Im Vergleich zum Mai sank der Stromverbrauch im Juni um knapp 13 Prozent, was unter anderem durch einen Kalendertag weniger im Monat erklärt werden kann. Im Vergleich zum Juni des Vorjahres ging er um 8,1 Prozent zurück.

Die Stromerzeugung aus erneuerbaren und konventionellen Energieträgern betrug im Juni insgesamt 35,4 TWh (2019: 37,2 TWh). Die Erzeugung aus konventionellen Energieträgern sank im Vergleich zum vorherigen Juni um 3,7 Prozent und die aus erneuerbaren Energien lag um 6,2 Prozent unter dem Vorjahresmonat.

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

Der Rückgang der Stromerzeugung aus konventionellen Energieträgern ist größtenteils auf den geringeren Einsatz von Steinkohle (-44,2 Prozent) und Braunkohle (-16,1 Prozent) zurückzuführen. Die Erzeugung aus Kernenergie stieg hingegen um 1,9 Prozent und die aus Erdgas um 42,1 Prozent.

Ein möglicher Grund für die insgesamt geringere Stromerzeugung könnte der gesunkene Stromverbrauch während der Corona-Pandemie sein. 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.

Erdgas-Kraftwerke, welche weniger CO2 als Kohlekraftwerke emittieren, können außerdem von den aktuell günstigen Brennstoffpreisen profitieren: Vermehrt 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. Deshalb sollen laut dem Betreiberunternehmen die beiden Gaskraftwerksblöcke Irsching 4 und 5 in Süddeutschland bald wieder in Betrieb genommen werden. Aufgrund zu hoher Kosten für Brennstoff und CO2-Zertifikate hatten sie in den vergangenen Jahren stillgestanden.

Am Dienstag, den 30. Juni erreichte die gesamte Stromerzeugung zwischen 12.00 und 13.00 Uhr, bei einem hohen Stromverbrauch von 65,3 GWh, ihr Maximum von knapp 74,1 GWh und lag damit 1,9 Prozent unter dem Wert des Vorjahresmonats. Zur geringsten Stromerzeugung des Monats in Höhe von 27,4 GWh kam es am Sonntag, den 21. Juni zwischen 04.00 und 05.00 Uhr. Zu diesem Zeitpunkt gab es einen niedrigen Stromverbrauch von 33,8 GWh.

Höchste und niedrigste Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien

Am Dienstag, den 30. Juni kam es zwischen 13.00 und 14.00 Uhr zur höchsten Erzeugung aus erneuerbaren Energien in Höhe von 55,7 GWh. Photovoltaik machte einen Anteil von 22,9 GWh (41 Prozent), Onshore Windanlagen 23,2 GWh (42 Prozent) und Offshore Windanlagen 2,6 GWh (4,7 Prozent) aus. Die restlichen 7 GWh (12,3 Prozent) trugen Biomasse, Wasserkraft und sonstige Erneuerbare bei. Zu diesem Zeitpunkt gab es einen Stromverbrauch von 64,3 GWh. Somit deckten die Erneuerbaren knapp 87 Prozent des Stromverbrauchs beziehungsweise der Netzlast in dieser Stunde. Am Montag, den 1. Juni konnten sie zwischen 12.00 und 16.00 Uhr durchgehend den Bedarf decken.

Am Mittwoch, den 17. Juni kam es bei windschwacher Witterung in der Nacht zwischen 02.00 und 03.00 Uhr zum niedrigsten Erzeugungswert Erneuerbarer mit 7,1 GWh, bei einem niedrigen Stromverbrauch von 39,1 GWh. Biomasse machte mit 4,1 GWh den Hauptteil bei den Erneuerbaren aus (58 Prozent), Wasserkraft erzeugte 2,2 GWh (31 Prozent), On- und Offshore Windanlagen zusammen lediglich 0,7 GWh (10 Prozent) und sonstige Erneuerbare die restlichen 0,1 GWh (1 Prozent).

In der Grafik sind der Stromverbrauch und die Erzeugung aus erneuerbaren Energien am 1. Juni 2020 zu sehen. Zwischen 12.00 und 16.00 Uhr konnten sie den Bedarf (die Netzlast) komplett decken.

Der Großhandelsstrompreis in Deutschland

Die Großhandelsstrompreise sind im Vergleich zum Vorjahr gesunken: Die Stundenprodukte des EPEX-Spot-Day-Ahead-Markts wurden im Juni zwischen -48,17 und 60,75 Euro je Megawattstunde (Euro/MWh) gehandelt und hatten dabei einen Durchschnittspreis von 26,18 Euro/MWh. Damit lag er durchschnittlich 6,33 Euro niedriger als im Vorjahr (Juni 2019: 32,52 Euro/MWh), war jedoch wieder der höchste seit Januar. Gründe für die Aufwärtsbewegung in diesem Jahr sind unter anderem die geringere Einspeisung erneuerbarer Energien, sowie die geringere Anzahl negativer Preise als zuletzt.

Der geringste Börsenpreis trat am Montag, den 1. Juni zwischen 14.00 und 15.00 Uhr mit -48,17 Euro/MWh auf. Zu diesem Zeitpunkt konnte der gesamte Stromverbrauch von 43,1 GWh durch eine erhöhte Einspeisung Erneuerbarer von 45,0 GWh komplett gedeckt werden. Gleichzeitig fand eine geringe Einspeisung konventioneller Energieträger in Höhe von 14,7 GWh statt.

Die Zahl der Stunden negativer Strompreise betrug weniger als ein Drittel im Vergleich zum Vorjahresmonat: Sie sank von 26 auf 8 der insgesamt 727 gehandelten Stunden.
Im Vorjahr kam es am Pfingstmontag, den 8. Juni zu 19 aufeinanderfolgenden Stunden mit negativen Preisen. Neben einem geringen Stromverbrauch bei einer hohen Einspeisung erneuerbarer Energien und unflexibler konventioneller Erzeugung, kam es damals aufgrund von IT-Problemen an der Strombörse zu einer Teilentkopplung der europäischen Märkte. Dadurch waren die Strompreise tendenziell niedriger. Die 6-Stunden-Regel, nach der die Förderung größerer EEG-geförderter Neuanlagen in der Direktvermarktung in diesen Zeiträumen ausgesetzt wird, griff im Juni nicht. Nur 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 Dienstag, den 2. Juni in der Zeit von 20.00 bis 21.00 Uhr mit 60,75 Euro/MWh. In dieser Stunde traf ein hoher Stromverbrauch von 53,2 GWh auf eine geringe Einspeisung erneuerbarer Energien in Höhe von 11,0 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

Deutschland importierte insgesamt 232,8 GWh mehr Strom als es exportierte und war dadurch, wie auch schon im April (596,4 GWh) und Mai (2.079 GWh) insgesamt Nettoimporteur. Im Vorjahresmonat betrug der Nettoimport 807,1 GWh und ist daher in diesem Juni deutlich gesunken.

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.
So ist beispielsweise im Juni, wie bereits im Mai, Corona-bedingt ein niedrigerer Verbrauch als im Vorjahreszeitraum zu beobachten. Er nahm in diesem Monat in Deutschland aber stärker ab als die Erzeugung.

Insgesamt wurden 1,2 TWh exportiert, was 3,4 Prozent des in diesem Zeitraum in Deutschland produzierten Stroms entspricht. Hauptabnehmer (von Strom aus Deutschland) war Polen, in das, nach Abzug der Importe, mit 437 GWh am meisten netto exportiert wurde (+70 Prozent im Vergleich zum Vorjahr). An zweiter Stelle lag Dänemark mit 325 GWh (-34 Prozent) vor Luxemburg in das netto 302 GWh (-12 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 714 der 720 gehandelten Stunden der Fall. In Polen dominieren fossile Energieträger bei der Stromerzeugung. Allein Steinkohle macht über 51 Prozent, Braunkohle weitere 17 Prozent der installierten Erzeugungsleistung aus. Das macht den dort gehandelten Strom unter anderem aufgrund der gestiegenen CO2-Zertifikatspreise relativ teuer.

Nettoimporteur war Deutschland gegenüber der Schweiz (968 GWh; 6 Prozent mehr Importe als im Vorjahr), Frankreich (365 GWh; - 66 Prozent) und Schweden (121 GWh; -45 Prozent)
Ein Grund für den Rückgang der Importe im Vergleich zum Vorjahr könnte die geringere Zahl der Stunden sein, in denen der Großhandelspreis, relativ zu Deutschland, in den Nachbarländern günstiger war. So war Strom aus der Schweiz in diesem Juni in 410 Stunden (2019: 450 Stunden) und aus Schweden in 391 Stunden (2019: 503 Stunden) günstiger als in Deutschland. Die Zahl der Stunden, in denen Strom aus Frankreich günstiger war als aus Deutschland, betrug mit 147 Stunden im Vergleich zum Vorjahr weniger als die Hälfte (2019: 353 Stunden). Dort ging die Stromerzeugung insgesamt zwar um circa 15,1 Prozent zurück. Die trotzdem höheren französischen Preise könnten aber darin begründet liegen, dass die Erzeugung aus Kernenergie um 25,3 Prozent zurückging, die aus Gas mit seinen höheren Brennstoffkosten jedoch um 41,5 anstieg. Am 29. Juni ging dort außerdem das Kernkraftwerk Fessenheim endgültig vom Netz. Bis 2035 sollen weitere folgen.

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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