Bereits jetzt mehr Einspeisung durch EE als im gesamten Vorjahr

Für das gesamte Quartal wurde ein Stromverbrauch von 110,9 TWh erreicht. Gegenüber dem Vorjahresquartal stieg die Netzlast* damit leicht um 0,3 Prozent. Demgegenüber stieg die realisierte Erzeugung** um 0,5 Prozent auf 100,6 TWh. 65,1 Prozent davon stammten aus erneuerbaren Quellen, verglichen mit 62,2 Prozent im Vorjahresquartal. Die höchste Einspeisung der einzelnen Energieträger wurde wie im Vorjahresquartal bei der Photovoltaik mit 25,7 TWh (Q3 2024: 24,4 TWh) verzeichnet, gefolgt von Wind Onshore mit 21,3 TWh (Q3 2024: 19,7 TWh). Den stärksten prozentualen Zuwachs verzeichnete Wind Offshore mit einem Plus von 16,0 Prozent. Für Wind Onshore, Wind Offshore und Photovoltaik wurde jeweils ein Höchstwert bei der Einspeisung für dritte Quartale erreicht. Dafür sorgte insbesondere der September. In diesem Monat erzielten alle drei genannten Energieträger eine Rekordeinspeisung, teils mit deutlichen Abständen zu den bisherigen Spitzenwerten. Dadurch wurde in den ersten neun Monaten des Jahres schon mehr Strom aus erneuerbaren Energieträgern ins Netz eingespeist, als es im gesamten Vorjahr der Fall war.

Ausschlaggebend für diesen Anstieg ist vor allem der Zubau von Erzeugungskapazitäten. Bei der Photovoltaik wurden von 2024 auf 2025 (zum Stichtag 01. Januar) fast 10.000 MW Leistung zugebaut, bei der Windkraft insgesamt über 4.000 MW. Wetterbedingt kam es zu unterschiedlich starker Einspeisung durch Wind und Sonne über das Quartal. Das wechselhafte Wetter lässt sich dabei in den Einspeisezeitreihen beobachten. Während sich Wind und Sonne im Juli abwechselten (DWD), gab es im August besonders viele Sonnenstunden (DWD) und Mitte September sorgte ein Sturmtief in Norddeutschland (DWD), wo sich besonders viele Windräder befinden, für eine hohe Erzeugung.

Die Einspeisung durch konventionelle Energieträger ging um 7,2 Prozent gegenüber dem Vorjahresquartal zurück. Sämtliche konventionellen Energieträger verzeichneten dabei jeweils einen Rückgang im dreistelligen Gigawattstundenbereich bei der Einspeisung.

Die Residuallast ging um 5,5 Prozent auf 58,2 TWh zurück. Als Residuallast wird auf SMARD die Netzlast bezeichnet, die nicht durch die Energieträger Wind und Sonne gedeckt wird. Eine niedrige Residuallast korreliert daher meist mit niedrigeren Großhandelspreisen.

Großhandelspreise steigen weniger stark als in den Anrainerstaaten

Mit 82,76 Euro/MWh lag der durchschnittliche Großhandelsstrompreis am deutschen Day-Ahead-Markt um 8,9 Prozent höher als im Vorjahresquartal. Im selben Zeitraum stieg der durchschnittliche Preis in den Anrainerstaaten um 17,7 Prozent. Negative Großhandelspreise traten dabei in 136 von 2.208 Stunden auf, verglichen mit 189 Stunden im Vorjahresquartal. In Nachbarländern wie Frankreich (130 Stunden), den Niederlanden (130 Stunden) und Belgien (127 Stunden) lag dieser Wert auf einem ähnlichen Niveau. In insgesamt 27 Stunden lag der durchschnittliche Großhandelspreis über alle Anrainerstaaten hinweg im negativen Bereich.

Obwohl der Anteil der Erneuerbaren an der Gesamterzeugung zunahm, stiegen die durchschnittlichen Großhandelspreise. Dies liegt unter anderem an der höheren Anzahl von Stunden mit überdurchschnittlichen Preisen. In den Abendstunden steigt der Stromverbrauch an, während die untergehende Sonne weniger Strom durch Photovoltaik erzeugt. Hier rückten häufiger teurere Kraftwerke in der Merit-Order nach vorne, was zu höheren Großhandelspreisen führte. Im abgelaufenen Quartal wurden in insgesamt 744 von 2.208 Stunden Preise von mehr als 100 Euro/MWh gezahlt. Im Vorjahresquartal war dies noch in 621 Stunden der Fall. Dies wirkt sich auf das gesamte Quartal gerechnet auf den Durchschnittspreis aus. In den Anrainerstaaten war der Anstieg der Stunden mit Großhandelspreisen von mehr als 100 Euro/MWh noch deutlicher, was den größeren Anstieg der Durchschnittspreise in den Anrainerstaaten erklärt.

Besonders hohe Preise von mehr als 300 Euro/MWh wurden in insgesamt 12 Stunden verzeichnet. Im Vorjahresquartal war dies in nur 6 Stunden der Fall. Der höchste Großhandelspreis wurde für die Stunde von 20.00 bis 21.00 Uhr am Dienstag, den 1. Juli 2025 gezahlt. Eine Megawattstunde wurde hier im Day-Ahead-Großhandel mit 476,19 Euro bepreist. In dem genannten Zeitraum lag die Netzlast bei 58,5 GWh bei einer Gesamterzeugung in Höhe von 43,3 GWh und einer Residuallast von 53,3 GWh. Auch in den Anrainerstaaten traten hier vergleichsweise hohe Großhandelspreise von durchschnittlich 363,00 Euro/MWh auf.

Mehr Exporte, weniger Importe, Deutschland weiter Nettoimporteur von Strom

Mit 20,3 TWh importierte Deutschland im 3. Quartal insgesamt 9,3 Prozent weniger Strom als im Vorjahresquartal. Größter Stromlieferant war Dänemark mit 4,1 TWh, gefolgt von Frankreich mit 3,9 TWh. Im Vorjahresquartal war diese Reihenfolge noch umgekehrt. Die Importe aus beiden Ländern nahmen insgesamt ab, aus Frankreich wurde 21,7 Prozent weniger Strom importiert als im Vorjahresquartal, aus Dänemark 15,4 Prozent weniger. Den größten Zuwachs verzeichneten Importe aus den Niederlanden, die mit 3,5 TWh (plus 42,1 Prozent) am drittmeisten Strom nach Deutschland lieferten. Dieser Zuwachs lässt sich nicht rein mit den durchschnittlichen Großhandelspreisen erklären, da diese mit 79,95 Euro/MWh dicht an den Deutschen lagen. Beim Blick auf die stundenscharfen Daten im Seitenbereich „Marktdaten visualisieren“ zeigt sich vielmehr, dass die Großhandelspreise in Deutschland und den Niederlanden meist nahe beieinanderlagen und nur in vergleichsweise wenigen Stunden deutlich voneinander abwichen. In den Stunden, in denen die Preise in den Niederlanden merklich unter den deutschen Preisen lagen, fanden mehr Importe aus den Niederlanden statt, als es Exporte bei umgekehrten Voraussetzungen gab.

Exportiert wurden insgesamt 12,0 TWh Strom, 12,1 Prozent mehr als im Vorjahresquartal. Größter Stromabnehmer war Österreich, das 16,8 Prozent mehr Strom aus Deutschland kaufte als im 3. Quartal 2024. Der größte relative Zuwachs war bei Exporten in die Schweiz zu beobachten. Diese nahmen um 183,8 Prozent zu und lagen bei 1,0 TWh. Die Strom-Großhandelspreise in der Schweiz nahmen im Vergleich zum Vorjahresquartal deutlich zu (plus 49,8 Prozent).

Der kommerzielle Außenhandel Deutschlands im 3. Quartal im Überblick:

• Belgien:
  Export: 791,9 GWh Import: 1.913,4 GWh
• Dänemark:
  Export: 1.958,9 GWh Import: 4.102,7 GWh
• Frankreich:
  Export: 405,3 GWh Import: 3.887,4 GWh
• Luxemburg:
  Export: 786,5 GWh Import: 0 GWh
• Niederlande:
  Export: 1.117,4 GWh Import: 3.485,3 GWh
• Norwegen:
  Export: 326,8 GWh Import: 1.890,5 GWh
• Österreich:
  Export: 2.463,3 GWh Import: 437,1 GWh
• Polen:
  Export: 1501,9 GWh Import: 653,4 GWh
• Schweden:
  Export: 142,7 GWh Import: 838,7 GWh
• Schweiz:
  Export: 994,7 GWh Import: 2.229,3 GWh
• Tschechien:
  Export: 1.467,6 GWh Import: 839,8 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.

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.