Der Stromverbrauch (die Netzlast) betrug in diesem Monat insgesamt 40,2 TWh. Damit lag er um 4,5 Prozent höher als im Juli 2020 und näherte sich den Werten des Juli 2019 an. Grund für den höheren Verbrauch könnten die Lockerungen der Corona-Maßnahmen sein.

Die Grafik zeigt den realisierten Stromverbrauch (die Netzlast) Deutschlands von Mai 2020 bis einschließlich Juli 2021.

Die gesamte Stromerzeugung war zwar mit 38,8 TWh um 2,3 Prozent höher als im Juli zuvor, allerdings lag die Erzeugung durch erneuerbare Energien wetterbedingt 6,7 Prozent unter dem Vorjahreswert. Damals war insbesondere die Photovoltaikeinspeisung besonders hoch.
Der Anteil erneuerbarer Energien an der Gesamterzeugung betrug in diesem Monat 43,9 Prozent (Juli 2020: 48,1 Prozent).

Die konventionelle Erzeugung war in diesem Monat um 10,7 Prozent höher als im Juli 2020, war jedoch geringer als im Juli 2019.
Im Vergleich zum Vorjahresmonat war die Erzeugung aus Kernenergie um 30,4 Prozent höher und die aus Steinkohle mehr als doppelt so hoch. Dabei lag die Erzeugung beider Energieträger auf dem Niveau von 2019.
Die Erzeugung aus Braunkohle lag um 16,7 Prozent höher, aber unterhalb des Niveaus von 2019. Die Erzeugung aus Erdgas war hingegen um 39,6 Prozent und die durch Pumpspeicher um 27,4 Prozent geringer.

Der Grund für die gesunkene Einspeisung durch Gaskraftwerke liegt in der jüngsten Entwicklung der Gaspreise. So stieg der Gaspreis (TTF) zuletzt auf ein neues Rekordhoch und reduzierte die Rentabilität von Gaskraftwerken am Strommarkt. Insbesondere der Vergleich zum Vorjahresmonat, in dem die Gaspreise außergewöhnlich niedrig waren, erklärt dabei den starken Rückgang der Stromerzeugung aus Gaskraftwerken.
Darüber hinaus führen die höheren Gaspreise zu einer stärkeren Nachfrage nach Kohle und in der Folge zu höheren Preisen für CO₂-Zertifikate.

Die im Vorjahresmonat höhere EE-Einspeisung, insbesondere durch Photovoltaikanlagen, führte damals mittelbar zu einem höheren Strombezug durch Pumpspeicher. Liegen die Erzeugungswerte oberhalb der Verbrauchswerte, kann der nicht benötigte Strom genutzt werden um Pumpspeicher zu füllen. Flachen die Erzeugungswerte der Erneuerbaren ab, können Pumpspeicher kurzfristig eingesetzt werden.
Die im Juli 2021 geringere EE-Einspeisung bei zugleich höherem Stromverbrauch, sowie die höhere Erzeugung der übrigen konventionellen Energieträger, führten in der Folge zu einer geringeren Erzeugung durch Pumpspeicher.

Höchste und geringste Einspeisung erneuerbarer Energien

Zur geringsten Einspeisung Erneuerbarer Energien kam es am Samstag, den 3. Juli zwischen 21.00 und 22.00 Uhr mit 8,0 GWh. In dieser Stunde machte Biomasse mit 4,4 GWh den größten Anteil aus. Darauf folgte Wasserkraft mit 2,2 GWh und Wind-Onshore-Anlagen mit 0,9 GWh. Die restlichen 0,5 GWh speisten Wind-Offshore- und Photovoltaik-Anlagen sowie sonstige Erneuerbare ein. Insgesamt betrug der Anteil der Erneuerbaren in dieser Stunde 17,1 Prozent am Stromverbrauch (der Netzlast) in Höhe von 46,7 GWh.

Zur höchsten Einspeisung erneuerbarer Energien innerhalb einer Stunde kam es am Donnerstag, den 29. Juli zwischen 12.00 und 13.00 Uhr mit 62,9 GWh. Daran machten Wind-Onshore-Anlagen mit 26,3 GWh den größten Anteil aus. Gefolgt von Photovoltaik-Anlagen mit 24,7 GWh. Weitere 5,7 GWh speisten Wind-Offshore-Anlagen ein. Die Erzeugung durch Biomasse betrug 4,1 GWh und die aus Wasserkraft 2,1 GWh.
Insgesamt konnte die Erzeugung aus Erneuerbaren in dieser Stunde rund 94,4 Prozent des Stromverbrauchs (der Netzlast) in Höhe von 66,6 GWh decken.
Am Samstag, den 31. Juli deckte die Erzeugung durch erneuerbare Energien zwischen 9.15 Uhr und 16.45 Uhr durchgehend den Strombedarf. Damit ist dies der längste durchgängige Zeitraum seit mindestens 2015.
Wird der gesamte Tag - also 24 Stunden von 0.00 Uhr bis Mitternacht - betrachtet, betrug der EE-Anteil am Stromverbrauch am 31. Juli circa 79 Prozent.

Die Grafik zeigt den realisierten Stromverbrauch (die Netzlast) sowie die realisierte Erzeugung aus erneuerbaren Energien am 31. Juli 2021.

Die Großhandelsstrompreise

Von 30,06 Euro/MWh im Vorjahresmonat stieg der durchschnittliche Großhandelsstrompreis in diesem Juli auf 81,37 Euro/MWh. Damit setzte sich die Entwicklung zu höheren Preisen der vergangenen Monate weiter fort.

Diese Entwicklung liegt insbesondere in der um 6,7 Prozent geringeren Einspeisung Erneuerbarer bei zugleich um 4,5 Prozent höherem Stromverbrauch und der um 10,7 Prozent höheren konventionellen Erzeugung begründet.
Zudem haben die Erzeugungskosten einen großen Einfluss auf die Großhandelsstrompreise. Denn sie beziffern unter anderem die Kosten für Brennstoffe und CO₂-Zertifikate. Nachdem der Stromverbrauch im Zuge der Corona-Pandemie zeitweise weltweit gesunken war, entwickelt er sich jetzt wieder zum vorherigen Niveau. Die steigende Stromnachfrage führt zu einer höheren Nachfrage der Brennstoffe. Die höhere konventionelle Erzeugung erhöht wiederum die Nachfrage nach CO₂-Zertifikaten und in der Folge auch deren Preis. Diese Faktoren beeinflussen den Großhandelsstrompreis und führen in Summe zu den derzeit höheren Preisen.

Lag der deutsche Großhandelsstrompreis im Juli des Vorjahres noch zu keiner Stunde über 100,00 Euro/MWh, so war dies in diesem Monat in 137 Stunden der Fall. Das führte entsprechend zu einer Erhöhung des Mittelwertes. Negative Preise traten nur in 11 der 744 gehandelten Stunden auf (2020: 24 Stunden).

Zum höchsten deutschen Großhandelsstrompreis in Höhe von 150,00 Euro/MWh kam es am Donnerstag, den 8. Juli zwischen 19.00 und 20.00 Uhr. Der gleiche Preis wurde in diesem Zeitraum auch in Dänemark und Tschechien verzeichnet. Der Durchschnittspreis aller Anrainerstaaten lag in dieser Stunde bei 118,88 Euro/MWh.

In Deutschland traf in diesem Zeitraum ein Stromverbrauch in Höhe von 59,5 GWh auf eine geringe Einspeisung Erneuerbarer in Höhe von 12,9 GWh. Die konventionelle Erzeugung betrug in dieser Stunde 39,6 GWh.
Ein höherer deutscher Preis als 150,00 Euro/MWh wurde zuletzt im September 2020 mit 200,04 Euro/MWh erreicht.

Der geringste Großhandelsstrompreis am Day-Ahead-Markt wurde am Samstag, den 31. Juli zwischen 14.00 und 15.00 Uhr mit -20,06 Euro/MWh verzeichnet. Damit fiel er in den oben beschriebenen Zeitraum, in dem die Erzeugung der Erneuerbaren über viele Stunden durchgehend den Stromverbrauch (die Netzlast) deckten. In der Stunde des tiefsten Preises betrug der Stromverbrauch 53,1 GWh und die Erzeugung durch erneuerbare Energien 54,9 GWh. Dies zeichnete sich auch in der prognostizierten Residuallast ab, welche mit dem Day-Ahead-Preis korreliert. Die Residuallast beziffert jenen Anteil des Stromverbrauchs, der nicht durch die Erzeugung durch Windkraft- und Photovoltaikanlagen gedeckt wird.

Mit durchschnittlich 77,95 Euro/MWh waren die Preise der Anrainerstaaten auf einem ähnlich hohem Niveau wie die deutschen Strompreise. Der geringste Durchschnittspreis wurde für Norwegen 2 mit 57,49 Euro/MWh verzeichnet. Grund dafür ist der hohe Anteil erneuerbarer Energien an der Gesamterzeugung in diesem Land. Die dortige Preisspanne reichte in diesem Monat von 2,90 Euro/MWh bis 62,62 Euro/MWh. Somit lag zwar der dortige Tiefstpreis über dem deutschen (-20,06 Euro/MWh), der höchste Preis war jedoch weniger als halb so hoch.

Der kommerzielle Außenhandel

Deutschland importierte in diesem Monat rund 1,2 TWh mehr Strom als es exportierte und war damit Nettoimporteur. Im Vorjahresmonat hatte der Nettoimport rund 0,3 TWh betragen. Für den gestiegenen Nettoimport spielen die höhere Nachfrage und die geringere Erzeugung Erneuerbarer eine Rolle. Zudem machten es die hohen Großhandelsstrompreise lohnender, bei einem hohen Bedarf Strom aus den Nachbarländern zu importieren. Angebot und Nachfrage bilden ein gesamteuropäisches Zusammenspiel. Strom wird im europäischen Verbund dort erzeugt, wo er am günstigsten ist. Beim Import profitiert der deutsche Markt somit von günstigeren Erzeugungsbedingungen im Ausland und umgekehrt.

Abnehmerländer des Stroms aus Deutschland waren in diesem Monat:

• Österreich mit 1.163,4 GWh (+37,2% zum Vorjahresmonat)
• Luxemburg mit 310,4 GWh (-2,2% zum Vorjahresmonat)
• Tschechien mit 54,9 GWh (-88,1% zum Vorjahresmonat)
• Polen mit 1,5 GWh (-99,6% zum Vorjahresmonat)
• Niederlande mit 0,3 GWh (Im Vorjahresmonat noch Nettoimport)

Nettoimporteur war Deutschland gegenüber:

• Schweiz mit 1.025,1 GWh (Im Vorjahresmonat noch Nettoexport)
• Dänemark mit 574,9 GWh (-41,3% zum Vorjahresmonat)
• Norwegen mit 455,1 GWh (Handel war im Vorjahresmonat noch nicht möglich)
• Frankreich mit 386,3 GWh (+3.687,3% zum Vorjahresmonat)
• Belgien mit 141,8 GWh (Handel war im Vorjahresmonat noch nicht möglich)
• Schweden mit 135,8 GWh (-40,5% zum Vorjahresmonat)

Ein Grund für den Vorzeichenwechsel im Stromhandel mit der Schweiz ist die Entwicklung der Preise. So war Strom aus der Schweiz in 424 der 744 gehandelten Stunden günstiger als der aus Deutschland. Im Juli 2020 war Strom aus Deutschland hingegen in 456 Stunden günstiger als jener aus der Schweiz. Somit war es im Vorjahr für die Schweiz lohnend Strom aus Deutschland zu importieren und in diesem Juli umgekehrt.

Die hohe prozentuale Veränderung im Handel mit Frankreich begründet sich in den Zahlen des Nettoimports, der im Vorjahresmonat bei 10,2 GWh lag und diesem Juli bei 386,3 GWh.
Im Vergleich zum Juni diesen Jahres, in dem der Nettoimport 426,9 GWh betrug, bewegte er sich hingegen auf einem ähnlichen Niveau und war sogar rückläufig.

Die Grafik zeigt den kommerziellen Außenhandel Deutschlands im Juli 2021.