Nachdem der monatliche Stromverbrauch (die Netzlast) im Jahresverlauf immer unter dem Vorjahreswert gelegen hatte, lag er im Oktober erstmalig leicht und im November deutlich darüber. Im Dezember sank er dann wieder unter das Vorjahresniveau. Insgesamt ergab sich daraus für das Quartal ein Rückgang von rund 0,2 Prozent.

SMARD - Stromverbrauch im Jahr 2022 und 2023

SMARD / Bundesnetzagentur

Bisher höchste Einspeisung eines Quartals durch Wind Onshore Anlagen

Insgesamt ist die Einspeisung durch Erneuerbare um 25,7 Prozent gestiegen und die Erzeugung durch Konventionelle um 21,9 Prozent gesunken.

Bei den erneuerbaren Energieträgern zeigte sich die größte Veränderung bei den Wind Onshore Anlagen. Ihre Einspeisung lag 51,8 Prozent über dem Wert des Vorjahresquartals. Neben dem Ausbau trugen insbesondere förderliche Wetterbedingungen (DWD) dazu bei. Besonders im Dezember kam es zu einer hohen Einspeisung (16,1 TWh).
Mit insgesamt 119,2 TWh im Jahr 2023 konnte ein neuer Höchstwert bei der Einspeisung durch Wind Onshore Anlagen innerhalb eines Jahres verzeichnet werden.

Um 18,2 Prozent höher lag in diesem Quartal die Erzeugung durch Wasserkraft. Nach der starken Trockenheit im Vorjahr, wirkte sich in diesem Jahr die höhere Niederschlagsmenge positiv aus.

Geringer als im Vorjahresquartal war hingegen die Einspeisung durch Photovoltaik (-5,9 Prozent). Grund dafür war die im 4. Quartal 2022 besonders hohe Einspeisung aufgrund vieler Sonnenstunden.
Unter dem Vorjahreswert lag außerdem die Erzeugung durch Biomasse (-3,7 Prozent) und sonstige Erneuerbare (-3,0 Prozent).

SMARD - Energieträgeranteile an der Gesamterzeugung in Q4 2023 (Q4 2022)

SMARD / Bundesnetzagentur

Bei den konventionellen Energieträgern fiel die Stromerzeugung durch Braunkohle um 22,9 Prozent und die durch Steinkohle um 34,9 Prozent. Gründe für die geringere Stromerzeugung durch Kohle waren die gestiegene Stromerzeugung aus Erneuerbaren, insbesondere durch Wind Onshore Anlagen, sowie Stilllegungen von Kohleanlagen.

Höher fiel hingegen die Stromerzeugung durch Erdgaskraftwerke aus. Sie speisten 69,3 Prozent mehr Strom ein als im Vorjahresquartal. Die höhere Erzeugung ist vorwiegend auf die im Vergleich gesunkenen Gaspreise zurückzuführen. Das erhöht die Wirtschaftlichkeit der Gaskraftwerke, was sie in der Einsatzreihenfolge (Merit-Order) vor Kohlekraftwerke bringen kann. 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.

Insgesamt lag die Stromerzeugung im vierten Quartal nur geringfügig unter dem Vorjahreswert (-0,3%).

Durchschnittlicher Großhandelsstrompreis halb so hoch wie im Vorjahresquartal

Der durchschnittliche Großhandelsstrompreis betrug mit 82,25 Euro/MWh weniger als die Hälfte des Vergleichspreises. 2022 waren die Preise auf den Großhandelsmärkten für Strom, Gas und Kohle mit Beginn des russischen Angriffskrieges auf die Ukraine deutlich angestiegen. Die Entwicklung der Strompreise war sehr volatil und korrelierte eng mit der Entwicklung der Gaspreise. Im letzten Quartal des Jahres 2022 hatte sich dann ein Rückgang der Strompreise gezeigt, der sich 2023 fortsetzte.

Grund für die gesunkenen Preise ist der hohe Anteil Erneuerbarer und die gesunkenen Preise für Erdgas und Kohle. Die Rückkehr bzw. der Weiterbetrieb von Kohlekraftwerken hatte aufgrund des dadurch gestiegenen Angebots einen preisdämpfenden Effekt. Wegen der durchlaufenden Erzeugung der Konventionellen kam es außerdem häufiger zu negativen Preisen.
 

Mit 265,00 Euro/MWh kam es am Donnerstag, den 30. November zwischen 17.00 und 18.00 Uhr zum höchsten Preis des Quartals. Grund dafür war die in dieser Stunde mit 9,9 GWh geringe Einspeisung durch Erneuerbare Energien und den dadurch bedingten hohen Anteil Konventioneller an der Gesamterzeugung. Der Durchschnittspreis der Anrainerstaaten betrug in diesem Zeitraum 254,00 Euro/MWh.

Der geringste Preis trat am ersten Weihnachtsfeiertag, am Montag, den 25. Dezember auf. Zwischen 04.00 und 05.00 Uhr betrug er -13,37 Euro/MWh. Bereits die Erneuerbaren speisten in dieser Stunde mit 44,8 GWh mehr Strom ein, als im Inland verbraucht wurde (38,0 GWh). Grund für die hohe Einspeisung war ein über das Land ziehendes Sturmtief (DWD). Allein durch Windkraftanlagen wurden 38,6 GWh Strom eingespeist. Der für den inländischen Bedarf nicht benötigte Strom wurde in andere Länder exportiert.

Kommerzieller Außenhandel

Nachdem Deutschland im dritten Quartal 2023 einen Nettoimport verzeichnet hatte, kam es im vergangenen Quartal zu einem Nettoexport in Höhe von 1.097,8 GWh. Im Vorjahresquartal hatte er 7.526,6 GWh betragen.

Angebot und Nachfrage bilden ein gesamteuropäisches Zusammenspiel. Strom wird im europäischen Verbund dort erzeugt, wo dies am günstigsten möglich ist. Deutschland und die anderen europäischen Länder können so wechselseitig von den jeweils günstigsten Erzeugungsbedingungen profitieren. Die Großhandelsstrompreise und der Handel sind das Ergebnis dieses Zusammenspiels.

Der Stromhandel Deutschlands in Q4 2023 im Überblick:

• Belgien:
  Export: 679,1 GWh Import: 636,4 GWh
• Dänemark 1:
  Export: 1.045,6 GWh Import: 1.976,1GWh
• Dänemark 2:
  Export: 331,7 Import: 324,5 GWh
• Frankreich:
  Export: 1.321,6 GWh Import: 3.125,9 GWh
• Niederlande:
  Export: 1.207,3 GWh Import: 816,2 GWh
• Norwegen:
  Export: 635,5 GWh Import: 1.220,2 GWh
• Österreich:
  Export: 3.011,2 GWh Import: 373,2 GWh
• Polen:
  Export: 911,7 GWh Import: 574,3 GWh
• Schweden:
  Export: 179,7 GWh Import: 762,3 GWh
• Schweiz:
  Export: 1.263,8 GWh Import: 898,6 GWh
• Tschechien:
  Export: 979,8 GWh Import: 676,2 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.