Zu Jahresanfang viel Wind, später viel Sonne

Der Stromverbrauch (die Netzlast*) lag im ersten Quartal 2025 bei insgesamt 124,1 TWh, ein Rückgang von 0,2 Prozent gegenüber dem Wert des Vorjahresquartals (124,3 TWh).

Die Stromerzeugung** ging um 4,5 Prozent auf 115,7 TWh zurück (Q1 2024: 121,2 TWh). Den größten Anteil an der Einspeisung machte wie im Vorjahresquartal der Energieträger Wind Onshore aus, mit 26,8 TWh ging die Erzeugung allerdings deutlich um 31,2 Prozent zurück. Zwar traten im Januar und Februar immer wieder Phasen mit hoher Windeinspeisung auf, im März ließen diese allerdings nach. Insgesamt lag die Windeinspeisung unter dem Durchschnitt der ersten Quartale seit 2015. Dabei ist zu beachten, dass im Vorjahresquartal die jeweils zweithöchsten Werte für Wind On- und Offshore aller ersten Quartale gemessen wurden, weshalb der Rückgang umso deutlicher ausfiel.

Photovoltaik verzeichnete hingegen in allen drei Monaten des Quartals einen Höchstwert bei der Einspeisung. Mit 11,2 TWh lag die PV-Einspeisung im ersten Quartal deutlich über dem Vorjahreswert von 8,5 TWh und dem bisherigen Rekord von 8,7 TWh aus dem Jahr 2022. Alle drei Monate des ersten Quartals waren außergewöhnlich sonnig, im März wurden mit 199 Sonnenstunden so viele erreicht wie statistisch nur in den Sommermonaten (DWD). Mit 86,4 GW war die installierte Erzeugungsleistung zudem um fast 10 TW höher als im Vorjahresquartal (76,6 GW). Dabei ist zu beachten, dass kleine private Solarkraftwerke (sog. Balkonkraftwerke) weder bei der installierten Erzeugungsleistung noch bei der Einspeisung erfasst werden.

Die erneuerbaren Energieträger machten im ersten Quartal 49,3 Prozent der gesamten Stromerzeugung aus. Im Vorjahresquartal waren es noch 57,6 Prozent. Der deutliche Rückgang ergibt sich auch daraus, dass die Erneuerbaren im ersten Quartal 2024 überdurchschnittlich viel Strom einspeisten. Im ersten Quartal 2025 kam es wetterbedingt (DWD) kaum zu gleichzeitig hoher Einspeisung durch Wind und Photovoltaik, wodurch die Gesamteinspeisung der Erneuerbaren über das Quartal vergleichsweise niedrig blieb. Außerdem kam es zu Phasen, in denen sowohl Wind als auch Solarenergie nur geringe Mengen Strom erzeugten. Von den einzelnen erneuerbaren Energieträgern stieg nur die Einspeisung durch Photovoltaik gegenüber dem Vorjahresquartal an und nur Photovoltaik und Wind Offshore erreichten Werte über dem Durchschnitt seit 2015.

Bei den konventionellen Energieträgern nahm die Einspeisung durch Erdgas um 19,8 Prozent zu und erreichte einen Quartalshöchstwert von 21,3 TWh. Auch Braun- (21,2 TWh, plus 9,9 Prozent) und Steinkohle (11,0 TWh, plus 21,7 Prozent) nahmen gegenüber dem Vorjahresquartal zu, im längerfristigen Vergleich zum ersten Quartal 2023 (Braunkohle: 23,3 TWh; Steinkohle: 16,1 TWh) aber deutlich ab. Da die Gas-Großhandelspreise im Vergleich zum Vorjahresquartal um rund 23 Prozent angestiegen sind (BNetzA), lässt die hohe Einspeisung durch Erdgas sich nicht durch Preiseffekte erklären. Naheliegend ist, dass die im Vergleich zum Vorjahresquartal gesunkene Einspeisung durch Windkraft durch konventionelle Energieträger ausgeglichen werden musste.

Höhere Großhandelspreise im gesamten Binnenmarkt

Mit 111,94 Euro/MWh lag der durchschnittliche Großhandelsstrompreis am Day-Ahead-Markt 65,4 Prozent über dem Vorjahresquartal (67,67 Euro/MWh). In 44 von 2.159 Stunden kam es dabei zu negativen Großhandelspreisen, während es im Vorjahresquartal noch in 32 von 2.183 der Fall war (bedingt durch das Schaltjahr war das erste Quartal 2024 um 24 Stunden länger). Durch die niedrigere Einspeisung durch erneuerbare Energieträger als im Vorjahresquartal kamen teurere konventionelle Kraftwerke in der Merit-Order häufiger zum Einsatz, was sich im durchschnittlichen Großhandelspreis niederschlägt.

In den Anrainerstaaten lag der durchschnittliche Großhandelsstrompreis mit 104,50 Euro/MWh ebenfalls deutlich über dem des Vorjahresquartals (68,51 Euro/MWh). Am stärksten stiegen die Preise in Ungarn (135,28 Euro/MWh, plus 84,1 Prozent) und Slowenien (128,19 Euro/MWh, plus 79,2 Prozent), während in Schweden (70,46 Euro/MWh, plus 17,1 Prozent) und Norwegen (66,51 Euro/MWh, plus 3,0 Prozent) nur vergleichsweise geringe Preisanstiege zu verzeichnen waren.

Besonders hohe Großhandelspreise von mehr als 300 Euro/MWh wurden im ersten Quartal in 15 Stunden gezahlt. Im Vorjahresquartal traten solche Preisspitzen nicht auf. Neben dem höheren Anteil konventioneller Energieträger am Erzeugungsmix hatten auch diese Preisspitzen Auswirkungen auf den durchschnittlichen Großhandelspreis. Der höchste Day-Ahead-Großhandelspreis von 583,40 Euro/MWh wurde für den 20.01.2025 in der Stunde von 17.00 bis 18.00 Uhr aufgerufen. Hier kam es zu einer der oben genannten Phasen mit sehr geringer Erzeugung durch Wind und Photovoltaik. Die Residuallast, also die Differenz zwischen Netzlast und der Erzeugung durch die preisgünstigen Energieträger Wind, Wasser und Sonne, lag in dieser Stunde bei 66,0 GWh, einem der höchsten Werte des Quartals. Es musste also viel Strom aus konventionellen Energieträgern erzeugt oder importiert werden. Die durchschnittlichen Großhandelspreise in den Anrainerstaaten lagen in dieser Stunde bei 436,00 Euro/MWh. Dabei wurden rund 11,1 GWh Strom marktgetrieben importiert, es war also günstiger ihn auf dem europäischen Binnenmarkt zu beschaffen als in Deutschland zu erzeugen.

Eine Einschätzung der zeitweise hohen Großhandelspreise hat die Bundesnetzagentur hier veröffentlicht.

Mehr Stromimporte, aber auch mehr Exporte

Die Stromimporte Deutschlands im ersten Quartal 2025 beliefen sich insgesamt auf 16,1 TWh, im Vorjahresquartal waren es noch 12,9 TWh (plus 25,3 Prozent). Der größte Anteil der Importe fiel dabei auf Dänemark mit 4,7 TWh, gefolgt von den Niederlanden (2,9 TWh) und Frankreich (2,6 TWh). Aus den Niederlanden und Dänemark stiegen die Importe gegenüber dem Vorjahresquartal an, aus Frankreich gingen sie hingegen zurück.
Exportiert wurden 11,1 TWh Strom, ein leichtes Plus gegenüber 11,0 TWh im Vorjahresquartal. Größte Abnehmer waren Österreich (3,9 TWh), die Schweiz (1,9 TWh) und Tschechien (1,3 TWh). Stark rückläufig waren die Exporte nach Norwegen: wurden im Vorjahresquartal noch 0,5 TWh exportiert, waren es im ersten Quartal 2025 weniger als 0,1 TWh.

Der kommerzielle Außenhandel Deutschlands im 1. Quartal im Überblick:

• Belgien:
  Export: 709,7 GWh Import: 978,6 GWh
• Dänemark 1:
  Export: 164,5 GWh Import: 3.681,5 GWh
• Dänemark 2:
  Export: 134,0 GWh Import: 1.055,9 GWh
• Frankreich:
  Export: 1.193,3 GWh Import: 2.593,2 GWh
• Niederlande:
  Export: 648,2 GWh Import: 2.922,0 GWh
• Norwegen:
  Export: 88,4 GWh Import: 2.113,4 GWh
• Österreich:
  Export: 3.913,0 GWh Import: 107,0 GWh
• Polen:
  Export: 1.004,2 GWh Import: 641,8 GWh
• Schweden:
  Export: 58,5 GWh Import: 861,5 GWh
• Schweiz:
  Export: 1.888,8 GWh Import: 706,8 GWh
• Tschechien:
  Export: 1.315,6 GWh Import: 456,8 GWh

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*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.

**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.

***Nähere Erläuterungen zur Berechnung des energieträgerscharfen Außenhandels finden Sie hier. Die Importe aus der Schweiz werden aktuell nicht energieträgerscharf übermittelt. Um die Zusammensetzung nicht zu verzerren, werden sie daher als 'Unbekannt' angegeben. Die Bundesnetzagentur bemüht sich darum, die energieträgescharfen Importe schnellstmöglich wieder darzustellen.

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.