Folge 3: Die Energiewende gefährdet unsere Versorgung?

Mit einem Wort: Falsch! Im Gegenteil. Ja, das mit den Strommärkten ist komplex. Das europäische Verbundsystem sorgt jedoch dafür, dass der Strom stabil anliegt. Kein Land Europas würde ohne dieses Netz klarkommen. Keines. Und das ist auch kein Makel. Im Gegenteil. Dieses Verbundnetz ist ein Segen. Und ja, Deutschland kauft Strom. Derzeit mehr, als es exportiert. Und das liegt daran, dass wir beim Einkauf sparen. Das Ziel liegt also nicht im Gewinn durch Export. Sondern im Einsparen beim Import. Denn die eigene Erzeugung ist oft teurer. Warum? Weil im Strommix noch immer fossile Anteile stecken, die auf Grund der CO2-Bepreisung, die den Wandel zu Erneuerbaren beflügeln soll. Im Sinne des Klimaschutzes, der uns alle angeht.

Die Energiewende ist (leider) in Deutschland kein Sprint. Der Umbau braucht Zeit. Und leider tut die aktuelle Bundesregierung ziemlich viel, die Bremsen weiter anzuziehen, statt den Weg frei zu machen. Es wird in Gaskraftwerke investiert. Auch lies man diverse Vereinfachungen bei den Genehmigungen auslaufen. Was zu zusätzlichen Aufwänden bei den Investoren und in den Verwaltungen führt. Das Ganze kennt nur ein Ziel: Bremsen, wo es nur geht. Dabei bräuchten wir exakt das Gegenteil davon. Weiterer Ausbau des Stromnetzes und vor allem der Batteriespeicher hätten absolute Priorität. Nur auf diesem Weg werden wir dauerhaft die enormen Preisvorteile der Erneuerbaren auch bei uns nutzen können.

Prognosen sagen, dass wir bis 2040 ca. 230 MRD Euro investieren müssen, um

die Speicherfrage ausreichend zu gestalten. Das kling viel. Ist es aber eigentlich nicht. Insbesondere nicht, weil durch den stetigen und enormen Preisverfall und die technologischen Weiterentwicklungen die Kosten pro Kilowattstunde im vergangenen Jahr um 15 % gefallen sind. Nach ebenfalls zweistelligen Werten in den Jahren zuvor. Ohne die Kosten für den Netzanschluss, Planung und Bau die variieren, liegen die Hardwarekosten derzeit zwischen 120 und 150 EUR pro Kilowattstunde. Das ist rentabel zu betreiben. Vor allem deshalb, weil dieses Systeme bei entsprechender Einbindung ins Netz "entscheiden können", ob sie den gespeicherten Strom gerade mit Gewinn ins Netz einspeisen oder günstig kaufen und einlagern können.

Zudem stabilisieren die Speicher die Netze, denn die Erzeugung von erneuerbarer Energie ist schwankend. Zwar ist auch dies durch die Stromnetzes ausgleichbar und wird besser, je mehr zugebaut wird. Dennoch reicht dies noch nicht. Weshalb es eben auch die konventionellen Kraftwerke noch braucht. Solange, bis die Speicherung ausreichend zur Verfügung steht. Durch die Speicher steht der Strom dann stabil immer und vor allem kostengünstig zur Verfügung.

Verdient Deutschland mit Stromexporten Geld? Eine Analyse der deutschen Strombilanz 2023-2024

Deutschland hat sich seit 2023 von einem langjährigen Nettoexporteur zu einem signifikanten Nettoimporteur von Elektrizität entwickelt, ein Trend, der sich 2024 noch verstärkt hat. Dieser Wandel wird primär durch marktökonomische Überlegungen und nicht durch ein Defizit an Erzeugungskapazitäten getrieben.

Obwohl Deutschland weiterhin Strom exportiert und daraus Einnahmen erzielt, ist die Gesamtbilanz des grenzüberschreitenden Stromhandels durch Nettoausgaben aufgrund höherer Importvolumina gekennzeichnet. Die strategische Entscheidung zum Import ist maßgeblich kostengetrieben, da Strom aus Nachbarländern oft günstiger ist als die inländische Erzeugung, insbesondere aus konventionellen Quellen. Dies deutet darauf hin, dass Deutschland durch den Import primär Kosten einspart, anstatt signifikante Nettogewinne aus seinen Exporten zu erzielen.

Dieser Übergang wird durch die beschleunigte Energiewende in Deutschland untermauert, die zu einem höheren Anteil erneuerbarer Energien, dem Ausstieg aus der Kernenergie und wirtschaftlichen Anreizen für die konventionelle Stromerzeugung aufgrund steigender CO2-Zertifikatspreise führt.

Der integrierte europäische Strommarkt erleichtert diese kostenoptimierenden Handelsströme. Es wird erwartet, dass der Trend zu Nettoimporten anhält, da Deutschland seine Kapazitäten für erneuerbare Energien weiter ausbaut und sich stärker in den europäischen Energiemarkt integriert, um Versorgungssicherheit und Kosteneffizienz zu gewährleisten.

Deutschlands sich wandelnde Stromhandelsbilanz

Historischer Kontext und jüngste Entwicklung

Deutschland war über zwei Jahrzehnte, von 2002 bis 2022, ein konstanter Nettoexporteur von Elektrizität.¹ Diese langjährige Rolle änderte sich jedoch grundlegend im Jahr 2023. In diesem Jahr wurde Deutschland zu einem Nettoimporteur von Strom, mit Gesamtimporten von 54,1 Terawattstunden (TWh) und Exporten von 42,4 TWh, was zu einem Nettoimport von 11,7 TWh führte.²

Dieser Trend hat sich im Jahr 2024 weiter verstärkt. Für das Gesamtjahr 2024 importierte Deutschland 66,8 TWh Strom und exportierte 35,1 TWh, was einen Nettoimport von 31,9 TWh zur Folge hatte.⁴ Die Halbjahresdaten unterstreichen diese Entwicklung: Im ersten Halbjahr 2024 stiegen die Importe um 22,5 % auf 37,5 TWh, während die Exporte um 15,2 % auf 27,7 TWh sanken. Dies führte zu einem Importüberschuss von 9,8 TWh, im Gegensatz zu einem leichten Exportüberschuss von 2,0 TWh im ersten Halbjahr 2023.⁵ Bis zum dritten Quartal 2024 betrug der Importüberschuss 11,8 TWh, bei Importen von 23,6 TWh und Exporten von 11,8 TWh.⁶ Laut Umweltbundesamt betrug der Nettoimport im Jahr 2024 etwa 24 TWh, was knapp 5 Prozent des inländischen Stromverbrauchs deckte.⁷

Diese Entwicklung zeigt deutlich, dass Deutschland von seiner früheren Position als Nettoexporteur abgewichen ist und nun eine klare Rolle als Nettoimporteur von Elektrizität einnimmt. Dieser Wandel ist nicht auf eine Knappheit der Versorgung zurückzuführen, sondern auf eine marktgetriebene Optimierung. Die Importe sind oft "finanziell sinnvoll" ¹, da ausländischer Strom günstiger ist als die inländische Erzeugung, insbesondere aus konventionellen Quellen.¹ Dies verdeutlicht, dass die primäre Motivation für den Handel sich von der Maximierung der Exporterlöse hin zur Minimierung der gesamten Beschaffungskosten verschoben hat.

Obwohl der Nettoimportstatus eine signifikante Veränderung darstellt, bedeutet er keine Bedrohung für Deutschlands Versorgungssicherheit. Experten bestätigen, dass Deutschland über ausreichende konventionelle Reservekapazitäten verfügt, um die Versorgung zu gewährleisten.¹ Dies unterstreicht eine strategische Neuausrichtung, bei der die wirtschaftliche Effizienz (Import von günstigerem Strom) Vorrang vor der vollständigen Eigenversorgung zu jeder Zeit hat, indem das Land auf den vernetzten europäischen Markt setzt.

Die folgende Tabelle fasst die Entwicklung der deutschen Stromhandelsbilanz zusammen:

Großhandelsstrompreise und Marktdynamik

Durchschnittliche Großhandelspreise in Deutschland

Die durchschnittlichen Day-Ahead-Großhandelsstrompreise in Deutschland sind in den Jahren 2023 und 2024 im Vergleich zu 2022 erheblich gesunken. Von einem Durchschnitt von 235,45 €/MWh im Jahr 2022 fielen die Preise auf 95,18 €/MWh im Jahr 2023.² Dieser Abwärtstrend setzte sich 2024 fort, wobei der Durchschnittspreis um weitere 17,5 % auf 78,51 €/MWh sank.⁴ Auch die Erzeugerpreise gewerblicher Produkte, einschließlich Energie, zeigten im April 2024 deutliche Rückgänge im Jahresvergleich, wobei die Strompreise spezifisch um 14,0 % niedriger lagen als im April 2023.¹⁰

Preisdifferenzen und Handelseinfluss

Im Jahr 2024 lag der durchschnittliche Strompreis in Deutschland um 9,9 % höher als in den Nachbarländern (78,51 €/MWh gegenüber durchschnittlich 71,44 €/MWh in den Nachbarstaaten). Dieser Preisunterschied war größer als die 2,2 %, die 2023 verzeichnet wurden.⁴ Diese Preisdifferenz machte es "finanziell sinnvoll", Strom zu niedrigeren Kosten aus den Nachbarmärkten zu importieren, anstatt ihn zu höheren Preisen im Inland zu erzeugen.⁴

Ein Beispiel hierfür ist Frankreich, das 2024 mit 15,8 TWh der größte Stromlieferant für Deutschland war, bei einem Durchschnittspreis von 58,02 €/MWh. Dänemark lieferte 15,1 TWh zu einem Durchschnittspreis von 70,75 €/MWh. Beide Preise lagen deutlich unter dem deutschen Durchschnittspreis, was Importe finanziell attraktiv machte.⁴ Im Gegensatz dazu blieb Österreich ein bedeutendes Exportziel für Deutschland (9,2 TWh im Jahr 2024), obwohl die Großhandelspreise dort mit 81,54 €/MWh leicht über den deutschen Preisen lagen. Der Unterschied verringerte sich jedoch im Vergleich zu 2023.⁴

Diese Preisunterschiede zwischen Deutschland und seinen Nachbarländern sind ein wesentlicher Treiber des Nettoimporttrends. Es ist für Deutschland wirtschaftlich vorteilhaft, günstigeren Strom aus Ländern mit niedrigeren Produktionskosten (z.B. hohem Anteil an erneuerbaren Energien, unterschiedlichem Energiemix) zu importieren, anstatt ihn im Inland zu höheren Kosten zu erzeugen.

Dies beantwortet die Frage nach dem "Geldverdienen" dahingehend, dass das aktuelle Handelsmuster eher auf Kostenersparnis durch Importe abzielt.

Rolle der Preisvolatilität und negativer Preise

Der deutsche Strommarkt erlebte eine erhebliche Preisvolatilität. Im Jahr 2023 gab es 301 Stunden mit negativen Großhandelspreisen, eine Zahl, die 2024 auf 457 Stunden anstieg.² Negative Preise treten auf, wenn ein Überangebot an Strom besteht, oft aus erneuerbaren Quellen, was dazu führt, dass Erzeuger die Abnehmer dafür bezahlen, den Strom aus dem Netz zu nehmen.¹ Dies deutet auf Perioden hin, in denen Deutschland Strom zu sehr niedrigen oder sogar negativen Preisen exportieren könnte.

Der höchste Großhandelspreis im Jahr 2024 erreichte 936,28 €/MWh ⁴, was Perioden hoher Nachfrage oder geringen Angebots anzeigt, in denen Importe extrem wertvoll werden. Die zunehmende Häufigkeit negativer Preise, obwohl Deutschland ein Nettoimporteur ist, verdeutlicht die Herausforderungen und Chancen der Integration eines hohen Anteils intermittierender erneuerbarer Energien. Während negative Preise dazu führen können, dass für den Export (oder die Entsorgung von Überschuss im Inland) bezahlt werden muss, signalisieren sie auch Perioden reichlicher und sehr günstiger grüner Energie, die bei besserer Speicherung und Netzinfrastruktur die Gesamtsystemkosten weiter senken könnte.

Die folgende Tabelle zeigt die durchschnittlichen Großhandelsstrompreise in Deutschland und wichtigen Handelspartnern:

Jahr	Deutschland (€/MWh)	Frankreich (€/MWh)	Dänemark (€/MWh)	Österreich (€/MWh)	Durchschnitt Nachbarstaaten (€/MWh)
2023	95,18 2	N/A	N/A	102,14 4	N/A
2024	78,51 4	58,02 4	70,75 4	81,54 4	71,44 4

Finanzielle Auswirkungen: Verdienen versus Sparen

Die Nuance des "Geldverdienens" mit Exporten

Die Frage, ob Deutschland mit Stromexporten Geld verdient, muss differenziert betrachtet werden. Während Deutschland tatsächlich Strom exportiert und dafür Einnahmen erzielt, ist die Gesamtfinanzbilanz des Stromaußenhandels in den Jahren 2023 und 2024 durch Nettoausgaben aufgrund des höheren Importvolumens gekennzeichnet. Die Berichte von SMARD für 2023 und 2024 geben explizit an, dass sie keine finanzielle Bilanz in monetärer Hinsicht (z.B. Gesamteinnahmen aus Exporten abzüglich Gesamtkosten der Importe) liefern.² Eine präzise Nettogewinn- oder -verlustrechnung aus dem Handel kann daher aus den vorliegenden Informationen nicht direkt abgeleitet werden.

Die verfügbaren Daten legen jedoch nahe, dass der primäre finanzielle Vorteil für Deutschland in den letzten Jahren in den Kostenersparnissen durch wirtschaftlich vorteilhafte Importe lag, anstatt in signifikanten Nettoeinnahmen aus Exporten. Das bedeutet, dass der "Gewinn" nicht aus dem teuren Verkaufen, sondern aus dem günstigen Einkaufen resultiert.

Wirtschaftliche Begründung für erhöhte Importe

Die gestiegenen Importe sind Ausdruck des Prinzips des "Flow Based Market Coupling", bei dem Strom im europäischen Verbundnetz dort produziert und gehandelt wird, wo die Erzeugungskosten am niedrigsten sind.² Im Jahr 2024 war es "häufig finanziell sinnvoll, Strom günstig zu importieren, als ihn zu höheren Preisen in Deutschland zu erzeugen".⁴ Dies ist eine direkte Aussage über den wirtschaftlichen Treiber hinter der Entwicklung. Die Tatsache, dass der durchschnittliche Strompreis in Deutschland im Jahr 2024 um 9,9 % höher war als in den Nachbarländern, verstärkt den finanziellen Anreiz für Importe.⁴

Die wirtschaftliche Attraktivität von Importen gegenüber der Eigenproduktion ist ein entscheidender Faktor. Dies bedeutet, dass Deutschland nicht in erster Linie durch den Verkauf von Strom Gewinne erzielt, sondern vielmehr durch den Bezug von Strom zu niedrigeren Preisen als die Kosten der heimischen Erzeugung.

Breitere wirtschaftliche Vorteile der Marktkopplung

Der europäische Elektrizitätsbinnenmarkt trägt zu niedrigeren Strompreisen und reduzierten CO2-Emissionen bei.³ Dieser grenzüberschreitende Handel ermöglicht es Deutschland, von günstigeren Erzeugungsbedingungen im Ausland zu profitieren, und umgekehrt, wodurch die Ressourcenzuteilung und die Gesamtsystemeffizienz optimiert werden.²

Das Konzept der "Dumping-Preise" aus dem Ausland, insbesondere von erneuerbaren Energien ¹, deutet darauf hin, dass dies zwar für deutsche Verbraucher durch niedrigere Großhandelspreise vorteilhaft ist, es aber die wirtschaftliche Rentabilität inländischer konventioneller Kraftwerke herausfordern kann. Dies führt dazu, dass diese Kraftwerke weniger betrieben oder sogar stillgelegt werden.¹ Diese Dynamik verdeutlicht das komplexe Zusammenspiel zwischen den Zielen der Energiewende, den Marktmechanismen und der Rentabilität verschiedener Erzeugungstechnologien.

Wesentliche Treiber der aktuellen Handelslandschaft

Transformation des Energiemixes

Die Transformation des deutschen Energiemixes ist ein fundamentaler Treiber der veränderten Handelsmuster. Der Anteil erneuerbarer Energien am deutschen Strommix nimmt stetig zu. Im Jahr 2023 machten erneuerbare Energien 55,0 % der Netzlast ² und 59,7 % der öffentlichen Nettostromerzeugung aus.¹¹ Im Jahr 2024 erreichte dieser Anteil 59,0 % der gesamten Erzeugung.⁴ Im ersten Halbjahr 2024 betrug der Anteil erneuerbarer Energien an der inländischen Produktion 61,5 % ⁵, und im dritten Quartal 2024 sogar 63,4 %.⁶

Die Windkraft war im ersten Halbjahr 2024 mit 33,3 % der wichtigste Energieträger ⁵ und im dritten Quartal 2024 mit 24,7 %.⁶ Auch die Photovoltaik-Erzeugung stieg aufgrund neuer Anlagen deutlich an.⁵

Gleichzeitig ging die Erzeugung aus konventionellen Energieträgern zurück. Im Jahr 2023 sank sie um 24,0 % im Vergleich zu 2022.³ Im ersten Halbjahr 2024 fiel die konventionelle Erzeugung um 21,8 % auf 38,5 % der inländischen Produktion.⁵ Die Stromerzeugung aus Kohle verzeichnete eine signifikante Reduzierung (26,4 % im ersten Halbjahr 2024, 6,0 % im dritten Quartal 2024) und erreichte den niedrigsten Stand seit 2018.⁵ Die endgültige Abschaltung der letzten drei deutschen Kernkraftwerke am 15. April 2023 führte dazu, dass im Jahr 2024 keine inländische Kernenergie mehr zur Stromerzeugung beitrug.⁵

Marktmechanismen und Infrastruktur

Steigende Preise für CO2-Emissionszertifikate verteuern die Stromerzeugung aus fossilen Brennstoffen erheblich, wodurch konventionelle Kraftwerke (Kohle, Gas) wirtschaftlich unattraktiver für die Marktteilnahme werden.⁹ Dies trägt direkt zur Präferenz für günstigere Importe bei.

Obwohl Netzengpässe nicht die Hauptursache für Nettoimporte sind, können sie "Redispatch"-Maßnahmen (Drosselung der Erzeugung in einem Gebiet und Erhöhung in einem anderen) und "Countertrading" (grenzüberschreitende Anpassungen) zur Stabilisierung des Netzes erforderlich machen. Diese Maßnahmen verursachen erhebliche Kosten; die vorläufigen Gesamtkosten für das Netzengpassmanagement betrugen 2024 rund 2,776 Milliarden Euro.¹⁴ Der laufende Netzausbau ¹⁴ zielt darauf ab, diese Probleme zu mindern, was indirekt die Effizienz und Kosten des Handels beeinflussen kann.

Der "Flow Based Market Coupling"-Mechanismus, der 2022 auf weitere Länder ausgeweitet wurde, zielt darauf ab, die Nutzung der Übertragungskapazitäten zu optimieren und eine Preiskonvergenz zwischen den Ländern zu erreichen.² Dieses System erleichtert den Import von günstigerem Strom, auch wenn dies zu bestimmten Zeiten weniger inländische Produktion oder Exportmöglichkeiten bedeutet.

Die wirtschaftliche Rentabilität inländischer konventioneller Kraftwerke wurde durch hohe CO2-Zertifikatspreise und den Wettbewerb durch günstigere ausländische erneuerbare Energien erheblich reduziert. Dies hat zu einer marktwirtschaftlich getriebenen Entscheidung geführt, Strom zu importieren, wenn dies kostengünstiger ist, anstatt sich ausschließlich auf die inländische Erzeugung zu verlassen, selbst wenn Kapazitäten vorhanden sind.¹

Die zunehmende Abhängigkeit von Importen aus Kostengründen unterstreicht die wachsende Interdependenz innerhalb des europäischen Energiemarktes. Dies bedeutet, dass Deutschlands Energiesicherheit und Preisgestaltung zunehmend von den Erzeugungsmixen und Marktbedingungen seiner Nachbarn beeinflusst werden. Obwohl Nettoimporte wirtschaftlich vorteilhaft sind, steht die zugrunde liegende Netzinfrastruktur weiterhin vor Herausforderungen, wie die Redispatch-Kosten zeigen. Dies deutet darauf hin, dass der Übergang mit eigenen komplexen technischen und finanziellen Herausforderungen verbunden ist, die das Gesamtbild des deutschen Energiesystems beeinflussen, auch wenn sie nicht direkt mit der Frage des "Gewinns aus Exporten" zusammenhängen.

Fazit und Ausblick

Zusammenfassung der Ergebnisse

Deutschland hat seit 2023 eine klare Trendwende vollzogen und ist von einem traditionellen Nettoexporteur zu einem Nettoimporteur von Elektrizität geworden. Dieser Trend hat sich im Jahr 2024 mit deutlich höheren Importvolumina als Exporten verstärkt.

Der Hauptgrund für diese Verschiebung ist wirtschaftlicher Natur: Es ist für Deutschland oft kostengünstiger, Strom aus Nachbarländern zu importieren, insbesondere aus solchen mit reichlicher und preiswerter erneuerbarer oder konventioneller Erzeugung, als ihn im Inland zu höheren Großhandelspreisen zu produzieren. Faktoren wie steigende CO2-Zertifikatskosten für konventionelle Kraftwerke und der Ausstieg aus der Kernenergie tragen maßgeblich zu dieser Entwicklung bei.

Obwohl Deutschland weiterhin Strom exportiert und Einnahmen daraus erzielt, ist die Gesamtfinanzbilanz seines grenzüberschreitenden Stromhandels durch Nettoausgaben gekennzeichnet. Dies bedeutet, dass der Nutzen eher in den Kostenersparnissen durch Importe liegt als in Netto-Einnahmen aus Exporten. Der Nettoimportstatus beeinträchtigt die Versorgungssicherheit Deutschlands nicht, da das Land über ausreichende inländische Erzeugungskapazitäten verfügt und vom robusten, vernetzten europäischen Strommarkt profitiert.

Ausblick

Der Trend zu Nettoimporten wird sich voraussichtlich kurz- bis mittelfristig fortsetzen, da Deutschland seine Kapazitäten für erneuerbare Energien weiter ausbaut und sich stärker in den europäischen Energiemarkt integriert.

Zukünftige Entwicklungen werden vom weiteren Ausbau der Netzinfrastruktur innerhalb Deutschlands und über die Grenzen hinweg ¹⁶ abhängen, von der Entwicklung der Großhandelsstrompreise in Deutschland und den Nachbarländern sowie von der fortschreitenden Umstellung des deutschen Energiemixes auf einen höheren Anteil intermittierender erneuerbarer Energien.

Der Fokus der deutschen Energiestrategie wird weiterhin auf der Optimierung der Kosteneffizienz und der Sicherstellung der Versorgungssicherheit innerhalb des breiteren europäischen Energierahmens liegen, anstatt auf das Erreichen einer Nettoexportposition. Der Markt wird weiterhin den günstigsten verfügbaren Strom priorisieren, unabhängig davon, ob er im Inland erzeugt oder importiert wird.

Wir müssen also weiter wenden! Sonst werden wir weder die Energiekosten dauerhaft senken, noch den Klimawandel stoppen.

Referenzen/Quellen

1. Deutschlands Strombilanz für 2024: Und plötzlich sind wir Import-Meister - FOCUS online, Zugriff am August 3, 2025, https://www.focus.de/earth/analyse/ueberraschende-daten-deutschlands-strombilanz-fuer-2024-und-ploetzlich-sind-wir-import-meister_id_260603799.html

2. Der Strommarkt im Jahr 2023 - SMARD, Zugriff am August 3, 2025, https://www.smard.de/page/home/topic-article/444/211756/der-strommarkt-im-jahr-2023

3. Bundesnetzagentur veröffentlicht Daten zum Strommarkt 2023, Zugriff am August 3, 2025, https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2024/20240103_SMARD.html

4. Der Strommarkt im Jahr 2024 - SMARD, Zugriff am August 3, 2025, https://www.smard.de/page/home/topic-article/444/215556/der-strommarkt-im-jahr-2024

5. Stromerzeugung im 1. Halbjahr 2024: Mehr als 60 % aus erneuerbaren Energien - Statistisches Bundesamt, Zugriff am August 3, 2025, https://www.destatis.de/DE/Presse/Pressemitteilungen/2024/09/PD24_334_43312.html

6. Stromerzeugung im 3. Quartal 2024: 63,4 % aus erneuerbaren Energiequellen - Statistisches Bundesamt, Zugriff am August 3, 2025, https://www.destatis.de/DE/Presse/Pressemitteilungen/2024/12/PD24_456_43312.html

7. Erneuerbare und konventionelle Stromerzeugung - Umweltbundesamt, Zugriff am August 3, 2025, https://www.umweltbundesamt.de/daten/energie/erneuerbare-konventionelle-stromerzeugung

8. Stromimporte | Elektromobilität.NRW, Zugriff am August 3, 2025, https://www.elektromobilitaet.nrw/infos/stromimporte/

9. Stromaustauschsaldo Deutschland 2024 | Rödl & Partner, Zugriff am August 3, 2025, https://www.roedl.de/themen/erneuerbare-energien/2025/april/stromaustauschsaldo-deutschland-zweitausendvierundzwanzig

10. Erzeugerpreise April 2024: -3,3 % gegenüber April 2023 - Statistisches Bundesamt, Zugriff am August 3, 2025, https://www.destatis.de/DE/Presse/Pressemitteilungen/2024/05/PD24_197_61241.html

11. Öffentliche Stromerzeugung 2023: Erneuerbarer Energien decken erstmals Großteil des Stromverbrauchs - Fraunhofer ISE, Zugriff am August 3, 2025, https://www.ise.fraunhofer.de/de/presse-und-medien/presseinformationen/2024/oeffentliche-stromerzeugung-2023-erneuerbare-energien-decken-erstmals-grossteil-des-stromverbrauchs.html

12. Erneuerbare lieferten 59 Prozent des Strombedarfs 2024 | E&M - Energie & Management, Zugriff am August 3, 2025, https://www.energie-und-management.de/nachrichten/energieerzeugung/detail/erneuerbare-lieferten-59-prozent-des-strombedarfs-2024-247442

13. Die Energieversorgung 2024 – Jahresbericht - BDEW, Zugriff am August 3, 2025, https://www.bdew.de/media/documents/2024_12_18_Die_Energieversorgung_2024_Final.pdf

14. Volumen und Kosten gesunken - SMARD, Zugriff am August 3, 2025, https://www.smard.de/page/home/topic-article/444/216636/volumen-und-kosten-gesunken

15. Bundesnetzagentur entscheidet zur fairen Verteilung von Netzkosten aus der Integration Erneuerbarer Energien, Zugriff am August 3, 2025, https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2024/20240830_Netzkosten.html

16. Jahresbilanz 2024: Die Energiewende kommt weiter voran – Stromnetzausbau zeigt deutlichen Fortschritt - Bundesnetzagentur, Zugriff am August 3, 2025, https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2024/20241227_Netzausbau_Bilanz.html