Der Anteil der Erneuerbaren an der realisierten Erzeugung* machte im abgelaufenen Quartal rund 55,4 Prozent aus, was einer EE-Einspeisung von 65,0 TWh entspricht. Im vierten Quartal 2024 hatte die Erzeugung durch Erneuerbare mit insgesamt 59,0 TWh einen Anteil von 52,0 Prozent.

Mehr Einspeisung durch Wind- und Solarenergie

Den größten Anteil aller Energieträger an der Nettostromerzeugung stellte wie im Vorjahresquartal Wind Onshore mit 30,6 Prozent (Q4 2024: 28,4 Prozent) dar. Den stärksten Zuwachs bei der Einspeisung verzeichnete der Energieträger Wind Offshore mit einem Plus von 28,5 Prozent, gefolgt von Photovoltaik mit 24,5 Prozent. Sowohl für Wind Offshore (8,9 TWh) als auch für Photovoltaik** (7,6 TWh) wurden dabei Höchstwerte bei der Einspeisung für vierte Quartale aufgestellt. Durch Wind Onshore wurde nur im Oktober mehr Strom eingespeist als im Vorjahresmonat, was sich in einem vergleichsweise moderaten Anstieg der Gesamteinspeisung um 10,8 Prozent niederschlug.

Der deutliche Anstieg bei der Photovoltaik ist sowohl auf den fortschreitenden Zubau der Erzeugungskapazitäten als auch auf die ungewöhnlich hohe Anzahl an Sonnenstunden im November und Dezember (DWD) zurückzuführen. Die Zubauten bei Wind-Offshore-Anlagen liegen dagegen deutlich niedriger. Dass dennoch fast 2 TWh mehr Strom durch Wind-Offshore-Anlagen eingespeist wurde als im Vorjahresquartal wurde dadurch begünstigt, dass weitaus weniger Abregelungen durchgeführt wurden.

Braunkohle fällt hinter Erdgas

Braunkohle machte im Vorjahresquartal mit 18,8 Prozent noch den zweitgrößten Anteil aller Energieträger an der Nettostromerzeugung aus, während Erdgas mit 15,5 Prozent dahinter lag. Dies kehrte sich im vierten Quartal 2025 ins Gegenteil um: Durch Braunkohle wurden 3,7 TWh weniger Strom eingespeist als im Vorjahresquartal, durch Erdgas 15,6 Prozent mehr. Dadurch kam Erdgas auf einen Anteil von 17,3 Prozent an der Gesamterzeugung, während Braunkohle auf 15,1 Prozent fiel. Sinkende Gaspreise und steigende CO2-Preise machen Erdgas als Energieträger finanziell sinnvoller als Braun- und Steinkohle, deren Verstromung mehr CO2 freisetzt.

Der Stromverbrauch (die Netzlast***) lag im vierten Quartal 2025 mit 124,3 TWh um etwa 2,4 Prozent über dem Wert des Vorjahresquartals von 121,4 TWh. Die gestiegene Erzeugung durch Photovoltaik und Wind sorgte zudem dafür, dass die Residuallast um 5,4 Prozent auf 71,8 TWh fiel. Sie bezeichnet den Anteil der Netzlast, der nicht durch die Energieträger Wind und Sonne gedeckt wird.

Bemerkenswert ist, dass die Erzeugung durch Erneuerbare im abgelaufenen Quartal mehr als zweieinhalbmal so häufig die gesamte Netzlast überstiegen hat, als noch im Vorjahresquartal. In insgesamt 409 Viertelstundeneinheiten war dies im vierten Quartal 2025 der Fall, gegenüber 160 im Vorjahresquartal. Dies führt in der Regel zu niedrigen Großhandelspreisen und in der Folge zu steigenden Exporten, da es für Stromversorger in den Anrainerstaaten häufiger finanziell lohnenswert ist, Strom aus Deutschland einzukaufen als ihn zu höheren Preisen im Inland zu beziehen. Teilweise treten in diesen Situationen auch negative Preise auf.

Der größte Teil dieser Viertelstunden trat Anfang und Ende Oktober auf. Dabei fiel ein langes Wochenende am Tag der Deutschen Einheit in eine Phase mit zuerst hoher PV- und später hoher Wind-Einspeisung. Auch am Wochenende vom 24. bis 26. Oktober sorgte eine hohe Einspeisung durch Windkraft für eine insgesamt hohe Stromerzeugung durch Erneuerbare. Im vierten Quartal 2023 wurde der bisherige Höchstwert von 642 Viertelstunden erreicht. In dieses Quartal fällt auch die bislang höchste Einspeisung durch Erneuerbare aller vierten Quartale (69,3 TWh) und die höchste Einspeisung durch Wind Onshore aller bisherigen Quartale überhaupt (42,3 TWh).

Großhandelsstrompreise rund neun Prozent gefallen

Am Day-Ahead-Markt betrug der Großhandelsstrompreis im vierten Quartal 2025 durchschnittlich 93,15 Euro/MWh, ein deutlicher Rückgang von 9,2 Prozent gegenüber dem Vorjahresquartal. Auch in den Anrainerstaaten fielen die durchschnittlichen Großhandelspreise, wenn auch nicht ganz so deutlich, um 4,1 Prozent auf 89,33 Euro/MWh.

Deutlich niedriger als im Vorjahresquartal waren auch die Großhandelsstrompreise in Frankreich: 61,80 Euro/MWh bedeuteten einen Rückgang von 28,8 Prozent gegenüber dem Vergleichswert von 86,76 Euro/MWh. Die stärksten Anstiege wurden in den Marktgebieten Norwegen 2 (30,3 Prozent) und Schweden 4 (24,3 Prozent) verzeichnet. Die dortigen Großhandelspreise waren allerdings im Vorjahresquartal die mit Abstand günstigsten und lagen auch im abgelaufenen Quartal nur hinter Frankreich.

Der höchste Großhandelspreis des Quartals wurde am 14. Oktober gezahlt. Eine Megawattstunde kostete in der Stunde von 19.00 bis 20.00 Uhr 407,21 Euro. Im Vergleichsquartal lag der höchste Day-Ahead-Großhandelspreis bei 936,28 Euro/MWh. Diesen Extremwert sowie weitere Preisspitzen im Winter 2024 haben Bundesnetzagentur und Bundeskartellamt auf mögliches marktmissbräuchliches Verhalten untersucht. Hinweise darauf konnten jedoch nicht festgestellt werden.

Im Vorjahresquartal traten mehrfach sogenannte Dunkelflauten, also Phasen während denen nur wenig Strom durch Wind und Sonne erzeugt wurden. Dies wirkte sich auf die Großhandelspreise aus, die in großen Teilen des europäischen Strombinnenmarktes überdurchschnittlich hoch waren. Diese Dunkelflauten blieben im vierten Quartal 2025 größtenteils aus, was ein wichtiger Faktor für die insgesamt niedrigeren Großhandelspreise war.

Besonders hohe Preise wurden im abgelaufenen Quartal seltener gezahlt als im Vorjahresquartal. In insgesamt 13 von 2.208 Stunden wurden mehr als 300 Euro/MWh gezahlt und in 725 Stunden lagen die Preise höher als 100 Euro/MWh. Dies war im Vorjahresquartal noch in 35 bzw. 1.051 Stunden der Fall. Negative Großhandelspreise traten hingegen etwas häufiger auf, insgesamt in 48 Stunden, verglichen mit 44 Stunden im Vorjahresquartal.

Leicht gestiegene Importe, deutlich höhere Exporte

Die deutschen Stromexporte beliefen sich im abgelaufenen Quartal auf insgesamt 15,7 TWh, 18,6 Prozent mehr als im Vorjahresquartal. Begünstigt wurde dies durch die insgesamt gestiegene EE-Erzeugung. Die Importe stiegen währenddessen um 4,5 Prozent auf 19,8 TWh, wodurch der Nettoimport um 28,7 Prozent auf 4,0 TWh zurückging. Während die Importe in den Monaten November und Dezember die Exporte deutlich überstiegen, betrug der Nettoimport im Oktober nur etwa 0,1 TWh.

Wind Onshore machte den größten Anteil der einzelnen Energieträger an den Exporten aus. Obwohl sich der prozentuale Anteil an den Gesamtexporten kaum veränderte, stieg die insgesamt exportierte Menge an Strom aus Wind-Onshore-Anlagen um etwa 0,8 TWh auf 4,7 TWh. Der Export von Strom aus Wind-Offshore-Anlagen stieg sowohl am prozentualen Anteil als auch in der Gesamtmenge an. Im Vorjahresquartal betrug die exportiere Menge noch 0,7 TWh, im vierten Quartal 2025 waren es 1,1 TWh. Insgesamt 8,0 TWh oder 60,4 Prozent des exportierten Stroms stammten aus erneuerbaren Quellen, während es im Vorjahresquartal noch 6,3 TWh oder 57,8 Prozent der Exporte waren.

Auch bei den Stromimporten verzeichnete Wind Offshore einen Anstieg: Im Vorjahresquartal machte der Energieträger 1,6 TWh und einen Anteil von 9,8 Prozent der Importe aus und stieg im abgelaufenen Quartal auf 2,2 TWh und einen Anteil von 12,6 Prozent. Den größten Anteil im Energiemix der Stromimporte machte wie im Vorjahresquartal die Kernenergie aus, mit 3,9 TWh stieg ihr Anteil im Energiemix nur minimal gegenüber dem Vergleichswert an (3,8 TWh), der prozentuale Anteil an den Importen fiel aber leicht von 22,8 Prozent auf 22,3 Prozent.

Den meisten Strom exportierte Deutschland wie im Vorjahresquartal nach Österreich. Die Exporte betrugen 4,8 TWh und stiegen deutlich um 55,8 Prozent an. Einen noch stärkeren Zuwachs verzeichneten nur die Exporte in die Schweiz (62,1 Prozent) und nach Dänemark (69,8 Prozent). Große Rückgänge gab es bei den Stromexporten nach Frankreich (-82,1 Prozent). Da die durchschnittlichen Großhandelspreise in Frankreich stärker sanken als in den übrigen Anrainerstaaten, waren Importe aus Deutschland für französische Stromversorger seltener finanziell lohnenswert.

Der größte Teil der Stromimporte stammte mit 5,6 TWh aus Dänemark, gefolgt von Frankreich (4,3 TWh) und den Niederlanden (3,7 TWh). Diese Reihenfolge veränderte sich im Vergleich zum Vorjahresquartal nicht, obwohl es unterschiedliche Entwicklungen bei den importierten Mengen gab. So stiegen die Importe aus Dänemark nur leicht an (9,9 Prozent), während die Importe aus Frankreich um 38,5 Prozent und die Importe aus den Niederlanden um 68,8 Prozent stiegen. Besonders stark fielen die Importe aus Österreich (-77,1 Prozent) und Polen (-79,9 Prozent). Aus der Schweiz wurden im Vorjahresquartal netto noch 0,9 TWh Strom importiert, im vierten Quartal 2025 kehrte sich dies in einen Nettoexport von 0,9 TWh um.

Der kommerzielle Außenhandel**** im Überblick (gerundet):

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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.

**Für private Photovoltaikanlagen werden nur die Strommengen zur realisierten Erzeugung gerechnet, die in das Netz der allgemeinen Versorgung eingespeist werden. Direkt vor Ort im Haushalt verbrauchter Strom, der sogenannte „PV-Eigenverbrauch“, wird dabei nicht erfasst.

***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, so dass 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.

****Da die Berechnungsmethoden des energieträgerscharfen Außenhandels sich von denen der gesamten Im- und Exporte leicht unterscheiden, kann es beim Aufsummieren der energieträgerscharfen Werte für ein Land zu anderen Werten als den in dieser Tabelle genannten kommen.