Die Stromerzeugung, der Stromverbrauch und der Stromhandel waren wie nahezu alle Bereiche des öffentlichen Lebens und der Wirtschaft durch die ab Mitte März von der Bundesregierung und den Landesregierungen beschlossenen Einschränkungen zur Eindämmung der Ausbreitung von COVID-19 betroffen. Im Vergleich zum April blieb der Stromverbrauch im Mai nahezu unverändert (-0,4 Prozent), im Vergleich zum Mai des Vorjahres ging er jedoch um 11,5 Prozent zurück.
Die Stromerzeugung aus erneuerbaren und konventionellen Energieträgern betrug im Mai insgesamt 35,0 TWh (2019: 40,0 TWh). Die Erzeugung aus konventionellen Energieträgern sank im Vergleich zum vorherigen Mai um 25,5 Prozent während die Erzeugung aus erneuerbaren Energien um 2,4 Prozent über dem Wert für den Mai des Vorjahres lag.

Die Grafik zeigt die Stromerzeugung und den Stromverbrauch Deutschlands im Monat Mai.

Der Rückgang der Stromerzeugung aus konventionellen Energieträgern ist größtenteils auf den geringeren Einsatz von Braunkohle (-50 Prozent) und Steinkohle (-55 Prozent) zurückzuführen. Die Stromerzeugung aus Kernenergie ging ebenfalls zurück (-7 Prozent). Die Einspeisung von Erdgas-Kraftwerken stieg hingegen um 22 Prozent im Vergleich zum Vorjahresmonat.

Mögliche Gründe für die geringere Stromerzeugung aus konventionellen Energieträgern sind zum einen die gestiegene Stromproduktion aus erneuerbaren Energien sowie zum anderen der gesunkene Stromverbrauch während der Corona-Pandemie. Hinzu kommen weitere Faktoren bei der individuellen Kraftwerkseinsatzplanung im europäischen Strommarkt, beispielsweise Brennstoffkosten oder CO2-Zertifikatspreise, welche die relativen Kosten der fossilen Stromerzeugung eines Landes beeinflussen. Nicht zu vernachlässigen sind auch Veränderungen bei der jeweiligen installierten und verfügbaren Leistung:
Der Rückgang in der Verstromung von Braunkohle lässt sich mit der Überführung von Kraftwerksblöcken in die Sicherheitsbereitschaft erklären. Hinzu kommt, dass Erdgas-Kraftwerke, welche weniger CO2 als Kohlekraftwerke emittieren, von den aktuell günstigen Brennstoffpreisen profitieren können: An manchen Zeitpunkten kommt der sogenannte „Fuel-Switch“ zum Tragen. Dies bedeutet, dass Gaskraftwerke die Position der Kohlekraftwerke in der Merit-Order einnehmen und die preissetzenden Kraftwerke im Großhandelsmarkt werden.
Ein Grund für die geringere Stromerzeugung aus Kernenergie liegt unter anderem in den Revisionen der Kernkraftwerke Grohnde und Emsland. Hinzu kommt, dass im Mai 2019 das mittlerweile stillgelegte Kernkraftwerk Philippsburg 2 noch Strom erzeugte.

Am Montag, den 18. Mai erreichte die gesamte Stromerzeugung zwischen 13.00 und 14.00 Uhr, bei einem hohen Stromverbrauch von 57,4 GWh, ihr Maximum von knapp 66,6 GWh und lag damit 11 Prozent unter dem Wert des Vorjahresmonats. Zur geringsten Stromerzeugung des Monats in Höhe von 26,7 GWh kam es an Christi Himmelfahrt, den 21. Mai zwischen 05.00 und 06.00 Uhr. Zu diesem Zeitpunkt gab es einen niedrigen Stromverbrauch von 36,0 GWh.

Höchste und niedrigste Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien

Am Sonntag, den 24. Mai kam es zwischen 12.00 und 13.00 Uhr zur höchsten Erzeugung erneuerbarer Energien von 50,5 GWh. Photovoltaik machte einen Anteil von 20,1 GWh (40 Prozent), Onshore Windanlagen 20,7 GWh (41 Prozent), und Offshore Windanlagen 3,5 GWh (7 Prozent) aus. Die restlichen 6,2 GWh (12 Prozent) trugen Biomasse, Wasserkraft und sonstige Erneuerbare bei. Zu diesem Zeitpunkt gab es einen Stromverbrauch von 48,9 GWh. Am Mittwoch, den 27. Mai zwischen 03.00 und 04.00 Uhr kam es zum niedrigsten Erzeugungswert Erneuerbarer mit 8,0 GWh, bei einem niedrigen Stromverbrauch von 39,4 GWh. Biomasse machte mit 4,7 GWh den Hauptteil bei den Erneuerbaren aus (59 Prozent), Wasserkraft erzeugte 1,9 GWh (24 Prozent), On- und Offshore Windanlagen zusammen lediglich 1,3 GWh (16 Prozent) und sonstige Erneuerbare die restlichen 0,1 GWh (1 Prozent).

In der Grafik ist der Tag mit der maximalen Stromerzeugung von erneuerbaren Energien zu sehen. Die rote Linie zeigt den Verbrauch an.

Der Großhandelsstrompreis in Deutschland

Die Großhandelsstrompreise sind im Vergleich zum Vorjahr gesunken: Die Stundenprodukte des EPEX-Spot-Day-Ahead-Markts wurden im Mai zwischen -74,97 und 57,00 Euro je Megawattstunde (Euro/MWh) gehandelt und hatten dabei einen Durchschnittspreis von 17,60 Euro/MWh. Damit lagen die Strompreise um 20,24 Euro niedriger als im Vorjahr (Mai 2019: 37,84 Euro/MWh). Gründe sind unter anderem die höhere Einspeisung erneuerbarer Energien, sowie der Rückgang des Stromverbrauchs in der Corona-Pandemie um 11,5 Prozent (-4,7 TWh).  Zusätzlich sorgte eine hohe Anzahl negativer Preise für eine Minderung des Mittelwertes.

Der geringste Börsenpreis trat am Sonntag, den 24. Mai, zwischen 13.00 und 14.00 Uhr mit -74,97 Euro/MWh auf. Zu diesem Zeitpunkt konnte der gesamte Stromverbrauch von 46,8 GWh durch eine erhöhte Einspeisung Erneuerbarer von 46,0 GWh beinahe komplett gedeckt werden. Gleichzeitig fand eine geringe Einspeisung konventioneller Energieträger in Höhe von 13,3 GWh statt.

Die Zahl der Stunden negativer Strompreise betrug das Vierfache im Vergleich zum Vorjahresmonat: Sie stieg von 9 auf 36 der insgesamt 744 gehandelten Stunden.
Am Sonntag, den 24. Mai kam es in 17 aufeinanderfolgenden Stunden zu negativen Preisen. An diesem Tag griff die 6-Stunden-Regel, wonach die Förderung größerer EEG-geförderter Neuanlagen in der Direktvermarktung in diesen Zeiträumen ausgesetzt wird. Wenn der Day-Ahead-Börsenstrompreis im Verlauf von sechs oder mehr Stunden durchgehend negativ ist, erhalten die Anlagenbetreiber rückwirkend, ab der ersten Stunde mit negativen Strompreisen, keine Marktprämie mehr.

Den höchsten Börsenpreis auf dem Day-Ahead-Markt des vergangenen Monats gab es am Mittwoch, den 20. Mai in der Zeit von 08.00 bis 09.00 Uhr mit 57,00 Euro/MWh. In dieser Stunde traf ein hoher Stromverbrauch von 56,7 GWh auf eine geringe Einspeisung erneuerbarer Energien in Höhe von 15,2 GWh. Der Strommarkt reagiert auf diese Situation, indem Speicher entladen werden (z.B. Pumpspeicherwerke), flexible Lasten ihren Stromverbrauch drosseln und verstärkt konventionelle Kraftwerke eingesetzt werden.

Datengrundlage: smard.de

Der kommerzielle Außenhandel

Der gesamte kommerzielle Nettoexport Deutschlands ging im Vergleich zum Vorjahresmonat im Mai deutlich zurück. Deutschland importierte insgesamt 2.079 GWh mehr Strom als es exportierte und war dadurch, wie auch schon im April, insgesamt Nettoimporteur. Im März wurden noch 2.181 GWh mehr Strom exportiert als importiert.

Die Veränderungen der Im- und 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), schwankenden Preisen für CO2-Zertifikate (welche unmittelbar die Kosten des erzeugten Stroms aus fossilen Energieträgern beeinflussen) sowie Änderungen bei der Stromnachfrage zusammenhängen. So ist beispielsweise im Mai 2020 Corona-bedingt ein niedrigerer Verbrauch als im Vorjahreszeitraum zu beobachten. Er nahm in Deutschland aber weniger stark als die Erzeugung ab, sodass Strom importiert wurde.

Insgesamt wurden 1,8 TWh exportiert, was 5,1 Prozent des in diesem Zeitraum in Deutschland produzierten Stroms entspricht. Hauptabnehmer (von Strom aus Deutschland) war Österreich, in das, nach Abzug der Importe, mit 888 GWh am meisten netto exportiert wurde (-7 Prozent im Vergleich zum Vorjahr). An zweiter Stelle lag Polen mit 386 GWh (+223 Prozent) vor Luxemburg in das netto 288 GWh (-17 Prozent) exportiert wurden.

Ein Grund für den starken Anstieg des Exportes nach Polen war die Zahl der Stunden, in denen der Strom aus Deutschland günstiger war. Das war in 728 der 744 gehandelten Stunden der Fall.

Nettoimporteur war Deutschland gegenüber Frankreich (1.389 GWh; 32 Prozent mehr Importe als im Vorjahr), der Schweiz (1.249 GWh; +286 Prozent), den Niederlanden (725 GWh) und Dänemark (468 GWh). In beide zuletzt genannte Länder exportierte Deutschland im Vorjahresmonat noch insgesamt netto 197 GWh.

Ein Grund für den Anstieg bei den Importen liegt in den relativ zu Deutschland günstigeren Großhandelspreisen der Nachbarländer. So ging beispielsweise in Frankreich der Stromverbrauch im Vergleich zum Vorjahresmonat stark zurück (-16 Prozent). Die geringere Nachfrage sorgte dafür, dass sich auch der dortige durchschnittliche Großhandelspreis von 37,21 Euro/MWh auf 14,86 Euro/MWh reduzierte. Insgesamt war der Strom in Frankreich an 387 der 744 gehandelten Stunden günstiger als in Deutschland. Im Vorjahr war dies nur an 150 Stunden der Fall.
Auch aus Schweden importierte Deutschland insgesamt netto 24 GWh Strom (Nettoimport im Mai 2019: 92 GWh). Allerdings bezieht sich dieser Wert nur auf den Zeitraum vom 29. bis zum 31. Mai 2020. Die Verbindungsleitung von Deutschland nach Schweden (Baltic Cable) war nämlich vom 30. April bis zum 28. Mai ausgefallen.

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

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