Bei den nachfolgend dargestellten Daten zum Stromverbrauch, der Stromerzeugung, dem Großhandelsstrompreis und dem Handel sind unter anderem zwei Gegebenheiten zu beachten: Insbesondere im Vorjahr war der Strommarkt wie nahezu alle Bereiche des öffentlichen Lebens und der Wirtschaft von den beschlossenen Einschränkungen zur Eindämmung der Corona-Pandemie betroffen. Außerdem hatte das erste Halbjahr 2020 aufgrund des Schaltjahres einen Kalendertag mehr.

Stromverbrauch gestiegen

Im ersten Halbjahr dieses Jahres ist der Stromverbrauch (die Netzlast) insgesamt 4,7 Prozent höher als in 2020. Im Januar ist er im Vergleich zum Vorjahresmonat zunächst um 1,8 Prozent gestiegen. Nach einem Rückgang im Februar in Höhe von 2,3 Prozent stieg er im März (+5,6%) leicht und im April (+10,7%) schließlich deutlich an. Im Mai lag er dann um 6,4 Prozent und im Juni um 8,0 Prozent höher als im Vorjahresmonat.

Im Jahr zuvor hatten die ab Mitte März beschlossenen Maßnahmen zur Eindämmung der Corona-Pandemie zu einem deutlich geringeren Stromverbrauch geführt. Er betrug über die sechs Monate 240,8 TWh. In diesem Halbjahr überstieg er mit insgesamt 252,2 TWh das Niveau von 2019 (248,5 TWh), nachdem die Maßnahmen zur Eindämmung der Corona-Pandemie 2021 hierauf geringere Auswirkungen hatten.

Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien geringer

Die Erzeugung aus erneuerbaren Energien betrug im ersten Halbjahr 112,0 TWh und lag damit 12,1 Prozent unter dem Vorjahreswert. Dabei war insbesondere die Erzeugung durch Windkraftanlagen geringer. So lag die Erzeugung durch Wind-Onshore Anlagen mit 46,7 TWh rund 21,3 Prozent und die durch Wind-Offshore-Anlagen mit 11,5 TWh rund 16,5 Prozent unter dem Vorjahreswert. Mit 7,3 TWh war die Erzeugung durch Wasserkraft um 4,1 Prozent und die durch Biomasse mit 20,4 TWh um 1,2 Prozent geringer. Leicht gestiegen ist die Erzeugung durch Photovoltaik-Anlagen mit 25,2 TWh (+0,5%) und die aus sonstigen Erneuerbaren mit 0,8 TWh (+1,7%).

Die Werte der Erneuerbaren sind im Vergleich auch deshalb insgesamt geringer, weil es im ersten Halbjahr 2020 eine außergewöhnlich hohe Einspeisung gab. Im Vergleich zum ersten Halbjahr 2019 war die Erzeugung aus Erneuerbaren im diesjährigen Halbjahr beispielsweise nur um 4,8 Prozent geringer.

So kam es im Januar und Februar 2020 zu einer hohen Einspeisung durch Windkraftanlagen. Allein im Februar sorgten damals Sturmtiefs für eine Einspeisung in Höhe von rund 16 TWh. Es kam zur insgesamt höchsten Erzeugung Erneuerbarer innerhalb eines Monats seit mindestens 2015 mit 26,7 TWh. Auch an dem zusätzlichen Tag durch das Schaltjahr, kam es zu einer überdurchschnittlich hohen Einspeisung erneuerbarer Energien. Im diesjährigen Februar betrug sie hingegen insgesamt 17,4 TWh und war somit um 34,7 Prozent geringer. Im März 2020 hatten viele Sonnenstunden wiederum zu einer hohen Einspeisung durch Photovoltaikanlagen in Höhe von 4,1 TWh geführt. Zugleich war auch die Einspeisung durch Windkraftanlagen circa 2,7 TWh höher.

Im April 2021 lagen die Werte der Erneuerbaren mit 19,6 TWh nur 0,4 Prozent unter dem Vorjahreswert. Im Mai 2021 war die Erzeugung Erneuerbarer dann so hoch wie in keinem Mai zuvor und lag damit mit 21,3 TWh um 12,6 Prozent über dem Wert des Vorjahresmonats. Dazu trugen insbesondere zwei Sturmtiefs bei.

Insgesamt deckte die Erzeugung aus erneuerbaren Energien in diesem Halbjahr 44,4 Prozent des Stromverbrauchs (der Netzlast). Im ersten Halbjahr 2020 waren es 52,9 Prozent.

Jener Anteil des Stromverbrauchs, der nicht durch die Erzeugung von Windkraft- und Photovoltaikanlagen gedeckt werden konnte, wird durch die Residuallast beziffert. Bei einer hohen Erzeugung durch diese beiden Energieträger ist die Residuallast gering. Bei einer geringen Einspeisung entsprechend hoch. Im ersten Halbjahr 2021 war die Residuallast um 18,4 Prozent höher als im Vorjahr.

Die Grafik zeigt den realisierten Stromverbrauch und die Residuallast im Verlauf des ersten Halbjahres in der wöchentlichen Auflösung.

Stromerzeugung aus konventionellen Energieträgern höher

Die Erzeugung aus konventionellen Energieträgern im ersten Halbjahr 2021 ist im Vergleich zum Vorjahreshalbjahr insgesamt um 22,0 Prozent gestiegen. Dabei war insbesondere die Erzeugung aus Steinkohle mit 21,0 TWh (+49,8%) höher. Auch die Erzeugung aus Braunkohle lag mit 46,6 TWh über dem Vorjahreswert (+38,2%). Ebenfalls war die Erzeugung aus Erdgas mit 29,9 TWh (+11,9%), Kernenergie mit 32,1 TWh (+6,8%) und sonstigen Konventionellen mit 6,1 TWh (+23,7%) höher als im ersten Halbjahr 2020. Einzig die Erzeugung durch Pumpspeicher ist auf 4,6 TWh gesunken (-16,7%).

Die höhere Erzeugung durch konventionelle Energieträger liegt hauptsächlich in dem im Vergleich höheren Stromverbrauch, bei zugleich geringerer Einspeisung Erneuerbarer begründet. Dies spiegelt sich entsprechend in der Residuallast wider. Hinzu kam eine hohe Nachfrage aus den Nachbarländern, die zusätzlich zu einem noch höheren Strombedarf führte.

Energieträgeranteile an Gesamterzeugung im 1. Halbjahr 2021

Bundesnetzagentur/SMARD

Höhere Großhandelsstrompreise in Deutschland

Der durchschnittliche Großhandelsstrompreis war mit 54,96 Euro/MWh im diesjährigen ersten Halbjahr mehr als doppelt so hoch wie im Jahr zuvor (23,42 Euro/MWh). Zur Einordnung: Von Januar bis einschließlich Juni 2019 betrug der Durchschnittspreis 38,33 Euro/MWh. Dies war bis dato der höchste Durchschnittspreis der ersten Halbjahre seit mindestens 2015.
Während es im Vorjahr zu keinen Preisen über 100 Euro/MWh kam, traten sie in diesem Jahr in 71 der 4.343 gehandelten Stunden auf. Dies sorgte für eine Erhöhung des Mittelwertes. Umgekehrt gab es im Vorjahr mehr als doppelt so viele negative Preise, was damals für eine Minderung des Mittelwertes sorgte.

Im ersten Halbjahr 2020 griff in 14 Fällen die 6-Stunden-Regel, sodass in insgesamt 150 Stunden die Förderung von direktvermarkteten EE-Anlagen ausgesetzt wurde. 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. In diesem Halbjahr griff diese Regel nur in 5 Fällen, wodurch 56 Stunden betroffen waren. Mit der Novellierung des EEG 2021 erfolgte eine Verkürzung des Zeitraums auf vier Stunden. Dies bezieht sich jedoch nur auf neu in Betrieb genommene Anlagen, sodass für Bestandsanlagen weiterhin die 6-Stunden-Regel gilt. 4-Stunden-Intervalle mit negativen Preisen gab es insgesamt 13 Mal, wodurch 93 Stunden betroffen waren.

Der Anstieg der Großhandelspreise im Vergleich zum Vorjahreshalbjahr liegt hauptsächlich im höheren Stromverbrauch begründet. Des Weiteren ist der EU CO₂-Zertifkatepreis seit Beginn des Jahres deutlich gestiegen. Dies gilt auch für die Spotpreise für Rohöl und Erdgas. Höhere Preise für CO₂-Zertifikate und Brennstoffe erhöhen die Grenzkosten für Strom aus fossilen Energieträgern. Dies spiegelt sich in höheren Großhandelspreisen insbesondere in Perioden mit geringer EE-Einspeisung wider.

Der geringste Großhandelsstrompreis wurde am 22. Mai im Zeitraum von 14.00 bis 15.00 Uhr mit -69,00 Euro/MWh erreicht. In dieser Stunde überstieg die Einspeisung erneuerbarer Energien mit 54,1 GWh den Stromverbrauch in Höhe von 52,3 GWh.

Der höchste Großhandelsstrompreis wurde am 23. Juni zwischen 19.00 und 20.00 Uhr mit 139,72 Euro/MWh erreicht. In diesem Zeitraum traf der Stromverbrauch in Höhe von 59,7 GWh auf eine geringe Einspeisung Erneuerbarer in Höhe von 13,6 GWh.

Vergleicht man den deutschen Durchschnittspreis mit denen der Anrainerstaaten, so zeigt sich eine ähnliche Tendenz bei der Preisentwicklung. Der höchste Durchschnittspreis des ersten Halbjahres wurde mit 62,41 Euro/MWh in Polen verzeichnet.

*exklusive Belgien und Norwegen2

Der kommerzielle Außenhandel – Nettoexport gestiegen

Wie bereits im Vorjahr, war Deutschland im ersten Halbjahr Nettoexporteur von Strom. Der Nettoexport betrug 8,2 TWh und ist damit um 13,9 Prozent gestiegen (2020: 7,2 TWh). Wann Strom im- oder exportiert wird, hängt nicht nur von Angebot und Nachfrage im jeweiligen Land, sondern auch von den Strompreisen der anderen Länder ab. Der obige Vergleich der Großhandelsstrompreise zeigte, dass es in diesem Halbjahr für einzelne Länder lohnend war, Strom aus Deutschland zu kaufen. Die im Rahmen der Marktkopplung ermittelten Großhandelspreise resultieren aus den zum jeweiligen Zeitpunkt unterschiedlichen sogenannten relativen Erzeugungskosten. Sie ergeben sich unter anderem aus dem Dargebot an Wind und Sonneneinstrahlung, den Kosten für Brennstoffe und auch den Kosten für CO₂-Zertifikate. Auch die zur Verfügung stehende Übertragungskapazität an den Ländergrenzen spielt eine Rolle.

Im ersten Halbjahr des Vorjahres fand noch kein Stromhandel mit Belgien und Norwegen statt. Aufgrund neuer Verbindungsleitungen ist dieser jedoch seit dem 18. November 2020 mit Belgien und seit dem 12. April 2021 vollumfänglich mit Norwegen möglich.
Abnehmerländer des deutschen Stroms waren in diesem Halbjahr:

• Österreich mit 8,29 TWh (-17,02% zum Vorjahr)
• Frankreich mit 2,21 TWh (Nettoimport im Vorjahr)
• Luxemburg mit 1,96 TWh (+6,87% zum Vorjahr)
• Schweiz mit 1,57 TWh (Nettoimport im Vorjahr)
• Tschechien mit 0,90 TWh (-65,61% zum Vorjahr)
• Belgien mit 0,23 TWh (kein Handel im 1. Halbjahr 2020)
• Polen mit 0,04 TWh (-97,70%)

Nettoimporteur war Deutschland gegenüber:

• Niederlande mit 0,69 TWh (-5,99% zum Vorjahr)
• Schweden mit 0,84 TWh (-31,52% zum Vorjahr)
• Norwegen mit 1,48 TWh (kein Handel im 1. Halbjahr 2020)
• Dänemark mit 3,96 TWh (+36,53% zum Vorjahr)
   

Die Grafik stellt den kommerziellen Stromhandel Deutschlands von Januar bis einschließlich Juni in der monatlichen Auflösung dar. (Brutto-) Exporte werden oberhalb, (Brutto-)Importe unterhalb der Null-Linie dargestellt.
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Die in den Visualisierungen dargestellten und im Text genannten Kennzahlen können nachträglich aktualisiert werden. Weiterführende Informationen zu möglichen Aktualisierungen und den Datendefinitionen finden Sie im Benutzerhandbuch.