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Der Stromhandel im September und Oktober 2019

18.11.2019 – Deutschland exportierte in den beiden vergangenen Monaten mehr Strom als es importierte. Gegenüber dem gleichen Vorjahreszeitraum fiel der Nettoexport um 36 Prozent. Größte Importeure von hier produziertem Strom waren Österreich, Luxemburg und Polen. Der durchschnittliche Großhandelsstrompreis lag bei 36,37 Euro/MWh und damit deutlich unter dem Durchschnittspreis des gleichen Vorjahreszeitraums.

Windräder im Herbst

In den Monaten September und Oktober 2019 betrug der kommerzielle Nettoexport Deutschlands 5.608 GWh. Das entspricht 6,7 Prozent des in diesem Zeitraum in Deutschland produzierten Stroms. Im Vergleich zum Vorjahr fiel der Nettoexport um 36 Prozent. Hauptabnehmer von Strom aus Deutschland war Österreich, in das nach Abzug der Importe mit 4.413 GWh am meisten netto exportiert wurde (minus 19,6 Prozent im Vergleich zum Vorjahr). An zweiter Stelle lag Luxemburg mit 706 GWh (minus 0,5 Prozent) vor Polen, in das netto 452 GWh exportiert wurde. Der Nettoexport nach Polen betrug im Vorjahr 110 GWh.

Nettoimporteur war Deutschland gegenüber Schweden, Frankreich und den Niederlanden, aus denen netto insgesamt 1.011 GWh bezogen wurden. In die beiden zuletzt genannten Nachbarländer wurden im gleichen Vorjahreszeitraum noch netto 2.614 GWh Strom exportiert.

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.

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.

Wie die Märkte auf Anpassungen der Rahmenbedingungen reagieren, zeigt eine Veränderung, die seit Oktober letzten Jahres greift. Vor gut einem Jahr wurde die Engpassbewirtschaftung zwischen Deutschland und Österreich eingeführt. So werden seit dem 1. Oktober 2018 im deutsch-österreichischen Stromgroßhandel die tatsächlichen Netzkapazitäten (4,9 GW) berücksichtigt. Diese Handelsbeschränkung führt an Tagen mit einer hohen Auslastung der Grenzkuppelleitungen zu unterschiedlichen Großhandelsstrompreisen zwischen Deutschland und Österreich.

Ein Beispiel: Am Montag, den 30. September 2019 fegte das Sturmtief „Mortimer“ über Deutschland hinweg und sorgte für eine erhöhte Stromeinspeisung von Windenergieanlagen an Land, sodass insgesamt mehr Strom produziert als verbraucht wurde. Das sorgte für niedrige Strompreise in Deutschland und Exportdruck nach Österreich. Die Grenzkuppelleitungen in die Alpenrepublik waren schnell ausgelastet. In der Folge entwickelten sich die Großhandelspreise in der Gebotszone Deutschland/Luxemburg anders als die Großhandelspreise in Österreich. Kurzzeitig war der Strom in Österreich teurer als diesseits der Alpen. Erst ab 18 Uhr reduzierte sich die Einspeisung von Windenergieanlagen an Land in Deutschland deutlich und somit auch der Nettoexport von Strom nach Österreich. Die Großhandelspreise näherten sich wieder an und waren zwischen 19 bis 24 Uhr sogar identisch.

Die Grafik stellt den kommerziellen Außenhandel zwischen Deutschland und Österreich, die jeweiligen Großhandelspreise sowie die Stromerzeugung von Windenergieanlagen am 30. September 2019 dar.

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 September und Oktober zwischen 71,47 und minus 37,29 Euro je Megawattstunde (Euro/MWh) gehandelt und hatten dabei einen Durchschnittspreis von 36,35 Euro/MWh. Dies sind 17,60 Euro/MWh weniger als im Vorjahr.

Der niedrigste Strompreis mit minus 37,29 Euro/MWh war am Montag, den 30. September, zwischen 3 und 4 Uhr zu beobachten. In diesem Zeitraum betrug der Anteil der erneuerbaren Energien an der Gesamtstromerzeugung circa 72 Prozent. Negative Preise haben zur Folge, dass Stromerzeuger in diesen Stunden für die Abnahme des erzeugten Stroms zahlen müssen. Da in allen Anrainerstaaten die Strompreise über den deutschen Preisen lagen, fand in der Zeit von 3 bis 4 Uhr konsequenterweise auch ein Export ins Ausland statt. Der Nettoexport in die angrenzenden Länder betrug insgesamt 11,3 GWh.

Der höchste Börsenpreis auf dem Day-Ahead-Markt der beiden vergangenen Monate war am Donnerstag, den 19. September, in der Zeit von 19 bis 20 Uhr mit 71,47 Euro/MWh zu zahlen. In dieser Stunde traf ein hoher Stromverbrauch auf eine geringe Einspeisung aus erneuerbaren Energien. Aufgrund der Kopplung der Strommärkte in Europa konnte Deutschland in dieser Stunde zudem aus Dänemark, Frankreich, Schweden, Tschechien, den Niederlanden und der Schweiz günstigeren Strom importieren (rund 4 GWh).

Marktdatengrafiken zum Durchklicken