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Der Stromhandel im Juli und August 2019

18.09.2019 – Deutschland exportierte in den beiden vergangenen Monaten zusammen etwas mehr Strom als es importierte. In der Monatsbetrachtung zeigt sich ein differenziertes Bild: Im Juli betrug der Nettoexport circa 274 GWh. Die Handelsbilanz drehte sich jedoch im August und Deutschland importierte etwa 257 GWh mehr Strom als es exportierte. Größte Importeure von hier produziertem Strom waren Österreich, Luxemburg und Tschechien. Der durchschnittliche Großhandelsstrompreis lag bei 38,27 Euro/MWh und damit deutlich unter dem Durchschnittspreis des gleichen Vorjahreszeitraums.

Photovoltaikanlage auf einem Feld

In den Monaten Juli und August 2019 betrug der kommerzielle Nettoexport Deutschlands 17 GWh (Juli: 274 GWh Exportüberschuss; August: 257 GWh Importüberschuss). Das entspricht circa 0,02 Prozent des in diesem Zeitraum in Deutschland produzierten Stroms. Im Vergleich zu den Vorjahresmonaten fiel der Nettoexport deutlich: Dieser betrug im Juli und August 2018 noch 8.074 GWh.

Hauptabnehmer von Strom aus Deutschland war Österreich, in das nach Abzug der Importe mit 2.939 GWh am meisten netto exportiert wurde (minus 37,63 Prozent im Vergleich zum Vorjahr). An zweiter Stelle lag Luxemburg mit 692,2 GWh (plus 0,08 Prozent) vor Tschechien, in das netto 631,6 GWh exportiert wurde. Aus dem zuletzt genannten Nachbarland wurden im gleichen Vorjahreszeitraum noch netto 519,8 GWh Strom importiert.

Nettoimporteur war Deutschland gegenüber Frankreich, Schweden, der Schweiz und den Niederlanden, aus denen netto insgesamt 4.954 GWh bezogen wurden. Im Vorjahreszeitraum war es noch umgekehrt: Deutschland exportierte in diese vier Länder 3.051 GWh Strom.

Die Veränderungen der Importe/Exporte sind das Ergebnis von häufig auftretenden Preisschwankungen, die das Zusammenspiel von Angebot und Nachfrage in den jeweiligen Ländern und über die Grenzen hinweg widerspiegeln. Sie sind Teil des normalen Marktgeschehens im europaweiten Stromgroßhandel. Der Wechsel im Vorzeichen der Handelsbilanz kann daher u.a. mit Kraftwerks-Nichtverfügbarkeiten, unterschiedlichen Wetterlagen (welche die Einspeisung aus erneuerbaren Energien beeinflussen), höheren Preisen für CO2-Zertifikate (welche den erzeugten Strom aus fossilen Energieträgern zunehmend verteuern) sowie Änderungen bei der Stromnachfrage zusammenhängen. So ist beispielsweise im August 2019 ein niedrigerer Verbrauch als im Vorjahreszeitraum zu beobachten. Er nahm aber weniger stark als die Erzeugung ab, so dass Strom importiert wurde.

Der Einfluss der jeweiligen Preisdifferenzen am Großhandelsmarkt auf die Import- und Exportströme mit Deutschland soll am Beispiel für Tschechien gezeigt werden. Im Juli und August sanken die Durchschnittsstrompreise in beiden Ländern, in Deutschland jedoch stärker. Kostete die Megawattstunde Strom in Tschechien im Mittel etwa 40,91 Euro, musste hierfür in Deutschland noch weniger, nämlich durchschnittlich 38,27 Euro bezahlt werden. Für Stromhändler aus der Tschechischen Republik war es die meiste Zeit über lohnend (928 Stunden), den vergleichsweise günstigen Strom aus Deutschland zu importieren. Die Anzahl der Stunden, in denen der Preis in Tschechien unter dem in Deutschland lag und somit ein Import von Strom aus Tschechien sinnvoll war, hat sich gegenüber dem Vorjahr reduziert (von 673 auf 559 Stunden).

Auch in Frankreich sind die Großhandelspreise stark gesunken. Lagen dort die Strompreise im Vorjahreszeitraum durchschnittlich höher als in Deutschland (Frankreich: 54,90 Euro/MWh; Deutschland: 52,87 Euro/MWh), war dies in diesem Jahr umgekehrt (Frankreich: 35,53 Euro/MWh; Deutschland: 38,27 Euro/MWh). Somit hat sich die Anzahl der Stunden, in denen der Preis in Frankreich unter dem in Deutschland lag, gegenüber dem Vorjahr drastisch erhöht (von 42 auf 625 Stunden). Ein Grund für die niedrigen durchschnittlichen Großhandelspreise in Frankreich war die hohe Verfügbarkeit von Kernenergie. Hingegen war im August 2018 die Leistung von mehreren Atomreaktoren aufgrund einer lang anhaltenden Hitzewelle gedrosselt worden. Zwei Atomkraftwerke waren damals gar heruntergefahren worden.

Die regelmäßigen Preisanpassungen zwischen Deutschland und seinen Nachbarländern werden noch deutlicher, wenn die Monate Juli und August 2019 separat betrachtet werden: Während die Preisdifferenzen zwischen Deutschland und Frankreich im Juli noch verhältnismäßig gering waren (Frankreich: 37,66 Euro/MWh; Deutschland: 39,39 Euro/MWh), wurde der Unterschied im August größer (Frankreich: 33,39 Euro/MWh; Deutschland: 36,85 Euro/MWh). Der Nettoimport aus Frankreich erhöhte sich von 763 GWh (Juli) auf 1.423 GWh (August).

Mit den Marktdaten von SMARD lassen sich diese Daten grafisch darstellen

Die Grafik stellt den kommerziellen Stromhandel von Deutschland im Überblick dar. (Brutto-)Exporte werden oberhalb, (Brutto-)Importe unterhalb der Null-Linie dargestellt.

Der Großhandelspreis in Deutschland

Die Großhandelsstrompreise sind im Vergleich zum Vorjahr deutlich gesunken: Die Stundenprodukte des EPEX-Spot-Day-Ahead-Markts wurden in den Monaten Juli und August zwischen 80,01 und minus 49,62 Euro je Megawattstunde (Euro/MWh) gehandelt und hatten dabei einen Durchschnittspreis von 38,27 Euro/MWh. Dies sind 14,60 Euro/MWh weniger als im Vorjahr.

Der niedrigste Strompreis mit minus 49,62 Euro/MWh war am Samstag, den 10. August, zwischen 14 und 15 Uhr zu beobachten. In diesem Zeitraum betrug der Anteil der erneuerbaren Energien an der Gesamtstromerzeugung circa 79,8 Prozent. Negative Preise haben zur Folge, dass Stromerzeuger in diesen Stunden für die Abnahme des erzeugten Stroms zahlen müssen. Sie sind ein wichtiger Anreiz für Erzeuger und Verbraucher, flexibel auf die Stromproduktion aus erneuerbaren Energien zu reagieren. Da in allen Anrainerstaaten die Strompreise über den deutschen Preisen lagen, fand in der Zeit von 14 bis 15 Uhr konsequenterweise auch ein Export ins Ausland statt. Der Nettoexport in die angrenzenden Länder betrug insgesamt 10,6 GWh.

Der höchste Börsenpreis auf dem Day-Ahead-Markt der beiden vergangenen Monate war am Mittwoch, den 28. August, in der Zeit von 19 bis 20 Uhr mit 80,01 Euro/MWh zu zahlen. In dieser Stunde traf ein hoher Stromverbrauch auf eine geringe Einspeisung aus erneuerbaren Energien. Der Strommarkt reagiert auf diese Situation, indem Speicher entladen werden (z.B. Pumpspeicherwerke), flexible Lasten ihren Stromverbrauch drosseln und verstärkt konventionelle Kraftwerke mit höheren Grenzkosten eingesetzt werden, vor allem Gaskraftwerke. Aufgrund der Kopplung der Strommärkte in Europa konnte Deutschland in dieser Stunde zudem aus Frankreich, Schweden, Tschechien, den Niederlanden und der Schweiz günstigeren Strom importieren (rund 4,9 GWh).

Ein Grund für den Rückgang der durchschnittlichen Großhandelspreise ist die erhöhte Einspeisung von günstigem Strom aus erneuerbaren Energien, etwa im Juli. Ebenfalls wurden im Vorjahreszeitraum am Day-Ahead-Markt keine Stundenprodukte zu negativen Preisen gehandelt. Das Einbeziehen von negativen Preisen im aktuellen Zeitraum bewirkt, dass der Durchschnitt der Großhandelspreise zusätzlich sinkt

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