Der Stromverbrauch (die Netzlast) lag im Jahr 2023 rund 5,4 Prozent unter dem Wert des Vorjahres. Damit sank er das zweite Jahr in Folge.

Anteil Erneuerbarer an der Erzeugung bei 56,0 Prozent

Bei den erneuerbaren Energieträgern ist insbesondere die Erzeugung durch Wasserkraft gestiegen. Sie lag 16,5 Prozent über dem Vorjahreswert. Grund für die höheren Werte war die im Vergleich höhere Niederschlagsmenge nach der starken Trockenheit im Jahr zuvor.
Deutlich gestiegen ist mit einem Plus von 18,0 Prozent auch die Einspeisung durch Wind Onshore Anlagen. Förderliche Wetterbedingungen und die um 2,3 GW gestiegene installierte Leistung führten mit 119,2 TWh zur bisher höchsten Einspeisung innerhalb eines Jahres.

Die Einspeisung durch Wind Offshore Anlagen hingegen lag 5,0 Prozent unter dem Vorjahreswert. Grund dafür waren insbesondere fehlende Verfügbarkeiten von Verbindungsleitungen und Windparks aufgrund von Wartungsarbeiten.
Ebenfalls gesunken ist die Erzeugung durch Biomasse (-3,1 Prozent) und Sonstige Erneuerbare (-5,1 Prozent). Die Einspeisung durch Photovoltaik blieb auf dem Niveau des Vorjahres (-0,1 Prozent). Die sonnenärmere Witterung nach dem Rekordjahr 2022 wurde dabei durch den starken Leistungszubau in 2023 kompensiert.

Insgesamt lag die Erzeugung durch Erneuerbare 7,5 Prozent über dem Vorjahreswert und machte einen Anteil von 56,0 Prozent an der Gesamterzeugung aus (2022: 47,4 Prozent).
Ihr Anteil am Stromverbrauch (der Netzlast) betrug 55,0 Prozent* (2022: 48,4 Prozent).

Energieträgeranteile an der Gesamterzeugung in 2023

SMARD / Bundesnetzagentur

Abschaltung der letzten Kernkraftwerke im April

Die konventionelle Erzeugung war um 24,0 Prozent geringer als im Jahr zuvor. Die Erzeugung durch Steinkohle war um 36,8 Prozent geringer und jene aus Braunkohle um 24,8 Prozent geringer. Grund dafür war unter anderem die gesunkene Stromnachfrage, bei zugleich höherer Einspeisung erneuerbarer und günstigerer Energien. Hinzu kamen im Jahresverlauf immer wieder aufkommende Nichtverfügbarkeiten einzelner Kohlekraftwerke am Strommarkt.

Die stärkste Veränderung zeigte sich jedoch bei der Kernenergie. Bereits ab Anfang Februar hatte sich hier ein Absinken der Erzeugung in den SMARD-Daten gezeigt. Am 15. April 2023 wurden dann die letzten Kernkraftwerke vom Netz genommen. Ihre sogenannte Abfahrtsrampe ist an diesem Tag in den Daten deutlich erkennbar. Trotz der Abschaltung zeigten sich im Jahresverlauf sinkende Großhandelsstrompreise.

Im Vergleich zu 2022 gestiegen ist die Erzeugung durch Erdgas. Sie lag 31,3 Prozent über dem Vorjahreswert. Nachdem die Gaspreise Ende 2022 hohe Werte verzeichneten, sanken sie danach wieder, wodurch sich auch die Wirtschaftlichkeit von Gaskraftwerken am Strommarkt verbessert hat. So fand im Sommer 2023 ein partieller Fuel Switch (Wechsel des Brennstoffes) zwischen Steinkohle und Gas statt. Bei gleichzeitig hohen CO2-Preisen haben sich Gaskraftwerke mit hohem Wirkungsgrad in der Einsatzreihenfolge (Merit-Order) vor Steinkohlekraftwerke geschoben, da sie geringere marginale Kosten aufwiesen.

Ein weiterer Grund für den Einsatz von Gaskraftwerken ist deren Flexibilität. Sie herunter- und wieder hochzufahren ist im Vergleich zu Kohlekraftwerken in einer deutlich kürzeren Zeit möglich.
Auch bei der Erzeugung von Prozess- und Fernwärme wird Erdgas eingesetzt. Dabei wird oft aus technischen und Effizienzgründen parallel zur Wärme Strom produziert. Aus Betreibersicht ist nachvollziehbar, dass KWK-Anlagen (KWK = Kraft-Wärme-Kopplung) ihre Stromproduktion aufrechterhalten, wenn sie dafür verantwortlich sind, Wärme in ein städtisches oder industrielles Wärmenetz einzuspeisen. Diese Erzeugung geschieht weitgehend unabhängig von den aktuellen Strompreisen.

Die Erzeugung durch Pumpspeicher lag in diesem Jahr um 5,2 Prozent höher, jene durch sonstige Konventionelle um 0,7 Prozent höher.

Durchschnittlicher Großhandelsstrompreis sinkt auf Niveau von 2021

Der durchschnittliche Großhandelspreis betrug im vergangenen Jahr 95,18 Euro/MWh. Damit betrug er weniger als die Hälfte des Vorjahreswertes von 235,45 Euro/MWh und sank auf das Niveau von 2021.

Infolge des russischen Angriffskrieges gegen die Ukraine 2022 waren die Preise für Gas und Kohle deutlich gestiegen. Auch zeigte sich die Entwicklung der Strompreise sehr volatil und eng mit der Entwicklung der Gaspreise verknüpft. Ab Oktober 2022 sanken die Großhandelsstrompreise wieder. Zwar stieg der Durchschnittspreis im Januar 2023 nochmals an, in den Folgemonaten setze sich jedoch die Entwicklung der sinkenden Preise fort.

Die Grafik zeigt, dass der Großhandelsstrompreis einen der prognostizierten Residuallast ähnlichen Verlauf aufweist. Sie beziffert auf SMARD jenen Anteil des Stromverbrauchs (der Netzlast), der voraussichtlich nicht durch die Erzeugung durch Windkraft- und Photovoltaikanlagen gedeckt werden kann. Ist der Wert der Residuallast gering, kann ein entsprechend hoher Anteil der Netzlast durch die Einspeisung der beiden Energieträger gedeckt werden und umgekehrt. Ein hoher Anteil Erneuerbarer hat aufgrund des Merit-Order-Prinzips einen preisdämpfenden Effekt.

Der geringste Großhandelsstrompreis des Jahres 2023 trat mit -500,00 Euro/MWh am Sonntag, den 2. Juli zwischen 14.00 und 15.00 Uhr auf. In dieser Stunde lag die Einspeisung allein durch die Erneuerbaren mit 49,5 GWh über dem Stromverbrauch von 43,6 GWh. Weitere 7,2 GWh speisten in dieser Stunde Konventionelle ein. 4,1 GWh Strom wurden aufgewendet, um Pumpspeicher zu befüllen.
Außer in Polen, Tschechien und dem Marktgebiet Italien Nord kam es in der genannten Stunde in allen anderen Ländern, mit denen Strom gehandelt wird ebenfalls zu negativen Preisen. In Ungarn, Slowenien, Österreich und den Niederlanden lag der gleiche Preis vor wie in Deutschland (-500,00 Euro/MWh).

Mit 524,27 Euro/MWh trat der höchste Preis des Jahres am Montag, den 11. September zwischen 19.00 und 20.00 Uhr auf. In dieser Stunde lag die konventionelle Erzeugung bei 34,9 GWh und der Stromverbrauch bei 57,9 GWh. Der gleiche Preis trat in dieser Stunde auch in Dänemark auf.

Angebot und Nachfrage bilden ein gesamteuropäisches Zusammenspiel. Strom wird im europäischen Verbund dort erzeugt, wo er am günstigsten ist. Beim Import profitiert der deutsche Markt somit von günstigeren Erzeugungsbedingungen im Ausland und umgekehrt. Die Großhandelspreise am Day-Ahead-Markt in den jeweiligen Ländern sind das Ergebnis dieses Zusammenspiels.

Kommerzieller Außenhandel

Im kommerziellen Außenhandel** importierte Deutschland 54,1 TWh Strom und exportierte 42,4 TWh.
Um Übertragungskapazitäten effizienter zu nutzen, wurde das sogenannte „Flow Based Market Coupling“ 2022 auf weitere Länder ausgeweitet. Beim „Flow Based“ bzw. lastflussbasierten Ansatz handelt es sich um eine wohlfahrtsoptimierende Kapazitätsberechnungsmethode. Bereits seit Mai 2015 wurde sie für einige Ländergrenzen angewendet, inzwischen wird diese Art und Weise der Kapazitätsberechnung auf die gesamte Kapazitätsberechnungsregion in Zentraleuropa („CCR Core“) ausgeweitet. Weitere Informationen zur Einführung werden hier bereitgestellt.
Das koordinierte Verfahren soll zu einer optimalen Nutzung der Übertragungskapazitäten sowie in Folge zu einer Preisangleichung zwischen den Ländern führen.

Der Stromhandel Deutschlands 2023 im Überblick:

• Belgien:
  Export: 2.969,7 GWh                             Import: 2.728,7 GWh
• Dänemark:
  Export: 2.359,0 GWh                             Import: 13.079,5 GWh
• Frankreich:
  Export: 8.405,8 GWh                             Import: 8.821,1 GWh
• Niederlande:
  Export: 3.510,3 GWh                             Import: 5.651,3 GWh
• Norwegen:
  Export: 1.662,0 GWh                             Import: 6.216,9 GWh
• Österreich:
  Export: 8.484,1 GWh                             Import: 2.673,3 GWh
• Polen:
  Export: 2.966,1 GWh                             Import: 2.447,2 GWh
• Schweden:
  Export: 369,9 GWh                                Import: 3.260,8 GWh
• Schweiz:
  Export: 4.919,6 GWh                             Import: 5.945,5 GWh
• Tschechien:
  Export: 3.144,2 GWh                             Import: 3.255,8 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.

**Die verwendeten Daten zum Außenhandel bilden die geplanten Importe und Exporte aufgrund des Stromhandels ab. Die Im- und Exporte resultieren aus der Summe von allen im Stromhandel genutzten bzw. nominierten Strommengen von bzw. an die angrenzenden Länder des Verbundnetzes (sog. Verbundaustauschfahrpläne). 

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.