Die Stromerzeugung aus erneuerbaren und konventionellen Energieträgern im Januar betrug insgesamt 46,6 TWh (2019: 51,4 TWh). Während die Erzeugung aus konventionellen Energieträgern im Vergleich zum vorherigen Januar um 20,3 Prozent sank, stieg die aus erneuerbaren Energien um 7,1 Prozent.

Am Mittwoch, den 8. Januar erreichte die gesamte Stromerzeugung zwischen 11.00 und 12.00 Uhr ihr Maximum von 79,3 GWh und lag damit 4,9 Prozent unter dem Maximalwert des Vorjahresmonats. Zur geringsten Stromerzeugung des Monats in Höhe von 37,6 GWh kam es am Mittwoch, den 01. Januar zwischen 01.00 und 02.00 Uhr.

Abschaltung Philippsburg 2

Am 31. Dezember wurde das Kernkraftwerk Philippsburg 2, mit einer installierten elektrischen Leistung von 1.468 Megawatt, heruntergefahren und ging nach 35 Jahren zum Jahreswechsel endgültig vom Netz. Der Block Philippsburg 1 ist bereits seit 2011 außer Betrieb. Damit sind in Deutschland nur noch sechs Kernkraftwerke in Betrieb, die Ende 2021 und 2022 ebenfalls abgeschaltet werden sollen. Insgesamt ging die Stromerzeugung aus der kommerziellen Nutzung der Kernenergie im Vergleich zum Vorjahresmonat um 14,8 Prozent von 6,8 GWh auf 5,8 GWh zurück.

Die Grafik zeigt den Verlauf der realisierten Erzeugung des Kernkraftwerks Philippsburg 2 vom 30.12.2019 bis 02.01.2020.

Höchste und niedrigste Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien

Bei der Erzeugung aus erneuerbaren Energien kam es am Mittwoch, den 15. Januar zwischen 12.00 und 13.00 Uhr zum Höchstwert von 53 GWh. Dabei machten Onshore Windanlagen einen Anteil von 28,8 GWh (54,3 Prozent), Offshore Windanlagen 4,5 GWh (8,5 Prozent) und Photovoltaik 13,3 GWh (25,2 Prozent) aus. Die restlichen 6,4 GWh trugen Biomasse, Wasserkraft und sonstige Erneuerbare bei. Am Donnerstag, den 23. Januar zwischen 01.00 und 02.00 Uhr kam es zum niedrigsten Erzeugungswert Erneuerbarer mit 8,7 GWh.

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

Der Großhandelspreis in Deutschland

Die Großhandelsstrompreise sind im Vergleich zum Vorjahr gesunken: Die Stundenprodukte des EPEX-Spot-Day-Ahead-Markts wurden im Januar zwischen -8,77 und 68,64 Euro je Megawattstunde (Euro/MWh) gehandelt und hatten dabei einen Durchschnittspreis von 35,03 Euro/MWh. Dies sind 14,13 Euro/MWh weniger als im Vorjahr. Dies könnte unter anderem an der höheren Einspeisung erneuerbarer Energien und dem Rückgang des Stromverbrauchs um 1,2 TWh gelegen haben.

Der geringste Börsenpreis wurde am Freitag, den 31. Januar, zwischen 02.00 und 03.00 Uhr mit -8,77 Euro/MWh erreicht. Zu diesem Zeitpunkt traf ein geringer Stromverbrauch auf eine hohe Einspeisung erneuerbarer Energieträger, besonders von Windenergieanlagen an Land. Sie speisten rund 29 GWh ein.

Die Zahl der Stunden negativer Strompreise sank im Vergleich zum Vorjahresmonat von 34 auf 3 der insgesamt 751 gehandelten Stunden. In diesem Jahr gab es an Neujahr, erstmals seit 2017, keine negativen Strompreise. 2019 traten sie, wegen einer hohen Stromerzeugung aus Onshore Windkraftanlagen, allein am Neujahrstag für 16 Stunden auf. Lag der Maximalwert der Erzeugung aus Onshore Windkraftanlagen innerhalb einer Stunde an Neujahr 2019 bei 36,3 GWh, so lag er in diesem Jahr bei 9,9 GWh. Erst am 31. Januar kam es zu negativen Preisen an der Strombörse.

Den höchsten Börsenpreis auf dem Day-Ahead-Markt des vergangenen Monats gab es am Donnerstag, den 23. Januar in der Zeit von 18.00 bis 19.00 Uhr mit 68,64 Euro/MWh. In dieser Stunde traf ein hoher Stromverbrauch auf eine geringe Einspeisung erneuerbarer 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.

Datengrundlage: smard.de

Der kommerzielle Außenhandel

Der gesamte kommerzielle Nettoexport Deutschlands betrug im Januar 4.235 GWh, was 9,1 Prozent des in diesem Zeitraum in Deutschland produzierten Stroms entspricht. Im Vergleich zum Vorjahr fiel der Nettoexport um 42,7 Prozent. Hauptabnehmer (von Strom aus Deutschland) war Österreich, in das, nach Abzug der Importe, mit 2.995 GWh am meisten netto exportiert wurde (+24,9 Prozent im Vergleich zum Vorjahr). An zweiter Stelle lag Frankreich mit 983 GWh (-60 Prozent) vor Tschechien, in das netto 772 GWh exportiert wurden (+107,6 Prozent).

Nettoimporteur war Deutschland gegenüber Dänemark und Schweden, aus denen netto 995,5 GWh bzw. 384,8 GWh bezogen wurden. Im Vergleich zum Vorjahr bedeutet dies eine Steigerung um 281 bzw. 1.230 Prozent.

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 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.

Ein Grund für den starken Anstieg des Imports aus Schweden könnte die Anzahl der Stunden sein, in denen der Strom dort günstiger war als in Deutschland. So war der Strom in 627 der 744 gehandelten Stunden günstiger als hierzulande. Im Vorjahresmonat war das nur in 195 Stunden der Fall und deutscher Strom in 399 Stunden günstiger. Während es im Januar 2019, auf Tagesbasis, zwischen Schweden und Deutschland wechselnd zu Stromimporten- und Exporten kam, hat Deutschland in diesem Januar fast durchgängig, außer an fünf Tagen, Strom aus Schweden importiert.

Der gestiegene Import aus Dänemark könnte, ähnlich wie bei Schweden, zum einen an den größtenteils günstigeren Strompreisen der beiden dänischen Zonen liegen, zum anderen an der schrittweisen Erhöhung der Handelskapazität zwischen Deutschland und Westdänemark.

Nach der Entscheidung der EU-Kommission im Dezember vergangenen Jahres, war die Umsetzung für diesen Januar angekündigt. Die erste Anhebung von 700 MW auf 1.300 MW muss durch den Übertragungsnetzbetreiber in den ersten sechs Monaten erfolgen. Im Zuge des Netzausbaus soll sich die garantierte Kapazität dann bis 2026 auf 2.625 MW erhöhen.

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