Die fast fünftägige Windstromebbe ab dem 24. Dezember und zwei kürzere Luftstrom-Schwächephasen von zusammen drei bis vier Tagen in der ersten Monatshälfte verhinderten ein neuerliches Topwindstromjahr dann doch. Mit wohl mindestens 136,5 Terawattstunden (TWh) fiel der beendete Zwölf-Monats-Zeitraum für die Windstrom erzeugenden Unternehmen deutschlandweit um zwei Prozent ertragsärmer als noch 2023 aus. Das lassen die noch vorläufigen Daten der Internet-Stromanalyseplattform Energy-charts.de unmittelbar vor und nach dem Jahreswechsel bereits klar erkennen.
In dem vorangegangenen Erntejahr hatten die Windparks in Deutschland nämlich genau 139,4 TWh ins Stromnetz eingespeist, also knapp 3 TWh mehr. Das Vergleichsjahr war freilich auch ein Überjahr gewesen dank eines 7,5-prozentigen Ertragssprungs über alle bisherigen Topjahreswerte hinaus. Alleine der Dezember als damals bester Windmonat hatte 19 TWh erbracht. Das nun frisch vergangene Windjahr erbrachte im Schlussmonat eine Netzeinspeisung von etwas über 16 TWh. Der beste Monat 2024 war für die Windstromernte bereits der Januar mit 18,3 TWh.
Dass der Dezember die Windparks in Deutschland trotz weiteren Zubaus an Erzeugungskapazität nicht wenigstens so produktiv sein ließ wie im Jahr zuvor, lässt sich rein rechnerisch zwei bis drei jahreszeitlich ungewöhnlichen Flautephasen zuschreiben. So speisten die Windturbinen bereits am frühen Morgen des Heiligabend-Tages nach einer saisonal nicht unüblich ergiebigen Windphase bereits zwei Stunden lang nur noch knapp unterhalb des Zehn-Gigawatt-Niveaus ein. Die Erzeugung frischte dann zwar geringfügig darüber hinaus auf, rutschte aber schon am 25. Dezember um 7.30 Uhr wieder unter 10 GW und fiel stetig bis mittags am 27. Dezember in sogar eine mehrstündige Phase von unter 1 GW. Erst am 29. Dezember um 4.15 Uhr nahm die Windverstromung wieder auf über 10 GW zu, um sich in den letzten Tagen des Monats dann wieder zu verdoppeln und zu verdreifachen. Zwei vorige Flauten in der ersten Dezemberhälfte hatten den Windenergieunternehmen schon einen Zeitraum von zusammengenommen viereinhalb Tagen mit unter 10 GW bis annähernd Null eingebrockt. So waren im Schlussmonat unterm Strich achteinhalb Flautetage zu verkraften. Im Dezember ein Jahr zuvor hatte es nur knapp sechs ähnlich Windstrom-schwache Tage gegeben, die auch nicht ganz die Tiefststände von 2024 verursachten.
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Wie schon 2023 produzierten die Windparks in Deutschland allerdings nun zum zweiten Mal acht Monate mit Windstromernten von mehr als zehn Terawattstunden. Und selbst der ergebnisschwächste Monat, der dieses Mal der August war, brachte mit 6,5 TWh dank 5,1 TWh aus den Onshore-Windparks und 1,4 TWh Offshore-Strom von der See eine halbe Terawattstunde mehr ein, als alle bisherigen jeweiligen schwächsten Monate früherer Jahre.
Die Flautemomente 2024 haben im komplexen Zusammenspiel mit in- wie ausländischer Nachfrage auch zu neuen Rekordpreisen an den Strombörsen geführt. So schnellte der Preis für den am Tag der Lieferung kurzfristig gehandelten Intraday-Strom am 11. Dezember wie schon einmal am 10. Juni auf eine Höhe von etwas über 1.150 Euro pro Megawattstunde (MWh). Der Preis für einen Tag im Voraus der Lieferung gehandelten Day-Ahead-Strom hatte im Juni sogar einmal 2.326 Euro pro MWh betragen, weit über dem bisherigen Day-Ahead-Spitzenpreis an der Strombörse von 871 Euro im Jahr 2022. Insbesondere die Flaute in der zweiten Dezemberwoche hatte dann aber auch eine internationale Wirkung, die vom Day-Ahead-Handel ausgehen kann. Nachdem der Preis dieses Börsenstrom-Handelssegments am deutschen Handelsplatz am 11. Dezember noch eher moderat auf 445 Euro angestiegen war, schoss er am 12. Dezember kurz auf 936 Euro pro MWh. Die schwedische wie auch die norwegische Regierung hatte der Day-Ahead-Preisschock im Dezember zu ungewöhnlich undiplomatischer Kritik an der deutschen Energiewende verleitet, weil dieses Mal die Handelsausschläge offenbar die Strommarktpreise ihrer Länder stark mit nach oben trieben. Deutschland müsse zur Atomkraft zurückkehren und die durch Windstromknappheit in Deutschland hervorgerufene Situation an der Strombörse sei international „beschissen“, so hieß es jeweils aus Stockholm und aus Oslo.
Symbolisch passend war das Mindestniveau der Stromeinspeisung der Onshore-Windkraft 2024 bereits am 6. November mit 44,2 Megawatt (MW) effektiver Nennleistung auf einem historischen Tiefstand der vergangenen zehn Jahre eingetreten. Ausgehend von diesem Moment war der Day-Ahead-Preis dann binnen weniger Stunden schon einmal auf 820 Euro pro MWh hochgeschossen. Der Intraday-Handelspreis lag da zugleich bei 685 Euro. Und wie bisher in jedem Jahr kam es dieses Mal am 6. November ebenfalls zu einem Moment mit 0 MW Offshore-Windstromerzeugung. Zum Vergleich: Eher marktüblich und häufiger jährlich auftretend waren vergangenes Jahr Höchstpreise im Day-Ahead-Handel von 300 Euro, die mittleren Preise schwangen eher in einem Bereich von 50 bis unter 100 Euro.
Das zu solchen Schwächesituationen neigende Windjahr 2024 blieb folgerichtig auch in seinem stärksten Einspeisemoment am 6. Februar um 17 Uhr mit 45,9 Gigawatt (GW) gerade wirksamer Onshore-Windkraft und 5,6 GW Meereswindkraft, also zusammen 51,5 GW, noch knapp unter dem Vorjahresrekord: Der hatte durch 47,8 GW Onshore- und 4,3 GW Offshore-Windkraft zur Spitzennennleistung von 52,1 GW geführt.
Auffällig am Stromerzeugungsjahr 2024 ist auch die zeitlich scheinbar mit dem Atomkraftausstieg im April 2023 zusammenfallende Zunahme der Stromimporte. War Deutschland noch bis 2022 ein unterm Strich mehr Strom ins Ausland lieferndes als Strom einführendes Land, nahmen die erstmals 2023 aufgetretenen Stromexportüberschüsse 2024 weiter zu.
Dafür war der Strom auch noch nie zuvor so grün wie am 1. Mai um 14.15 Uhr. Der Anteil der erneuerbaren Energien an der Verbraucherlast hatte einen rechnerischen Wert von 137,2 Prozent erreicht. Verantwortlich dafür waren auch ein saisonal ungewöhnlich starker Windstrom, vor allem aber eine sehr hohe Solarstromerzeugung.
Übrigens war es nur der Windstrom von Turbinenstandorten an Land, der mit rund 111 TWh hinter dem Volumen von 2023 um 5 TWh zurückblieb. Die Meereswindturbinen hatten 2024 rund 26 TWh eingefahren, im Vergleich zu 23,5 TWh im Jahr 2023.
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