Nettoimporteur von Strom.

Der kommerzielle Außenhandel Deutschlands im 4. Quartal im Überblick:

• Belgien:
  Export: 662,7 GWh Import: 978,4 GWh
• Dänemark 1:
  Export: 245,3 GWh Import: 3.206,6 GWh
• Dänemark 2:
  Export: 108,6 GWh Import: 1.267,4 GWh
• Frankreich:
  Export: 1.071,8 GWh Import: 3.034,1 GWh
• Niederlande:
  Export: 1.213,8 GWh Import: 1.659,7 GWh
• Norwegen:
  Export: 120,1 GWh Import: 1.938,5 GWh
• Österreich:
  Export: 3.016,2 GWh Import: 471,4 GWh
• Polen:
  Export: 1.250,7 GWh Import: 562,8 GWh
• Schweden:
  Export: 38,8 GWh Import: 1.012,2 GWh
• Schweiz:
  Export: 992,1 GWh Import: 1.913,7 GWh
• Tschechien:
  Export: 1.334,0 GWh Import: 594,4 GWh

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*Bei der realisierten Erzeugung handelt es sich um die Nettostromerzeugung. Sie beziffert die Einspeisung in das Netz der allgemeinen Versorgung, abzüglich des Eigenverbrauchs der Kraftwerke. Die Erzeugung im Netz der Deutschen Bahn sowie innerhalb von Industrienetzen und geschlossenen Verteilnetzen ist nicht Bestandteil der realisierten Erzeugung.

**Der Anteil des aus erneuerbaren Energien erzeugten Stroms an der Netzlast unterscheidet sich von der Berechnungsgrundlage für die Zieldefinitionen der Bundesregierung zum Ausbau der erneuerbaren Energien gemäß EEG, die sich am Bruttostromverbrauch bemisst. Die Netzlast erfasst keine Kraftwerkseigenverbräuche und keine Industrienetze, sodass bei der hier angewendeten Berechnungsgrundlage, im Vergleich zum Anteil am Bruttostromverbrauch, ein tendenziell höherer erneuerbare Energien-Anteil resultiert. Die Netzlast berechnet sich aus Nettostromerzeugung abzüglich Export-Übertragungsleistung, zuzüglich der Import-Übertragungsleistung und abzüglich der Pumparbeit von Pumpspeicherkraftwerken.

***Nähere Erläuterungen zur Berechnung des energieträgerscharfen Außenhandels finden Sie hier.

Die in den Visualisierungen dargestellten und im Text genannten Kennzahlen können nachträglich aktualisiert werden. Weiterführende Informationen zu möglichen Aktualisierungen und den Datendefinitionen finden Sie im Benutzerhandbuch.