In den Monaten November und Dezember 2017 betrug der kommerzielle Nettoexport Deutschlands 12,9 TWh. Das entspricht 13,5 Prozent des in diesem Zeitraum in Deutschland produzierten Stroms. Im Vergleich zum Vorjahr stieg der Nettoexport um 6,2 Prozent. Hauptabnehmer war Österreich, in das nach Abzug der Importe mit 5.735 GWh am meisten netto exportiert wurde (minus 6,2 Prozent im Vergleich zum Vorjahr). An zweiter Stelle lag Frankreich mit 5.140 GWh (plus 51 Prozent) vor der Schweiz, in die netto 1.627 GWh exportiert wurde (minus 18 Prozent).

Am meisten Strom importierte Deutschland aus Tschechien und Dänemark, aus denen netto insgesamt 617 GWh beziehungsweise 546 GWh bezogen wurden. Im gleichen Vorjahreszeitraum Betrug der Nettoimport aus Tschechien 791 GWh (minus 22 Prozent), nach Dänemark exportierte Deutschland hingegen 39 GWh.

Mit den Marktdaten von SMARD lassen sich die aktuellen Werte zum Stromhandel grafisch darstellen:

Die Grafik stellt den kommerziellen Stromhandel von Deutschland mit den größten Nettoimporteuren und -exporteuren  im Überblick dar. (Brutto-)Exporte werden oberhalb, (Brutto-)Importe unterhalb der Null-Linie dargestellt.

Die Großhandelsstrompreise haben im Vergleich zum Vorjahr leicht nachgelassen: Die  Stundenprodukte am EPEX-SPOT-Day-Ahead-Markt wurden in den Monaten November und Dezember zwischen 124,29 und -61,41 Euro je Megawattstunde  (€/MWh) gehandelt und hatte dabei einen Durchschnittspreis von 35,49 €/MWh. Dies sind 2,35 €/MWh weniger als im Vorjahr. Die Preise am Day-Ahead-Markt ändern sich teilweise sehr schnell und stellen so ein Gleichgewicht zwischen Angebot und Nachfrage her.

Den höchsten Börsenpreis auf dem Day-Ahead-Markt der beiden vergangenen Monate gab es am Mittwoch, den 15. November in der Zeit von 18:00 bis 19:00 Uhr mit 124,29 Euro. Der Verbrauch war zu dieser Zeit – wie in den frühen Abendstunden üblich – mit 69 GWh relativ hoch, eine Windflaute und die in den Winterabenden fehlende Photovoltaik-Einspeisung führten zu einem geringen Angebot. Da auch in den meisten weiteren europäischen Ländern hohe Preise herrschten, konnte dieses Angebot nicht mit günstigen Importen erhöht werden. Die logische Folge in einem funktionierenden Markt ist, dass die Preise steigen. Lediglich in Dänemark, Schweden und den Niederlanden kostete in dieser Stunde eine MWh weniger als 100 Euro. Zwar wurde aus diesen Ländern die maximal mögliche Strommenge importiert, diese reichte jedoch nicht aus, um die Preise vollständig anzugleichen.

Zur Zeit des niedrigsten Strompreises mit -61,41 Euro am ersten Weihnachtsfeiertag zwischen 6:00 und 7:00 Uhr fand ein sehr hoher Export ins Ausland statt. Der Nettoexport betrug 11,3 GWh, und lag damit um 28,5 Prozent über dem Durchschnitt von November und Dezember.  An bundeseinheitlichen Feiertagen und Wochenenden ist der Stromverbrauch wegen geringeren Bedarfs in der Industrie stets geringer als an Werktagen. In der Stunde des niedrigsten Preises betrug der Verbrauch 38,9 GWh. Das ist rund 30 Prozent weniger als der durchschnittliche Verbrauch im November und Dezember zur gleichen Uhrzeit. Dieser lag bei 55,6 GWh. Aus technischen und wirtschaftlichen Gründen fahren die Betreiber von konventionellen Kraftwerken ihre Anlagen bei vergleichbaren Situationen nicht immer vollständig herunter, sondern nehmen kurzzeitige negative Preise in Kauf. An Weihnachten 2017 zahlten sie daher bis zu 61,41 Euro je Megawattstunde, um ihren Strom einzuspeisen. Aufgrund der hohen Volatilität der Preise kann das für Kraftwerksbetreiber Sinn ergeben. Der Preis kletterte im Laufe des Vormittags beispielsweise wieder um rund 80 Euro auf mehr als 20 €/MWh.

Marktdatengrafiken zum Durchklicken