Der Stromverbrauch (die Netzlast) lag mit 38,8 TWh rund 0,7 Prozent über dem Wert des Vorjahres.
Die gesamte Stromerzeugung betrug 38,4 TWh und war damit um 2,6 Prozent geringer als im Vorjahresmonat.* Der Anteil erneuerbarer Energien an der Gesamterzeugung betrug 47,3 Prozent (August 2020: 43,1 Prozent).

In diesem August war die konventionelle Erzeugung um 9,7 Prozent geringer als im August des Vorjahres. Dabei ging die Erzeugung durch Erdgas mit -55,2 Prozent am stärksten zurück, gefolgt von Pumpspeichern mit -27,4 Prozent und Braunkohle mit -3,4 Prozent. Die Stromerzeugung durch Kernenergie war um 3,6 Prozent höher, jene aus Steinkohle um 32,1 Prozent und die durch sonstige Konventionelle um 38,1 Prozent höher.

Unter „sonstige Konventionelle“ wird auf SMARD die Erzeugung durch Abfall, Mineralöl, Gicht-, Hochofen- und Raffineriegas zusammengefasst. Außerdem jene aus abgeleitetem Gas aus Kohle, aus Gas mit hohem Wasserstoffanteil, aus Gemischen mehrerer Brennstoffe und aus sonstigen Reststoffen aus Produktionen.

Auch im Juli hatte sich im Vorjahresvergleich ein Rückgang bei der Erzeugung durch Erdgas gezeigt (-39,6 Prozent). Ein Grund dafür ist weiterhin die Entwicklung der Gaspreise von günstigen Preisen im Vorjahr zu hohen Preisen in diesem Jahr. Die hohen Gaspreise machen den Betrieb der Gaskraftwerke weniger rentabel. Die Erzeugung aus Steinkohle wurde hingegen trotz gestiegener Kosten für CO2-Zertifikate wieder wettbewerbsfähiger.

Die um 27,4 Prozent niedrigere Erzeugung durch Pumpspeicherkraftwerke erklärt sich insbesondere durch eine geringere verfügbare Erzeugungsleistung. Denn seit dem 11. April befindet sich das Pumpspeicherkraftwerk „Wehr“, mit einer Nennleistung von 910 MW eines der größten Pumpspeicherkraftwerke Deutschlands, in Revision. Die Sanierungsarbeiten dauern voraussichtlich noch bis Ende November an.

Der Rückgang in der Stromerzeugung durch Pumpspeicher spiegelt sich auch in den Daten des Strombezugs von Pumpspeichern wider (-36,2 Prozent). Der Anteil der Speicher an der Gesamtstromerzeugung blieb – wie bereits im Vorjahresmonat (August 2020: 2,2 Prozent) – auf einem geringen Niveau (August 2021: 1,7 Prozent).

Höchste und geringste Einspeisung erneuerbarer Energien

Am Dienstag, den 17. August kam es zur höchsten Einspeisung erneuerbarer Energien im August 2021. Zwischen 12.00 und 13.00 Uhr betrug sie 57,1 GWh und konnte 86,5 Prozent des Stromverbrauchs (der Netzlast) decken. Daran machten Wind-Onshore-Anlagen mit 27,9 GWh und Photovoltaik-Anlagen mit 19,1 GWh den größten Anteil aus. Darauf folgte die Erzeugung aus Biomasse mit 4,1 GWh, die aus Wind-Offshore-Anlagen mit 3,8 GWh und jene aus Wasserkraft mit 2,0 GWh. Die restlichen 0,2 GWh wurden durch sonstige Erneuerbare erzeugt.

Zur geringsten Einspeisung Erneuerbarer kam es am Samstag, den 21. August zwischen 04.00 und 05.00 Uhr mit 7,2 GWh. Mit 4,1 GWh machte Biomasse den größten Anteil aus. 2,2 GWh wurden durch Wasserkraft und 0,7 GWh durch Wind-Onshore-Anlagen erzeugt. Wind-Offshore-Anlagen und sonstige Erneuerbare erzeugten die restlichen 0,2 GWh.
In dieser Stunde machte die erneuerbare Erzeugung insgesamt einen Anteil von 17,9 Prozent am Stromverbrauch (der Netzlast) aus.

Wie hoch die Erzeugung durch konventionelle Energieträger in den oben genannten Stunden war, lässt sich im Bereich Marktdaten visualisieren einsehen.

Insgesamt lag die Erzeugung durch erneuerbare Energien in diesem August 6,9 Prozent über dem Vorjahreswert. Mit rund 8,1 TWh speisten Wind-Onshore- und Wind-Offshore-Anlagen so viel Strom ein wie in keinem August zuvor.

Die Grafik zeigt die realisierte Erzeugung und den realisierten Stromverbrauch im August 2021.

Die Großhandelsstrompreise

Mit durchschnittlich 82,70 Euro/MWh lag der deutsche Großhandelsstrompreis mehr als doppelt so hoch wie im August des Vorjahres (34,86 Euro/MWh). Die Entwicklung zu höheren Großhandelspreisen hat sich bereits in den vergangenen Monaten gezeigt. Im Juli hatte der durchschnittliche Preis mit 81,37 Euro/MWh auf einem ähnlich hohen Niveau gelegen.

Ähnlich wie im Juli, liegt der Grund dafür in den hohen Erzeugungskosten der konventionellen Kraftwerke begründet. Die Erzeugungskosten haben einen großen Einfluss auf die Großhandelsstrompreise. Sie umfassen insbesondere die Kosten für Brennstoffe und CO₂-Zertifikate die, wie erwähnt, beide gestiegen sind. Nachdem der Stromverbrauch im Zuge der Corona-Pandemie zeitweise weltweit gesunken war, entwickelt er sich jetzt wieder zum vorherigen Niveau. Die steigende Stromnachfrage führt auch zu einer höheren Nachfrage der Brennstoffe. Insbesondere die höhere Erzeugung aus Steinkohle 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.

Im August des Vorjahres lag der Day-Ahead Großhandelsstrompreis zu keiner Stunde über 100,00 Euro/MWh und war für 4 Stunden negativ. In diesem August war er zwar in elf, also beinahe drei Mal so vielen Stunden negativ, jedoch lag er in 178 Stunden über 100,00 Euro/MWh. Das führte zu einem entsprechend höheren Mittelwert der 744 Stunden im August 2021.

Zum höchsten deutschen Großhandelsstrompreis in Höhe von 145,00 Euro/MWh kam es am Donnerstag, den 12. August zwischen 19.00 und 20.00 Uhr. In dieser Stunde traf ein Stromverbrauch in Höhe von 57,6 GWh auf eine geringe Einspeisung Erneuerbarer in Höhe von 11,2 GWh.

Der geringste Großhandelsstrompreis am Day-Ahead-Markt wurde am Sonntag, den 8. August zwischen 14.00 und 15.00 Uhr mit -63,03 Euro/MWh verzeichnet. In dieser Stunde konnte die Erzeugung erneuerbarer Energien rund 94,1 Prozent der Netzlast decken.

Der deutsche Großhandelsstrompreis (Tagesmittelwerte) im August 2021.

Der kommerzielle Außenhandel

Auf einem ähnlich hohen Niveau wie der durchschnittliche deutsche Preis lag auch jener der Anrainerstaaten. Er lag bei 81,69 Euro/MWh. Der geringste Durchschnittspreis wurde für das Marktgebiet Norwegen 2 mit 71,80 Euro/MWh verzeichnet und der höchste in den Niederlanden mit 86,62 Euro/MWh.

Deutschland exportierte in diesem Monat rund 99,5 GWh mehr Strom als es importierte und war damit in der Monatsbetrachtung erstmalig seit April dieses Jahres wieder Nettoexporteur. Auch im August 2020 lag ein Nettoexport vor, dieser betrug jedoch 794,6 GWh. 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.

Anders als noch im August 2020 ist inzwischen ein direkter Handel mit Norwegen und Belgien möglich. Diese Länder haben im August 2021 netto Strom nach Deutschland exportiert. Das hat in der Bilanz den Nettoexport verringert.

Abnehmerländer des Stroms aus Deutschland waren in diesem Monat:
•    Niederlande mit 633,2 GWh (Im Vorjahresmonat noch Nettoimport)
•    Österreich mit 626,4 GWh (-14,1% zum Vorjahresmonat)
•    Luxemburg mit 297,3 GWh (-3,1% zum Vorjahresmonat)
•    Tschechien mit 15,2 GWh (-48,6% zum Vorjahresmonat)

Nettoimporteur war Deutschland gegenüber:
•    Schweiz mit 541,8 GWh (+69,3% zum Vorjahresmonat)
•    Frankreich mit 285,1 GWh (Im Vorjahresmonat noch Nettoexport)
•    Norwegen mit 220,7 GWh (Handel war im Vorjahresmonat noch nicht möglich)
•    Dänemark mit 199,3 GWh (Im Vorjahresmonat noch Nettoexport)
•    Polen mit 140,9 GWh (Im Vorjahresmonat noch Nettoexport)
•    Belgien mit 59,6 GWh (Handel war im Vorjahresmonat noch nicht möglich)
•    Schweden mit 25,4 GWh (Im Vorjahresmonat noch Nettoexport)

Ein Grund für den um 48,6 Prozent geringeren Nettoexport im Handel mit Tschechien ist die Entwicklung der Großhandelspreise beider Länder. Im Vorjahresmonat war Strom aus Deutschland in 338 der 744 gehandelten Stunden günstiger als jener aus Tschechien. In diesem August war dies nur in 89 Stunden der Fall und in 641 Stunden herrschte Preisgleichheit.

Auch der Grund für den höheren Nettoimport im Handel mit der Schweiz zeigt sich in den Preisstrukturen. Zwar lag der Schweizer Durchschnittspreis in diesem Monat mit 82,55 Euro/MWh nur leicht unterhalb des Deutschen, im Vergleich der stündlichen Preise war Strom aus der Schweiz jedoch in 381 Stunden günstiger als Strom aus Deutschland (2020: 351 Stunden). Damit verlagerte sich die Verteilung von günstigeren deutschen Preisen im Vorjahresmonat, zu günstigeren Schweizer Preisen in diesem Monat. In den Stunden in denen Strom aus der Schweiz günstiger war, wurden teilweise größere Mengen Strom importiert, was insgesamt zur Veränderung der Handelsbilanz führte.

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* Die genannten Zahlen lassen zunächst einen Nettoimport für den August 2021 vermuten, es kam jedoch zu einem Nettoexport. Dies liegt an einer Unterschätzung der Erzeugungswerte, da für einige wenige Energieträger kein vollständiger Abdeckungsgrad der gesamten Erzeugung entweder durch Messwerte, Fahrplandaten, Prognosen und/oder Hochrechnungen vorliegt. Nähere Erläuterungen dazu finden sich im SMARD Benutzerhandbuch.